Del 2
Sentrale energipolitiske spørsmål

5 Økende krav til forsyningssikkerhet

I dette kapitlet drøftes samfunnets avhengighet av energi og hva som sikrer en høy forsyningssikkerhet. Til sist presenteres utvalgets vurderinger av hva som skal til for å nå mål om forsyningssikkerhet.

Energiforsyning er kritisk infrastruktur i et moderne samfunn. Knapphet og avbrudd i tilgangen på energi kan være svært alvorlig og kostbart. I ytterste konsekvens står liv og helse på spill. Kravene til forsyningssikkerhet er høye og økende. Energi og spesielt elektrisitet benyttes til stadig flere oppgaver. I takt med økende effektivisering av energiforbruket, blir også sårbarheten for svikt i energiforsyningen større. En framtidsrettet energipolitikk må derfor legge til rette for en robust og fleksibel energiforsyning som tåler betydelige påkjenninger fra naturen i form av ras, flom og ekstreme værforhold, og som kan håndtere store variasjoner i tilgangen på og etterspørselen etter energi. Her ser vi nærmere på

• hva som bestemmer behovet for forsyningssikkerhet og konsekvenser av avbrudd

• hvordan forsyningssikkerhet skapes eller ivaretas, og

• hvilke implikasjoner hensynet til forsyningssikkerhet kan og bør få for energipolitikken.

5.1 Hva er forsyningssikkerhet?

Forsyningssikkerhet handler om energiforsyningens evne til å dekke forbrukernes etterspørsel etter energi uten vesentlige avbrudd eller begrensninger.

Moderne samfunn er basert på omfattende bruk av energi og er derfor avhengig av å ha en robust energiforsyning. Uten drivstoff stopper maskinene som driver landbruket, fabrikkene og det meste av transporten. Når elektrisiteten uteblir, lammes verdifull produksjon, vitale tjenester og funksjoner i samfunnet.

Norge har rikelig med energi. Vi eksporterer olje og gass og produserer strøm hovedsakelig basert på vannkraft. Hos oss handler sikker energiforsyning først og fremst om å opprettholde kraftforsyningen under alle omstendigheter. Norge er også sårbar for svikt i tilgangen på raffinerte oljeprodukter som bensin og diesel, men dette faller utenfor utvalgets mandat. I dette kapitlet retter vi oppmerksomheten mot forsyningssikkerheten for elektrisk kraft.

Når det gjelder forsyningssikkerhet har Europa utfordringer på flere områder enn Norge. Der handler forsyningssikkerhet også om importavhengighet av kull, olje og gass, og om økende sårbarhet for variasjoner i vær og vind i takt med vanskelig regulerbar produksjon fra vindkraft og solkraft.

Forsyningssikkerheten vil aldri bli 100 prosent. Det ville kreve urimelig store investeringer i infrastruktur og produksjonsanlegg. Utfordringen er å finne et tilfredsstillende nivå for forsyningssikkerheten.

5.1.1 Sentrale begreper

Forskjell på energi og effekt

Effekt er energi per tidsenhet, og uttrykkes i watt (W). Effekten sier hvor stort det momentane forbruket eller produksjonen av elektrisitet er (eller kan være) på et bestemt tidspunkt. Energi uttrykker hvor stort forbruket eller produksjonen er over en periode, og angis ofte i kWh (kilowattime). Lar man en varmeovn med effekt på 1000 W (1 kW) stå på i en time, har man brukt en energimengde tilsvarende 1 kWh (kilowattime).

Ved feil i nettet eller produksjonsanlegg for kraft, kan det bli for lite tilgjengelig effekt, spesielt i de timene av døgnet hvor forbruket er høyest. Det hjelper lite om vannmagasinene er fulle, og vi sånn sett har nok energi, hvis tilgjengelig effekt i kraftverkene og nettet er mindre enn forbruket i et område. I de kaldeste og tørreste vintrene Norge har opplevd på 2000-tallet, har imidlertid utfordringen først og fremst vært knapphet på energi. Magasinfyllingen har blitt svært lav. Dersom magasinene blir tomme, har vi knapphet på både effekt og energi.

Forskjell mellom knapphet og total svikt

En kan skille mellom knapphet og total svikt i tilgangen på energi. Dersom prisen på energi fastsettes i et marked og det oppstår knapphet, øker prisen inntil knappheten avtar og det er balanse mellom produksjon og forbruk. Kraftprisen er en viktig rasjoneringsmekanisme i et markedsbasert system som det norske. Ved svært stor knapphet, kan prismekanismen være utilstrekkelig, og det kan bli nødvendig å benytte rasjoneringsforskriftens bestemmelser om administrert rasjonering, se avsnitt 5.3.2. Siden dereguleringen i 1991 har det ikke vært nødvendig.

Total svikt i tilgang på energi betyr at energi ikke er tilgjengelig for brukerne innenfor et tidsrom. I praksis er faren for total svikt mer aktuell for elektrisitet enn for andre energibærere. Det skyldes kravet til momentan balanse i kraftsystemet siden elektrisitet ikke kan lagres. Total svikt vil typisk skyldes en feil i nettet eller en planlagt frakobling i forbindelse med arbeid på nettet. Det er også tenkelig at etterspørselen etter kraft for en periode er større enn produksjons- og importkapasiteten for samme periode, for eksempel en vinter eller svært kalde dager, men vi snakker da om knapphet og ikke total svikt.

Hva betyr n-1?

Forsyningssikkerhet i kraftforsyningen relateres ofte til n-1-kriteriet. Kravet innebærer at forsyningen skal kunne opprettholdes selv om det skjer en (1) feil i nett eller produksjonsanlegg. N-2 betyr at forsyningen skal kunne opprettholdes selv om det skjer to feil samtidig.

N-1 kan benyttes som drifts- og investeringskriterium. Som driftskriterium betyr n-1 at nettet og kraftsystemet for øvrig må drives på en slik måte at ingen forbrukere mister forsyningen selv om en enkeltkomponent får feil. I praksis betyr det at det til enhver tid må være ledig kapasitet i nett eller produksjonsanlegg tilsvarende den største enheten som kan få feil. Systemoperatøren må da blant annet sørge for at kraftflyten på kritiske ledninger ikke overstiger bestemte grenser. Nærmer man seg slike grenser, kan systemoperatøren blant annet stimulere produsenter og større industriforbrukere til å endre produksjon og forbruk i forhold til hva de ellers har planlagt. Som investeringskriterium betyr n-1 at nettet bygges ut slik at det under rimelige forutsetninger alltid har nok kapasitet til at det kan driftes etter n-1.

I områder med svakt nett brukes av og til uttrykk som n-1/2 og n-0. N-0 beskriver en situasjon der alt forbruk i et avgrenset område vil miste strømmen dersom det inntreffer én enkelt feil. N-1/2 brukes om situasjoner hvor utfallet kan begrenses til deler av området eller utvalgte forbrukere dersom visse typer feil inntreffer. Man tilstreber da en kontrollert utkobling, slik at forbruk med lavest samfunnsøkonomisk verdi automatisk kobles ut for å redde resten av forsyningen.

Kriterier som n-1 sier ikke noe om omfanget av en svikt i forsyningen. Tiden det tar før forsyningen kan gjenopprettes, avgjør hvor alvorlig og kostbar svikten er. Hvor lang tid det tar, avhenger av hva som er feil og hvilke muligheter som foreligger for reparasjon eller reserveløsninger. De alvorlige konsekvensene er blant grunnene til at flere land opererer med n-2 som kriterium for forsyningen til for eksempel større byer.

Kvalitet

Ovenfor har vi fokusert på om energileveransene kan opprettholdes eller ikke. Men kvaliteten på leveransene er også viktig. I kraftnettet skal det leveres 50 Hz vekselstrøm (frekvens), med avtalte eller regulerte grenser for blant annet spenning. Avvik i frekvens eller spenning kan skade kundenes utstyr. Forsyningssikkerhet handler derfor ikke bare om sannsynlighet for avbrudd og tid for gjenoppretting av leveransene, men også om leveringskvalitet.

5.2 Konsekvenser av svikt i forsyningen

Elektrisitet er den eneste energibæreren som ikke kan lagres i noe omfang av betydning. Mangelen på lagringsmuligheter øker sårbarheten for avbrudd i strømforsyningen.

Hva skjer i samfunnet når strømmen blir borte?

De beredskapsmessige problemstillingene knyttet til helt eller delvis bortfall av kraftforsyningen er komplekse. Selv om man for egen del sikrer seg med nødstrømsaggregater, vil man kunne oppleve svikt i tilførselen av nødvendige varer og tjenester fordi leverandører eller transportører også er avhengige av strøm. Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) har anbefalt at virksomheter med ansvar for samfunnskritiske funksjoner systematisk kartlegger egen sårbarhet og planlegger for å kunne opprettholde nødvendig kontinuitet når uønskede hendelser, som blant annet avbrudd i kraftforsyningen, inntreffer (DSB, 2012).

Et varslet strømbrudd er mindre dramatisk og medfører lavere kostnader enn et avbrudd som kommer plutselig. Noen få timer uten strøm vil sjelden utgjøre noen direkte fare for liv og helse, men kan øke sannsynligheten for ulykker og dødsfall. Gater uten lys øker sannsynligheten for overfall, innbrudd og hærverk, og svikt i mobildekningen kan føre til at nødmeldinger ikke kommer fram. Generelt vil funksjonaliteten til vanlige kommunikasjonsmidler som telefon og internett, samt radio og TV, berøres. For industrien kan selv korte strømbrudd føre til full stans i produksjonen med fare for betydelige økonomiske tap.

Et lengre strømbrudd vil skape betydelige problemer for både husholdninger, næringsliv og vitale samfunnsfunksjoner. Vannforsyningen kan for eksempel bli rammet fordi vannverkene er avhengig av strøm til drift av pumper og renseanlegg. I matforsyningen er kraft nødvendig for melkeproduksjon, fjærkre, veksthus og fiskeoppdrett. Spesielt utsatt er de som er avhengig av elektrisitet for oppvarming.

Sannsynligheten for et strømbrudd over flere dager i et større område er svært liten. En kan imidlertid ikke utelukke langvarig kraftrasjonering i en landsdel eller et område.

Verdien av sikker strømforsyning for samfunnet

Knapphet eller total svikt i energiforsyningen medfører ulemper. Vi kan skille mellom kostnader som kan verdsettes og ulemper som ikke kan måles i penger, og mellom direkte og indirekte virkninger.

NVE har fått utarbeidet metodikk for å anslå kostnadene ved avbrudd i kraftforsyningen, såkalte avsavnsverdier. Ved et konkret avbrudd estimeres hvor mye energi nettselskapets kunder har «gått glipp av» (ILE – Ikke Levert Energi). Denne mengden verdsettes til avsavnsverdiene og benyttes ved den økonomiske reguleringen av nettselskapene. Avsavnsverdiene avhenger av om et strømbrudd er varslet eller ikke, når på året og døgnet strømbruddet finner sted, hvor lenge det varer og hvem som mister strømmen.

Indirekte virkninger fanges ikke opp av avsavnsverdiene NVE beregner og kan være mer omfattende enn de direkte kostnadene. Det er krevende å tallfeste de indirekte ringvirkningene av et strømbrudd, slik som stans i transportsystemer, IT-systemer, telenett og i betalingsformidlingen. Ubehaget ved at huset blir kaldt og mørkt, er vanskelig å kvantifisere. Dersom jernbanenettet mister strømmen, vil den direkte virkningen være tapte billettinntekter og økte kostnader til leie av busser og taxi. Men konsekvensene for passasjerene, deres arbeidsgivere og familier når de kommer for sent til reisemålet, er i mange tilfeller umulig å verdsette. Det er vanskelig å tallfeste både hvor raskt og hvor mye kostnadene stiger med strømbruddets varighet.

For samfunnet er utfordringen at verdien av en sikker forsyning er større enn summen av betalingsviljen til hver enkelt. Uten et godt estimat på verdien av sikker strømforsyning, er det vanskelig å bestemme hva som er et fornuftig nivå på investeringer i forsyningssikkerhet. De alvorlige og til dels uoversiktlige samfunnsmessige konsekvensene ved avbrudd legitimerer imidlertid relativt høye krav til forsyningssikkerhet. Som hovedprinsipp planlegger og drifter Statnett sentralnettet ut fra n-1-kriteriet.

Det at energibruken har ulik verdi for forskjellige formål, kunder og tidspunkt har viktige konsekvenser for hvordan eventuell knapphet kan og bør håndteres. Ideelt sett bør forbruk med lav betalingsvilje reduseres mest mulig før forbruk med høyere betalingsvilje reduseres. Som påpekt i avsnitt 5.3.2, tilsier det at priser bør spille en sentral rolle i håndtering av knapphet. Dette er også årsaken til at rasjoneringsplanene blant annet legger vekt på prismekanismer for å skille mellom ulike typer forbruk.

Energi er viktig for produksjon av praktisk talt alle varer og tjenester. Det er ikke biobrensel eller strøm som sådan forbrukerne vil ha, men tjenester som for eksempel varme, lys og ventilasjon. Mange apparater kan ikke bruke noe annet enn elektrisitet. I Norge har vi også svært mange bygninger som kun benytter elektrisitet til oppvarming. Denne avhengigheten av elektrisitet øker konsekvensene av avbrudd. På et gitt tidspunkt er energiforbruket bundet av eksisterende utstyr, for eksempel til oppvarming. På lengre sikt kan imidlertid slike anlegg bygges om eller skiftes ut, slik at fleksibiliteten øker og sårbarheten reduseres.

Trender som påvirker forsyningssikkerheten

Forsyningssikkerhet har fått større oppmerksomhet fordi samfunnets og den enkeltes avhengighet av elektrisk energi har økt og forventes å øke ytterligere. Velstandsøkningen og den teknologiske utviklingen er to grunner til dette. Med økonomisk vekst øker etterspørselen etter produkter som krever elektrisk energi. Den teknologiske utviklingen har gjort elektriske produkter rimeligere og vanligere blant husholdninger og bedrifter. Stadig flere prosesser utnytter IKT og er dermed i stor grad avhengig av strøm for å fungere. Utviklingen har økt kravene til leveringskvaliteten for strøm.

Som følge av den økonomiske veksten har verdiskaping per kWh steget, noe som i seg selv øker kostnadene ved avbrudd i energileveransene. Kravene til forsyningssikkerhet kan ventes å øke over tid.

Tilflytting til byene bidrar til at energiforbruket vokser på steder som typisk ligger langt unna kraftverkene. Kravet til forsyningssikkerhet øker da behovet for kapasitet i nettet. På den annen side kan sammensetningen av energibruken være annerledes i byene. Blant annet betyr sentralisert bosetting en bedre mulighet for fjernvarme. Den totale virkningen på forsyningssikkerheten av endringer i bosetningsmønster og næringsstruktur er usikker.

Et vesentlig trekk ved elektrifiseringen av dagliglivet, både i hjemmene og på arbeidsplassene, er at det vokser fram teknologier for bedre styring og kontroll av energiforbruket. Resultatet av en slik utvikling kan være noe mindre behov for effektkapasitet og eventuelt energi, enn vi ellers ville hatt.

Såkalte smarte nett (Smart Grid) og avanserte måle- og styringssystemer (AMS) er en del av denne utviklingen. AMS består av en strømmåler og dataprogram som kan lese av måleren og eventuelt ta imot signaler om å koble forbruksutstyr ut eller inn. AMS åpner for at strømkundene får bedre informasjon om kraftforbruket sitt, mer nøyaktig avregning og mulighet for enkel og eventuelt automatisk styring av forbruket. Smart Grid bygger på avansert teknologi som setter disse mulighetene i system, og legger til rette for å utnytte mulighetene med AMS i stor skala. Sentralnettet regnes som smart, fordi det allerede har avanserte måle- og styringssystemer. Med utbygging av AMS kan også distribusjonsnettet bli smart. Blant annet åpner smarte nett for at nettselskapene hurtigere og mer presist kan identifisere årsaker til og avhjelpe driftsforstyrrelser i nettet. I enkelte tilfeller kan problemer oppdages og utbedres før kunden merker det. Automatisering og smarte nett kan jevne ut forbruket gjennom døgnet, noe som bidrar til å redusere konsekvensene av og sannsynligheten for effektknapphet. Det er imidlertid for tidlig å si hvor mye dette vil bety. På kort sikt er nytten av AMS trolig større i utlandet enn i Norge, fordi vi allerede har relativt stor fleksibilitet i det norske kraftsystemet. Men her går utviklingen fort og Norge kan få stor nytte av AMS-teknologien framover. Selv om AMS øker fleksibiliteten, og sannsynligheten for avbrudd blir mindre, vil konsekvensene av avbrudd fortsatt være alvorlige.

5.3 Forsyningssikkerheten i Norge

NVE utarbeider årlig avbruddsstatistikk for Norge. Den viser at leveringspåliteligheten for strøm er stabil og god i Norge. Norske strømkunder mister i gjennomsnitt strømmen 1,6 ganger i løpet av et år. Hvert strømavbrudd varer i gjennomsnitt litt over en time. Andelen ikke levert energi (i forhold til levert energi) har vist en fallende tendens de siste 15 årene, jf. figur 5.1. Ved internasjonale sammenligninger er det vanlig å fokusere på hvor lenge kundene har vært uten strøm i løpet av året på grunn av avbrudd som ikke er planlagt. I Norge og Storbritannia viser statistikken en fallende trend. Her er nivået i underkant av 100 minutter årlig avbruddstid for en gjennomsnittskunde. Frankrike, Tyskland og Nederland ligger noe lavere, mens andre land ligger høyere, med Polen på hele 400 minutter.

Kilde: Norges vassdrags- og energidirektorat

De siste årene har også vist en økende hyppighet av ekstreme værforhold, sist ved orkanen Dagmar i romjulen 2011. Erfaringen til nå er at konsekvensene kan bli særlig store i distribusjonsnettene. Sentralnettet og regionalnettet er gjennomgående bygget mer robust med høyere master og mer reservekapasitet enn distribusjonsnettet. Selv om distribusjonsnett i større grad enn regional- og sentralnett er gravd ned, er det nettopp luftledninger på lavspenningsnivå som lett rives ned av ras og av trær som blåser overende. Forsyningen til enkelte øysamfunn er også særlig utsatt.

5.3.1 Regionale utfordringer

De siste årene har det blitt tydelig at enkelte regioner har en sårbar kraftforsyning. I Midt-Norge har år med høyt forbruk og lave tilsig vært utfordrende, fordi produksjonen i regionen er mye mindre enn normalt forbruk. Regionen er avhengig av import fra andre områder, samtidig som nettkapasiteten til andre regioner har vært liten. I Hordaland har en av utfordringene vært at magasinkapasiteten er relativt lav i forhold til forbruket, slik at en uvanlig kald vinter med høyt forbruk og lite tilsig kan være problematisk. En annen utfordring i Hordaland er at maksimalforbruket (effekt) er svært høyt i forhold til effektkapasiteten i regionen og nettkapasiteten til naboområdene. Redusert forbruk eller økt produksjonskapasitet kan forbedre forsyningssikkerheten. Redusert vinterforbruk kan imidlertid ikke fjerne faren for overløp og tapt kraftproduksjon i sommerhalvåret når magasinkapasiteten er begrenset og tilsiget stort. Utvidelse av nettkapasiteten er derfor et nødvendig tiltak for økt robusthet.

Ut fra dagens kunnskap om kraftsystemet ligger de største framtidige utfordringene i forsyningen til de store byene og deres omland (Oslo og Stavanger)1 og i Troms og Finnmark. Rundt Oslo-området er sentralnettet gammelt, og befolkningsveksten kan gi en betydelig økning i effektbehovet fram mot 2050, men det er også et scenario som viser redusert effektbehov. I Stavangerområdet er nettkapasiteten liten i forhold til forbruket. For Troms og Finnmark avhenger forsyningssikkerheten av både nye ledninger og ny produksjon. Elektrifisering av petroleumsvirksomhet kan spille en viktig rolle her. Statnetts planer for oppgradering av sentralnettet skal ivareta disse utfordringene.

I et kraftsystem som det norske kan en ikke unngå midlertidige regionale knapphetsproblemer. Det skyldes blant annet at kraftproduksjonen benytter stedbundne naturressurser med betydelig variasjon i tilgang, begrenset magasinkapasitet og at forbruksmønsteret stadig endrer seg på grunn av endringer i bosetting og næringsstruktur. Usikkerhet om forbruksutviklingen bidrar til at beslutning om nye kraftverk eller ledninger kan komme for sent til at anleggene kan bli ferdige samtidig med forbruksøkningene. Sammenliknet med ledetiden for nytt kraftforbruk er ledetiden for nye kraftverk lang, og den er enda lenger for nett. Langvarige konsesjonsprosesser for kraftverk og ledninger er en viktig årsak til de lange ledetidene. Dette påvirker planprosesser, spesielt innenfor nettutbygging. Erfaringene fra Midt-Norge og Hardanger har allerede påvirket hvordan Statnett nå arbeider med planer for framtidig nettutbygging. Se også boks 2.1 om situasjonen i Midt-Norge.

De spesielle utfordringer med vannkraften er nærmere behandlet i kapittel 3. Erfaringene fra det siste tiåret, tilsier at den økonomiske betydningen av regionale knapphetsproblemer er liten over tid. Selv om spotprisen i Midt-Norge i 2008 var nesten ti øre høyere enn på Østlandet, var differansen mindre enn to øre når en ser de siste ti år under ett.

5.3.2 Tiltak ved knapphet

Statnett SF har systemansvaret i Norge. Det innebærer at Statnett har ansvar for at det til enhver tid er balanse mellom produksjon (inkludert import) og forbruk (inkludert eksport). Statnett har utviklet en rekke tiltak for å ivareta dette ansvaret.

Kraftpriser og nettariffer er de viktigste virkemidlene for å koordinere aktørenes tilpasning og håndtere knapphetssituasjoner.2 I ordinære driftssituasjoner får områder med knapphet en høyere pris, noe som stimulerer til økt produksjon og redusert forbruk. Fleksible produsenter og store industriforbrukere reagerer mer og hurtigere på prisendringer enn husholdninger og tjenesteyting. Gasskraftverket på Kårstø vil vanligvis produsere mer når prisene er høye, mens Energiverk Mongstad styres mer etter varmebehovet i industrianleggene på Mongstad enn av kraftprisene.3 Dersom det ikke er flaskehalser mellom to områder, blir prisene like. Det er Statnett som har ansvaret for å definere grensene mellom de ulike prisområdene (anmeldingsområdene). Bruk av prisområder er det enkelttiltak som på kort sikt har størst betydning for å sikre god ressursutnyttelse i den daglige driften av kraftsystemet.

Dersom Statnett blir bekymret for energi- eller effektbalansen i et konkret område, kan en rekke tiltak iverksettes. Tiltakene inkluderer informasjonstiltak, utsettelse av vedlikehold av nett eller kraftverk, midlertidige tiltak for å øke overføringskapasiteten, spesialregulering av produksjon (for å sikre optimal utnyttelse av nettet og vann i magasiner) og nettdrift med redusert driftssikkerhet (n-1/2 og n-0). Statnett har selv ansvar for å vurdere hvilken kombinasjon av tiltak som er best egnet i hvert enkelt tilfelle.

Svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS)

Skulle de ordinære tiltakene ikke være tilstrekkelige for å håndtere kraftsituasjonen, kan Statnett iverksette SAKS-tiltak. SAKS er forkortelse for Svært Anstrengte KraftSituasjoner. Et hovedkriterium for bruk av SAKS-tiltak er at faren for rasjonering vurderes som større enn 50 prosent. Det foreligger to typer av tiltak hvor bruken i hvert enkelt tilfelle må godkjennes av NVE:

• Innløsning av energiopsjoner, som er avtaler med kraftforbrukere som under bestemte vilkår kan redusere sitt energiforbruk over en viss tid. Bedriftene mottar en kompensasjon for å være i slik beredskap (opsjonspremie). Dersom Statnett ønsker å benytte opsjonene, mottar virksomhetene en avtalt kompensasjon for å redusere forbruket. Til nå har større industriforbrukere levert de rimeligste tilbudene om energiopsjoner.

• Igangsetting av reservekraftverk. Statnett har om lag 300 MW gassturbiner fordelt på Nyhamna og Tjeldbergodden. Kraften vil eventuelt bli solgt i Elspot, ikke direkte til enkelte kraftforbrukere.

Reglene omkring SAKS-tiltakene ble utformet etter vinteren 2002/03 da bekymringen for energiknapphet var spesielt stor. Vinteren 2009/10 fikk Statnett også tillatelse til å ha reservekraftanleggene i beredskap for effektstøtte dersom kritiske nettkomponenter i Midt-Norge skulle få feil eller man skulle komme i en vanskelig driftssituasjon. Vinteren 2011 hadde vi noen situasjoner med effektknapphet i Norge og Norden, blant annet på grunn av sviktende kjernekraftproduksjon i Sverige, se boks 3.2. Forekomsten av effektknapphet tilsier at det er behov for å gjennomgå SAKS-tiltakene og tilhørende kriterier i lys av mer genuine effektproblemer.

Rasjonering

I helt spesielle knapphetsperioder kan både fleksibiliteten på forbruks- og produksjonssiden og alle tiltakene for å øke utnyttelsen av nettet bli for lite. For å hindre sammenbrudd i kraftforsyningen er administrert rasjonering siste utvei. Rasjonering betyr at ikke alle kan bruke strømmen som de selv ønsker, men at beslutninger om både produksjon og bruk av kraft langt på vei flyttes til myndighetene. Rasjoneringsforskriften inneholder hjemmel og prosedyre for å håndtere slike situasjoner. Det ordinære markedet har da i en viss forstand utspilt sin rolle: ytterligere økning i pris gir ingen vesentlige utslag i tilbud eller etterspørsel.

Utarbeidelsen av rasjoneringsplaner må skje i tett dialog med kommunene og innehavere av samfunnskritiske funksjoner. Rasjonering kan gjennomføres på to måter:

Kvoterasjonering foregår ved at rasjoneringsmyndigheten (NVE) vedtar at forbruket innenfor et område må reduseres med en viss andel. Nettselskapene må da tildele hver enkelt sluttbruker en kvote (et visst antall kWh) som kan disponeres innenfor et gitt tidsrom (for eksempel per uke). For forbruk utover tildelt kvote, skal det i følge NVEs veileder til rasjoneringsforskriften betales en «avskrekkende høy pris».

Sonevis roterende utkobling er nødvendig hvis ikke kvoterasjonering gir de tilsiktede besparelsene. Velferdstapet er normalt størst med sonevis utkobling fordi man da ikke klarer å skille mellom prioritert og uprioritert forbruk, og er derfor ikke førstevalg ved rasjonering. Nettselskapene har laget utkoblingsskjema hvor soner kobles ut i en roterende tidssyklus. Når sonen er utkoblet, har ingen i sonen tilgang til kraft. Denne rasjoneringsformen krever svært strenge prioriteringer for å få gjennomført de nødvendige besparelsene.

Et sentralt poeng i rasjoneringsforskriften er at prisene under rasjonering skal være høye. Det er to enkle årsaker til det: Forbruksreduksjoner skal lønne seg, og produsenter som fortsatt har vann i sine magasiner, skal få betalt for at de har spart på vannet. De forbrukere som eventuelt får strøm i en slik situasjon, må belage seg på at kraftprisen kan være meget høy.

5.4 Hva skaper forsyningssikkerhet?

Som beskrevet i avsnitt 5.2 blir samfunnet stadig mer sårbart for svikt i energiforsyningen. På kort sikt må knapphetssituasjoner håndteres gjennom driften av kraftnettet og fleksibilitet på produksjonssiden (hovedsakelig magasindisponeringen) og forbrukssiden. På lang sikt er energieffektivisering, forbrukerfleksibilitet, investeringer i kraftnett og ny produksjonskapasitet vesentlig. Se også avsnitt 3.4 om energifleksibiliteten.

5.4.1 Nettet er avgjørende for forsyningssikkerheten

Kort sikt

På kort sikt er det to forhold som er avgjørende for nettet. For det første må nettet vedlikeholdes løpende og systematisk. For det andre må nettdriften foregå innenfor gode sikkerhetsmarginer, med gode prosedyrer og rutiner som sikrer optimal utnyttelse av infrastrukturen. Statnetts drift av sentralnettet har stor betydning, men driften av regional- og distribusjonsnett er også viktig. Utviklingen av smarte nett øker muligheten for aktiv drift av nettet og stiller også større krav til kompetanse og rutiner.

Drift og vedlikehold av nettet skjer normalt under hensyn til n-1-prinsippet, se avsnitt 5.1.1. I spesielle situasjoner kan Statnett drive nettet med lavere sikkerhet for å unngå utkoblinger av forbruk så lenge nettet er i orden. Dilemmaet er typisk at fortsatt drift etter n-1-kriteriet innebærer utkoblinger av noen forbrukere og/eller fare for høye kraftpriser dersom området er et eget anmeldingsområde, mens drift på dårligere sikkerhetsnivå (n-0 eller n-1/2) kan få mer alvorlige konsekvenser dersom det oppstår en feil i nett eller produksjonsanlegg. Drift med redusert driftssikkerhet øker derfor risikoen for alle forbrukere i et område, men kan bidra til et moderat prisnivå.

Lang sikt

På lengre sikt er investeringer i nettkapasitet vesentlig for forsyningssikkerheten. Utfordringen er å ha tilstrekkelig kapasitet for mange ulike og til dels uforutsigbare situasjoner, og etablere denne kapasiteten i tide. Det fordrer at netteierne, i første rekke Statnett, har tilstrekkelig kompetanse, mandat og kapasitet til å planlegge og vurdere framtidens nett. Statnett må synliggjøre et bredt utvalg av scenarioer, med ulike kombinasjoner av energieffektivisering, energibruk og produksjon, på et tidlig tidspunkt. Planlegging av framtidig nett er en uvanlig komplisert oppgave, blant annet fordi store endringer i kraftforbruket kan komme i løpet av få år, mens det kan gå mer enn ti år fra man starter vurderingen av et nytt nettprosjekt til det står ferdig. Hvis nettet ikke skal være en flaskehals for utbygging av ny produksjon eller nytt kraftforbruk, må man akseptere at nettprosjekter senere kan framstå som unødvendige eller for store. Omfanget av unødvendige nettinvesteringer kan imidlertid begrenses ved å legge vekt på å planlegge og klargjøre flere alternativer før det endelige behovet er avklart. Eventuelt kan en fastsette konsesjonsvilkår med krav om at spesifikke endringer i etterspørselen etter nettkapasitet skal avklares før nettprosjektene kan realiseres. En avgjørende forutsetning er uansett at konsesjonsprosesser for nett er forutsigbare, både innholdsmessig og tidsmessig.

5.4.2 Produksjonssidens roller

På kort sikt er godt vedlikeholdte og driftsklare kraftverk og forsvarlig magasindisponering svært viktig for forsyningssikkerheten. Se kapittel 3 for en nærmere drøfting av rammene for magasindisponering. På lang sikt er det vesentlig at investeringer i ny effekt- og energikapasitet gjennomføres på rett tid og i riktig omfang.

Mer desentral og ustabil kraftproduksjon

Nye kraftverk som er aktuelle å bygge i Norge er i mange tilfeller relativt små, er geografisk spredt og vil i begrenset grad kunne regulere produksjonen. Videre lokaliseres vannkraft og vindkraft der naturressursen finnes, ikke der forbruket er.

Både vindkraft og solenergi er prisgitt været, uten mulighet til å lagre energi. Småkraftverk bygges som regel uten nevneverdig magasinkapasitet. Vindkraft har imidlertid høy vinterproduksjon, og mange småkraftverk ligger i lavlandet og kan komme i produksjon flere uker før snøsmeltingen starter i høyfjellet.

En energiforsyning med mer spredt og mer ustabil kraftproduksjon stiller større krav til nettet enn før, både i form av høyere kapasitet og mer avansert styring av nettet og resten av kraftsystemet. Dersom en økende del av produksjonen foregår i kraftanlegg der produksjonskapasiteten varierer i takt med vinden og solen, stiger kravet til fleksibilitet i andre deler av kraftsystemet slik at samlet produksjon på ethvert tidspunkt blir like stort som samlet forbruk.

Markedsbaserte investeringer

Mange ønsker å bygge nye kraftverk. Tilgangen på fornybare ressurser begrenser hvor kraftverk kan plasseres. Rekkefølgen på utbyggingene avhenger blant annet av når investorene bestemmer seg. Myndighetene har begrenset innflytelse på når det investeres i ny produksjon, men kan i noen grad styre investeringene mot en bestemt region gjennom konsesjonsbehandlingen. Investeringsbeslutningene gjøres av markedsaktørene. Riktige prisforskjeller mellom områder er derfor svært viktig. Høye priser stimulerer til investering i ny produksjon i de områdene som trenger det mest. Mens tilstrekkelig nett i en viss forstand er sikret ved forskrift (nettselskap har som hovedregel plikt til å tilknytte nye kunder til sitt nett og om nødvendig bygge ut nettet), er det ikke en tilsvarende styring av produksjonskapasiteten.

Investeringer i ny produksjon medfører høy økonomisk risiko. Kraftverk basert på fornybar energi er kapitalintensive med lave driftskostnader, og lønnsomheten er sårbar for endringer i kraftprisene. Stabile og forutsigbare rammebetingelser og et velfungerende marked for egenkapital til kraftutbygging vil redusere risikoen. På samme måte som for nett, vil økt forutsigbarhet i konsesjonsprosessene ha betydning.

Den norsk/svenske ordningen med elsertifikater er et nytt virkemiddel som øker tilbudet av kraft i Norge og Sverige. Elsertifikatene reduserer risikoen ved investering i ny produksjon og bidrar slik sett til økt forsyningssikkerhet.

5.4.3 Etterspørselssidens roller

Med en svært høy andel elektrisitet til oppvarming er Norge sårbart i perioder med sterk kulde og lite tilsig. Dessuten er risikoen for feil i nettet større når belastningen er på det høyeste. En jevnere fordeling av kraftforbruket over året bidrar derfor til høyere forsyningssikkerhet. Redusert varmebehov og bruk av elektrisitet i stedet for fossile brensler i transportsektoren og petroleumsvirksomheten bidrar til dette. Imidlertid tar slik omstilling tid.

På kort sikt er fleksibilitet i bruken av elektrisitet viktig for forsyningssikkerheten. Fleksibilitet i kraftforbruket betyr at man kan skifte til andre energibærere eller redusere forbruket dersom det oppstår knapphet. Boliger med mulighet for vedfyring og fjernvarmeanlegg som kan veksle mellom ulike brensler, er en viktig kilde til fleksibilitet. For samfunnet har det stor betydning at deler av industrien kan redusere kraftforbruket i knapphetsperioder. Høye kraftpriser er drivkraften for å bytte energibærer og investere i fleksibilitet. Innføring av AMS og utbygging av smarte nett kan gjøre det enklere og mer lønnsomt for forbrukerne å justere forbruket.

For husholdninger og små virksomheter vil høye priser i en kort periode i liten grad stimulere til å bytte energibærer. De fleste har til daglig liten oppmerksomhet på hva de selv kan gjøre for å redusere sitt strømforbruk. Informasjon og motivasjon kan derfor ha stor betydning for å mobilisere tilpasning hos sluttbrukere. Det er imidlertid ikke nødvendig at alle forbrukere tilpasser forbruket til prisene, men jo flere som gjør det, jo bedre er det for forsyningssikkerheten.

I framtiden blir det trolig et stort behov for fleksibilitet også i overskuddssituasjoner. Med den omfattende utbyggingen av vindkraft som foregår i Europa, vil perioder (timer og dager) med svært høy kraftproduksjon i forhold til forbruket og tilsvarende lave priser oppstå stadig hyppigere. I slike perioder vil det være lønnsomt å bruke elektrisitet i stedet for andre energibærere. Bruk av elkjeler i varmesektoren kan spille en sentral rolle her. Med større variasjon i kraftprisene vil det være mer lønnsomt å kunne veksle mellom el og andre energibærere.

5.4.4 Handel med andre land

Handel har redusert Norges sårbarhet for tilfeldige variasjoner i tilsig, temperatur og kraftforbruk. Med dagens installasjoner er forventet (gjennomsnittlig) tilsig til vannkraftverkene om lag 125 TWh. I et tørt og kaldt år kan tilsiget komme ned mot om lag 90 TWh samtidig som forbruket kan være høyere enn normalt. Takket være flerårsmagasiner kan kraftproduksjonen likevel bli større enn 90 TWh i tørrår. Får vi to eller tre tørrår på rad, er importmulighetene spesielt viktige. I våte år med tilsig opp mot 150 TWh er eksportmulighetene svært verdifulle siden vi da kan få godt betalt for overskuddskraften. Dagens nettkapasitet gir grunnlag for en netto eksport eller import i størrelsesorden 20 TWh i løpet av et henholdsvis svært vått eller svært tørt år. Import skjer når Norge har høyere priser enn nabolandene. Ved eksport må vi ha lavere priser enn nabolandene. Se kapittel 14 for en grundigere diskusjon av kraftutvekslingen med utlandet.

Handelsmulighetene eksponerer oss samtidig mot sårbarhet i andre lands kraftsystemer. Et vesentlig forhold er kjernekraften i Sverige og ellers i Europa. Kjernekraftverk er svært store produksjonsanlegg. Driftsproblemer i ett kjernekraftverk kan føre til at flere kjernekraftverk av samme type også stenges av sikkerhetshensyn. Erfaringsmessig tar det lang tid å vurdere omfanget av slike sikkerhetsproblemer. Problemene får smittevirkninger til nabolandene, herunder Norge, slik vi opplevde vinteren 2009/2010. En viktig lærdom fra dette er at det er strategiske fordeler ved å ha handelsmuligheter med flere land.

Handel er også viktig for den kortsiktige driftssikkerheten. I Norden har vi lang erfaring med felles reserver i kraftsystemet (kapasitet som kan settes inn momentant i tilfelle feil i nettet eller produksjonsanlegg). Ved å dele reservene kan hvert land klare seg med noe mindre. Gode handelsmuligheter bidrar også til mer stabile priser.

5.4.5 Like priser versus forsyningssikkerhet

Riktige priser har avgjørende betydning for magasindisponering, kraftflyt mellom regioner, fornuftig energibruk og for beslutninger om investeringer i energibruk, kraftproduksjon og nett. Gjennom prisene påvirkes produsenter og forbrukere til å tilpasse seg slik at kapasiteten utnyttes. Vedvarende prisforskjeller mellom regioner synliggjør behovet for å utvide nettkapasiteten.

Ved knapphet på energi vil markedspriser stige. På kort sikt vil en høy pris belønne dem som kan øke produksjonen (de som har vann i magasinet) og dem som kan redusere forbruket av kraft. Tilpasningen blir vanligvis størst hos kraftprodusenter med fleksibilitet og store forbrukere, og minst i husholdningene. For en nærmere drøfting av prisenes roller vises det til vedlegg 3 og NVE (2012).

Bye-rapporten (Bye m.fl., 2010) tok opp behovet for flere og riktigere priser i kraftmarkedet for å ivareta sentrale mål for forsyningssikkerheten. Økt mulighet for prisvariasjon vil over tid gi jevnere priser både regionalt og over tid. Fordi knappheten varierer mellom ulike tidspunkt og sesonger, og fra sted til sted, er det viktig at prisene fastsettes for tilstrekkelig mange tidspunkt og geografiske punkt. En motsatt utvikling (sjeldnere prisfastsettelse og færre prisområder) gjør det vanskeligere å håndtere perioder med knapphet og vil svekke lønnsomheten i nødvendige investeringer. En øvre grense på prisene vil skape tvil hos kraftprodusentene om verdien av å spare på vannet, vanskeliggjøre en samfunnsmessig fornuftig magasindisponering og kan i verste fall øke faren for rasjonering. Forbrukerne vil da heller ikke få signal om knappheten og kan dermed ikke bidra til å løse knapphetsutfordringen. For forsyningssikkerheten er det viktig at prisdannelsen er mest mulig fri, men også at den foregår innenfor vel gjennomtenkte rammer, jf. avsnitt 3.2 om magasindisponering.

Høye priser i knapphetsperioder kan medføre uheldige fordelingsvirkninger. Godt utformede kontrakter kan imidlertid beskytte forbrukerne mot svært høye priser, samtidig som insentiver til energisparing i knapphetsperioder bevares. Selskaper som har prøvd dette har imidlertid erfart at det er vanskelig å forklare konsekvensene av slike kontrakter.4 Om kunden ikke forstår kontraktens innhold, påtar selgeren seg en betydelig risiko for å få misfornøyde kunder. Husholdninger med lav inntekt har fått støtte i vintre med svært høye strømpriser, slik det blant annet ble gjort vinteren 2011 gjennom bostøtten.

5.4.6 Andre energibærere

Avsnittene ovenfor behandler mekanismer som skal sikre forsyningssikkerheten i kraftmarkedet, hovedsakelig sett i lys av dagens vannkraftbaserte kraftforsyning. Framtidens kraftproduksjon i Norge blir mer diversifisert, jf. avsnitt 5.4.2 og kapittel 11. Blant annet vil innslaget av vindkraft og uregulerbar vannkraft øke. Fram mot 2050 kan vi også få andre typer kraftproduksjon. Husholdningenes bruk av ved når det er knapphet på strøm har stor betydning. Fra et forsyningssikkerhetsperspektiv er det gunstig med flere energibærere i energiforsyningen. Mangfoldet, med blant annet mer vind, bioenergi og eventuelt gass vil redusere sårbarheten for eksempel i tørrår. Bioenergi fungerer godt i tørrår og kan ta unna topper i kraftforbruket og være en stabilisator ved større innslag av sol- og vindkraft. Om vi får mer gasskraft eller bioenergi i Norge avhenger av lønnsomheten og av klimapolitikken.

5.5 Utvalgets vurderinger

Utvalget konstaterer at en robust energiforsyning er en viktig premiss for energipolitikken. Samfunnets krav til forsyningssikkerhet for energi er høye og økende. I framtiden blir vi mer avhengige av elektrisitet. Samtidig er det klart at robusthet koster. Det må gjennomføres kostbare investeringer, og utvidet kapasitet medfører synlige naturinngrep. Målet om en robust energiforsyning utfordrer ønsket om lave energipriser og naturvern.

Utvalget mener at både nettdrift, systemdrift og produksjonstilpasning fungerer tilfredsstillende i Norge. Omfanget av både planlagte og ikke-planlagte utkoblinger i kraftsystemet har vært fallende i mange år, og varigheten er generelt lav.

Gjennom de siste 20 år har kraftsektoren vært utsatt for flere ekstreme situasjoner med kaldt vær og høyt kraftforbruk, og perioder med lite nedbør og tilsig. Det har ført til perioder med høye kraftpriser i større eller mindre deler av landet. Prisvariasjonen har stimulert tilpasninger hos energibrukere og leverandører. Det har dermed ikke vært nødvendig å innføre rasjonering av kraft.

Utvalget mener verdien av riktige prissignaler er høy. Kraftpriser og nettariffer gir viktig informasjon og stimulerer til effektiv energibruk og effektiv drift av kraftverk og nett. Riktige priser gir signaler om lønnsomhet i investeringer. Krav om like priser kan medføre redusert forsyningssikkerhet eller sløsing med ressurser og økt behov for nett. Høye priser i knapphetsperioder belønner forbruksreduksjoner som kan redusere knappheten, men kan ha uheldige fordelingsvirkninger. Godt utformede kontrakter kan både beskytte forbrukere mot belastningen ved høye priser og sørge for mer fleksibilitet i energiforbruket.

Energieffektivisering, reduserte varmetap i bygningsmassen og fleksibilitet i energiforbruket påvirker sammensetningen av og profilen på energibruken. Mulighet for bruk av flere energibærere til oppvarming er positivt, både i fjernvarmesystemet og individuelt hos forbrukere. Virkemidler for mer effektiv bruk av energi, må også ta hensyn til behovet for fleksibilitet.

Både nettutbygging og etablering av nye kraftverk er viktig for forsyningssikkerheten. Det kan ta ti år å få konsesjon for store ledningsprosjekter, mens det for nytt forbruk går vesentlig kortere tid. Saksbehandlingstiden for ny produksjon er kortere enn for de mest kompliserte ledningsprosjektene, men lenger enn for nytt forbruk. Samordning mellom ulike prosjekter blir dermed ekstra utfordrende. Av hensyn til forsyningssikkerheten mener utvalget det er et mål å få mer effektive og forutsigbare konsesjonsprosesser. Tiltak for å styrke forsyningssikkerheten må imidlertid sees opp mot naturvern og andre interesser som berøres, jf. drøftingen av dette i kapittel 7. Nettselskapene bør styrke planleggingen for å ha god beredskap for raske endringer i behovet for overføringskapasitet. Betingede konsesjoner for nye nettanlegg, som eventuelt kan realiseres dersom behovet tydeliggjøres, kan i enkelte tilfeller være nyttig.

Selv om samfunnet blir stadig mer sårbart for svikt i kraftforsyningen, og selv om vi utvikler et stadig mer robust kraftsystem, kan kraftforsyningen aldri garanteres med 100 prosent sikkerhet. For husholdninger kan vannbåren varme og mulighet for vedfyring gjøre dem mindre avhengige av elektrisitet. For kritisk infrastruktur, sykehus og kommuner er nødstrømanlegg nødvendig.

Eksisterende virkemidler for forsyningssikkerhet har stort sett blitt utformet med tanke på energiknapphet. De siste årene har synliggjort enkelte situasjoner som kan gi effektknapphet. Det er behov for å gjennomgå Statnetts virkemidler, SAKS-tiltak og tilhørende kriterier, i lys av rene effektproblemer.

Utfordringene med og vilkårene for magasindisponering er drøftet i kapittel 3. Til tross for flere perioder med rekordlavt tilsig, har Norge ikke opplevd kraftrasjonering med dagens organisering av kraftmarkedet. På bakgrunn av større variasjoner i tilsiget og økende krav til forsyningssikkerheten for kraft har det blitt reist spørsmål om produsentene har tilstrekkelig gode insitamenter for magasindisponering. Dette bør utredes nærmere.

6 Verdiskaping, velferd og fordeling

Verdiskaping skjer når verdien av det vi lager (varer og tjenester) er større enn verdien av ressursene som benyttes. Dette kapitlet gir en oversikt over verdiskapingen i ulike deler av energisektoren og fordelingen av avkastningen fra energiproduksjon mellom ulike aktører.

Utnyttelse og bruk av norske naturressurser har vært vesentlig for utviklingen av vårt velferdssamfunn og vår moderne livsstil. Energiforsyningen er av vital betydning for alle deler av samfunnet og fremmer verdiskaping. Nær en tredjedel av det norske kraftforbruket går til husholdningene. Kraftintensiv industri og treforedling bruker også nær en tredjedel. Annen industri bruker om lag 10 prosent av det totale norske kraftforbruket, mens privat og offentlig tjenesteyting står for om lag 20 prosent.

I kapitlet drøftes utsiktene framover sett fra kraftprodusentenes, kraftintensiv industris, teknologileverandørenes og lokalsamfunnet sitt ståsted. Felles for alle er at de ser muligheter for vekst i verdiskapingen i bransjen, men påpeker at gode og forutsigbare rammebetingelser har stor betydning for å utnytte verdiskapingspotensialet knyttet til energiressursene.

6.1 Energiens betydning for verdiskaping i Norge

Norges energiressurser har vært og er en viktig motor for utvikling av landet på flere plan. Først og fremst har utbygging av kraft og nett stimulert til utvikling og vekst over hele landet. Tilgang på energi er avgjørende både for etablering av boområder, for næringsutvikling, industrietablering og for å kunne tilby tjenester og tilbud innen blant annet utdanning og helse.

Historisk sett har nær tilgang på energi og andre viktige råvarer vært viktig for geografisk plassering av energirelatert industri. Ofte utgjør slike bedrifter et bærende grunnlag for bosetting i den regionen de er etablert. Slike industrisamfunn har ofte måttet tåle betydelige omstruktureringer, men de utgjør fortsatt hjørnesteiner i bosettingsmønsteret, jf. figur 6.2. Bedriftenes betydning for bosetting er betydelig større enn den direkte sysselsettingen, da selve industriarbeidsplassene gir opphav til andre arbeidsplasser i form av leveranser og andre indirekte virkninger.

Sikker kraftforsyning til konkurransedyktige priser er også vesentlig for bedrifter og virksomheter som ikke defineres som kraftintensiv industri. For verkstedindustri, petroleumsrettede næringer, landbruk, næringsmiddelindustri, IKT, samferdsel, handel, reiseliv og annet tjenesteytende næringsliv, er kraftforsyningen en viktig del av samfunnets infrastruktur.

I offentlig statistikk beregnes verdiskaping som omsetning fratrukket kjøpte varer og tjenester. Et slikt mål på verdiskaping viser hvor mye som blir igjen til å lønne de viktigste bidragsyterne og interessentene: De ansatte gjennom lønn, kommunene og staten gjennom skatter og avgifter, kreditorene gjennom renter på lån og eierne gjennom utbytte. For en nærmere beskrivelse av verdiskaping i samfunnsøkonomisk forstand, vises det til vedlegg 1.

Summen av all verdiskaping i Norge er vårt BNP (bruttonasjonalprodukt). BNP brukes vanligvis som mål for produksjon og velstand i et land. Norges velstandsnivå avhenger imidlertid også av en rekke forhold som ikke fanges opp i BNP. Blant annet avhenger velferden også av hvordan landets inntekt fordeles, tilgangen til miljø- og rekreasjonsressurser og omfanget av fritid. Som andre vestlige land har også Norge opplevd store endringer i næringsstrukturen. Omstilling i næringslivet er viktig for å sikre langsiktig velstand og vekst. Endringene i næringsstruktur kan for eksempel illustreres ved at sysselsettingen i primærnæringene er redusert med over 400 000 personer siden 1930, mens sysselsettingen i tjenesteytende næringer og offentlig sektor har økt med 1,5 millioner personer i samme periode. Sysselsettingen i industrien økte med 185 000 personer fra 1930 og fram til toppåret 1974. Fra 1974 til 2007 ble industrisysselsettingen redusert med om lag 100 000 personer. Oljevirksomheten var en ny næring i Norge på 1970-tallet, og sysselsetter i dag 40 000 personer, jf. St.meld. nr. 9 (2008-2009), Perspektivmelding 2009. Figur 6.1 viser hvor mye ulike næringer bidro til BNP i Norge i 2010.

Kilde: Nasjonalregnskapsstatistikk, Statistisk sentralbyrå (SSB)

6.1.1 Fornybar energi sitt bidrag til verdiskaping

Verdiskapingen i energisektoren i Norge tar utgangspunkt i energi produsert på basis av fornybare energiressurser, særlig vannkraft. Ressursen videreforedles i ett eller flere ledd i en verdikjede. Kraft kan forbrukes i husholdningene som energitjenester (lys, varme, it-utstyr, osv.) eller benyttes i tradisjonell norsk vare- og tjenesteproduksjon og kraftintensiv industri, men kraft kan også eksporteres direkte og utnyttes til energitjenester og industriproduksjon i andre land. Energibaserte produkter kan eksporteres fra Norge som råvarer og foredles videre i importlandet.

Ofte reises spørsmålet om hvor langt i produksjonskjeden man skal gå for å få størst mulig verdiskaping i samfunnet. Det finnes ikke noe entydig og allment svar på det. Generelt kan imidlertid verdiskapingen vurderes separat for hvert enkelt ledd i kjeden, der hvert enkelt ledd bør bidra med positiv verdiskaping. Underskudd i et ledd i kjeden kan for eksempel skyldes overkapasitet eller at andre land har lavere kostnader. Hvis aktivitet i et ledd med underskudd er helt essensielt for å opprettholde et større overskudd i et annet ledd, kan leddet med underskudd likevel bidra til kjedens samlede verdiskaping.

De ulike bransjene i energisektoren

Tallene i dette avsnittet er hentet fra en kartlegging av 2200 bedrifter innen fornybar energi og miljøteknologi (Menon, 2011). Bare de bransjene som er direkte knyttet til energi er med i oversikten.

Tabell 6.1 beskriver omsetning og verdiskaping for denne næringen. Følgende bransjer inngår:

Vannkraft: Nesten all elektrisk kraft produsert i Norge kommer fra vannkraft. Verdikjeden inkluderer teknologileveranser, planlegging/engineering, utbygging og produksjon av kraft.

Solenergi: Solenergi er enten solceller til strømproduksjon eller solvarme (solfangere). Verdikjeden starter med utvinning av silisium og fortsetter med smelting og raffinering og ender opp i produksjon av wafere og solcellepaneler.

Vindenergi: Verdikjeden for vindenergi starter med produksjon av teknologi og innsatsfaktorer for bygging av vindmøller, som turbiner, rotorblader, girkasser og annet utstyr, og montering av selve vindmøllen inkludert bunninstallasjonen, anleggsveier osv. og kraftproduksjonen fra vindmøllene.

Bioenergi: Verdikjeden omfatter produksjon av drivstoff, biogass eller pellets, inkludert varmeanlegg som benytter biomateriale i sin varmeproduksjon. I tillegg kommer teknologileverandører til dette området. Skogshogst er ikke inkludert. Anslag for vedproduksjon er tatt med på egen linje i tabellen.

Annen fornybar energi: Annen fornybar energi består av andre nye energiformer. Mange av disse er fremdeles på FoU-stadiet.

Energieffektivisering: Kategorien omfatter fjernvarme der kilden ikke er spesifisert (et fjernvarmeanlegg som utnytter avfall vil eksempelvis sortere under bioenergi), selskaper som utvikler metoder/teknologi for å redusere energiforbruket og importører av varmepumper (ikke rørleggere og elektromontører).

Distribusjon av og handel med kraft: Her finner vi bedrifter som driver med logistikk og systemer for transport og distribusjon av elektrisitet, samt de som distribuerer eller selger elektrisitet.

Tabell 6.1 viser at det er stor forskjell på verdiskapingen i de ulike bransjene. Mangelfull statistikk gjør at spesielt bioenergi og energieffektivisering er til dels betydelig underestimert. Spesielt er det viktig å merke seg at vedproduksjon ikke er inkludert i bioenergi. Verdiskapingen av vedproduksjon alene kan anslås til i størrelsesorden 3 milliarder kroner per år. Forbruket av ved i Norge utgjør om lag 8 TWh. Med en pris på om lag 1500 kroner eks. mva. per favn, eller tilsvarende 40-50 øre/kWh, får vi en samlet salgsverdi på om lag 3,5 milliarder kroner. Vannkraftsektoren i Norge er en såkalt grunnrentenæring. Grunnrente oppstår i næringer som utnytter en naturressurs det er knapphet på. Kapitalavkastningen i grunnrentenæringer bør ligge høyere enn i andre næringer. En tar i bruk de billigst tilgjengelige ressursene først. De dyrere mulighetene blir først tatt i bruk etter hvert som markedet presser prisene opp. Ved en slik prisoppgang vil de billigste kraftverkene få en avkastning utover det som er normalt i andre næringer siden ressursen som sådan er gratis. I Norge betaler de fleste vannkraftprodusenter grunnrenteskatt,5 se avsnitt 6.6 om verdiskaping og fordeling.

Veksten i omsetning varierer fra bransje til bransje. I absolutte tall har veksten i omsetning vært størst innen vannkraft og i distribusjon og handel. Det er imidlertid viktig å merke seg at det ikke er i de modne tradisjonelle segmentene vi finner den sterkeste prosentvise veksten. Eksempelvis har solenergi hatt en høy gjennomsnittlig årlig omsetningsvekst. Den siste tiden har imidlertid solenergibransjen hatt tilbakegang i Norge. Dette skyldes i første rekke konkurranse fra andre land, særlig Kina. For vindkraft ser vi en negativ gjennomsnittlig årlig vekst i årene 2005 til 2010. I 2005 hadde vindkraft en omsetning på over 5 milliarder, noe som gjorde 2005 til et svært godt år for vindkraft. I 2010 var omsetningen bare noe over 2 milliarder. Ser man imidlertid på årene 2003-2009 har vindkraft hatt en gjennomsnittlig årlig vekst på om lag 5 prosent.

Leverandører til energibransjene

I tillegg til verdiskapingen innen energiproduksjon bidrar også leverandørindustri, konsulentvirksomhet og FoU-miljøer til verdiskapingen i energisektoren. Menon (2012) har beregnet verdiskapingen til leverandørene som betjener de ulike energibransjene (vannkraft, vindkraft, solenergi og bioenergi samt rådgivning rettet mot fornybar energi). Total verdiskaping var i 2009 på 5,4 milliarder kroner og i 2010 på 7,3 milliarder kroner, se tabell 6.2.

For vannkraft er bare de leverandørene som leverer varer og tjenester knyttet til selve vannkraftproduksjonen med i oversikten i tabellen. Når det gjelder bioenergi, er verdiskapingen i tabellen knyttet til de leverandører som leverer teknologier, varer og tjenester til bedrifter som utnytter biologisk materiale for å lage bioenergi.

Med leverandørindustrien til vindkraft menes alle leverandører som bidrar med varer og tjenester for produksjon av vindmøller, både selve installasjonen og teknologien inne i møllen.

Det produseres svært lite solenergi i Norge. Derimot har produksjonen av wafere og innsatsfaktorer for å lage wafere vært sterkt voksende siden 2004. Det er leverandørene til denne industrien som er inkludert i oversikten i tabell 6.2.

6.2 Verdiskaping i kraftproduksjon

Historisk har vannkraften vært et viktig fortrinn for Norge. Over tid har også avkastningen i sektoren bedret seg merkbart og ligger betydelig over avkastningen i industrien. Innføring av mer aktiv miljøpolitikk, spesielt internasjonalt, og til dels betydelig høyere priser på fossile brensler de senere år har bidratt til større lønnsomhet for den norske kraftsektoren.

Vannkraften vil sammen med utnytting av annen energi fortsatt gi Norge særlige fortrinn som energi- og industrinasjon. Dette fortrinnet kan videreutvikles gjennom en balansert utbygging av fornybare kraftressurser og kraftutveksling, og ved produksjon og eksport av kraftintensive produkter.

De regionale kraftselskapene er viktige aktører i landsdelenes næringsliv, ved at selskapene selv har behov for arbeidskraft med ulik kompetanse. Videre gir kraftselskapenes aktivitet ringvirkninger i form av kjøp av tjenester og stimulering av arbeidskraft i andre næringer.

De regionale og lokale kraftselskapene fører store verdier tilbake til stat og kommune. For mange kraftkommuner er disse inntektene avgjørende for å kunne gi gode tjenester og yte god service til kommunens innbyggere.

Norges mulighet er ikke bare knyttet til at vannkraft er en fornybar ressurs uten utslipp av klimagasser, men også til at flere norske kraftanlegg både kan lagre energi og regulere produksjonen opp og ned til svært lave kostnader sammenliknet med andre teknologier. Slik regulerbar kraft vil være et verdifullt bidrag i et europeisk kraftsystem som i økende grad blir basert på uregulerbare fornybare energikilder som sol og vind, se for øvrig kapittel 14 om kraftutveksling med utlandet.

Krafthandelen mellom Norge og utlandet har mange gunstige virkninger. Utenlandsforbindelsene bidrar til at vi får bedre betalt for kraften vår i våtår og at vi kan sikre oss kraftimport til lavere priser og økt forsyningssikkerhet i tørrår. Det gir mer stabile priser over tid, noe som er viktig både for næringslivet og husholdninger, og for investeringer i energieffektivisering og fornybar energiproduksjon.

Norges svært gode vindkraftressurser kan også utvikles til å bli en lønnsom del av et framtidig europeisk kraftsystem, og spille sammen med vårt fleksible vannkraftsystem – både nasjonalt og internasjonalt. I et langsiktig tidsperspektiv kan vindkraft i norske havområder eventuelt knyttes direkte til andre land, uten samtidig tilknytning til vårt kraftsystem.

Ny infrastruktur, i form av nasjonalt nett og utenlandskabler, er en nødvendig forutsetning for optimal utnyttelse av energiressursene og de nasjonale og internasjonale markedsmulighetene. Tilgang på kapital, kompetanse og arbeidskraft er viktige forutsetninger for å lykkes med verdiskaping knyttet til kraftproduksjon. Bransjen har store utfordringer knyttet til reinvesteringer i gamle produksjonsanlegg, investeringer i infrastruktur, ny kraftproduksjon og avanserte målesystemer (AMS).

Norske aktører bygger også ut kraftproduksjon i utlandet. Norsk kunnskap, spesielt knyttet til vannkraft, gir oppdrag langt utenfor Norges grenser. Dette gir muligheter både for norske entreprenører og norske teknologileverandører.

6.3 Verdiskaping i kraftintensiv industri

Kraftintensiv industri (inkludert treforedling) har et høyt forbruk av elektrisk kraft, og kraftkostnadene utgjør en vesentlig del av de totale produksjonskostnadene. Kraftintensiv industri er i all hovedsak distriktsnæringer og er svært viktige for de aktuelle lokalsamfunnene. Hensynet til å opprettholde en tilstrekkelig stor konkurranseutsatt industri i Norge er et sentralt spørsmål i næringspolitikken, men også generelt i den økonomiske politikken.

Den kraftintensive industrien er spredt fra Lista i sør til Finnfjord i nord, jf. figur 6.2. Den er preget av høy kompetanse og store investeringer i anleggene. De fleste bedriftene konkurrerer i globale markeder. Produktene går i stor grad til eksport, med produktpriser satt i globale markeder.

Kilde: Norsk Industri

Industriens årlige kraftforbruk i Norge er på 35-40 TWh, nær 25 prosent av norsk kraftproduksjon. Forbruket er imidlertid konjunkturavhengig og varierer forholdsvis mye fra år til år. De siste årene har forbruket gått noe ned. I 2007 og 2008 var forbruket om lag 41 TWh mens det i 2009 og 2010 lå på henholdsvis 34 og 36 TWh. Noe av nedgangen i industriens kraftforbruk skyldes nedleggelser eller utflyttinger, mens en del av reduksjonen er knyttet til energieffektivisering. Dette kan illustreres ved at det spesifikke kraftforbruket ved produksjon av aluminium er redusert fra nær 20 kWh per kg for 50 år siden, til ned mot 12,5 kWh for de beste verkene i dag.

Kontinuerlig prosessforbedring hos produsentene innenfor aluminium og ferrolegering har bidratt til å redusere klimagassutslippene betydelig, men først og fremst er det bruken av fornybar energi som gjør at Norge er et av de land som har minst CO₂-utslipp per tonn produsert. Alternativet til lokalisering i Norge er lokalisering i regioner hvor kraftproduksjonen i dominerende grad baseres på fossile brensler. Sett i et globalt perspektiv vil norskproduserte energiintensive produkter derfor erstatte produkter framstilt gjennom fossil energiproduksjon. På denne måten kan vannkraften foredles og eksporteres til et globalt marked.

I treforedlingsindustrien dekkes en betydelig del av energibehovet av bioenergi basert på avfallsprodukter fra egen produksjon. Den delen av tømmerstokken som ikke holder sagtømmerkvalitet går som massevirke til treforedlingsindustrien. Omlag halvparten av sagtømmeret blir i sin tur flis, som enten brukes i treforedlingsindustrien eller som biobrensel. En del av tømmeret fra hogst er ikke egnet for verken sagtømmer eller som virke til treforedlingsindustrien. Denne andelen kan gå til produksjon av ved, pellets og flis.

Det finnes tilstrekkelig råstoff til at bioenergi fra skog kan utgjøre en større del av norsk energiforsyning. Det relative prisforholdet mellom bioenergiråstoff og andre energikilder er avgjørende, og det samme er omfanget av infrastruktur for vannbåren varme. Teknologisk utvikling og endrede rammebetingelser kan endre det relative prisforholdet, se forøvrig kapittel 8 om energibruk.

Tilgangen på fornybar og fleksibel energi gir Norge grunnlag for å opprettholde og bygge ut kraftintensive næringer. I noen områder av landet kan det være avgjørende for muligheten til å bygge ut fornybare energiressurser at det samtidig etableres stabilt forbruk for energien i samme område.

I år med kraftoverskudd kan prisnivået i Norge og Norden bli betydelig lavere enn i andre land. Utvekslingsforbindelser mot utlandet kan ha en stor bruttoflyt og god lønnsomhet, men de avlaster ikke et markedsoverskudd på en effektiv måte. Forbindelsene er ikke et hinder for bruk av fornybaroverskuddet til industriutvikling, men et naturlig svar på utviklingen av mer uregulerbar fornybar kraftproduksjon.

Sterk økonomisk vekst gir økt etterspørsel etter varer fra kraftintensiv industri. Klimatrusselen gir et ekstra fokus på energieffektivitet og skaper etterspørsel etter blant annet lette metaller og nye produkter der norsk kraftintensiv industri har etablert seg (for eksempel superrent silisium til solindustrien). Norge er en viktig leverandør av energi og strategiske råvarer både i et europeisk og et globalt perspektiv. I overgangsfasen mot globale klimaløsninger er EU bekymret for karbonlekkasje6 forårsaket av kvotesystemet, og har laget kriterier for gratistildeling av kvoter for utsatte bransjer knyttet til kostnader og handelseksponering. Det foreligger også et forslag til kompensasjon for CO₂-innslaget i kraftprisen fra 2013. Siden EU utgjør et vesentlig marked for norske industri- og energiprodukter, mener industrien at det er viktig at norsk klimapolitikk følger EUs politikk og samtidig utnytter de muligheter som finnes for nasjonal tilpasning for å sikre konkurransedyktighet for prosessindustrien. I en verden med en global klimapolitikk som stiller all industri overfor sammenlignbare CO₂-kostnader, vil Norges konkurransefortrinn for kraftintensiv industri forsterkes.

6.4 Teknologileverandørenes bidrag til verdiskaping

Leverandørindustrien består av en blanding av tradisjonell leverandørindustri og nye leverandører til fornybar energi. Industrien opplever nå «en ny vår» med utspring i internasjonal satsing på fornybar energi, herunder også vannkraft. I de siste 10-15 årene har det vokst fram ny leverandør- og konsulentvirksomhet knyttet til ny fornybar energi og klimautfordringen. Et eksempel er solenergi. Den norske solenergiindustrien springer ut fra norsk materialteknologi og prosesskompetanse knyttet til ferrosilisium og annen prosessindustri.

Bransjen forventer at elsertifikatsystemet med Sverige vil få stor betydning for framtidig verdiskaping i Norge. Etableringen av dette markedet kan også gi nye muligheter for norsk fornybar leverandørindustri, for eksempel når det gjelder komponenter i vindkraftturbiner eller utstyr og tjenester knyttet til vannkraftanlegg.

Den norske klyngen av rådgivere innen energisektoren har vokst betydelig og omfatter et bredt spekter av fagkompetanse i ingeniørbedrifter, forskningsmiljøer, miljøorganisasjoner, konsulentvirksomhet og annen rådgivning (strategirådgiving, markedsanalyser, finans, jus, etc.).

Noen områder som norsk leverandørindustri anser som viktige i et perspektiv fram mot 2030 er:

• Vannkraftmarkedet på verdensbasis har årlige investeringer på om lag 50 milliarder kroner, dette gir også store muligheter for leverandørindustrien.

• Selv om solenergiindustrien for tiden opplever sterk internasjonal konkurranse og arbeider i motbakke, kan det være gode markedsmuligheter for industrien på lang sikt.

• Offshore vindkraftindustri representerer et nytt satsingsområde med umodent marked og teknologi. Den europeiske vindkraftforeningen (EWEA) estimerer et potensielt marked på 40 GW installert offshore vindkraft i Europa innen 2020 og 150 GW innen 2030. Norske aktører har en svært konkurransedyktig kompetansebase som springer ut av maritim virksomhet og offshore olje- og gassvirksomhet.

• Norge ligger langt framme i utviklingen av kostnadseffektive løsninger for karbonfangst og -lagring (CCS). I et langsiktig perspektiv er det potensielle markedet i forbindelse med kraftproduksjon (og industri) som benytter fossile råstoffer svært stort. CO₂-lagring kan bli et framtidig område for verdiskaping på norsk sokkel.

• Utvikling av infrastruktur vil være et sentralt element knyttet til fornybarsatsingen framover. Nasjonalt besitter vi viktig systemkunnskap om transport av elektrisitet over store avstander. Dette er også et viktig grunnlag for verdiskaping innen sektoren.

I et 2050-perspektiv er det vanskelig å spå utviklingen av norsk leverandørindustri innenfor energisektoren. På lang sikt er det eksempelvis muligheter for verdiskaping basert på utnyttelse av norsk kompetanse og fortrinn innen bølge-, tidevann- og saltkraft, dyp geotermisk energi, batterier og brenselceller, samt hydrogenproduksjon. Den underliggende drivkraften er den internasjonale utviklingen mot klimavennlige energiløsninger og den omleggingen av energisystemet som vil måtte komme. Imidlertid kan det være barrierer knyttet til å realisere den mulige verdiskapingen. Dette kan være ting som svakt eller manglende hjemmemarked i Norge, norske rammebetingelser, næringsstruktur og tilførsel av kapital.

Den betydelige FoU-aktiviteten på området, både internasjonalt og i Norge, bidrar med kompetanse og innovative løsninger og er en nødvendig forutsetning for å lykkes. Bransjen ser derfor en videreføring av den norske FoU-satsingen som avgjørende for den framtidige, langsiktige utviklingen av ny norsk leverandørindustri innen energisektoren.

6.5 Verdiskaping i lokalsamfunn

Energiproduksjon i ulike former krever bruk av naturressurser. For naturressursenes verdi har dette to implikasjoner: Dels kan naturressursene ha en alternativ anvendelse som blir avskåret (som fiske, reiseliv), og dels kan bruken av naturressursene til energiformål påføre naturen skader og ulemper av varig karakter (tørrlegging av vassdrag, neddemming, landskapsinngrep og fare for utrydding av truede arter). Helt fra vannkraftens barndom har det i Norge vært allmenn enighet om at de naturressurser som tas i bruk har en lokal tilhørighet, og at de distrikter som avstår sine naturressurser til energiproduksjon, har krav på en andel av den verdiskapingen disse naturressursene gir opphav til. Allerede stortingsrepresentant Castberg målbar denne holdningen under debatten om konsesjonslovene av 1917: «Man skal til det yderste utnytte anledningen til at søke at styrke disse mer avsidesliggende og karrig utstyrte distrikter ved at la dem få en rundelig andel i de værdier som skapes indenfor deres grænser…Man tar værdierne ut av distrikterne og fører dem på tråd ned til industricentrerne og byerne, tømmer bygderne, tømmer landdistrikterne, særlig fjeldbygderne, for deres værdier uten vederlag, og det er absolut urigtig».

Norge er et land rikt på naturressurser, og store deler av den norske velferden er tuftet på bruken av disse naturressursene. Det er imidlertid ikke naturressursene i seg selv, men de institusjonelle ordninger (som eierskap, skatt- og konsesjonsregler osv.) som etableres rundt dem, som vil være avgjørende for hvem verdiskapingen tilfaller, se avsnitt 6.6 om verdiskaping og fordeling. Både olje- og gassvirksomheten og vannkraftvirksomheten er eksempler på at Norge over lang tid har etablert institusjonelle ordninger som har sikret verdiskapingen nasjonalt, og for vannkraftens vedkommende også for de berørte distrikter. Vannkraftsektoren står historisk for de største investeringene i distrikts-Norge, og sektoren har gitt betydelige bidrag til den brede velstandsutviklingen i landet.

Norsk vannkrafthistorie bygger på en samfunnskontrakt mellom utbyggere, staten og de berørte lokalsamfunn, hvor fordelingen av verdiskapingen har gjenspeilet bidragene til verdiskapingen. Det må også antas å være forklaringen på at vannkraftkommuner gjennomgående har stilt seg positive til utnyttelsen av deres naturressurser, fordi vannkraften har bidratt til den generelle velstandsutvikling i kommunen i form av arbeidsplasser, krafttilgang, inntekter og infrastruktur.

Et viktig satsningsområde for norsk næringsliv er naturbasert turisme og reiseliv. Bruk av naturen til fritidsformål har også økt. Dels av denne grunn og dels fordi bevaring av naturverdier generelt har fått større oppmerksomhet de siste tiårene, har alternativverdien av den naturen som tas i bruk til energiformål økt. Det har i mange tilfeller ført til mer lokal motstand mot større energitiltak. Fra EU-hold er det understreket at en av de største barrierene i dag mot omleggingen til fornybar energi, er motstand fra de miljøer som må avstå sine naturressurser, og som blir direkte berørt av varige naturinngrep (Rebelgroup, 2011).

Det er om lag 100 kommuner og fylkeskommuner som har betydelige eierinteresser i kraftproduksjonsanlegg. I følge Energi Norge har det årlige utbyttet til kommuner og fylkeskommuner ligget på om lag 4 milliarder kroner. Dette viser at kraftforsyningen bidrar med betydelige verdioverføringer, ikke bare til staten, men også til kommunesektoren direkte.

Det er grunn til å reise spørsmål om de institusjonelle ordningene som historisk er etablert rundt vannkraften, er like egnet til å organisere verdifordelingen mellom stat, utbygger og berørte distrikt for framtidens fornybarpolitikk. De gjeldende fordelingsordningene, som det fram til i dag har vært alminnelig enighet om, er basert på egenskaper ved tradisjonelle vannkraftverk og er ikke like relevante for morgendagens vannkraftanlegg – pumpekraftverk, effekt- og elvekraftverk. Det er registrert økende lokal motstand mot nye vannkraftanlegg begrunnet i slike forhold.

6.6 Verdiskaping og fordeling

6.6.1 Fordeling av kostnader

En husholdning med et årsforbruk på 20 000 kWh har de siste årene betalt mellom 15 000 og 20 000 kroner årlig for sitt strømforbruk, avhengig av om strømprisene er lave eller høye. Om lag en tredel av dette er betaling for selve kraften, en tredel er betaling for transport (nettleie) mens merverdiavgift og elavgift til staten også utgjør om lag en tredel, se figur 6.3. Leverandørenes andel (de som selger kraft) er anslått til et par prosent. Figuren viser hvordan regningen fordeles mellom ulike aktører i et år med forholdsvis lave kraftpriser (2007) og et år med forholdsvis høye priser (2010). I 2007 var gjennomsnittlig kraftpris (inklusiv kraftpris, nettleie og avgifter) for norske husholdninger 75,1 øre/kWh og i 2010 1,06 kr/kWh. Variasjon i kraftprisene er den viktigste grunnen til variasjonen i de årlige strømregningene, og dermed også til variasjonen i hvilke andeler de ulike aktørene mottar.

Kilde: EC Group (2012)

6.6.2 Fordeling av inntektene

Både kraftselskapene og strømnettet er i hovedsak eid av staten eller kommunene. Det store innslaget av offentlig eierskap både til kraftproduksjon og nett innebærer at utbyttet som betales fra selskapene til eierne, ender som inntekter for offentlig sektor. Utvalget legger til grunn at det offentlige eierskapet til vannkraften vil bestå gjennom ordningen med hjemfall.7

Året 2009 egner seg for å illustrere hvordan inntektene fra nett og kraftproduksjon fordeler seg i et normalår, se figur 6.4 og 6.5. Nettselskapenes samlede inntekter i 2009 var om lag 19 milliarder kroner. Vel 14 milliarder dekker alminnelige driftskostnader og avskrivninger. Resten, om lag fem milliarder kroner, fordeles mellom staten (skatter utgjorde 1,6 milliarder) og eierne. Vel halvparten av resultatet etter skatt ble tatt ut i utbytte (1,8 milliarder), resten (1,5 milliarder) ligger igjen i selskapene. Nettselskapene reguleres slik at dersom de driver effektivt, kan de få det NVE bedømmer som normal avkastning på kapitalen, se avsnitt 13.2.3 om regulering av nettselskapene. Med de store investeringene som nettselskapene nå har foran seg, er egenkapital et viktig tema. Eierne må generelt sett være forberedt på å redusere utbyttet, og i enkelte selskaper kan det bli nødvendig å skyte inn mer egenkapital.

Kilde: EC Group

Produksjonsselskapenes inntekter utgjorde om lag 43 milliarder kroner i 2009, se figur 6.5. Nesten 18 milliarder gikk til dekning av driftskostnader og avskrivninger, over 13 milliarder til skatter, konsesjonsavgifter og leveranse av konsesjonskraft (se omtale nedenfor), og 11,6 milliarder er bedriftens resultat etter skatt. Vel to tredeler av resultatet etter skatt ble tatt ut i utbytte, resten er holdt tilbake i selskapene.

Kilde: EC Group

Gevinstene ved produksjon, omsetning og nettvirksomhet fordeles mellom eierne (stat, fylkeskommuner, kommuner eller private). Når det gjelder vannkraftproduksjon får også vertskommunene en del av gevinsten, se figur 6.6 (i figuren inngår fylkeskommuner i verts- og eierkommuner). Staten er mottaker av selskapsskatt og grunnrenteskatt, mens det er vertskommunene og fylkeskommunene som mottar naturressursskatt, verdien av konsesjonskraften og konsesjonsavgift. Vertskommunene kan i tillegg motta eiendomsskatt. Utbytte og renter på ansvarlige lån går til staten og eierkommunene, samt private eiere. I 2009 var statens samlede inntekter fra kraftsektoren om lag 33 milliarder kroner, hvorav vel en tredel er merverdiavgift. Eiernes (staten, eierkommunene og private) sin gevinst er utbytte og tilbakeholdt overskudd i selskapene, vel 10 milliarder kroner. Eiendomsskatt og naturressursskatt, konsesjonsavgifter og konsesjonskraft utgjør vel 6 milliarder kroner.

¹ Merk at figuren ikke fremstiller bruttoproduktet, men den andel av dette som tilfaller staten, kommunene og private eiere. Arbeidskraftens andel og avlønningen av fremmedkapital er ikke inkludert.

Kilde: EC Group

Konsesjonskraften utgjør en stor verdi for vertskommunene. Kraftverk avstår om lag 10 prosent av sin produksjon til vertskommunene og fylkeskommunene til en pris som Olje- og energidepartementet hvert år fastsetter basert på gjennomsnittlig produksjonskostnad for kraft. Kommunene kan maksimalt kjøpe konsesjonskraft tilsvarende behovet for alminnelig forsyning i kommunen. Den delen av konsesjonskraften som overstiger kommunens alminnelige forbruk tilfaller fylkeskommunen. 1/3 av all konsesjonskraft går til fylkeskommunene. Kartet i figur 6.7 viser hvordan dette fordeler seg på landsbasis. Kartfargen viser hvor mye konsesjonskraft kommunene er tildelt, mens sirklene viser verdien av konsesjonskraften i 2009 summert på fylkesnivå. Total verdi av konsesjonskraften i 2009 var 1,8 milliarder kroner. Fordelingen av konsesjonskraft gjenspeiler hvor hovedtyngden av kraftproduksjonen er lokalisert og gir også et bilde på hvordan eiendomsskatt og naturressursskatt er fordelt.

Kilde: EC Group

6.7 Utvalgets vurderinger

Utvalget er opptatt av at det må legges til rette for ny norsk fornybar energiproduksjon og energieffektivisering som viktige bidrag til klimapolitikken, verdiskaping og forsyningssikkerhet. Fornybar og fleksibel energi er et konkurransefortrinn for Norge som må utnyttes. Vi skal ta landet i bruk, men samtidig verne om naturverdiene. Dette kan både skje ved en balansert videreutvikling av fornybare energiressurser som kan utnyttes til lønnsom kraftutveksling og -eksport, og ved produksjon og eksport av kraftintensive produkter.

Utvalget legger vekt på at vi må sikre at vi har et velfungerende kraftnett som legger til rette for å bygge ut mer fornybar kapasitet etter hvert som det blir lønnsomt. Et velfungerende og sterkt kraftnett er en viktig forutsetning for verdiskapingen, ikke bare i kraftsektoren, men i samfunnet som helhet. Det bør være en prioritert oppgave å gjennomføre de nødvendige utbyggingsplanene raskt og til en lavest mulig kostnad.

Økt satsing på infrastruktur og utnyttelse av nye markedsmuligheter for eksisterende vannkraftproduksjon og ny fornybar kraft, kan gi negative lokale miljøkonsekvenser. Miljøkostnadene må også inngå i regnestykket for verdiskaping. Det er viktig å sørge for at de negative konsekvensene begrenses, og at ny kunnskap og teknologi tas i bruk for å minske skadevirkningene.

En strengere og mer enhetlig klimapolitikk globalt gir fordeler for energiintensiv produksjon på steder i verden hvor det er tilgang på CO₂-fri energi. Norge er et slikt sted. Klimagassutslipp fra industrien i Norge er i hovedsak knyttet til prosessutslipp, mens energibehovet i hovedsak er dekket av fornybar vannkraft.

Fortsatt moderat vekst i kraftforbruket og utbygging av ny fornybar produksjonskapasitet innebærer at vi forventer et økende kraftoverskudd i normale år i Norge i de nærmeste tiårene. Dette fører til at prisnivået i Norge og Norden ventes å ligge lavere enn på Kontinentet. Det kan gi grunnlag for å opprettholde og bygge ut kraftintensive næringer som opplever økt global etterspørsel etter sine produkter. Særlig i en verden med en global klimapolitikk som stiller all industri overfor sammenlignbare CO₂-kostnader, kan Norges konkurransefortrinn for kraftintensiv industri forsterkes. I påvente av mer enhetlige internasjonale klimaforpliktelser, må norske myndigheter fullt ut utnytte de muligheter EUs regelverk gir for kompensasjon for indirekte CO₂-kostnader for å hindre karbonlekkasje.

Samfunnsøkonomisk lønnsom utbygging av utvekslingskapasiteten mellom Norge og utlandet vil ikke være til hinder for en slik utvikling, snarere tvert imot. Nye forbindelser vil over tid skape verdier gjennom både import og eksport. Forbindelsene vil bare i unormalt våte perioder, med svært lave priser i Norden, gi stor netto eksport. I våte år vil utenlandsforbindelser bidra til at vi unngår ressurssløsing. I tørre år reduseres knappheten. Den samlede virkningen blir mer stabile priser, og mer forutsigbare betingelser for kapitalintensiv og konkurranseutsatt industri, som aluminium.

Omleggingen av energisystemet innebærer også at fossil energi i andre land i Europa erstattes med fornybar energiproduksjon som vindkraft, solenergi og bioenergi. Mye av den nye fornybare kraften er væravhengig og vanskelig å regulere. Behovet for og verdien av fleksibilitet i forbruk og øvrig produksjon er økende. Den norske vannkraften med magasiner kan øke leveransene av kortsiktig reguleringsevne. Dette er svært gunstige egenskaper i framtidens kraftsystem i Europa, der behovet for og verdien av fleksibilitet vil øke. Hvor mye fleksibilitet som skal leveres avhenger blant annet av kostnader og naturulemper med økt effektkjøring av vannkraftverk, av lokal aksept for endret manøvrering, av kostnadene ved overføringsforbindelser og av kostnadene for annen fleksibilitet i Europa.

I tillegg til verdiskapingen innen energiproduksjon bidrar også leverandørindustri, konsulentvirksomhet og FoU-miljøer til verdiskapingen i energisektoren. I et 2050-perspektiv er det vanskelig å spå utviklingen av denne leverandørindustrien. Den underliggende drivkraften for vekst er den internasjonale utviklingen mot klimavennlige energiløsninger. Med vår kunnskapsbase og kompetanse har vi et godt utgangspunkt for å videreutvikle Norge som fornybar kraftnasjon gjennom en satsing på FoU. Norsk kunnskap og kompetanse kan bidra til økt verdiskaping ved deltagelse av utbygging av fornybar energi i andre deler av verden.

Verdiskapingen i kraftsektoren kommer i stor grad fellesskapet til gode. Kraftutbyggingen vil fortsatt være en viktig motor for utviklingen i mange deler av landet, men det er nødvendig å skape lokal aksept for de positive virkningene av utbyggingene. Både kraftselskapene og strømnettet er i hovedsak eid av staten, fylkeskommuner og kommuner. Det store innslaget av offentlig eierskap innebærer at en stor del av utbyttet som betales fra selskapene til eierne, ender som inntekter for offentlig sektor. Fordi vannkraftverkene utnytter lokale ressurser, mottar også vertskommunene en forholdsmessig del av ressursverdien gjennom skatter, avgifter og konsesjonskraft. Dette gjør at kraftforsyningen bidrar med betydelige verdioverføringer, ikke bare til staten, men også direkte til kommunesektoren.

6.7.1 Særmerknader

Særmerknad fra Torstein Arne Bye om verdiskaping, velferd og fordelig

Dette medlem støtter flere deler av dette kapitlet, men har noen prinsipielle innvendinger til bidragene fra kraftprodusentene, kraftintensiv industri og teknologibedriftene. Disse bidragene preges av manglende prinsipiell beskrivelse av hva verdiskaping er og hvordan det kan måles. Som en følge av dette preges bidragene av flere fundamentale svakheter. For eksempel dobbeltelles elementene som inngår i verdiskaping; bruttoproduktet i en næring inneholder også avlønning av arbeidskraft. Da blir det å regne sysselsettingseffekter som et ekstra element en dobbeltelling. Man diskuterer videre viktigheten av at kraftsektoren leverer konkurransedyktige priser til industrien. Dette etterlater et inntrykk av at det ikke er riktig med kostnadsbaserte priser fra kraftsektoren til industrien, og at disse skal ha spesielle prisbetingelser. Den største verdiskapingen for kraftsektoren oppnås når prisene er markedsbasert. Verdiskaping i andre sektorer må da måles mot om de kan betale alternativkostnaden for kraften. Det er også klare misforståelser når det hevdes at elsertifikatordningen har stor betydning for verdiskapingen i positiv forstand. Dette blir en for snever betraktning da elsertifikatordningen gir en subsidiert krafttilgang som gjør at kraftprisene ikke er relatert til faktiske kostnader i kraftsektoren. Subsidiene bidrar dermed ikke til økt verdiskaping, men til redusert verdiskaping. For eksempel vil den grønne sertifikatordningen gi et betydelig press ned på kraftprisene. Dette skader hensynet til energisparing, gir lav avkastning i kraftsektoren og vil dermed medføre tap på mange milliarder kroner for både stat, kommuner og fylkeskommuner som de viktigste eierne av kraftproduksjon. Kapitlet omtaler heller ikke svakheter med markedsløsninger med tanke på at disse ikke uten videre internaliserer negative miljøkonsekvenser, og kan inneholde andre typer markedssvikt. Ved måling av verdiskaping må en ta hensyn til slike kostnader. Det er viktig at dette adresseres på en behørig måte i et verdiskapingskapittel. Dette medlem har derfor utformet en lenger merknad til dette kapitlet, se vedlegg 1, som drøfter prinsippet rundt hva som kan anses som verdiskaping, hvordan det faktisk måles i praksis, betydningen av kobling mellom avkastning i ulike sektorer i norsk økonomi, og ulike former for markedssvikt som må tas hensyn ved slik måling.

Særmerknad fra Torstein Arne Bye om CO₂-kompensasjon overfor kraftintensiv industri i Norge

Dette medlemmet mener at anbefalingen om å gi industrien kompensasjon for CO₂-tillegget i kraftprisen blir feil av følgende grunner: Sluttåret for Energiutvalgets vurderinger er 2050. I dette tidsperspektivet er det rimelig å anta at man er kommet overens om et felles internasjonalt regime for håndtering av CO₂. Gitt felles karbonkostnader (globalt kvotesystem eller harmoniserte avgifter) i 2050 uttrykker den kraftintensive industrien i Norge at de vil kunne leve med kraftpriser på rent kommersielle vilkår i framtiden.

Problemstillingen med ulike karbonkostnader i Norge/Europa/internasjonalt er dermed først og fremst et overgangsfenomen – det vil si for perioden fra i dag og fram mot om lag 2030. Industrien i Norge står overfor betydelige reinvesteringer i perioden 2015-2025 og trenger, i følge dem selv, en overgangsordning med lavere priser på elektrisitet, om slike investeringer skal lønne seg. Ellers kan deler av industrien bli lagt ned. Da er spørsmålet om industrien skal ha særordninger i form av en kompensasjon av CO₂-tillegget i kraftprisen i Europa som følger av den internasjonale handelen med kraft. Dette er beregnet å utgjøre om lag 6 øre/kWh per 100 kroner i CO₂-pris. I dag er kvoteprisen om lag 60 kr.

Samtidig innføres en grønn sertifikatordning i kraftmarkedet, som skal frambringe 26 TWh ny produksjon i Norge og Sverige i løpet av ni år fram mot 2020. Fra 2000 til 2008 (om lag like år konjunktur og temperaturmessig) har forbruket i denne regionen økt med om lag 1 TWh. Sertifikatordningen vil dermed skape et betydelig press ned på prisene i kraftmarkedet, siden kablene til utlandet (både eksisterende og nye planlagte) umulig kan ta seg av denne økte kraftmengden. Videre gjennomføres betydelige sparetiltak på forbrukssiden som reduserer etterspørselen ytterligere, blant annet ved innføring av grønne sertifikater på tilbudssiden vil ENOVA fokusere på sparetiltak på etterspørselssiden. Norske tiltak forsterkes/understøttes av tilsvarende tiltak i Europa. Dette vil da, gitt de eksisterende priselastisitetene på forbrukssiden, bidra til en reduksjon i kraftprisen som klart overstiger CO₂-tillegget i kraftprisen i Europa. Utbyggingskostnad for ny kraft i et visst omfang er 50-60 ører/kWh. Forwardmarkedet for kraft i Norden (Nasdaq) antyder 35 øre/kWh fram mot 2018. Dette har tatt inn over seg både grønne sertifikater og sparetiltak i sine vurderinger.

Altså burde industrien i Norge, med utgangspunkt i de resulterende kraftprisene i markedet, stå minst like godt rustet i konkurransen globalt nå som de vil gjøre i 2050. Det blir da feil å kompensere for et tiltak som klimamessig ansees svært viktig, og samtidig glemme tiltak som reduserer kraftprisene. Gitt de politiske rammebetingelsene vil vilkårene i kraftmarkedet for norsk industris investeringer være minst like gode som internasjonalt, og investeringsbeslutninger burde da kunne tas på rent kommersielle vilkår uten ytterligere tiltak.

Særmerknad fra Olav Akselsen, Petter Haas Brubakk, Torstein Arne Bye, Raymond Robertsen og Ellen Stensrud

Med dagens prisnivå på gass og elektrisitet er det lite som tyder på at ny gasskraft i stor skala er særlig aktuelt i Norge. Politisk er gasskraft også kontroversielt. Med denne bakgrunn har gasskraft ikke vært ett tema for utvalget. Disse medlemmene vil likevel peke på at Norge eksporterer naturgass til Europa som målt i energimengde tilsvarer 9 ganger vannkraftproduksjonen i Norge. Eksporten vil vedvare i mange tiår framover. Gassen eksporteres (med unntak av LNG-gassen) til Europa og brukes direkte i husholdninger og næringsvirksomhet og til kraftproduksjon. Bruk av gass medfører klimagassutslipp og utslippene er derfor inkludert i det europeiske kvotemarkedet (ETS) eller belagt med avgifter. Norge er tilsluttet kvotesystemet, og bruk av gass i Norge har ingen annen klimaeffekt enn ellers i Europa. Dersom mer gass brukes i Norge og gir klimagassutslipp vil annet europeisk klimagassutslipp reduseres tilsvarende gjennom kvotesystemet.

På denne bakgrunn ser ikke disse medlemmer noen grunn til å legge ytterlige beskrankninger i bruk av gass i Norge. Tvert om vil en slik særbehandling medføre redusert verdiskaping i Norge, uten å gi reduserte utslipp av klimagasser i Europa samlet.

Regionalt kan gass spille en viktig rolle og eventuelt erstatte store nettinvesteringer.

7 Energi og natur – en krevende balansegang

I kapittel 5 har vi sett på hvor viktig energiforsyningen er for et velfungerende og moderne samfunn. Kapittel 6 handler om hvilke muligheter Norge har framover hvis vi vil bygge ut de fornybare energiressursene våre. I dette kapitlet skal vi gå nærmere inn på negative konsekvenser av økt utbygging og hvordan ulike hensyn må balanseres mot hverandre.

Interessekonflikter og naturinngrep knyttet til produksjon og transport av energi kan ikke unngås. Utfordringen er å gjøre gode avveininger og minimere negative konsekvenser. Alle negative konsekvenser kan imidlertid ikke unngås hvis man samtidig vil ivareta forsyningssikkerhet og verdiskaping basert på fornybar energi. Naturinngrep er i dag den største trusselen mot artsmangfoldet i Norge. Klimaendringene utgjør en økende trussel mot artsmangfoldet globalt. Robuste økosystemer er viktig for å takle dette. Overgang fra fossil til fornybar energi er et viktig klimatiltak, men ukritisk utbygging av fornybar energi i Norge vil også være en vesentlig trussel mot artsmangfoldet her. Det stiller store krav til konsesjonssystemet og prosessene som skal balansere ulike hensyn.

I dette kapitlet ser vi nærmere på hvordan anlegg for produksjon og transport av varme og kraft (energiprosjekter) påvirker økosystemene og ulike brukerinteresser, hvordan saksbehandlingen foregår og hvilke dilemmaer en støter på i praksis. Avslutningsvis presenteres utvalgets vurderinger, spesielt med tanke på muligheter for forbedringer.

7.1 Miljøvirkninger, interessekonflikter og tiltak

7.1.1 Virkninger på økosystemer

Naturen er vårt eksistensgrunnlag. Omfattende utbygging av fornybar energi med tilhørende nett er en utfordring for norsk natur. Selv om de fleste konsekvensene av energiutbygging ikke skiller seg fra annen utbygging, som veier og hytter, er det visse kjennetegn ved energiprosjektene som gjør dem spesielle. Ofte er det snakk om store anlegg i områder med få og små inngrep fra før. Energiprosjektene kan dessuten medføre stor belastning på noen spesielle naturtyper som bekkekløfter og fosserøyksoner, samt leveområder for truede arter som villrein, ål og flere arter lav, moser og insekter knyttet til vassdrag.

Energiprosjektenes virkning på økosystemer8 er slik sett kvalitativt forskjellig fra andre interessekonflikter, som reiseliv og landbruk. Miljøvirkningene av forskjellige prosjekter er ulike og kan ha større eller mindre konsekvenser. Enkelte effekter er forutsigbare mens andre kan være usikre. Med få unntak er de alvorligste konsekvensene knyttet til den samlede belastningen fra mange enkeltinngrep over lang tid.

Virkninger på store arealer er et fellestrekk for de prosjektene som er mest aktuelle det nærmeste tiåret: Vannkraft, vindkraft, bioenergi og nett. I enkelte natur- og landskapskategorier er det allerede gjort store inngrep. Mens det tidligere var jord- og skogsbruksaktivitet som ga det største tapet av uberørt eller villmarkspreget natur, var det energisektoren som stod for det største bortfallet mellom 2003 og 2008.9 Ifølge Norsk Rødliste for arter 201010 er 87 prosent av truete og nær truete arter i Norge negativt påvirket av menneskeskapte arealendringer i artenes leveområder.11 Klimaendringer synes også å være en viktig faktor framover. IPCCs fjerde hovedrapport konkluderer med at 20-30 prosent av plante- og dyreartene som er vurdert, sannsynligvis har økt risiko for utryddelse dersom den globale gjennomsnittstemperaturen stiger med rundt to grader.

Vannkraft

En stor del av det norske vannkraftpotensialet er allerede utbygget. Når mange av vassdragene er utbygd, blir det viktigere å ta vare på de som er igjen. Samtidig gjør klimahensyn vannkraften mer verdt og kunnskapen om avbøtende tiltak er større en tidligere.

Økosystemer kan ødelegges når vassdrag bygges ut. Levevilkårene for planter og dyr kan forandres vesentlig med negative virkninger på blant annet fisk, planter og bunndyrfauna med tilknytning til vannet og nærliggende naturtyper. Vannkraftanlegg kan ha negative virkninger på fisk, planter, insekter og fugleliv med tilknytning til vannet og nærliggende naturtyper. Endret vannføring påvirker livet i og ved vannet. Opplevelsesverdier knyttet til så vel rekreasjon, fangst og friluftsliv påvirkes også. Utvasking og erosjon kan ha negative virkninger på både artsmangfoldet og kulturminner i et vassdrag. En utvikling i retning av større variasjon i produksjonen over døgnet og uken vil medføre større variasjon i vannføringen og kan dermed forsterke de negative konsekvensene. Dagens kunnskapsgrunnlag om de fysiske forholdene (vannføring, temperatur, bunnforhold og lignende) og metodikk for å ta hensyn til ulike arters livsbetingelser bidrar til å designe bedre og mer effektive avbøtende tiltak enn tidligere, men det er fortsatt store hull i kunnskapen om ferskvannssystemer.

Det har vært en oppfatning de siste årene at små kraftverk er mer miljøvennlige enn store. Mye tyder imidlertid på at miljøvirkningen per kWh produsert generelt er mindre for store enn for små anlegg. Men de individuelle forskjellene er så store at størrelsen i seg selv ikke er et godt kriterium for å mene noe om miljøulempene ved enkeltprosjekter (Direktoratet for naturforvaltning, 2012). Store prosjekter har gjerne større ressurser til både forundersøkelser og miljøoppfølging og kan begrense konsekvensene vesentlig gjennom god planlegging og avbøtende tiltak. Mange av de gjenværende store utbyggingsmulighetene er imidlertid kontroversielle, og det har så langt vært bred politisk enighet om en restriktiv holdning til nye større vannkraftutbygginger. Konsekvensene ved opprusting og utvidelse (O/U) av eksisterende anlegg er normalt mindre enn for nye prosjekter i vassdrag som i dag er lite eller ikke påvirket av inngrep. De fleste miljøkonfliktene ved O/U vil være knyttet til utvidelser av magasiner og ved overføring av vann fra nye vassdrag.

Vindkraft

For vindkraft er de visuelle effektene og landskapsvirkningene sentrale. Regnet per kWh vil vindkraftverk visuelt påvirke vesentlig større landarealer enn andre energiformer. For nærmiljøet kan støy være et problem, både for mennesker og dyreliv. I tillegg kan det være problemer med kollisjon og fortrengning av fugleliv, særlig for enkelte store rovfugler, vadefugler og flaggermus. Generelt er muligheten for avbøtende tiltak mindre enn for vannkraft, men undersøkelser tyder på at virkningen på fuglelivet kan begrenses kraftig med riktig lokalisering (Naturvårdsverket, 2011). Innenfor områdene med gunstige vindforhold er dermed den konkrete lokaliseringen, både for hele vindkraftparker og den enkelte turbin, viktig. Andre aktuelle tiltak er merking av turbiner og begrenset ferdsel i hekkeperioder.

For havvind er utfordringene annerledes enn for landbasert vind. Ved lokalisering langt fra land unngår man landskapsvirkninger, støy og de visuelle effektene. Store havvindparker kan imidlertid komme i konflikt med trekkfuglruter og næringsinteresser som fiskeri og petroleum. Kunnskapsgrunnlaget er fortsatt begrenset på dette området.

Bioenergi

Avfall fra skogindustri og vedforbruk i husholdninger utgjør i dag mer en halvparten av biomassen til energiproduksjon i Norge. Potensialet for økt produksjon av bioenergi i Norge er i første rekke knyttet til skog- og jordbruksressursene. På lang sikt kan også biomasse fra havet bli aktuelt. De største miljøvirkningene ved bioenergi oppstår i forbindelse med uttak av selve energiressursen og i mindre grad ved omformingen til varme eller elektrisitet.

Miljøutfordringene ved bruk av biomasse fra skog er i første rekke knyttet til uttak fra rike skogtyper, gammel naturskog, truede vegetasjonstyper og habitater med konsentrasjoner av truede arter. Uttak av virke fra skogen til bioenergi må følge offentlige reguleringer og gjeldende sertifiseringsordninger for bærekraftig skogsbruk, og skiller seg dermed ikke fra uttak av tømmer til skogindustrien.

Klimagasseffekter ved bruk av bioenergi avhenger av råstoffet. Det slippes ut CO₂ ved forbrenning og nedbryting av biomasse og det tar tid før ny vegetasjon tar opp like mye CO₂ som den gamle. CO₂-effektene av økt bruk av bioenergi avhenger blant annet hva som alternativt ville skjedd med biomassen. Økt bruk av hogstavfall, som i liten grad utnyttes i dag, kan gi en positiv CO₂-effekt allerede på kort sikt. Økt uttak av skog for energiformål vil ha lang tilbakebetalingstid12. Økt avvirkning til bioenergi kan gi økte utslipp på kort sikt, men bedre CO₂-balanse og tilgang på ny fornybar energi i et lengre perspektiv (Trømborg m.fl., 2011).

Gasskraft

De miljømessige utfordringene med ny gasskraft er i første rekke utslipp av CO₂. I tillegg kan utslipp av oppvarmet kjølevann påvirke miljøet omkring utslippsstedet. Det er derfor en fordel om eventuelle gasskraftverk plasseres slik at spillvarmen kan utnyttes.

Nye gasskraftverk har begrensede utslipp av nitrogenoksider og svoveldioksid, men det er fortsatt store utfordringer med å utvikle effektive og rimelige metoder for å fange og lagre CO₂.

Fjernvarme

Fjernvarmeanlegg består av en energisentral for oppvarming av vann som distribueres i et rørsystem. Fjernvarme erstatter vanligvis direkte bruk av fyringsolje eller elektrisk oppvarming, noe som kan redusere utslipp av klimagasser fra brenning av olje og det framtidige behovet for kraftnett og kraftproduksjon. Ulempene avhenger først og fremst av energikildene som benyttes. Ved mange fjernvarmeanlegg benyttes fyringsolje ved forbrukstopper. Ved forbrenning av biobrensel eller avfall kan rensetiltak redusere utslipp av svevestøv og røykgasser betydelig. Aske fra slik forbrenning er spesialavfall, men selve forbrenningen kan redusere avfallsvolumet betydelig. Behovet for transport av brensel avhenger av størrelsen på anlegget, og kan være en lokal ulempe.

Andre energiressurser

Norge har også ressurser innen geotermisk energi, havenergi og solenergi. Ved utprøving av ny teknologi må miljøkonsekvenser vurderes.

For utnytting av grunnvarme er bruk og lekkasje av giftige væsker den største miljøutfordringen. Bruk av nedbrytbare arbeidsmedier reduserer dette problemet. For dyp geotermisk energi er den største miljøutfordringen knyttet til forurensing fra væske som hentes opp fra dypet. Det er snakk om klimagasser, hydrogensulfid som gir sur nedbør og giftige elementer som kvikksølv, arsenikk og antimon. Det kan være nødvendig å behandle boreslam som spesialavfall.

Som for havvind, er kunnskapen om miljøvirkninger fra storskala utbygging av annen havenergi (for eksempel bølgekraft, tidevannskraft, saltkraft, utnyttelse av havvarme og havstrømmer) begrenset. Havenergi som utnytter bevegelsesenergi vil være arealkrevende.

Solfangere og solcellepaneler trenger en flate å stå på. All annen bruk av området blir imidlertid ikke umulig, og det er vanlig å integrere solfangere og -paneler i tak og vegger på bygninger slik at ekstra arealbehov blir lite. Imidlertid vil arealspørsmålet måtte bli et tema dersom produksjonsvolumet skal monne i forhold til samfunnets totale energibehov.

Kraftledninger

Arealbeslaget er den største utfordringen ved kraftledninger. Noen ledningsprosjekter planlegges gjennom eller i nærheten av uberørt natur. Nettanlegg er en viktig årsak til reduksjon av inngrepsfrie arealer. I distribusjonsnettet kan også konsekvensene for fugl være alvorlige.

Flere avbøtende tiltak er mulige. For å redusere landskapsmessige konflikter og reduksjon av uberørt natur er muligheten for å velge traséer utenom konfliktområdene sentral. 3D-teknologier for visualisering av planlagte anlegg gjør det enklere å vurdere landskapsmessige virkninger. For å hindre elektrokusjon (dødelig elektrisk støt, rammer fugler med stort vingespenn som for eksempel ørn) og kollisjon, er mastedesign, merking, isolasjon og plassering i terrenget viktig. Slike tiltak er generelt sett relativt rimelige.

Jord- og sjøkabel er aktuelt i enkelte tilfeller. Stortinget ga ved behandling av Ot. prp. nr. 62 (2008-2009) Om lov om endringer i energiloven, klare signaler om at kabling skal vurderes i tiltakende grad med lavere spenningsnivå, og at kabling skal være hovedregelen på 22 kV-linjene (distribusjon). Dette følger langt på vei av at merkostnaden for jord- og sjøkabel er vesentlig lavere på lave spenningsnivåer (som i regional- og distribusjonsnettet) enn i sentralnettet.

7.1.2 Virkninger på andre interesser

Etablering av energiprosjekter kan ha både positive og negative virkninger for andre interesser. Det vil også være tilfellet for tur- og friluftsliv. Etablering av kraftverk vil normalt bety at det bygges veier. Det gjør naturen mer tilgjengelig og senker terskelen for å komme ut i naturen, men samtidig mener mange at veier er skjemmende. Oppdemming kan legge arealer under vann og redusere mulighetene for ferdsel. Endret vannføring kan være negativt for padling, jakt og fiske. Både kraftverk og nettanlegg vil normalt være synlige inngrep i naturen. Vurderingen av hvordan et konkret prosjekt påvirker bruken av det aktuelle området vil generelt være subjektiv.

Tross stort engasjement fra friluftsorganisasjoner synes det ikke å være vitenskapelig belegg for at energiprosjekter generelt har negative konsekvenser for omfanget av tur- og friluftslivet. Reiselivsnæringen kan i noen grad ha kryssende interesser med energiprosjekter. Dels kan næringen rammes negativt hvis mulighetene for tur- og friluftsliv begrenses, og dels er det frykt for at naturinngrep reduserer turisters interesse for norske reisemål. Profilering av Norge som urørt reiselivsmål blir vanskeligere jo mindre inngrepsfrie arealer vi har. Forskningen tyder imidlertid ikke på at energiprosjekter generelt har negative økonomiske konsekvenser for reiselivsnæringen (Teigland, 2001 og Heiberg m.fl., 2009).

Landbruket kan påvirkes på ulike måter av energiprosjekter. Bygging og utbedring av veier i tilknytning til energiprosjekter kan redusere næringens egne kostnader. Etterspørsel etter biomasse kan bidra til lønnsomhet i skogsdriften. Kraftproduksjon basert på biogass er kostbar energi, men kan være et effektivt tiltak for å redusere landbrukets utslipp av klimagasser. Oppdemming av arealer og tett konsentrasjon av vindkraftverk samt veibygging, kan påvirke ferdselsmulighetene og begrense beitegrunnlaget for husdyr og tamrein, samt tradisjonelle samiske utmarksnæringer13.

Dersom vindkraftverk plasseres nære radar-, navigasjons- og kommunikasjonsanlegg kan de forstyrre luftfart og militære anlegg. Både vindkraftanlegg og luftlinjer kan innebære fare for sammenstøt med fly og helikopter. Merking av linjer og god plassering av både vindkraftverk og linjer reduserer disse konfliktene.

Energiprosjekter kan også ødelegge eller påvirke kulturminner. Faren for ødeleggelse er størst i anleggsperioden. Oppdemming av arealer kan legge kulturminner under vann.

For lokalsamfunnet kan anleggsfasen ha stor betydning, med mange arbeidsplasser og betydelige ringvirkninger, se avsnitt 6.5. Større produksjonsanlegg kan få stor betydning for kommuneøkonomien på sikt, mens nettanlegg har begrensede ringvirkninger.

7.1.3 Avbøtende tiltak

Hensynet til natur, miljø og andre brukerinteresser er viktige hensyn som vurderes i konsesjonssystemet og de ulike verneordningene for vassdrag, landskap og arter. Når det gis tillatelse til energiprosjekter, vurderer NVE hvilke avbøtende tiltak som skal settes som betingelse for konsesjonen. Tiltakene varierer fra prosjekt til prosjekt. Hensikten med avbøtende tiltak er å redusere de negative virkningene av energiprosjektene. Tiltak kan innebære redusert energiproduksjon eller økte kostnader for utbygger, som for eksempel økt minstevannføring eller etablering av fisketrapp.

Avbøtende tiltak pålegges der konsesjonsmyndigheten vurderer at samfunnsnytten av det avbøtende tiltaket er større enn kostnaden ved å gjennomføre det. Samtidig betyr avbøtende tiltak at flere kostnader ved prosjektene inkluderes i investeringskalkylen til utbygger. Samlet fører vern og konsesjonsvilkår til at kostnadene for både nett og kraftproduksjon blir høyere enn de ville vært uten. Gjennom konsesjonspraksis prissettes miljø- og naturkonsekvenser dermed indirekte – energiprisene og nettleien blir høyere enn de ville vært uten vernebestemmelser og konsesjonsvilkår. Resultatet er at energiprosjektenes virkning på natur og miljø et stykke på vei gjenspeiles i kraftprisen.

Redusert energibruk senker behovet for ny produksjon og hindrer slik sett naturinngrep. Energieffektivisering kan derfor betraktes som et avbøtende tiltak i forhold til energiprosjekters negative virkninger.

7.2 Behandling av energiprosjekter

Interessekonfliktene ved energiprosjekter håndteres og balanseres gjennom ulike prosesser. Nedenfor gir vi en kort og forenklet oversikt over saksgang, relevant lovverk og planprosesser som påvirker energisektoren. Videre omtaler vi problematikken rundt samfunnets aksept for energiprosjekter og etablerte kompensasjonsordninger.

7.2.1 Energiloven, vassdragsreguleringsloven og vannressursloven

Det er to hovedspor for saksbehandling av energiprosjekter: Prosjekter som kun behandles etter energiloven, og prosjekter som også skal behandles etter vassdragsreguleringsloven og vannressursloven. En skisse av saksgangen er vist i figur 7.1.

NVE har fått delegert myndighet til å avgjøre energiprosjekter som kun behandles etter energiloven (som kraftledninger og nettanlegg, vindkraftverk, gasskraftverk og fjernvarmeanlegg). Når en utbygger kommer fram til at et konkret prosjekt kan være aktuelt starter saken med en melding til NVE som beskriver prosjektet. Meldingen sendes på høring, slik at alle interesserte kan påpeke hvilke spørsmål den kommende konsesjonssøknaden bør gi svar på. NVE fastsetter deretter et program for konsekvensutredninger (KU) i henhold til plan- og bygningsloven, etter dialog med for Miljøverndepartementet, og utbyggers arbeid med KU og søknad starter. Når NVE mottar søknad og KU, sendes dette på offentlig høring. I høringsrundene involveres berørte kommuner, fylkeskommuner, fylkesmenn og statlige forvaltningsorgan. I slike høringer legger fylkeskommunene vekt på friluftsliv og kulturminner. Fylkesmannen vurderer forhold omkring miljø. Andre aktuelle forvaltningsorganer er Direktoratet for naturforvaltning, Direktoratet for mineralforvaltning, Statens landbruksforvaltning, Mattilsynet, Fiskeridirektoratet, Kystverket, Norges geologiske undersøkelser, Norges geotekniske institutt, Statens Vegvesen, Riksantikvaren, Reindriftsforvaltningen og Sametinget. I tillegg involveres både energiselskaper, næringsinteresser og en rekke frivillige lag og organisasjoner knyttet til natur og miljø og ulike brukerinteresser for naturen.

Etter høringsrunden vurderer NVE, med utgangspunkt i søknaden, utredninger og innkomne synspunkter, hvorvidt de samfunnsmessige fordelene overstiger de skader og ulemper prosjektet medfører. Dette sammenholdes med politiske prioriteringer før det fattes et vedtak. Eventuelle klager avgjøres av OED i henhold til forvaltningslovens regler, som blant annet innebærer at OED må gå inn i de faglige vurderinger NVE har foretatt. I klagebehandlingen er det derfor vanlig at OED arrangerer folkemøter og befaring. I tillegg forelegges sakene for Miljøverndepartementet for uttalelse.

Større vannkraftanlegg behandles både etter energiloven, vannressursloven og vassdragsreguleringsloven. Saksgangen følger samme struktur som for vedtak kun etter energiloven, bortsett fra at vedtaksmyndigheten ligger hos Kongen i statsråd. Det vil si at etter at søknad og konsekvensutredning har vært på høring, lager NVE en innstilling. Basert på denne, samt berørte fagdepartementers og lokale myndigheters syn, tilrettelegger departementet saken for behandling i Regjeringen og legger fram en tilråding. Regjeringen fatter vedtak i form av en kongelig resolusjon. Store eller kontroversielle utbyggingssaker forelegges først Stortinget i form av en stortingsproposisjon før konsesjonen formelt gis av Kongen i statsråd. Eventuell konsesjon for elektriske installasjoner og kraftledninger i medhold av energiloven blir deretter gitt av NVE.

Vannkraftverk uten reguleringsevne og med installert effekt under 10 MW behandles etter vannressursloven og er underlagt enklere saksbehandlingsregler. Her starter saken hos NVE med konsesjonssøknad, og i tillegg har NVE fått delegert konsesjonsmyndighet til å gi konsesjon for slike kraftverk. Olje- og energidepartementet behandler eventuelle klager, slik som for «andre energiprosjekter» i figur 7.1.

Kraftverk som ikke er til skade eller ulempe av betydning for allmenne interesser trenger ikke konsesjon etter vannressursloven. Et eventuelt konsesjonsfritak avgjøres av NVE, og gjelder mindre prosjekter.

Andre viktige rammer for vannkraftprosjekter er gitt gjennom verneplanene for vassdrag og Samlet plan for vassdrag som er beskrevet nærmere under, samt industrikonsesjonsloven og vannressursloven. Vannkraftprosjekter må avklares mot Samlet plan for vassdrag før selve søknadsprosessen starter. Dette gjøres i samarbeid med Direktoratet for naturforvaltning. Alle prosjekter mindre enn 10 MW eller 50 GWh årsproduksjon er fritatt for behandling i Samlet plan.

Som beskrevet over er alle energiprosjekter omfattet av plan- og bygningslovens bestemmelser om KU, bortsett fra mindre anlegg. Dersom det ikke er krav om konsekvensutredning, må konsekvensene av tiltak likevel beskrives grundig som en del av konsesjonssøknaden. For prosjekter som ikke er omfattet av krav om konsekvensutredning starter prosessen med søknad til NVE.

Kravene til miljøutredninger i henhold til plan- og bygningsloven er de samme for større energiprosjekter som for sammenlignbare utbygginger i andre sektorer, men det er ikke krav til tredjepartsvurdering14 slik det er for større veiprosjekter. En viktig forskjell fra samferdselssektoren er imidlertid at mens staten der er eier av de fleste prosjektene, er staten (ved NVE og OED) tredjepart for energiprosjekter. NVE har veiledere for de ulike kartleggingene ved konsekvensutredning. Kvalitetssikring skjer gjennom etterfølgende saksbehandling og i høringsrunden.

Ved vurdering av tiltak skal den samlede belastningen i et område vurderes. Noen ganger kan den samlede virkningen av flere inngrep finnes ved å summere effekter fra flere tiltak, men andre ganger blir den akkumulerte effekten større enn summen av hver enkelt virkning. Håndtering av samlede belastninger er en stor faglig utfordring. Energimyndighetene møter utfordringen blant annet med en koordinert saksbehandling av prosjekter i samme område. Etter at et prosjekt har fått konsesjon, følges det opp av NVEs miljøtilsyn. Miljøtilsynet skal kontrollere at bygging, vedlikehold og drift skjer i henhold til fastsatte krav.

Fornybar energiproduksjon utenfor grunnlinjen skal vurderes etter havenergiloven. Denne loven har likhetstrekk med petroleumsloven ettersom det foregår en form for blokktildeling av arealer. Arealer åpnes for konsesjonssøknader av Kongen i statsråd etter at det er gjennomført strategiske konsekvensutredninger i statlig regi.

7.2.2 Annet lovverk

Vassdragsreguleringsloven og industrikonsesjonsloven ble vedtatt i 1917, og vassdragsloven i 1940. Den siste har senere blitt erstattet av vannressursloven. Med disse lovene ble det nødvendig med tillatelse fra myndighetene for å gjøre inngrep i vassdrag, og utbygger ble pålagt vilkår av hensyn til allmenne interesser. Kravene til utredninger av konsekvenser av tiltak var imidlertid begrensede. Hensynet til ulike samfunnsinteresser har etter hvert fått større oppmerksomhet, både generelt og gjennom konkrete utbyggingssaker. Det har resultert i flere lovverk som nå står sentralt i utbyggingssaker. Det gjelder særlig bestemmelser om konsekvensutredninger etter plan- og bygningsloven som ble innført i 1990, naturmangfoldloven av 2009 (som erstattet naturvernloven av 1970), kulturminneloven av 1979 og reindriftsloven av 2007. Lovene verner om ulike interesser og stiller strenge krav som må vektlegges ved utbygging. En oversikt over relevant lovverk er gjengitt i boks 7.1.

Naturmangfoldloven gir regler om bærekraftig bruk og vern av naturen og gir virkemidler for å ta vare på naturmangfoldet også utenfor verneområder. Begrunnelsen for innføringen av loven var blant annet behovet for bedre beslutningsgrunnlag når naturinngrep vurderes. Loven krever blant annet en omfattende vurdering av sumvirkninger; nye tiltak skal vurderes i lys av inngrep innenfor alle sektorer i det aktuelle området – også mulige inngrep som ennå ikke er foretatt.

Samiske rettigheter er beskyttet av Grunnlovens § 110 a og folkerettens regler om urfolk og minoriteter. Ved prosjekter som berører samiske rettigheter skal Sametinget og reindriften konsulteres (i tillegg til den vanlige saksbehandlingen). Nesten alle tiltak innenfor energi- og vannressursforvaltningen fra Sør-Trøndelag og nordover kan berøre reindriftsinteresser, samiske kulturminner eller andre samiske interesser i en eller annen form.

Gjennom EØS-avtalen har Norge gjennomført vanndirektivet i norsk rett i vannforskriften. Hovedformålet er å beskytte vannmiljøet og sikre en bærekraftig bruk både av vassdrag, grunnvann og kystvann. Landet er delt inn i 11 vannregioner som skal utarbeide vannforvaltningsplaner som skal vedtas som regionale planer. Disse planene lages ut fra fastsatte miljømål for den enkelte vannforekomst og tiltaksprogram for å oppnå målene. Vannforskriften er ikke til hinder for ny utbygging av vannkraft, men det må tas hensyn til kriteriene i vannforskriften når det gis tillatelse til ny utbygging. Vannforskriftens §12 angir blant annet at «samfunnsnytten av de nye inngrepene eller aktivitetene skal være større enn tapet av miljøkvalitet». Når det gjelder eksisterende kraftverk kan det i forvaltningsplanen foreslås en framtidig miljøtilstand som kan innebære endret minstevannføring i vassdraget.

7.2.3 Energiplaner, Samlet plan og verneplaner

Energisektoren omfattes av en lang rekke planprosesser, som i ulik grad er samordnet. Mens en gruppe av planene fokuserer på energibruk, overføring og produksjon, er en annen gruppe rettet mot naturvern og beskyttelse av andre interesser. Noen planverktøy er utformet for å endre energibruken, mens andre planer er utformet for å tilpasse infrastrukturen til endringer i tilbud og etterspørsel etter energi. Mens enkelte verktøy har til hensikt å hjelpe NVE med å avveie ulike hensyn, er andre mer egnet til å veilede aktørene til å søke på «riktige» prosjekter.

Lokalt utarbeides kommuneplaner som regulerer hvilke områder i kommunen som kan benyttes til boliger, næringsarealer, landbruksareal, friareal mv. Arealplanleggingen har særlig betydning for energibruken og muligheten for å benytte fornybar energi via fjernvarme. Nettselskap med ansvar for distribusjon av elektrisk kraft (områdekonsesjonærer) skal minst hvert annet år utarbeide, oppdatere og offentliggjøre en lokal energiutredning for hver kommune i konsesjonsområdet. Dette skal gjøres i tilknytning til kommuneplanarbeidet. Siden 2010 må kommunene også lage lokale klima- og energiplaner. Disse skal gi en samlet oversikt over kommunens utslipp av klimagasser og muligheter for å begrense disse, energibruken og eventuelt også energiproduksjonen, og muligheter for energiomlegging og mer effektiv energibruk.

NVE har gitt enkelte eiere av regionale nettanlegg pålegg om å utarbeide langsiktige kraftsystemutredninger for en spesifisert del av regionalnettet. Utredningene skal være offentlige og oppdateres en gang i året. Kraftsystemutredningene skal beskrive dagens kraftnett, framtidige overføringsforhold og forventede tiltak og investeringer. De skal presentere statistikk for produksjon, overføring og forbruk av elektrisk energi. Planene skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av energisystemet og legge grunnlag for behandling av konsesjonssøknader.

Statnetts nettutviklingsplan kan oppfattes som en popularisert presentasjon av den større Kraftsystemutredningen til Statnett. Den kommer årlig og er et viktig grunnlag for offentlige høringer om planlagte ledninger.

Energiressursene er kartlagt i ulike planer. Samlet Plan for vassdrag ble utarbeidet for å sikre den framtidige kraftoppdekningen gjennom en prioritert rekkefølge for utbygging av større vannkraftprosjekter. Planen ble første gang vedtatt av Stortinget i 1984 og er rullert i 1993. Planen er nå delt inn i to kategorier, kategori I for prosjekter som kan tas til konsesjonsbehandling og kategori II for prosjekter som må vente. I og med at planen er prosjektbasert og ikke rullert på snart 20 år, er den ikke lenger egnet som verktøy for å prioritere prosjekter. En omlegging av Samlet plan er signalisert en rekke ganger, men er til nå ikke gjennomført.

I tillegg til Samlet Plan finnes det også en rekke regionale planer for vind og småkraft, samt forvaltningsplaner for såkalte vannregioner som utarbeides av fylkeskommunen. Gjennom Verneplan for vassdrag er 392 vassdrag med et vannkraftpotensial på 47 TWh varig vernet mot blant annet kraftutbygging. Grunnlaget for verneplanen er seks Stortingsproposisjoner, første gang i 1973. Hittil siste supplering var i 2009 da Stortinget vedtok vern av Vefsna.

Vedtak om vern av bestemte områder, som landskapsvernområder, eller forskrift om prioritering av bestemte arter sikrer en særlig beskyttelse. Ikke alle typer vern betyr et automatisk forbud mot energiprosjekter, ettersom avbøtende tiltak kan sikre vernehensyn. Det kan også gis dispensasjon fra vernevedtak eller forskrift dersom vesentlige samfunnshensyn gjør det nødvendig.

7.2.4 Kunnskapsgrunnlag

Konsesjon til energiprosjekter forutsetter vanligvis at konsesjonssøker må utrede konsekvensene prosjektet vil ha på natur og miljø, samt på andre interesser som kulturminner, reiseliv og eventuelle andre lokale ringvirkninger. Spesielt naturmangfoldloven stiller krav om et tilstrekkelig kunnskapsgrunnlag før tiltak iverksettes.

Normen for KU-arbeider er at eksisterende kunnskap tas som utgangspunkt og suppleres gjennom ytterligere arbeid. Eksisterende kunnskap samles blant annet i Artsdatabanken som har informasjon om norske arter og naturtyper, og Naturbase som inneholder kart med informasjon om vernede områder, viktige naturtyper og arter og viktige friluftsområder. Kravene til konsekvensutredning øker med prosjektenes størrelse. I dag begrenses vanligvis feltarbeid i forbindelse med kartlegging av konsekvenser for natur og miljø til én sesong, selv om vurdering over flere sesonger ville kunne gi ytterligere beslutningsgrunnlag.

For mindre energiprosjekter har Olje- og energidepartementet fastsatt et veiledende intervall på hvor store kostnader tiltakshaver må sette av til miljøundersøkelser, se avsnitt 7.2.1 om unntak fra krav om konsekvensutredning. Disse intervallene er uavhengig av eksisterende kunnskapsgrunnlag og resultatet av miljøundersøkelsene er derfor varierende.

7.2.5 Behandlingstid for energiprosjekter

Samlet tid fra søknad til ferdig utbygget anlegg avhenger av hvor fort saksbehandlingen kommer i gang, hvor lang tid søknadsbehandling og eventuell klagebehandling tar og selve byggetiden. Dagens situasjon er at småkraftsaker ligger i kø før saksbehandlingen starter i NVE. Vinteren 2012 starter NVE saksbehandling av søknader som har ligget tre år i kø. Søknader hvor det er dårlige muligheter for nettilknytning på kort sikt, blir ikke prioritert. Enkelte søknader kan ligge opp til seks år før de tas til behandling. Behandlingstiden er i dag om lag to år fra høring til vedtak. Mange småkraftsøkere har liten erfaring, noe som også betyr at NVE i tillegg bruker en del tid på dialog og kvalitetssikring før søknadene kommer til behandling.

For større energiprosjekter der det kreves melding er samlet saksbehandlingstid i NVE fra 2,5 til 3 år. Dette gjelder større vannkraft, vindkraft og større kraftledninger. Det er ikke kø for slike prosjekter. Med tiltakshavers tidsbruk på utredninger og søknad gir dette 4-5 år fra melding til NVEs vedtak. Dersom vedtak påklages, øker saksbehandlingstiden. For de største kraftledningene kan både saksbehandlingstiden i NVE og tiden for klagebehandling i OED være enda lenger.

Energiprosjekter har fått økt saksbehandlingstid med tiden. Dette skyldes særlig økt motstand mot inngrep og strengere juridiske rammer med økte krav til utredninger og konsultasjon. De siste årene er det gjennomført tiltak for å styrke beslutningsgrunnlaget for konsesjonsbehandlingen. OED og MD har fastsatt felles retningslinjer for vindkraft og små vannkraftverk. Regionale planer for vindkraft og regionale planer for småkraft styrker beslutningsgrunnlaget for konsesjonsbehandlingen. Prosjektene som synes best egnet og minst konfliktfylte prioriteres først i konsesjonsbehandlingen. NVE koordinerer både vann- og vindkraftsøknader regionvis og ser dem i sammenheng med eventuelt behov for nettforsterkninger. Dette gir konsesjonsmyndigheten og høringsinstansene mulighet til å sammenligne prosjekter og finne fram til den totalt sett beste løsningen i regionen for både kraftsystemet og andre berørte interesser. NVE har også omprioritert interne ressurser og blitt tilført flere årsverk, slik at kapasiteten er økt. Økt spesialisering internt og forenkling av rutiner bidrar til hurtigere behandling per sak.

En sammenligning av saksbehandlingen i Sverige, Skottland og Norge antyder at med unntak av køproblematikken, er saksbehandlingstiden i Norge grovt sett sammenlignbar med Skottland. Den skotske konsesjonsprosessen ligner til en viss grad på den norske. Saksbehandlingen går hurtigere i Sverige, hvor konsesjonssaker i hovedsak avgjøres av miljødomstoler.15 Kø er ikke noe tema i Sverige og Skottland, men antallet nye prosjekter er vesentlig lavere enn i Norge.

7.2.6 Samfunnets aksept for inngrep

Internasjonalt ser man økende motstand mot utbygginger av energianlegg og overføringsnett. Aksept handler om å forankre beslutninger i befolkningen i saker hvor noen hensyn må vike for andre. Manglende aksept kan være en barriere for å oppnå politiske målsettinger innenfor fornybar energi. Globale klimahensyn kommer i konflikt med lokale miljøhensyn. Manglende aksept kan hindre en ellers ønsket utvikling.

Selv om det er generell aksept i befolkningen for nødvendigheten av å bygge ut fornybar energi, kan manglende lokal aksept medføre at folk er lite villige til å godta utbygginger i eget nærmiljø. Aksept i lokalsamfunn handler om livskvalitet og helseeffekter, levestandard og verdi på eiendommer, og om landskapsvern og økosystemer, og at det er ulike interesser knyttet til utnyttelse av ressurser og arealer. Studier av vindkraft både i Skottland (Warren m.fl., 2005) og i Norge (Rees, 2009) viser imidlertid at lokalbefolkningen er negative til vindkraft i planleggingsfasen, men når vindparkene først er etablert, er de som bor nærmest mest positive.

Grad av aksept kan også ha sammenheng med involvering i planprosesser. Involvering kan karakteriseres langs tre dimensjoner:

• Bredden på deltagelse (hvor mange aktører som trekkes inn)

• Dybden på deltagelsen (hvor mye man får lov til å være med og bestemme)

• Når interessegruppene trekkes inn (man kan eksempelvis mene at man blir trukket med for sent i prosessene).

Det finnes ingen konsensus om hva som er den beste måten å gjennomføre slike prosesser på. I utgangspunktet er det viktig å anerkjenne at ulike teknologier medfører ulik grad av aksept (Bell m.fl., 2005). Vindkraftprosjekter på land krever for eksempel alltid overføringsnett og veier for installasjon, som kan ha åpenbar nytteverdi lokalt.

Miljøverndepartementet har satt ned et ekspertutvalg for økosystemtjenester, som skal drøfte verdien av naturmangfoldet i Norge slik at vi blir bedre i stand til å se verdien av en velfungerende natur og de tjenestene naturen gir. Utvalget skal levere sin innstilling innen 31. august 2013.

7.2.7 Kompensasjonsordninger

De som berøres av energiprosjekter får i varierende grad økonomisk kompensasjon fra tiltakshaver. Ved utbygging av større vannkraft er det rettighetsbaserte ordninger med næringsfond, konsesjonsavgift og konsesjonskraft16 som tilgodeser vertskommuner og fylkeskommuner. Vannkraftkommunene (og fylkeskommunene) mottar også naturressursskatt fra produsentene. Det er også vanlig med konsesjonsvilkår som i noen grad tilgodeser lokalsamfunnets interesser (for eksempel standard på veier). Ved utbygging av vindkraft og småkraft finnes det eksempler på frivillige avtaler om næringsfond og lignende. Eiendomsskatt er en viktig inntektskilde for mange kommuner med energianlegg.

Utbyggere av visse energiprosjekter kan få tillatelse til å ekspropriere grunn og fallrettigheter. Det faktiske tapet for berørte grunn- og fallrettseiere skal da erstattes. Oppnås det ingen minnelig avtale, fastsettes erstatningen ved rettslig skjønn. Dersom formålet med ekspropriasjonen er utbygging av vannkraft, skal tapserstatningen ha et tillegg på 25 prosent. Begrunnelsen for dette var opprinnelig at verdien av fallrettigheter ble satt lavt ved utmåling av ekspropriasjonserstatning, og at det derfor ble vurdert som rimelig at opprinnelige eiere burde få en del av gevinsten ved energiprosjektet. I nyere rettspraksis er imidlertid fallrettigheter verdsatt stadig høyere, og i dag er det vanlig at det utmåles erstatning etter markedsverdi som om fallrettshaver hadde bygget ut selv. Det er derfor stilt spørsmål ved om begrunnelsen for tillegget på 25 prosent er falt bort, men Høyesterett har uttalt at dette er en lovgiveroppgave. For kraftledninger og vindkraftanlegg er det ikke slike regler om mererstatning.

Dagens regler for kompensasjon kan ha noen utilsiktede virkninger. Dersom en vassdragsregulering medfører overføring av vann fra en kommune til en annen, får kommunen vannet hentes fra, lite av den kompensasjonen kraftverket betaler til berørte kommuner. Grunnlaget for en rekke av ytelsene beskrevet ovenfor til vannkraftkommuner er netto energiproduksjon, noe som fører til at eventuell økt bruk av pumping vil kunne slå negativt ut for de aktuelle kommunene.

I forbindelse med konsesjonsbehandlingen av store kraftledninger har særlig kommunene pekt på at det er manglende samsvar mellom de som får fordeler og de som får ulemper av kraftledningene. I dag er eventuell inntekt til kommunen i all hovedsak knyttet til eiendomsskatt. Denne skatten er beskjeden for luftledninger, men utgjør mer for dyrere løsninger som jordkabel og stasjoner. I tillegg til eiendomsskatt gir utbygging av kraftledninger ringvirkninger gjennom lokale kjøp av varer og tjenester.

Det synes å være to hovedsyn som gjør seg gjeldende i ledningssaker. Noen legger vekt på at større kraftledninger ofte begrunnes ut fra nasjonale og regionale hensyn, mens det er lokalsamfunnene som sitter igjen med de konkrete ulempene i form av arealbeslag og miljøulemper. En kompensasjonsordning for kommuner kan virke utjevnende. Andre legger vekt på at det enkelte nettprosjekt ikke bare er nyttig for områdene som knyttes sammen, men også for robustheten i hele sentralnettet og dermed hele landet. Hvordan nytteverdier og ulemper fordeler seg mellom ulike områder er vanskelig å anslå. Etter dette synet vil ikke en kompensasjonsordning bidra til noen mer rettferdig fordeling, bare en annerledes fordeling.

Innføring av en eventuell kompensasjonsordning for store kraftledningsutbygginger forutsetter praktiserbare ordninger. Kriteriene for en kompensasjonsordning må være klare og objektive, og kan for eksempel knyttes til spenningsnivå og lengde eller arealbeslag. Det må vurderes hva som er et rimelig nivå for kompensasjon, om det skal være en årlig utbetaling eller et engangsoppgjør og om det skal gjøres forskjell på ledninger, transformatorstasjoner og bryterfelt. Samtidig må forholdet til blant annet inntektsrammereguleringen for nettselskapene avklares.

7.3 Utvalgets vurderinger

Naturen er menneskenes livsgrunnlag, og vi er en del av naturen. Norge har store muligheter innen fornybar energi og store verneverdige naturverdier. Samtidig er Norge et moderne og høyteknologisk land med store krav til forsyningssikkerhet for energi. Utnyttelsen av norske energiressurser må være bærekraftig. God planlegging, kunnskap om naturverdiene og velfungerende konsesjonsprosesser er derfor verdifullt.

Dagens planleggings- og konsesjonsprosesser er utgangspunktet for å avveie nyttevirkninger av og ulemper med energiprosjekter. Saksbehandlingen er grundig og skal bidra til at ulike interesser kommer til ordet. Utvalget er opptatt av å ha et godt konsesjonssystem.

Utvalget mener imidlertid at tiden det tar, fra søknad er sendt til endelig vedtak er fattet, er for lang. Forsvarlig saksbehandling må sikres, men det må ta kortere tid. Konsesjonsprosessen er ressurskrevende for både tiltakshavere, myndighetene og berørte interesser. Det kan være negativt for forsyningssikkerheten, verdiskapingen og naturen. Selv om det ikke er ønskelig med endringer som innebærer at viktige interesser utelates, ser utvalget et behov for å effektivisere konsesjonsbehandlingen og få ned saksbehandlingstiden. Det er også behov for å styrke forskning og kompetanse om virkninger av energiprosjekter mer generelt.

7.3.1 Forskning og kompetanse

Vi har allerede god generell kunnskap om energiprosjekters miljøvirkninger. Kunnskapsgrunnlaget er imidlertid mangelfullt på enkelte områder, særlig når det gjelder sumvirkninger av flere inngrep. En framtid med mer ny fornybar energi, energilagring, økte effektleveranser og videre utbygging av nett vil i tillegg gi nye utfordringer for natur og miljø. Styrket kompetanse og mer kunnskap vil bidra til bedre kvalitet, gode løsninger og raskere prosesser.

Utvalget mener forskningen på økosystemet, artsmangfoldet, bedre utbyggingsløsninger og avbøtende tiltak er viktig. Introduksjon av andre energikilder enn vannkraft utvider behovet for kunnskap om natur- og miljøeffekter. Det er behov for økt kunnskap i alle faser knyttet til et energiprosjekt – fra forhåndskartlegging og konsekvensutredning, gjennom utbygging og drift til vilkårsrevisjoner. Livssyklusanalyser og kunnskap om samlede klimaeffekter av ny fornybar energi er viktig for en bedre forståelse av utslipp av klimagasser og potensielle klimagevinster, blant annet ved økt utnyttelse av bioenergiressurser i Norge.

Det er også viktig at den samfunnsfaglige forskningen knyttet til nye energianlegg gir kunnskap om hvordan en bedre kan håndtere konflikter med lokale interesser, og belyse effekter for andre næringsinteresser, kulturminner og tur- og friluftsliv.

7.3.2 Mer effektiv konsesjonsbehandling

En god og effektiv planleggings- og konsesjonsprosess er etter utvalgets oppfatning kjennetegnet av flere faktorer:

• Konsistente planer – planer på ulike nivå bør i størst mulig grad ha innbyrdes sammenheng. Det letter aktørenes beslutninger om hvilke prosjekter de bør satse på og myndighetenes prioriteringer av ulike hensyn.

• Grundighet – relevante interessekonflikter blir faglig godt belyst og vurdert, slik lovverket stiller krav om.

• Saklighet og relevans – bare relevante og vesentlige interessekonflikter blir behandlet grundig. Miljøvirkning per kW og kWh er et viktig kriterium, men ikke det eneste.

• Forutsigbarhet – en godt orientert tiltakshaver skal med rimelig grad av sikkerhet klare å forutsi resultatet. Unntaket er når det dukker opp uventede forhold underveis i prosessen.

• Hurtighet – tidsbruken fra tiltakshaver bestemmer seg for å undersøke mulighetene for konsesjon til spørsmålet er avklart, er begrenset og står i forhold til prosjektets kompleksitet og konfliktpotensial. Høringsfrister blir overholdt.

• Samtidighet – ulike instanser arbeider parallelt, ikke sekvensielt.

• Åpenhet – konsesjonsprosessen er preget av åpenhet hele veien.

• Balanse – det samlede resultatet over tid blir at vesentlige verneinteresser ivaretas samtidig som både forsyningssikkerhet og verdiskaping sikres.

På denne bakgrunn vil utvalget peke på flere utfordringer ved dagens konsesjonssystem:

Køene er lange

Som vist foran er det et betydelig antall søknader om småkraft som ikke er tatt til behandling i NVE. Det ventes også mange revisjoner av vilkår for vannkraftkonsesjoner det nærmeste tiåret. I tillegg til en saksbehandlingstid som i seg selv er lang, er flere år i kø for å komme til saksbehandling ikke akseptabelt. Det ligger også et betydelig antall klagesaker i OED.

Ved å sette frister for saksbehandlingstiden i NVE og OED mener utvalget myndighetene vil få press på seg til å sette av tilstrekkelige ressurser til konsesjonsbehandling. Dette vil kreve at andre berørte myndigheter også øker sin saksbehandlingskapasitet tilsvarende. Slike frister krever imidlertid gjennomtenkte sanksjonsmuligheter, og må ikke gå på bekostning av kvaliteten på saksbehandlingen.

Lovverket er komplisert

Konsesjonssystemet har i løpet av mer enn hundre år gradvis utviklet seg til et komplisert og omfattende system som er utfordrende for både energimyndighetene, miljømyndighetene og allmenne interesser. I et langsiktig perspektiv forventer utvalget fortsatt stor utbygging av energisystemet. Utvalget mener at et mer oversiktlig og enklere lovverk kan korte ned saksbehandlingstiden, redusere dobbeltarbeid og generelt bidra til bedre forståelse for viktige avveininger som må gjøres, samtidig som intensjonene i dagens lovverk beholdes.

Behov for overordnede politiske prioriteringer

På nasjonalt plan bør det være en politisk avklaring av hva slags type energiprosjekter det skal legges til rette for og hvilke miljøhensyn som skal tas. Mangel på klare og entydige politiske føringer svekker NVEs mulighet til å treffe vedtak innenfor rimelige tidsfrister. Det er viktig med god dialog mellom energi- og miljømyndighetene, og de overordnede mål for utvikling av energisektoren bør være sammenfallende. Den omfattende ressursbruken til planer med ulikt fokus og formål synes bare i begrenset grad å være til hjelp for konsesjons- og miljømyndigheter.

Omfattende saksbehandling

Utvalget mener det er viktig med en grundig saksbehandling av energiprosjekter, men mener dagens system er for omfattende. Med dagens konsesjonsprosess er det opp til tre høringsrunder i tillegg til behandlingen i NVE og OED.

Kompensasjonsordninger for store ledningsprosjekter

Rettighetsbaserte ordninger kan bidra til en mer smidig saksbehandling, samtidig som miljøkostnader i noen grad lettere kan innarbeides i tiltakshavers vurderinger.

7.3.3 Særmerknader

Særmerknad fra Petter Haas Brubakk og Kathrine Fog

Disse medlemmer mener at det er viktig med framdrift i nettutviklingen, i godt samarbeid med berørte lokalsamfunn og kommuner, men at det samtidig må legges vekt på kostnadseffektive løsninger. Forslaget om en kompensasjonsordning for store ledningsprosjekter er ikke tilstrekkelig grundig vurdert, verken i forhold til hvordan ordningen skal utformes eller hvilke økonomiske og administrative konsekvenser en slik kompensasjon vil ha for de betydelige nettutbyggingene som er planlagt gjennomført de neste årene. Det er et viktig hensyn, ikke minst for konkurranseutsatt industri, at kostnadene holdes på et forsvarlig nivå, og at samfunnsøkonomisk lønnsomhet legges til grunn. Dette er ikke fremhevet i tilstrekkelig grad. Det er heller ikke sannsynliggjort at en slik ordning uten videre vil bidra til større lokal aksept for nettutbygginger og dermed raskere gjennomføring av disse, slik intensjonen i forslaget er. På denne bakgrunn kan disse medlemmer ikke støtte utvalgets forslag om en kompensasjonsordning

Særmerknad fra Lars Haltbrekken

Dette medlem frykter at en hurtigere avvikling av konsesjonskøene kan gå utover hensynet til natur og miljøverdier. De store køene av omsøkte vind- og vannkraftutbygginger gjør at vi kan velge de prosjektene med minst konsekvenser for naturen, energimyndighetene bør skrinlegge de med de største negative konsekvensene.

Tidsfrister som etableres må ikke gå utover kunnskapsinnhentingen knyttet til natur og miljø.

Dersom OED og NVE skal prioritere konsesjonsbehandlingen slik at køene går ned, må det miljøfaglige beslutningsgrunnlaget i hver sak sikres og miljøforvaltningen må sikres større ressurser slik at de kan bidra til en forsvarlig behandling av sakene.

Dette medlem mener at det norske regelverket en utbygger må forholde seg til, har blitt stadig bedre, og med innføringen av Naturmangfoldloven skal hensynet til naturen veie tyngre enn før. Med den store utfordringen vi står ovenfor når det gjelder tap av planter og dyr kan ikke en eventuell forenkling av lovverket svekke natur- og miljøkravene som gjøres gjeldende i konsesjonsprosessen.

Forslaget om en uavhengig klagenemd for mindre saker må sørge for å ha tilstrekkelig naturfaglig kompetanse i forhold til energisaker.

Dette medlem mener forvaltningslovens krav om en faglig gjennomgang av saken ved eventuell anke er viktig og sikrer at ny informasjon kan komme fram. Dette gjelder også nye befaringer og folkemøter som utvalgsmedlemmet ser på som viktig i den demokratiske prosessen fram mot endelig vedtak.

8 Energibruk i framtiden

Utviklingen i energibruken er et hovedelement når man skal vurdere energi- og kraftbalansen på lang sikt. Utvalget er bedt om å legge særlig vekt på å vurdere hva som kan gjøres for å begrense energibruken. Endringer i energibruken må ses i sammenheng med den underliggende samfunnsutviklingen, utviklingen i energipriser og politiske rammebetingelser, potensialer for energieffektivisering, konvertering mellom energibærere og virkemiddelbruken.

Internasjonale sammenligninger viser at energibruken per enhet BNP (energiintensiteten) er lavere for Norge enn for OECD-gjennomsnittet. I 2009 hadde norsk økonomi en energiintensitet på linje med Tyskland, høyere enn Danmark og lavere enn Sverige og Finland. Den samlede energibruken i husholdningene i Norge er på nivå med de andre nordiske landene. Kapittel 12 presenterer utdypende fakta om energibruken i Norge.

Elektrisitet er den dominerende energibæreren i stasjonær energibruk i Norge. Det kommer av at vi har en omfattende kraftintensiv industri, og at vi i større utstrekning enn andre land, også i Norden, benytter elektrisitet til oppvarming.

I det markedsbaserte systemet som fulgte etter energiloven av 1990, skal markedsprisene sørge for at forbrukerne blir stilt overfor priser som reflekterer produksjons- og transportkostnadene. Høye priser stimulerer til redusert forbruk når det er knapphet. Men markedsprisene reflekterer ikke nødvendigvis kostnadene knyttet til naturinngrep, forurensning og utslipp av klimagasser. Mangel på «riktige priser» er en viktig begrunnelse for å stimulere til økt energieffektivisering.

8.1 Effektivisering, konvertering og nye anvendelser

Utviklingen i energibruken påvirkes generelt av utviklingen i energimarkedene og av politikk og virkemidler. Høyere energipriser og ulike virkemidler, som for eksempel kvotepris på CO₂ eller tekniske forskrifter og pålegg, bidrar til å begrense energibruken. Andre faktorer vil øke energibruken. Nettoeffekten er usikker. Referansescenarioene i EUs Energy Roadmap 2050 viser en nedgang i energibruken i EU på 2,5-10 prosent i 2050 sammenliknet med nivået i 2005-2006.

Tabell 8.1 gir en oversikt over drivkrefter som vil påvirke utviklingen i energibruken på lang sikt.

Utviklingen i energibruken mot 2050 er avhengig av de generelle utviklingstrekkene i samfunnet. Trendframskrivninger tyder på en betydelig befolkningsvekst, fortsatt sentralisering og økt privat forbruk fordi vi blir rikere. Sentraliseringen innebærer blant annet at en større andel av befolkningen i framtiden vil bo i leiligheter, se avsnitt 4.1.1. Samtidig blir gjennomsnittshusholdningen mindre. Over tid skjer det endringer i bygningsmassen: En del bygg rives hvert år, og en del eksisterende bygg rehabiliteres. Nybygg er mer energieffektive enn eksisterende bygg, blant annet fordi strengere byggforskrifter bidrar til å redusere energibruken til oppvarming.

Økonomisk vekst trekker i retning av økt energibruk, men endringer i næringsstruktur påvirker også utviklingen i energibruken. I henhold til framskrivningen i Nasjonalbudsjettets referansebane får vi sterk vekst i de tjenesteytende næringene mot 2050, og energiintensive næringers andel av BNP reduseres. En slik vridning fra næringer med høy energiintensitet til næringer med lavere energiintensitet, gir totalt sett lavere energiintensitet i økonomien over tid. Vekst i tradisjonelle og nye energiintensive næringer, trekker energibruken opp. Hvor stor nettoeffekten blir kommer an på energiintensiteten i de næringene som fortrenges.

Teknologiutvikling trekker trendmessig mot redusert energibruk. Utviklingen påvirkes dessuten av prisutviklingen og av politikk. Strengere standarder og krav og støtte til energieffektivisering begrenser utviklingen i energibruken.

Sammenhengen mellom økonomisk vekst og endring i næringsstruktur på den ene siden, og utviklingen i energibruken på den andre, kan måles ved hjelp av energiintensiteter. Energiintensiteten for en sektor uttrykker hvor mye energi som brukes per enhet av for eksempel produksjon eller konsum i sektoren.

Over tid er den norske økonomien blitt mindre energiintensiv. I perioden 1990 til 2009 gikk energibruken per enhet produksjonsverdi ned med 29 prosent i Norge (Bøeng m.fl., 2011). Siden 1975 har nedgangen i energiintensitet i Norge vært noe mindre enn gjennomsnittet for OECD-området. Det er imidlertid vanskelig å sammenlikne energiintensiteter mellom land fordi landene har svært ulik næringsstruktur og energimiks.

Vi henviser til kapittel 12 for mer utfyllende informasjon om energibruken i nasjonalbudsjettets referansebane. Kapittel 12 drøfter også energiintensiteter nærmere, mens kapittel 2 gir en oversikt over den historiske utviklingen i energibruken.

8.1.1 Energibruk i bygg

Studier av energieffektivisering i bygg viser at potensialet for energieffektivisering er størst innenfor oppvarming. Energieffektiviteten i nye bygg har særlig stor betydning for energibruken på lang sikt. Bygg har lang levetid, og det er lettere å få til energieffektive løsninger når det tas hensyn til dette i planleggingen av bygget. Samtidig vil dagens bygg stå for en stor del av energibruken i lang tid. Studier viser at det finnes betydelige potensialer for energieffektivisering i eksisterende bygningsmasse. Estimatene er imidlertid usikre, og bygningsstatistikken for eksisterende bygg er mangelfull. Vi har for eksempel ikke full oversikt over hvor stor andel av elektrisiteten som brukes til oppvarming av arealer og tappevann, og hvor mye som brukes til lys og elektrisk utstyr.

Utgangspunktet for vurderinger av potensialer for energieffektivisering i bygg er vanligvis det tekniske potensialet. Det tekniske potensialet er et estimat på hvor mye energibruken kan reduseres sammenliknet med dagens energibruk dersom man tar i bruk beste tilgjengelige teknologi i alle eksisterende bygg. Det er ikke realistisk å bringe hele bygningsmassen opp på dagens nivå på kort sikt. Det tar tid å realisere mye av det tekniske potensialet. Med dagens virkemidler vil rehabiliteringer, enkelttiltak og adferdsendringer realisere deler av det tekniske potensialet over tid. Det tekniske potensialet inkluderer også den energieffektiviseringen som «skjer av seg selv».

Det tekniske potensialet for energieffektivisering i bygg er betydelig. I løpet av de siste årene har for eksempel Lavenergiutvalget (2009), Arnstad-utvalget (Kommunal- og regionaldepartementet, 2010) og Klimakur (2010), med ulike fokus og tidsperspektiv, estimert betydelige tekniske potensial for energieffektivisering i bygg. Lavenergiutvalget foreslår at det settes et mål om å redusere energibruken i bygg med 10 TWh til 2020 og 40 TWh til 2040 sammenliknet med dagens nivå på 80 TWh.17 Det innebærer en halvering av energibruken i bygg i forhold til referansenivået i 2040. Arnstad-utvalget konkluderte med at det er realistisk å oppnå målet for 2020, og mulig å oppnå målet for 2040.18 Klimakur analyserer den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av ulike effektiviseringstiltak, men her er oppmerksomheten rettet mot lønnsomme utslippsreduksjoner og ikke mot energibruken som sådan.

For å bedre grunnlaget for utforming av virkemidler for energieffektivisering i bygninger har Enova fått gjennomført tre potensial- og barrierestudier som tar for seg yrkesbygg og boliger. Enovas studier finner tekniske potensialer for energieffektivisering som er på linje med tidligere studier (Enova, 2012a).

I tillegg til det tekniske potensialet har studiene beregnet økonomiske potensiale, og Enova har, basert på delrapportene, anslått realistisk potensial:

• Økonomisk potensial er den delen av det tekniske potensialet som det er lønnsomt å gjennomføre når man tar hensyn til kostnader og gevinster ved tiltakene. Det økonomiske potensialet henger blant annet sammen med forventede energipriser.

• Realistisk potensial er den delen av det tekniske potensialet som er knyttet til planlagte rehabiliteringer. Antatt rehabiliteringstakt er en kritisk forutsetning.

Enova har ikke beregnet kostnadene knyttet til realisering av det realistiske potensialet. En god del rehabilitering gir energisparegevinster uansett. Hvor stor andel dette utgjør, er heller ikke beregnet.

Studiene finner følgende tekniske, økonomiske og realistiske potensialer for eksisterende bygg til 2020, og for passivhus og nær nullergibygninger19 til 2040.

Eksisterende yrkesbygg 2010-2020 (Enova, 2012b):

• Teknisk potensial er beregnet til 18,6 TWh.

• Privatøkonomisk lønnsomt potensial er beregnet til 8,7 -10,3 TWh ved en energipris på henholdsvis 80 og 110 øre/kWh.

• Realistisk potensial er anslått til 3-4,5 TWh

Eksisterende boliger 2010-2020 (Enova, 2012c):

• Teknisk potensial er beregnet til 13,4 TWh.

• Økonomisk potensial er beregnet til 2,4-3,2 TWh ved en energipris på henholdsvis 110 og 140 øre/kWh.

• Realistisk potensial er anslått til 1,4-3 TWh

Passivhus og nær nullenergibygninger 2010-2040 (Enova, 2012d):

• Teknisk potensial ved å heve hele bygningsmassen fra TEK 10-standard til passivhusnivå i 2020 er anslått til 5 TWh.

• Teknisk potensial ved å heve hele bygningsmassen fra TEK 10-standard til nær nullenergibygninger i 2040 er anslått til 31,5 TWh i 2040.

• Framskrivning basert på dagens byggstandard og kostnadsnivå gir en reduksjon på 3 TWh i 2040, ut over TEK 10-standard.

Studiene viser at det er et sammensatt sett av barrierer som gjør at aktørene ikke gjennomfører samfunnsøkonomisk lønnsomme energieffektiviseringstiltak. En oversikt over identifiserte barrierer er vist i boks 8.2. Manglende privatøkonomisk lønnsomhet er en viktig barriere, men ikke den eneste. Energibruken involverer et stort antall ulike aktører, verdikjedene er sammensatte, og gode løsninger krever tverrfaglig problemløsning. Ut over tekniske og praktiske barrierer20 mangler det også kunnskap og kompetanse, både om hvilke muligheter som finnes, og om hvordan man skal bruke bygninger på en energieffektiv måte. På boligsiden er barrierene særlig komplekse og sammensatte, og analyser peker spesielt på samspillet mellom manglende lønnsomhet, manglende offentlige anbefalinger og støtte, samt kompleksitet som viktige barrierer (Enova, 2012a).

Barrierer endres over tid gjennom et samspill mellom virkemidler, energipriser og markedsløsninger. Energisparekontrakter med garantert besparelse (EPC-kontrakter) er et eksempel på at markedet, i samspill med virkemiddelapparatet, bidrar til å bygge ned barrierer for lønnsomme tiltak.21

Fram mot 2040 vil det realistiske potensialet nærme seg det tekniske potensialet fordi flere bygg rives og rehabiliteres, og fordi det bygges nye, mer energieffektive nybygg. I hvilken grad dette skjer avhenger av hvor fort markedet utvikler seg, for eksempel hvor konkurransedyktige passivhus og nullenergibygg blir, noe som igjen henger sammen med energipriser, forskriftskrav, innovasjonstakten i markedet, forskriftsendringer og virkemiddelutformingen.

Den samlede effekten av energieffektivisering i bygg kommer ikke bare an på tiltakene som gjennomføres. Effekten på energibruken kommer også an på hvordan byggene og løsningene blir brukt. Blant annet viser det seg at energibruken ofte blir høyere enn forutsatt fordi noe av besparelsen tas ut i høyere komfort eller økt bruk av energi til andre formål (lekkasje-effekt22), eller på grunn av «feil» bruk, for eksempel ved at styringssystemer ikke brukes som forutsatt, eller at bruken av bygget endres. Videre kan endringer i holdninger, bevissthet og kompetanse endre energibruken. Endret bruk av bygninger og økt behov for kjøling kan også trekke energibruken opp.

8.1.2 Virkemidler for energieffektivisering i bygg

Norske myndigheter bruker en rekke virkemidler for å påvirke energibruken og stimulere til økt energieffektivitet.23 Virkemiddelapparatet omfatter regulatoriske virkemidler som lover og forskrifter, for eksempel tekniske byggstandarder, økonomiske virkemidler som avgifter og støtteordninger, og informasjon og rådgivningstjenester, samt frivillige avtaler mellom myndighetene og aktører eller bransjer. Lover og forskrifter legger begrensninger på hvilke løsninger som kan velges, mens informasjon og rådgivning gjør det lettere for aktørene å finne fram til og vurdere ulike løsninger. Avgifter stimulerer til energieffektivisering ved å gjøre det dyrere å bruke energi, mens støtteordninger gjør det billigere å gjennomføre tiltak for energieffektivisering.

Direktiver og forordninger fra EU legger også føringer for mål og virkemidler. Dagens norske virkemiddelapparat er nærmere omtalt i avsnitt 12.2.2.

Generelt begrunnes støtte og andre virkemidler for energieffektivisering i de ulike barrierene som hindrer gjennomføring av samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak. IEA grupperer typiske barrierer for lønnsom energieffektivisering i kategoriene informasjonssvikt, for eksempel manglende informasjon om mulige tiltak og virkningene av tiltak, insentivskjevheter, for eksempel som følge av at den som bærer kostnaden ved et tiltak ikke høster gevinstene, og uforklart adferd, som impliserer at tiltak som vurderes som privatøkonomisk lønnsomme, ikke gjennomføres (Ryan m.fl., 2010). En annen grunn til at tiltak som er funnet lønnsomme i generelle kalkyler ikke gjennomføres, kan være at beregningene ikke tar hensyn til alle reelle kostnader knyttet til tiltakene, og at kostnader og gevinster varierer mellom individuelle aktører og tiltak innenfor en kategori eller gruppe (Ibenholt og Fiksen, 2011, og THEMA Consulting Group, 2011). I så fall er potensialet overvurdert.

IEA-rapporten ’Energy efficiency and carbon pricing’ anbefaler en meny av virkemidler for energieffektivisering, avhengig av hvilken markedssvikt eller barriere som er problemet, se tabell 8.5.

Virkemiddelmenyen i Norge stemmer godt overens med anbefalingene fra IEA. IEA har imidlertid ikke gjort noen vurdering av styrken i virkemiddelbruken, verken for virkemidlene hver for seg eller samlet. I avsnitt 12.2.2 gis en oversikt over dagens virkemidler rettet mot energibruk i Norge.

Virkemidler kan utformes på mange ulike måter og utformingen kommer an på hva man vil oppnå, det vil si hvordan målet er definert. Vil man korrigere for manglende eksterne kostnader, er for eksempel avgifter det mest effektive virkemidlet. Kostnadene internaliseres, men man vet ikke på forhånd hva den samlede effekten på energieffektivisering og energibruk blir. Et absolutt mål for energibruken – eller effektiviseringen – sier implisitt at tiltak av et visst omfang skal gjennomføres uavhengig av kostnad. For å oppnå et slikt mål vil man typisk bruke en kombinasjon av virkemidler. Virkemidler kan også rettes mot spesifikke tiltak, som for eksempel støtte til varmepumper i husholdningene, eller spesifikke barrierer, som for eksempel støtte for å identifisere lønnsomme tiltak i næringsbygg eller industrien. I alle tilfeller bør kostnadene knyttet til innføring og forvaltning av virkemidler veies opp mot gevinstene av virkemidlene.

Når det gjelder bygg, er det utfordrende å utforme presise virkemidler for å utløse spesifikke tiltak fordi potensialene finnes hos mange små og ulike aktører.

I rapporten ‘Energieffektivisering i eksisterende bygg’ (Ibenholt og Fiksen, 2011), utarbeidet for Byggenæringens Landsforbund, presenteres blant annet følgende kriterier for valg og utforming av virkemidler for energieffektivisering i bygg:

• Høy kostnadseffektivitet, det vil si at målet skal nås til lavest mulig kostnad.

• God styringseffektivitet, det vil si at virkemidlet skal sikre at målet nås.

• Høy utløsende effekt, det vil si at støtte bare gis til tiltak som ellers ikke ville blitt gjennomført og at støttesatsen ikke er høyere enn den må være for å utløse tiltaket (dekke merkostnad).

• Lave administrative kostnader hos søkere og myndigheter.

• Små budsjettmessige konsekvenser, det vil si lave kostnader knyttet til finansiering av virkemidlet.

I realiteten må det gjøres avveininger mellom ulike hensyn. For eksempel kan den utløsende effekten økes ved å ha et strengt krav til dokumentasjon av merkostnad, men det øker kostnadene knyttet til søknadsprosessen hos både tiltakshavere og myndigheter. Styringseffektiviteten kan økes ved å ha rutiner for oppfølging og kontroll, men det medfører en kontrollkostnad. Disse kostnadene må veies mot gevinsten av økt utløsende effekt og styringseffektivitet.

Samme rapport drøfter fire aktuelle typer virkemidler for energieffektivisering i bygg:

• Søknadsbasert støtte. Støtte gis til ulike (pakker av) tiltak etter individuell vurdering, og det kreves typisk dokumentasjon av oppnådd energisparing. Reglene for tildeling av støtte er kjent på forhånd. Vanligvis settes det av en pott for tildeling for hver søknadsrunde. Man vet ikke hvor mye energieffektivisering man får for pengene eller hvor dyrt det dyreste tiltaket blir. Fordeling av midlene skjer for eksempel ved at prosjekter prioriteres etter støttebehov per spart kWh. Det øker kostnadseffektiviteten av virkemidlet. Krav om oppfølging og rapportering motvirker lekkasje-effekter. Administrasjonskostnadene kan være store både hos søker og myndighet.

• Rettighetsbasert støtte. Alle tiltak av en bestemt type får støtte. Antall tiltak og samlet støtte avhenger av antall søkere. Administrasjonskostnadene er relativt små, men den utløsende effekten kan være liten. Lekkasjeeffektene kan være betydelige.

• Skattefradrag. Arbeidskostnader knyttet til bestemte tiltak gir rett til fradrag i skatten. Hovedhensikten er å stimulere til økt sysselsetting i byggebransjen og motvirke svart arbeid. Siden ordningen er rettighetsbasert, er verken omfanget av tiltak eller samlet støtteomfang (redusert skatteinngang) kjent på forhånd.

• Hvite sertifikater (energieffektiviseringssertifikater). Forhåndsdefinerte tiltak gir rett til sertifikater tilsvarende estimert energispareeffekt (antall kWh). Sertifikatene kan selges til energileverandører eller -distributører som pålegges å gjennomføre tiltak eller kjøpe sertifikater. Ordningen er en parallell til elsertifikatene for fornybar kraftproduksjon. Forskjellen mellom hvite sertifikater og elsertifikater, se boks 4.4, er at hvite sertifikater tildeles i henhold til estimert energisparing, mens elsertifikater tildeles i henhold til målt fornybarproduksjon. Sertifikatkostnaden motvirker lekkasje-effekter. Styringseffektiviteten er god med hensyn til samlet omfang av tiltak. Støtten per kWh fastsettes i markedet. Ordningen er kostnadseffektiv, men den utløsende effekten kan være lav.

Alle ordningene som er skissert over, med unntak av søknadsbasert støtte der man kan kreve måling av effekter, er knyttet til spesifiserte tiltak, og ikke til et absolutt nivå på energibruken (eller reduksjon i energibruken).

Ordningene kan utformes på ulike måter. Hvite sertifikater er i utgangspunktet en form for rettighetsbasert støtte ved at alle nærmere spesifiserte tiltak har rett til å motta sertifikater.

For effektiviteten i energisystemet er det viktig at de ulike aktørene stilles overfor de riktige prissignalene. Energipriser som reflekterer kostnadene knyttet til produksjon og overføring av energi, stimulerer til gjennomføring av lønnsomme effektiviserings- og konverteringstiltak. Samtidig må virkemidler for energieffektivisering og -omlegging ses i sammenheng med den samlede virkemiddelbruken i energisektoren.

Økt energi-/elavgift er et generelt virkemiddel som kan korrigere for manglende prising av miljøvirkninger og utløse både små og store energisparetiltak på en kostnadseffektiv måte. Generelle avgifter har små administrasjonskostnader. Økte avgifter kan være et supplement til virkemidler rettet mot spesifikke tiltak eller grupper.

8.1.3 Energibruk i industrien

Potensial for energiøkonomisering

Potensial- og barrierestudien for landbasert industri (Enova, 2009) tar utgangspunkt i et teknisk effektiviseringspotensial i industrien på rundt 27 TWh i forhold til en energibruk i referansebanen på knapt 80 TWh i 2020. Analysen viser at 44 prosent av potensialet ikke realiseres på grunn av manglende ekstern infrastruktur (for eksempel at spillvarme ikke kan utnyttes fordi bedriften er lokalisert i et område som ikke er aktuelt for fjernvarme) og ytterligere 9 prosent på grunn av umoden teknologi, se figur 8.1. Det betyr at vel halvparten av potensialet i praksis ikke er realiserbart på kort sikt. Av det gjenværende potensialet (47 prosent) er om lag halvparten bedriftsøkonomisk ulønnsomt, mens resten forklares av manglende bevissthet og kompetanse. Begrenset tilgang på kapital har også en viss betydning (3 prosent).

Kilde: Enova (2009)

Energibruk i kraftintensiv industri

Norge har en betydelig kraftintensiv industri som omfatter næringene aluminium, kjemiske råvarer, jern, stål, ferrolegeringer og treforedlingsindustri. I 2009 hadde kraftintensiv industri et kraftforbruk på knapt 34 TWh og en samlet energibruk på vel 48 TWh.

Kraftintensiv industri er eksportrettet og avhengig av å være konkurransedyktig mot andre internasjonale aktører i produktmarkedene. Mens norsk papirproduksjon sliter med strukturelle problemer (som nedgang i bruk av avis- og bokpapir i Europa), er etterspørselen i markedene for aluminium og silisium, sterkt økende. Kraftintensiv industri er ellers kjennetegnet ved at en stor del av produksjonen ligger i hjørnestensbedrifter i industristeder langs kysten, ofte lokalisert i nærhet til kraftverk, og at den har en jevn forbruksprofil over året.

Dersom det utvikler seg et nordisk kraftoverskudd på 10-20 års sikt, vil det dempe kraftprisveksten i Norge og Norden i forhold til resten av Europa. Kraftintensiv industri konkurrerer imidlertid først og fremst med produksjon fra regioner utenfor Europa. Ny kraftintensiv industri lokaliseres fortrinnsvis der det er tilgang til kraft til lave priser. Internasjonal klimapolitikk og prisen på fossile brensler er derfor viktige drivere for kraftetterspørselen i Norge. Økt kull- og gasspris og innføring av karbonkostnader globalt kan øke etterspørselen etter kraft til kraftintensiv industri i Norge.

I et langsiktig perspektiv kan kraftintensiv industriproduksjon i Norge øke dersom langsiktige kraftpriser vurderes som konkurransedyktige, mens produksjonen kan reduseres betydelig dersom prisene ikke er konkurransedyktige. Etterspørselen fra kraftintensiv industri er trolig svært prisfølsom både på kort og lang sikt, og kostnadene i andre viktige produsentland er avgjørende for betalingsviljen for kraft.

8.1.4 Konvertering mellom energibærere

Konvertering innebærer skifte fra en energibærer til en annen, og har betydning for sammensetningen av energibruken, herunder elektrisitetsforbruket. I alminnelig forsyning er konvertering hovedsakelig aktuelt for energi til oppvarming i industri, næringsbygg og boliger. Om konvertering er lønnsomt kommer an på det aktuelle byggets beskaffenhet, eksisterende oppvarmingsløsning og energiprisene. I transportsektoren og petroleumssektoren innebærer klimapolitikken at det blir mer lønnsomt å konvertere fra fossile energibærere til fornybar energi og elektrisitet (såkalt elektrifisering).

Konvertering i bygninger og industri

I framskrivningen (referansebanen) som ligger til grunn for Klimakur 2020 (Klimakur, 2010), er det en samlet bruk av fossile brensler i 2020 på 2 TWh i husholdningene og 5 TWh i næringsbygg. I næringsbygg og boliger er det mulig å erstatte fossil energibruk med fjernvarme (f.eks. bio/avfall), varmepumper, elkjeler, ulike former for bioenergi, samt solvarme, pelletskamin og vedovn. Klimakur identifiserte også et potensial for konvertering fra olje og andre fossile energibærere i industrien til lokale energisentraler og fjernvarme basert på bioenergi. Klimakur finner at konvertering til lokale energisentraler er lønnsomt, mens konvertering til fjernvarme ikke er det, gitt en forventet CO₂-pris i 2020 på 240 kroner/tonn. Dersom det samlede (tekniske) konverteringspotensialet i industrien utløses, øker bruken av bioenergi med 11,6 TWh, mens bruken av fossile brensler og reduksjonsmidler reduseres med 10,7 TWh. Elforbruket reduseres med 3 TWh.

Enovas støtteordninger for energiomlegging skal stimulere til markedsutvikling av varmeløsninger basert på andre energibærere enn elektrisitet, olje og gass. Enovas rolle på dette feltet er nærmere beskrevet i kapittel 12. Overgang fra panelovner og elkjeler til varmepumper reduserer elforbruket, mens overgang fra olje og gass til varmepumper øker elforbruket. Uavhengig av støtteordninger kan også markedsprisene stimulere til konvertering mellom energibærere. Avgiftene på fossile energibærere og elektrisitet påvirker også utviklingen. Permanent konvertering fra fossil energi til elektrisitet gir en klimagevinst, men reduserer fleksibiliteten i elforbruket.

Utviklingen i elforbruket avhenger også av valg av oppvarmingsløsninger i nye bygg. Strengere krav til energieffektivitet i byggforskriftene medfører at behovet for tilført energi til oppvarming per bygg gradvis blir lavere. Potensialet for nye fjernvarmenett på lang sikt begrenses av bosettingsstrukturen og stadig mer energieffektive nybygg. En stor del av det lønnsomme potensialet er utbygd eller planlagt utbygd i de største byene, og ytterligere vekst vil først og fremst komme som følge av at flere bygg blir koblet på eksisterende infrastruktur (se kapittel 13 om infrastruktur).

Konvertering i petroleumssektoren

Olje- og gassinstallasjonene offshore har behov for elektrisk energi som enten kan forsynes fra gassturbiner på installasjonen eller gjennom kabler fra land (elektrifisering). De 180 gassturbinene som finnes på installasjonene i dag, har en gjennomsnittlig virkningsgrad på 33 prosent. Konvertering til elektrisitet produsert på land gir derfor vanligvis en energieffektiviseringsgevinst. En aktuell studie (OD m.fl., 2008) viser at delelektrifisering av de mest aktuelle områdene på sokkelen, som innebærer at elproduksjon fra gassturbiner på installasjonene blir erstattet med kraft fra land, vil øke etterspørselen etter kraft fra land med om lag 4 TWh i 2020, en dobling i forhold til dagens nivå. Det vil redusere CO₂-utslippene fra petroleumsvirksomheten med om lag 4 millioner tonn CO₂, eller knapt 25 prosent av utslippene i 2006. De samlede utslippene av klimagasser fra petroleumssektoren utgjorde om lag 25 prosent av de samlede norske utslippene av klimagasser i 2010.

Gjeldende regulering krever at elforsyning fra land skal vurderes ved utbygging av nye felt og velges dersom det er mulig.

Statnett anslår at kraftetterspørselen fra petroleumsvirksomheten fram mot 2025 kan bli mellom 6 og 11 TWh, der det høye anslaget er i tråd med Oljedirektoratets høye bane for 2020. Hvor vi havner i dette spennet, bestemmes av kostnadene og klimapolitikken. Klimakur anslår tiltakskostnaden for elektrifisering av eksisterende felt til mellom 1000 og 4000 kr/tonn, mens elektrifisering av nye felt koster mellom 700 og 3000 kr/tonn. Til sammenlikning legger Klimakur til grunn for sine beregninger en karbonpris i 2020 på 240 kroner/tonn. Klimakur legger relativt høye kraftpriser til grunn for tiltakskostnadene. Lavere kraftpriser vil gi lavere tiltakskostnader.24

På lengre sikt vil eksisterende felt bli faset ut av produksjon, og aktiviteten i petroleumssektoren ventes å falle mot 2050. Det er dermed svært usikkert hvor stort elforbruket i petroleumssektoren blir på lang sikt.

Konvertering i transportsektoren

Ifølge Nasjonal transportplan (St. mld. nr. 16 (2008-2009)) er utfordringene for utviklingen av transportsystemet knyttet til klima, energi- og ressursbruk, luftkvalitet, befolkningsvekst, sentralisering og urbanisering, velstandsøkning som gir økt transportetterspørsel, flere personbiler og stor økning i fritidsreiser.

Den viktigste teknologiske utfordringen i transportsektoren er å erstatte bensin og diesel med elektrisitet, biodrivstoff eller hydrogen, for å redusere klimagassutslippene. I Norge kom 19 prosent av CO₂-utslippene i 2010 fra veitrafikken. Reduserte utslipp av klimagasser krever utvikling og kommersialisering av ny teknologi, fra forbedringer i dagens forbrenningsmotorer til utvikling av hybridteknologi til ladbare hybridbiler og biler med helelektrisk drift (elbiler og biler med brenselceller).25 En elbil med én person i bilen har for eksempel en energibruk per personkilometer som ligger mellom sporvogn og T-bane. Med gjennomsnittlig personbelegg (1,73 personer) er energibruken i en elbil under 30 prosent av energibruken i en bensindrevet personbil.

I personbiltrafikken har hybridbiler befestet sin posisjon, elbiler er i ferd med å bli et reelt alternativ, og de første plug-in hybridbilene ventes å komme på markedet i 2012. Elbiler kan ikke fullt ut erstatte konvensjonelle biler fordi de er små og fordi batteri- og ladekapasiteten begrenser rekkevidden. De første elektriske varebilene på norske veier vil trolig komme i 2012. Både EU og IEA (2010) forventer at den virkelig store veksten i elbilbruken kommer etter 2030. EUs White paper on transport (COM (2011) 144 final) legger for eksempel opp til at klimagassutslippene fra transportsektoren skal reduseres med 60 prosent mot 2050. Potensialet for elforbruk i veitransporten i Norge er anslått til opptil 7-10 TWh i 2050.

Tungtransport over lengre avstander er ikke et sannsynlig marked for elektrifisering. På kort sikt er biodrivstoff eneste alternativ. Fordelen med biodrivstoff er at dagens bilpark og distribusjonssystem for drivstoff i stor grad kan benytte biodrivstoff, noe som muliggjør konvertering til fornybar energi også i skip, fly og større kjøretøyer. Utfordringer knyttet til klimagassregnskap og konkurranse med matproduksjon søkes løst gjennom utvikling av neste generasjon biodrivstoff.

Hydrogenkjøretøy kan bli et viktig alternativ på lengre sikt dersom enhetskostnadene ved produksjonen reduseres. Hydrogendrevne brenselcellekjøretøy har tilsvarende egenskaper som dagens bensin- og dieselbiler med hensyn til rekkevidde og fyllingstid, og krever et nettverk av fyllestasjoner. De første brenselcellekjøretøyene er ventet å komme på markedet i 2015 og vil i følge bransjen selv være konkurransedyktige rundt 2020. Hydrogendrevene biler øker indirekte bruken av elektrisitet fordi el er en viktig kilde til produksjon av hydrogen.

I 2009 ble det brukt 0,65 TWh elektrisitet til banetransport i Norge (SSB, Energiregnskapet). Dersom planer for utbygging av T-banenettet i Oslo og jernbanenettet i Norge, for eksempel lyntog, realiseres, vil det også øke elforbruket til skinnegående transport i Norge.

Landstrøm til båter i havn (i stedet for båtenes dieselaggregater) er et felt der omlegging til elektrisitet kan komme raskt, men volumene er antagelig små. Elektrisk ferjedrift er en mer langsiktig mulighet det jobbes med å utvikle konsepter for.26

Samlet sett anslås det at transportsektoren, selv med omfattende elektrifisering, vil utgjøre en beskjeden andel av det totale elforbruket i Norge.

8.1.5 Nye anvendelsesområder for elektrisitet

På 40 års sikt kan energibruken endre seg på helt andre måter enn vi kan forutse i dag. For eksempel kan teknologiutvikling og endringer i samfunnsorganisering gi helt andre forbruksmønstre. De senere års utvikling mot at servertjenester for bedrifter og tjenester på internett settes ut i store datasentraler, såkalte nettskyer, er en påminnelse om at det kan oppstå nye former for kraftforbruk som vi ennå ikke har tenkt på. Slike sentraler har et stort kraftbehov, blant annet knyttet til kjøling, og stiller dessuten store krav til forsyningssikkerhet. På grunn av kaldt klima, stabile grunnforhold og stabile samfunnsforhold har de nordiske landene gunstige vilkår for slike anlegg, særlig for å betjene det europeiske markedet. Facebook har for eksempel besluttet å legge sin europeiske serverpark til Luleå i Sverige.

Det jobbes med mange prosjekter for slike anlegg i Norge, med et samlet kraftforbruk på opp mot 12 TWh per år dersom alle prosjektene realiseres. Det samlede europeiske behovet for denne typen anlegg er stigende. Selv om kraftkostnaden ikke er den eneste faktoren som bestemmer lokalisering, er etterspørselen åpenbart følsom for forventninger om langsiktig kraftpris.

Framstilling av hydrogen ved elektrolyse kan få stor betydning i perioder med lave priser på elektrisitet. Hydrogen kan i sin tur anvendes i blant annet transportsektoren, se avsnitt 8.1.4. Det finnes barrierer for økt bruk av hydrogen i hele verdikjeden for produksjon, lagring og bruk. Det er en gjennomgående utfordring å redusere kostnadene. For brenselceller er det også teknologiske utfordringer knyttet til levetid for ulike komponenter i cellen. Kraftkostnader vil sannsynligvis ha stor betydning for lokalisering av slik produksjon, men transportavstandene til markedene er heller ikke uten betydning.

Det er per dags dato ikke mulig å anslå hvilke teknologier som vil lykkes, og hvor stor betydning slike utviklingstrekk kan få for norsk kraftsektor.

8.1.6 Spenn for samlet elforbruk framover

Den lange tidshorisonten på 40 år og det faktum at det er flere og sammensatte forhold som påvirker utviklingen i energibruken, innebærer at det er utfordrende å utvikle presise prognoser for energibruken.

Framskrivninger av energibruken basert på gjeldende rammebetingelser og forventede økonomiske utviklingstrekk brukes gjerne som referansebaner for å vurdere effekten av endringer i politikk og/eller markedsforhold. Nasjonalbudsjettets referansebane for den makroøkonomiske utviklingen i Norge gir for eksempel en vekst i netto elforbruk i Norge fra om lag 115 TWh i 2007 til 135 TWh i 2030 og 153 TWh i 2050, se kapittel 12.

Endringer i politiske rammebetingelser påvirker også energibruken. Ulike vurderinger og scenarioer for den langsiktige utviklingen i kraftmarkedet viser et betydelig spenn i anslag for netto kraftforbruk. De viktigste forskjellene i forutsetninger mellom ulike analyser er knyttet til økonomisk vekst, internasjonal klimapolitikk, utvikling i energipriser, utbygging av fornybar energi, omfanget av energieffektivisering, aktivitetsutvikling i kraftintensiv industri og elektrifisering i transport- og petroleumssektoren. Resultatene går fra tilnærmet nullvekst i kraftforbruket til en økning på vel 20 prosent i den neste 20-årsperioden. Både i referansebanen og andre scenarioer med relativt høy forbruksvekst, antas det imidlertid at det skjer en trendmessig energieffektivisering i alle sektorer i økonomien.

Utvikling i næringsstruktur er en viktig faktor for utviklingen i elforbruket i økonomien: I hvilken grad erstattes tradisjonelle aktiviteter med andre aktiviteter som har en annen energiintensitet? Det gjelder også sammensetningen av næringer innenfor de ulike sektorene. Elektrifisering av sokkelen og bilparken vil trekke elforbruket opp, på sokkelen først og fremst de nærmeste par tiårene, og i bilparken først og fremst etter 2030. Utviklingen i kraftintensiv industri i Norge avhenger av utviklingen i verdensmarkedene, klimapolitikken og kraftprisen i Norge i forhold til andre land. På lang sikt kan aktiviteten både bli kraftig redusert og betydelig trappet opp. Energibruken i industrien avhenger imidlertid også av tiltak for energieffektivisering, teknologiutvikling og strukturendringer i bransjen.

Basert på de mulige utviklingsløpene som er drøftet i avsnitt 8.1.1 til 8.1.5, har vi i tabell 8.6 satt opp et høyt og et lavt alternativ for elforbruket mot 2030 og 2050. Sammenstilling viser mulige, men ikke nødvendigvis sannsynlige utfall for netto innenlands elforbruk. Tall for 2009 er tatt med for sammenligningens skyld. Tallene må på ingen måte oppfattes som prognoser for kraftforbruket på lang sikt. Utviklingen i elforbruket kan ikke ses uavhengig av utviklingen i produksjon og priser, se kapittel 9.

For husholdninger og alminnelig forsyning ellers (primærnæringer, offentlig og privat tjenesteyting, og annen industri og bergverk) er minimumstallene for 2030 basert på en forutsetning om at hele det tekniske energisparepotensialet realiseres, at halvparten av dette er spart elforbruk, og at elforbruket ellers ikke øker (inkludert nye bygg). I 2050 er vi blitt flere, men samtidig er en større del av bygningsmassen rehabilitert og skiftet ut med mer energieffektive bygg. De høye anslagene innebærer en vekst i kraftforbruket på om lag 1,5 prosent i året. Det er høyere enn trenden de siste årene, og kan bli resultatet av en sterkere vekst i økonomien og innbyggertallet enn i referanseforløpet.

Det er ikke meningsfylt å tallfeste langsiktig energibruk i alle sektorer. Sterk vekst i kraftintensive næringer kan for eksempel ikke ses uavhengig av krafttilgang og priser. Elektrifisering av sokkelen avhenger av aktivitetsutviklingen på sokkelen på lang sikt, i tillegg til klimapolitikken.

8.2 Systemperspektiv på energibruk

8.2.1 Etterspørsel etter effekt

Diskusjonen i forrige avsnitt fokuserer på utviklingen i energibruken. I kraftsektoren er også effektforbruket, og da særlig maksimalbelastningen i forhold til tilgjengelig effektkapasitet, en viktig størrelse for utviklingen av systemet. Effektbalansen uttrykker forholdet mellom maksimalt effektuttak, som typisk inntreffer en kald vinterdag, og hvor mye effekt man kan regne med å ha tilgjengelig i produksjonsleddet på samme tidspunkt.

I den sammenheng er fleksibilitet på både produksjonssiden og forbrukssiden viktig.

På forbrukssiden bidrar energieffektivisering i bygg til å begrense den totale energibruken. Siden energieffektivisering særlig reduserer energibehovet til oppvarming, vil de fleste tiltakene også dempe effekttoppene på kalde vinterdager. Fjernvarme, lokale energisentraler og vedfyring bidrar til å redusere elforbruket og dermed også effektbelastningen om vinteren. Luft-til-luft varmepumper er ikke like gunstige for effektbalansen, siden de har lavere virkningsgrad når det er kaldt. Energieffektivisering i industrien, som har et jevnt forbruk over året og døgnet, bidrar til å begrense energibruken gjennom hele året, og reduserer effektbehovet både sommer og vinter.

I den grad lading skjer om natta, vil elektrifisering av kjøretøyer ha en relativt gunstig effektprofil. Høye kraftpriser i timer med maksimalt forbruk bidrar til at varmesentraler som kan veksle mellom elektrisitet og for eksempel biobrensel, ikke vil bruke elektrisitet i disse periodene.

Andre utviklingstrekk bidrar til å øke maksimallasten i systemet. Vekst i kraftintensiv industri og økt elektrifisering av petroleumsanlegg øker forbruket omtrent like mye over året og døgnet, og øker dermed også maksimallasten. Elektrifisering av transportsektoren kan også bidra til en viss økning i effektuttaket.

Effektforbruket påvirkes også av klimaendringer. Klimaendringer trekker i retning av mildere og kortere vintre, noe som kan gi redusert behov for oppvarming og dermed effekt. Men selv om gjennomsnittsvintrene blir mildere, er det usikkert om ekstremtemperaturene blir lavere.

Den norske og nordiske effektbalansen anses i dag for å være god. Utbygging av produksjonskapasitet og utvekslingskapasitet mot utlandet bidrar til at tilgjengelig effektkapasitet i systemet øker. På lengre sikt kan effektbalansen bli strammere. Det er imidlertid betydelige potensialer for å øke effekten i norske vannkraftverk (NVE, 2011a) til relativt lave kostnader.27 Det er derfor ikke åpenbart at økt effektetterspørsel i det nordiske markedet vil bli noe stort problem på lang sikt. I regioner der energibalansen er knapp og nettet svakt, kan forbruk som gir økt maksimalbelastning imidlertid være utfordrende. Det kan for eksempel gjelde i noen av de områdene der det er aktuelt å lokalisere nye større forbrukspunkter knyttet til petroleumsvirksomheten.

En robust effektbalanse er imidlertid ikke bare avhengig av hvor stor effektkapasiteten er, men også av fleksibiliteten i forbruket. Det drøfter vi nærmere i neste avsnitt.

8.2.2 Fleksibilitet i energibruken

Kapitlene om kraftsystemets egenskaper, se kapittel 3, og om forsyningssikkerhet, kapittel 5, gjør rede for hvorfor fleksibilitet er viktig i kraftsystemet. Tradisjonelt har det vært billigere å tilpasse produksjonen til forbruket enn omvendt. Kraftintensiv industri har imidlertid også bidratt med fleksibilitet. Framover er det grunn til å tro at behovet for fleksibilitet i systemet vil øke.

Forbrukssiden kan bidra med fleksibilitet på kort og lang sikt:

• Kortsiktig fleksibilitet bidrar til å redusere effektknapphet. Det dreier seg stort sett om å flytte forbruk fra timer med høye priser til timer med lave priser (innenfor døgnet og uka).

• Langsiktig fleksibilitet, eller energifleksibilitet, dreier seg om å redusere forbruket og/eller skifte til andre energibærere når det er knapphet på elektrisitet (lite vann i magasinene).

Ny teknologi, som AMS og Smart Grid, gjør det lettere og billigere å styre forbruket på kort sikt. Ved å bringe kortsiktige prissignaler ut til forbrukerne, gis de mulighet til å respondere raskt på endringer i priser. Forbruket blir mer fleksibelt fordi det installeres timesmålere og IKT-systemer som kan utveksle mye og hyppig informasjon, og som gir økte muligheter for automatisk styring av forbruket.

AMS vil bli innført hos alle sluttforbrukere i Norge og kan bidra til fleksibilitet, særlig i regioner med periodevis anstrengte effektsituasjoner. I Norge er vannkraft med magasiner, kraftintensiv industri, elkjeler og utenlandsforbindelser trolig rimeligere kilder til kortsiktig fleksibilitet enn alminnelig sluttforbruk.

Behovet for langsiktig fleksibilitet – knyttet til variasjoner i tilsig til vannkraftsystemet og i vindkraftproduksjonen – vil fortsatt være viktig i framtiden. Langsiktig fleksibilitet på etterspørselssiden fordrer ofte at forbrukerne kan bytte mellom elektrisitet og andre energibærere. Fra juli 2009 ble en ordning som ga redusert nettleie for utkoblbart forbruk, som kunne bidra til energifleksibilitet, fjernet. Nettselskapene har imidlertid fremdeles anledning til å tilby lavere overføringstariff for forbruk som kan kobles ut når belastningen i nettet er høy. Kjeler som kan bruke både elektrisitet og andre energibærere, for eksempel bioenergi, bidrar i dag med slik fleksibilitet.

Fjernvarmeanlegg og lokale energisentraler kan investere i løsninger for å bytte mellom energibærere, inkludert elektrisitet. Skal slike investeringer lønne seg, må prisvariasjonene rettferdiggjøre investeringene. For å legge til rette for utvikling av samfunnsøkonomisk lønnsom fleksibilitet, er det viktig at slike investeringer ikke motvirkes av nettariffer som ikke gjenspeiler de faktiske kostnadene som brukeren påfører nettet. Utkoblbart forbruk bør for eksempel ikke belastes med kostnader som gjenspeiler effektkostnader i nettet siden forbruket kan kuttes når effektgrensen nås.

Omlegging av energibruken som gir permanent (ikke-fleksibelt) brenselsbytte, for eksempel fra en kombinert olje-/elkjel til elektrisk oppvarming, reduserer fleksibiliteten i kraftsystemet.

Flere utenlandsforbindelser og økt markedsintegrasjon reduserer behovet for å hente ut fleksibilitet hos sluttforbrukerne, ut over det som utløses av høyere markedspriser når det er knapphet, og av lavere priser i perioder med overskudd.

8.2.3 Samspill og avveininger mellom forbruk, nett og produksjon

De samlede kostnadene ved utvikling av energisystemet bestemmes av samspillet mellom energibruk, produksjon og nettutbygging. Endringer i forbruk og produksjon kan skape (nye) underskudds- og overskuddsområder i kraftsystemet. Det er ofte andre faktorer enn nettforhold og nærhet til produksjon som avgjør lokalisering av nytt kraftforbruk. Det gjelder for eksempel elektrifisering av petroleumsinstallasjoner. Olje- og gassinstallasjoner bruker store mengder energi. Kravene til regularitet er også svært høye. Elektrifisering vil i de fleste tilfeller kreve betydelige oppgraderinger av nettet, og kostnader og naturinngrep knyttet til nytt nett kan bli store. Kraftintensiv industri er mer fleksibel med hensyn til lokalisering, og vil i større grad søke til områder med utsikter til kraftoverskudd. Det kan redusere behovet for nett.

Redusert elforbruk kan i noen tilfeller redusere behovet for mer nett. Det gjelder for eksempel hvis nettkapasiteten begrenser importmulighetene inn til et område i perioder med høy last og lav produksjon. Dersom energieffektivisering gir redusert forbruk i perioder med høy (uregulert) produksjon i et område, kan imidlertid behovet for eksportkapasitet i nettet øke. I hvilken grad energieffektivisering avlaster nettet er dermed situasjonsbestemt, og kan variere fra område til område.

8.2.4 Energibrukens rolle i energi- og klimapolitikken

Klimapolitikken har betydning for energibruken, og energibruken har betydning for oppfyllelsen av klimapolitiske mål. EUs direktiver legger viktige føringer for norsk energi- og klimapolitikk, og er ikke alltid godt tilpasset norske forutsetninger.

De nærmeste par tiårene er Norge forpliktet til å dekke en økt andel av energibruken med fornybar energi (til 2020) og av avtalen om et felles elsertifikatmarked med Sverige (til 2035). Fornybardirektivet krever at Norges produksjon av fornybar energi øker til 67,5 prosent av forbruket i 2020. Målet kan oppnås ved å støtte utbygging av fornybar energiproduksjon og/eller redusere energibruken, se boks 4.3 om fornybarmålet. I prinsippet burde derfor energieffektivisering og økt fornybar produksjon stilles overfor like sterke insentiver. Markedspriser som reflekterer de reelle kostnadene ved CO₂-utslipp ville for eksempel sørge for dette. I praksis gjør imidlertid kombinasjonen av mange virkemidler det vanskelig å vurdere om den samlede virkemiddelbruken gir like insentiver til sparing og ny produksjon.

Sertifikatkravet er en generell støtteordning for fornybar kraftproduksjon der støttesatsen bestemmes i markedet, se boks 4.4. Produsenten av fornybar kraft mottar markedsprisen på kraft pluss inntekt fra salg av ett sertifikat for hver produserte MWh. De forbrukerne som er ilagt sertifikatplikt, må på sin side betale markedsprisen for kraft og i tillegg kjøpe sertifikater i henhold til fastsatt krav. Siden sertifikatkravet er mindre enn 100 prosent, blir forbrukernes utlegg per MWh lavere enn betalingen som produsenten mottar. Men i tillegg har vi en rekke støtteordninger for energieffektivisering, ulike avgifter på bruk av strøm, blant annet elavgiften, og standarder og forskrifter som påvirker kostnadene ved energibruk. Det er dermed ikke opplagt at forbrukere i alminnelig forsyning betaler en pris som er lavere enn den prisen produsenter av fornybar kraftproduksjon stilles overfor.

EU kan komme til å innføre bindende mål for energieffektivisering som kan kreve ytterligere virkemidler for energisparing også i Norge, se boks 8.4. I tillegg har Norge nasjonale mål og virkemidler for å redusere utslippene av klimagasser innenlands.

I termiske kraftsystemer bidrar både energieffektivisering og utbygging av fornybar energi til at produksjon basert på fossile brensler, og dermed utslipp av CO₂, kan reduseres, se boks 4.7. I Norge bidrar både energieffektivisering og utbygging av ny fornybar kraftproduksjon til at kraftbalansen styrkes fordi vi har svært lite fossil kraftproduksjon som kan eller bør fases ut.28 Generelt fører økt kraftoverskudd til at kraftprisene blir lavere enn de ellers ville vært, og dermed til at:

• energieffektivisering og ny produksjon blir mindre lønnsom, og det blir mer krevende å nå mål om energieffektivisering og økt andel fornybar energi,

• det blir billigere å konvertere til el til oppvarming, og i petroleums- og transportsektoren,

• krafteksporten øker, og

• det blir mer lønnsomt å etablere nytt forbruk innen for eksempel kraftintensiv industri.

På lang sikt bør utbygging av ny fornybar kraftproduksjon være basert på markedspriser som reflekterer CO₂-kostnader og andre relevante egenskaper ved produksjonen. Da vil markedsprisene også gi sluttbrukerne direkte signaler om gevinstene ved energieffektivisering.

8.3 Utvalgets vurderinger

Av hensyn til klimautfordringen, natur og miljø, forsyningssikkerhet og effektiv ressursbruk, legger utvalget vekt på at det er et mål å bruke energien så effektivt som mulig. Skadevirkningene knyttet til global oppvarming tilsier at bruken av fossil energi må begrenses og at kostnadene ved bruk av energi øker mot 2050. Dagens CO₂-priser reflekterer ikke de langsiktige klimakostnadene fullt ut.

Valg av energiløsninger i bygninger og industri i dag har betydning for den langsiktige energibruken. Studier har avdekket at det er betydelige potensialer for effektiv energibruk i nybygg, og energieffektivisering i eksisterende bygg og industri i Norge. Nye bygg blir mer energieffektive gjennom bruk av ny, bedre teknologi og gjennom krav i byggtekniske forskrifter. Over tid erstatter nye bygg eldre bygg som rives, noe som gjør energibruken i bygg mer effektiv. I eksisterende boliger og mindre næringsbygg er det er et stort mangfold av aktører, bygg og bruksmønstre. Studiene viser at det er et komplekst sett av barrierer for energieffektivisering, og krevende å anslå hvor store de realistiske potensialene er. Det er viktigst og mest lønnsomt å gjennomføre tiltak i forbindelse med større rehabiliteringer. Utvalget mener det er behov for å utrede hvordan gode virkemidler kan utformes for å realisere større deler av potensialet knyttet til rehabilitering. Videre mener utvalget at virkemidler rettet mot spesifikke enkelttiltak fortrinnsvis bør benyttes i tilfeller der det er avdekket klare barrierer. I industrien er tiltakene relativt få og store, og tiltakene kan oftere skreddersys.

Utvalget legger til grunn at energiprisene er viktige for individers og bedrifters energibruk. Et velfungerende kraftmarked er viktig som grunnlag for gjennomføring av lønnsomme tiltak for å spare elektrisitet, og for valg mellom ulike oppvarmingsløsninger. Prisforholdet mellom ulike energibærere, som elektrisitet, fjernvarme og bioenergi, har betydning for hvilke oppvarmingsløsninger som velges. Hvis prisene ventes å variere mye, stimulerer det til å velge fleksible løsninger. I kraftmarkedet kan prisvariasjoner over døgnet påvirke forbruksmønsteret. Prissignalene må nå fram til sluttbrukerne. Det innebærer at miljøulemper og kostnader knyttet til produksjon og transport av energi bør reflekteres i prisene. Utvalget er opptatt av at det også er viktig for forsyningssikkerheten, særlig i kraftsystemet, at prisene reflekterer knapphet. Det stimulerer til fleksibelt forbruk som kan bidra til å håndtere knapphetssituasjoner. Nettariffer og avgifter må ikke utformes slik at de hindrer utvikling og utnyttelse av fleksibilitet i systemet, for eksempel for utkoblbart forbruk.

Det er mange ulike virkemidler og faktorer som påvirker energibruken både direkte og indirekte, blant annet tekniske forskrifter, avgifter, støtteordninger, elsertifikater og energipriser. Utvalget er opptatt av at det ved innføring av nye virkemidler rettet mot energibruken er viktig å se den samlede virkemiddelbruken i sammenheng. Kostnader ved energieffektivisering bør sammenholdes med kostnader knyttet til ny produksjon og nettutbygging. I framtiden kan Norge gjennom EØS-avtalen få pålegg fra EU om å øke innsatsen for energieffektivisering. Selv om EUs politikk på området trolig vil være førende, er det viktig at Norge vurderer innretningen av virkemiddelbruken på selvstendig grunnlag.

Både effektivisering og konvertering av energibruk er viktige for å redusere utslippene av klimagasser. Konvertering fra fossil energi til elektrisitet reduserer utslippene i Norge. Spart kraftforbruk i Norge kan redusere utslippene i andre land fordi eksporten kan øke (eller importen reduseres). Økt aktivitet i kraftintensive næringer som medfører direkte utslipp av klimagasser, kan gi økte utslipp i Norge, men reduserer utslippene globalt dersom aktiviteten er basert på ny fornybar energi.

Norge vil ha et elintensivt energisystem også i framtiden, men det er et stort spenn for utviklingen i elektrisitetsforbruket. Fossil energibruk fases ut, og potensialet for vekst i bruk av fjernvarme er begrenset. Klimaendringer, teknologiutvikling og politiske virkemidler vil redusere oppvarmingsbehovet i nye bygg. Elektrifisering av sokkelen og transportsektoren trekker i retning av økt elforbruk i disse sektorene. Mens omfanget av elektrifisering av sokkelen avhenger av norsk klimapolitikk og utviklingen i petroleumssektoren framover, påvirkes elektrifisering av transportsektoren av internasjonal teknologiutvikling på området. Begge deler henger sammen med internasjonal klimapolitikk. Global klimapolitikk vil trolig bidra til at Norge på lang sikt får lavere kraftpriser enn andre land, noe som kan gjøre Norge attraktivt for vekst i tradisjonelle og nye kraftintensive næringer.

I et 40-årsperspektiv kan det skje store endringer i energisystemet og i energibruken. Det viktigste er at energibruken er effektiv, uavhengig av det samlede nivået. Vi må ha et system som raskt og fleksibelt kan tilpasse seg endringer i energipriser, klimapolitikk, teknologi og nærings- og bosettingsstruktur. Selv om man setter mål for energibruken og iverksetter virkemidler for å nå disse målene, må planleggingen og utviklingen av energisystemet ta høyde for at elforbruket kan bli høyere enn målene tilsier.

8.3.1 Særmerknad

Særmerknad fra Marit Arnstad, Lars Haltbrekken og Arne Vinje

Skal man komme videre med energieffektivisering i en tid med lavere priser på energi, økonomiske støtte til ny kraftproduksjon og økt eksport av kraft, må det ligge en klar politisk vilje og evne til handling bak satsingen på energieffektivisering.

Som utredningen viser, har en rekke utvalg vurdert potensialer for energieffektivisering i bygg. De har alle konkludert med at det er et stort potensial og anbefalt at det settes mål for satsingen. Beregninger fra Multiconsult (Enova, 2012c) viser at det er et økonomisk potensial for energieffektivisering i bygg på mellom 12 og 15 TWh som kan realiseres innen 2020. Potensialet utover denne perioden er mer usikkert, men som Enova har påpekt, vil det realistiske potensialet nærme seg det tekniske potensialet på 30-40 TWh fram mot 2040. Et mål om en reduksjon på 40 TWh innen 2040 bør derfor være realistisk.

Disse medlemmer mener på denne bakgrunn at det bør settes et mål om å redusere energibruken i bygg med 10 TWh innen 2020 og med 40 TWh innen 2040.

Å sette seg mål på dette området er særlig viktig fordi problemstillingen er sammensatt, fordi det trengs politisk handling og fordi byggenæringen, som er Norges største fastlandsnæring, må mobiliseres i et langsiktig arbeid med å planlegge og å gjennomføre bygging på en mest mulig energieffektiv måte. Uten et konkret mål er det stor risiko for at dette området blir forsømt av beslutningstakere og næringsliv.

Et grunnleggende prinsipp for framtidig satsing på energieffektivisering må være at størrelsen på økonomisk støtte blir minst lik den støtte kraftselskap får gjennom ordningen med elsertifikat.

9 Energisystemet mot 2030 og 2050

Mens kapitlene foran drøfter ulike aspekter og egenskaper ved energisystemet, samler vi i dette kapitlet trådene og anlegger et helhetlig syn på energisystemet, sannsynlige utviklingstrender og usikkerhet. For å illustrere hvordan ulike utviklingsbaner kan gi ulike utfordringer i energisystemet presenteres resultater fra modellberegninger som utvalget har fått utført.

Framtidens energisystem blir formet i et samspill mellom det norske ressursgrunnlaget, etterspørsel etter energi, politiske beslutninger i Norge, internasjonale rammer og muligheter og teknologisk utvikling.

Langsiktige investeringer bygger på vurderinger av framtiden, og de former framtiden. Mange av anleggene i energisystemet har svært lang levetid. Dagens vannkraft og det som bygges i årene framover vil trolig fortsatt være i drift i 2050. Nett og fjernvarme som bygges i årene framover vil også i hovedsak være i bruk i 2050. Vindturbiner som bygges i dag vil ikke lenger være i bruk i 2050, men anlegg som bygges etter 2025 vil trolig fortsatt være i bruk i 2050. Lang levetid for infrastruktur til vindparkene øker sannsynligheten for at man vil reinvestere i nye vindturbiner i de samme parkene som utvikles i dag. På forbrukssiden har valg av energiløsninger ved nybygging og større ombygginger stor betydning for energiforbruket i svært mange år. Endringer i kraftintensiv industri preger også kraftforbruket i mange år. Forventninger, politikk og rammevilkår de neste 10-20 årene vil derfor i betydelig grad påvirke energisystemet i 2050.

Fram mot 2030 kan det skje store teknologiske endringer, men det er likevel sannsynlig at energisystemet vil være dominert av teknologier som er kjent i dag. Det er mindre enn 30 år siden vindkraftepoken startet i Danmark. I dag har vindkraften en reell betydning i kraftsystemet i Nord-Europa, og vindkraftens rolle vil bli langt større i de neste 20 årene. Fram mot 2050 kan det skje betydelige og overraskende teknologiske endringer, og man har tid til å implementere nye teknologier og løsninger. Usikkerheten er derfor mye større mot 2050.

9.1 Hovedtrekk ved utviklingen i energisystemet mot 2030 og 2050

Nedenfor beskriver vi utviklingstrekk som etter utvalgets vurdering er sannsynlige og av vesentlig betydning for den langsiktige utviklingen av energisystemet. Vi har lagt mest vekt på å beskrive utviklingsretningen. Det er trolig størst usikkerhet om hvor raskt endringene vil komme og hvor omfattende de vil bli, og mindre usikkerhet om retningen på utviklingen.

9.1.1 Klimaendringene påvirker kraftsystemet

Klimaendringer påvirker både tilbud og etterspørsel i det norske kraftmarkedet. Utviklingen i tilsig og temperaturer de siste 20 årene29 og simuleringer av utviklingen mot 2050 i klimamodeller, tyder på at vi får større tilsig, særlig om vinteren, og mildere vintre. Fram til 2050 kan tilsigene øke i størrelsesorden 10 TWh.30 Det ventes imidlertid at de tørre årene blir omtrent like tørre som før, mens de våte årene blir vesentlig våtere.

Man forventer at klimaendringene vil gi mer tilsig gjennom vinteren og tidligere snøsmelting om våren. Mindre av nedbøren vil bli akkumulert som snø. Disse endringene gjør det lettere å utnytte tilsigene effektivt og reduserer faren for flomtap. På den annen side kan mer intens nedbør i noen perioder og i svært våte år, gjøre det vanskeligere å utnytte tilsigene fullt ut. Vannkraftsystemets evne til å utnytte tilsigene avhenger både av tillatt regulering i vassdrag, magasinkapasitet, turbinkapasitet i kraftverkene, overføringskapasiteten i nettet og avsetningsmulighetene for kraften. Muligheter for sesongpumping kan bidra til bedre utnyttelse av tilsig og vindkraft.

Også vindkraften kan variere betydelig fra år til år, og analyser tyder på at vindkraftproduksjonen i gjennomsnitt er noe større i våte år. Samtidig produseres det mest vindkraft i vinterhalvåret, og det er gunstig for kraftsystemet.

Mildere vintre gir mindre oppvarmingsbehov. Virkningen på kraftetterspørselen avhenger av omfanget av elektrisk oppvarming i bygg i framtiden.

Det har vært en utfordring i vannkraftsystemet at tilgangen er minst om vinteren når forbruket er størst. Klimaendringer og økt vindkraftproduksjon vil bidra til at forskjellen mellom forbruksmønsteret og produksjonsmønsteret reduseres. Energieffektivisering og vekst i forbruk som er jevnt over året kan trekke i samme retning. Utbygging av uregulert vannkraft vil derimot gi størst produksjonsøkning i sommerhalvåret når forbruket er lavt.

9.1.2 Hvor lenge vil Norge og Sverige ha kraftoverskudd?

Mot 2020 øker kraftproduksjonen i Norge, Sverige og Finland, samtidig som forbruket ventes å vokse moderat. Finland bygger kjernekraft og Sverige utvider kapasiteten ved eksisterende kjernekraftverk. I alle landene bygges ny fornybar kraftproduksjon for å oppfylle EUs fornybardirektiv. Både i Norge og Sverige kommer ny kraftproduksjon som et tillegg til eksisterende produksjon. Det er derfor sannsynlig med et betydelig kraftoverskudd i Norge og Sverige mot 2020 og i årene etter dette. Norden har i dag lavere kostnader ved utbygging av fornybar kraft enn man har på Kontinentet. Sammen med vilje til å videreføre og utvide kjernekraftproduksjonen i Sverige og Finland, kan dette bidra til et lavere prisnivå enn på Kontinentet, og netto eksport av kraft fram mot 2050. Dersom Sverige og Finland endrer holdning til kjernekraft og reduserer kapasiteten vesentlig vil dette bildet bli endret. På lang sikt kan også teknologisk utvikling bidra til at andre land får utslippfri kraftproduksjon med lavere kostnader.

9.1.3 Elforbruket blir mer effektivt, men forbruket kan likevel øke

Høyere kraftpriser31, teknologisk utvikling og offentlige reguleringer vil bidra til vesentlig mer effektiv bruk av elektrisitet og annen energi i bygg og industriprosesser. I tillegg reduserer varmere klima oppvarmingsbehovet. Befolkningsvekst og økonomisk vekst kan likevel gi økt samlet kraftforbruk. I tillegg kan kraftforbruket øke i petroleumssektoren, i samferdselssektoren og i kraftintensive næringer (se kapittel 8).

Uttaket fra nettet på land til petroleumssektoren og økt kraftforbruk i samferdselssektoren vil blant annet avhenge av norsk klimapolitikk. Størrelsen på kraftintensiv industri i Norge vil blant annet bli påvirket av hvor konkurransedyktige norske kraftpriser er i forhold til kraftprisene i viktige konkurrentland. Konkurranseforholdet avhenger særlig av kraftbalansen og kostnadene ved ny kraft i Norge og Norden, og i hvilken grad internasjonal klimapolitikk vil øke kraftkostnadene hos konkurrentene.

9.1.4 Mindre andel magasin kan gi større prisvariasjon

Med eksisterende planer og politikk vil ny fornybar kraft i Norge i hovedsak være uregulert produksjon. Noe av økningen i vannkraften kan komme i tilknytning til eksisterende magasiner, men det ventes lite ny magasinkapasitet. Samtidig ventes tilgangen på kraft å variere mer enn før. Relativt mindre magasinkapasitet og mer variabel tilgang bidrar til mer prisvariasjon. I perioder med mye vind og nedbør og med lavt forbruk (for eksempel om natten i sommerhalvåret), kan prisene bli presset ned mot null. Også om vinteren kan det komme perioder med svært lave priser, slik man så julen 2011. Motsatt kan knapphetsperioder medføre relativt høye priser.

9.1.5 Nettet vil bli styrket

Motstanden mot overføringslinjer i luft vil neppe bli mindre med tiden, men utvalget legger likevel til grunn at sentralnettet vil bli betydelig styrket i årene som kommer. Det er mange grunner til dette: Økte krav til forsyningssikkerhet, utbygging av fornybar kraft, økt handel med andre land, tilrettelegging for elektrifisering i petroleumssektoren og mulig ny aktivitet i andre sektorer med stort kraftbehov taler for et sterkere nett. Mye av styrkingen vil skje med spenningsoppgraderinger fra 300 kV til 420 kV i eksisterende traseer, men det må også bygges en del nye linjer i nye traseer for å få et gjennomgående sterkere nett.

9.1.6 Klimapolitikken øker behovet for fleksibilitet og handel i Europa

Omleggingen fra tradisjonell fossil kraft til utslippsfri kraft fjerner den største og billigste kilden til fleksibilitet i Europa (jamfør kapittel 4). Samtidig fører utbyggingen av uregulerbar vannkraft, vindkraft og solkraft til større behov for reguleringsevne og fleksibilitet enn før.

Et sterkere europeisk nett vil bidra til å jevne ut en del lokale svingninger, og gjør det mulig å utnytte den samlede fleksibiliteten i Europa bedre. Likevel vil det være et stort behov for å øke fleksibiliteten. Utviklingen øker Norges behov for energifleksibilitet, samtidig som norsk vannkraft kan gi viktige bidrag til å dekke andre lands behov for kortsiktig fleksibilitet.

Norge trenger fleksibilitet for å balansere varierende tilsig

Mer uregulert vannkraft og vindkraft i Norge øker variasjonen i tilgangen på kraft. Klimaendringer ventes også å bidra til økt variasjon, ved at tilsigene vil variere mer. Når kullkraft i Norden erstattes med uregulerbar fornybar kraft og kjernekraft (som stort sett kjører jevnt), får Norden mindre evne til å kompensere svingninger mellom tørre og våte år. Dermed øker behovet for handel med land utenfor Norden og for andre typer fleksibilitet.

Fleksibilitet i forbruket blir viktigere enn før

Med dagens teknologi er det først og fremst varmesentraler som kan bidra med forbruksfleksibilitet i større skala i Norden. Slike sentraler kan i langt større grad enn i dag bruke strøm i perioder med overskudd av kraft og bruke andre energibærere, som biobrensel, ellers. Varmepumper i varmesentraler kan tilby fleksibilitet ved å kutte elforbruket i kortere perioder hvis kraftprisen blir svært høy.

Også industrien kan gi viktige bidrag til fleksibilitet både på kort sikt og over lengre perioder med høye priser. På lang sikt kan fremstilling av hydrogen fra kraft også bli en kilde til fleksibilitet.

AMS og smarte styringssystemer vil gjøre det mulig å utnytte potensiell fleksibilitet hos mindre forbrukere.

Norge kan selge kortsiktig fleksibilitet

Vannkraft med magasin har betydelig fleksibilitet med hensyn til når produksjonen skjer, og kostnadene ved å regulere produksjonen opp og ned er lave, jf. kapittel 3. Vannkraftens reguleringsevne blir mer verdifull når nabolandene erstatter fossil kraft med vindkraft og solkraft. På lang sikt er det mulig å øke reguleringsevnen i vannkraftsystemet betydelig. Teknisk sett kan dette gjøres ved å øke generatorkapasiteten, og ved å legge til rette for pumping, slik at kraftverkene kan pumpe vann opp til høyereliggende magasin når prisene er lave. For å få en god utnyttelse av reguleringsevnen i vannkraftverkene, er det også nødvendig å styrke det interne overføringsnettet.

Lønnsomheten for Norge ved økt handel vil blant annet avhenge av prisforskjeller (time for time) mellom Norge og handelspartnere, kostnader ved overføringsforbindelser og nettforsterkninger på land, og kostnadene ved å øke reguleringsevnen på norsk side. Miljøkonsekvenser ved mer fleksibel drift og ved utbygging av økt reguleringsevne, kan også begrense økningen i vannkraftens fleksibilitet.

For mer om Norges behov for energifleksibilitet og muligheter til salg en kortsiktig fleksibilitet, se kapittel 3, særlig avsnitt 3.4, og kapittel 14.

9.1.7 Handel gjør det lettere å håndtere forbrukstopper

Forbruksvekst kombinert med mer småskala vannkraft og vindkraft kan gi større utfordringer med å dekke maksimalforbruket på kalde og vindstille vinterdager. På den annen side bidrar energieffektivisering, energiomlegging og mildere vintre til en flatere forbruksprofil over året. Mildere vintre kan også bidra til noe større uregulert vannkraftproduksjon om vinteren. Mer handel med kraft, økt effektkapasitet i vannkraftsystemet og økt forbruksfleksibilitet gir Norge gode muligheter til å håndtere perioder med stort forbruk og lav uregulert kraftproduksjon.

Et sterkere nasjonalt nett reduserer risikoen for at enkelte landsdeler får problemer med å dekke perioder med høyt forbruk og lav kraftproduksjon. Økt handel med utlandet har direkte og indirekte stor betydning for evnen til å håndtere forbrukstopper:

• Direkte: Utenlandsforbindelsene er en effektreserve, ved at de gir import dersom etterspørselen i Norge er større enn produksjonskapasiteten. Importen utløses når norsk pris er høyere enn prisen hos handelspartnerne. Hvis Norge, Sverige og Finland har høyt forbruk samtidig kan importmuligheter fra Kontinentet og Storbritannia ha stor betydning.

• Indirekte: Utenlandsforbindelsene vil gi eksport på dagtid og import om natten. Dette vil gi noe større prisforskjell mellom dag og natt i Norge, se kapittel 14 og beregningsresultater senere i dette kapitlet. Dette gjør det mer lønnsomt å utvide effektkapasiteten i vannkraftverkene og det stimulerer forbruksfleksibiliteten. Som eksportør av effektkapasitet fra vannkraftssystemet, vil Norge være godt rustet til å møte perioder med høy innenlandsk etterspørsel.

Selv om sannsynligheten er liten, kan man ikke utelukke at store deler av Europa rammes av sviktende vindkraftproduksjon og effektknapphet samtidig som Norden har stort effektbehov på grunn av kulde. Den beste forsikringen mot effektknapphet vil være å legge til rette for et sterkt innenlandsk nett, en diversifisert handel gjennom overføringsforbindelser til ulike land, investeringer i effektkapasitet, og at forbruksfleksibiliteten kan utnyttes effektivt. Alt i alt har Norge svært gode betingelser for å dekke eget effektbehov på lang sikt, og dessuten bidra til å dekke andre lands behov.

9.2 Hvor mye av fornybarressursene vil Norge ta i bruk?

Norge har en del relativt billig vannkraft som kan bygges ut, og svært store potensialer for vindkraft både på land og offshore. Prosjekter for utbygging av vindkraft, vannkraft og nett er imidlertid ofte kontroversielle på grunn av visuelle effekter, virkninger for brukere av berørte områder og virkninger for naturmangfoldet. Det vil være ulike vurderinger av hva som er akseptable inngrep, og av hvordan miljø- og landskapsvern skal avveies mot klimahensyn og verdiskaping.

Utbygging av fornybar kraft forutsetter både aksept av ny fornybar kraft og nødvendige nettforsterkninger og at utbyggingene er lønnsomme. Kraftetterspørselen er viktig for pris og lønnsomhet. Økt etterspørsel kan komme fra tradisjonelt forbruk, elektrifisering, vekst i kraftintensiv industri, eller fra utlandet som netto eksport på utenlandsforbindelser.

Figur 9.1 illustrerer hvilken betydning restriktiv kraftutbygging kan ha for priser og produksjon/forbruk. Figuren fokuserer kun på veksten i produksjon og forbruk (inkludert eventuell netto eksport) fra i dag.

Den heltrukne blå tilbudskurven i figur 9.1 illustrerer langsiktige kostnader ved å øke fornybar kraftproduksjon fra dagens nivå. Kurven starter lavt fordi det finnes en del relativt rimelige vannkraftprosjekter. Potensialet for vindkraft er svært stort og kostnadene varierer ikke like mye som mellom vannkraftverk. Tilbudskurven blir derfor relativt flat mot høyre i figuren. Teknologisk framgang og læring mht. utforming og lokalisering av vindkraft kan redusere kostnadene ved vindkraft betraktelig fram til 2030, for eksempel til et nivå rundt 50 øre per kWh, eller kanskje enda lavere.

Den røde fallende kurven illustrerer økt langsiktig etterspørsel. Siden figuren viser vekst utover dagens nivå, indikerer etterspørselskurven at den underliggende etterspørselen er høyere enn i dag. Slik tilbudet og etterspørselen er tegnet i figuren, er det lønnsomt å bygge ut ny produksjon tilsvarende Q₁ til en pris på P₁. Siden ressursgrunnlaget er stort, kan Q₁ i prinsippet godt være i størrelsesorden 80 TWh eller mer. Siden tilbudskurven er nesten flat, vil endringer i etterspørselen ha liten betydning for prisnivået, men stor virkning på utbyggingen av ny produksjon.

Formen på etterspørselskurven illustrerer at en del av det nye forbruket har høy betalingsvilje (venstre del av kurven), mens stor etterspørselsvekst fordrer en relativt lav kraftpris. Veksten i forbruk med høy betalingsvilje kan være knyttet til samferdselssektoren og petroleumssektoren, og til vekst i elspesifikt forbruk på andre områder. Elforbruk til oppvarming vil på lang sikt konkurrere med andre varmeløsninger, og etterspørselen på dette området er derfor ofte relativt prisfølsom. Den mest prisfølsomme etterspørselen kommer fra kraftintensiv industri som konkurrerer på verdensmarkedet. Her kan forbruket øke svært mye dersom kraftprisen er tilstrekkelig lav. Derfor er høyre del av etterspørselskurven relativt flat.

Den blå stiplede tilbudskurven illustrerer en utvikling med en mer restriktiv holdning til ny kraftproduksjon. I dette scenarioet godkjennes langt færre prosjekter, slik at tilbudskurven blir brattere og stopper ved Q₂. Resultatet er at prisen blir presset opp til P₂. Dermed blir etterspørsel med relativt lav betalingsvilje presset ut. Kraftintensiv industri kan da bli nedlagt.

Dersom underliggende kraftetterspørsel vokser mindre enn i figuren (eller går ned), vil etterspørselskurven skyves mot venstre. Da vil virkningen av en restriktiv utbygging bli dempet.

I Norge utgjør kraftintensiv industri om lag 25 prosent av dagens kraftforbruk. Ved en begrenset kraftutbygging kombinert med vekst i kraftforbruk som har høy betalingsvilje, kan prisene bli presset opp. Det kan føre til at kraftintensiv industri gradvis bygges ned. Hvis kraftpriser og andre kostnader gjør Norge til en attraktiv lokalisering, kan industrien derimot vokse betraktelig.

Siden Norge vil være sterkt sammenkoblet med Sverige og derigjennom med Finland, vil også kraftbalansen og prisnivået i Sverige og Finland ha stor betydning for prisnivået i Norge.

9.3 Utviklingsbaner og systemutfordringer

9.3.1 Beregninger for å illustrere systemutfordringer

Et viktig formål med utvalgets beregninger er å se hvordan energisystemet takler ulike utfordrende situasjoner. Vi tar utgangspunkt i tre ulike utviklingsbaner, og gjør beregninger for tilstanden rundt 2030. Vi drøfter også kort hvordan den videre utviklingen kan bli fram mot 2050.

De tre banene eller beregningsalternativene er valgt ut fra litt ulike kriterier:

Den første banen kalles NB Bane, og viser en utvikling i kraftsystemet i tråd med den langsiktige referansebanen for norsk økonomi som er beregnet i forbindelse med Nasjonalbudsjettet 2011. Dette illustrerer hvordan kraftsystemet kan utvikle seg og fungere dersom dagens energipolitikk og virkemiddelbruken i klimapolitikken videreføres.

De to andre utviklingsbanene er valgt for å belyse mulige utfordringer for kraftsystemet:

• Ekspansivt illustrerer en utvikling med stor økning i fornybar kraftproduksjon i Norge og i nabolandene, samtidig som forbruket vokser og blir mye jevnere over året. Norge og Sverige har et betydelig kraftoverskudd og klart lavere priser enn Kontinentet. Dette alternativet er egnet til å belyse virkningen av mye mer uregulerbar fornybar kraft, betydningen av jevnere forbruk og evnen til å håndtere et betydelig kraftoverskudd. Ekspansivt har likhetstrekk med fri utbygging av kraft til Q₁ i figur 9.1.

• Stramt illustrerer et kraftsystem som er avhengig av netto import i et normalt år. Både Norge, Sverige og Finland får kraftunderskudd. For å utløse tilstrekkelig import må kraftprisene være høyere enn på Kontinentet. Det høye prisnivået fører til at kraftintensiv industri gradvis fases ut. Dette alternativet er særlig egnet til å belyse utfordringer ved kraftunderskudd. Stramt har likhetstrekk med restriktig utbygging av kraft, til Q₂, i figur 9.1.

De tre beregningsalternativene må ikke oppfattes som en beskrivelse av utfallsrommet for utviklingen eller en vurdering av hva som er mest sannsynlig. Mange andre kombinasjoner av utviklingstrekk kan være mulige, men vi har her valgt å fokusere på alternativer som antas å illustrere ulike og mulige utfordringer for kraftsystemet.32

Fremstillingen fokuserer på Norge, men som nevnt er Norge, Sverige og Finland relativt tett sammenkoblet. Sterk produksjonsvekst i ett land gir mulighet for forbruksvekst i et annet og vice versa.

9.3.2 Nærmere om beregningsalternativene

Beregningene bygger på en rekke antakelser om kraftsystemet i Norge og Nord-Europa, og om brenselspriser og kvotekostnader. I Energiutvalget (2012) gir vi en mer detaljert oversikt over forutsetninger, egenskaper ved modellen og beregningsresultatene.

Antakelsene for utviklingen internasjonalt er basert på IEAs tre scenarioer i World Energy Outlook 2011.

I beregningene for NB Bane er brenselspriser og CO₂-pris knyttet til IEAs scenario Current policies, og kraftsystemet i Europa er også langt på vei utformet i tråd med en slik politikk.

I beregningene for Stramt er det lagt til grunn en mer ambisiøs klimapolitikk globalt, som i IEAs scenario New Policies. Verdenssamfunnet lykkes i dette scenarioet ikke med å utforme en bindende global avtale som kan nå togradersmålet, men politikken er likevel klart mer offensiv i dette scenarioet enn i Current Policies.

Beregningene for Ekspansivt er relatert til IEAs 450-ppm-scenario, hvor verdenssamfunnet lykkes med å utforme en mer ambisiøs og bindende klimaavtale og hvor klimakostnadene derfor i langt større grad reflekteres i kvotepriser og energipriser. Når høye kvotepriser demper den globale etterspørselen etter fossilt brensel antar IEA at prisen på fossile brensler vil bli noe lavere, spesielt for kull og olje. Tabellen nedenfor viser prisantakelsene for CO₂-utslipp og for kull og gass.

I 2030 er det fortsatt en del fossil kraft igjen i Europa i alle alternativene, og prisnivået påvirkes av kostnadene ved slik kraft.

For Norden betyr også kraftbalansen en god del for prisnivået. Utviklingen i kraftbalansen avhenger av hvordan tilbudet og etterspørselen utvikler seg i hvert av de tre alternativene.

I NB Bane er det tradisjonelt forbruk i alminnelig forsyning som vokser, mens kraftintensiv industris elforbruk er forutsatt å være konstant i framskrivningene i Nasjonalbudsjettet. Veksten i kraftproduksjon følger her en gitt bane, og balansen i markedet skapes ved handel med andre land. Med den beregnede forbruksutviklingen og forutsetningene for vekst i kraftproduksjonen, blir det en netto eksport i NB Bane på 7 TWh i 2030. Etter 2030 vokser forbruket raskere enn produksjonen og i 2050 får Norge netto import.

Det totale forbruket vokser mest i Ekspansivt. Forbruket i alminnelig forsyning (først og fremst elforbruket i bygg) faller nesten 9 TWh (0,4 prosent per år) som følge av omfattende energieffektivisering.33 Samtidig vokser kraftforbruket i transportsektoren og i petroleumssektoren med totalt 13 TWh, mens forbruket i kraftintensiv industri og kraftintensive tjenester vokser med vel 25 TWh. Denne forbruksveksten antas jevnt fordelt over året og døgnet.Nedgangen i tradisjonelt forbruk ved omfattende energieffektivisering gir også jevnere forbruk over året.

Det er antatt at ny fornybar kraft kan bygges ut til en pris rundt 50 øre per kWh i Norge og Sverige og at prisnivået derfor blir liggende på dette nivået. Industrien vokser fordi dette prisnivået gir akseptabel lønnsomhet.

I Stramt øker samlet kraftforbruk både på grunn av vekst i tradisjonell alminnelig forsyning og på grunn av økt elforbruk i petroleumssektoren og i samferdselssektoren. Kraftproduksjonen antas å øke lite på grunn av stor motstand mot utbygginger. Sverige legger ned 25 TWh kjernekraft før 2030. Norge, Sverige og Finland har en samlet netto import på 11 TWh i et normalt år. Som følge av importbehovet blir prisene relativt høye og kraftintensiv industri presses gradvis ut.

I alle alternativene er det antatt at klimaendringer gir noe jevnere forbruksprofil og jevnere tilsig over året sammenliknet med dagens situasjon.

Tabell 9.2 viser hovedtall for Norge i 2030 i de tre beregningsalternativene.

I NB Bane blir kraftprisen relativt lav på grunn av lave brenselspriser, jf. tabell 9.1. I Ekspansivt fører et stort kraftoverskudd i Norden til at kraftprisen er vesentlig lavere enn på Kontinentet.

I alle tre alternativene er det lagt til grunn at overføringskapasiteten mellom Norge og andre land både i Norden og på Kontinentet, og mellom Norden og andre land øker. Økningen er størst i Ekspansivt. Innenlandsk overføringskapasitet øker også vesentlig. Hovedtall for handelskapasiteten i de tre alternativene er gjengitt i tabell 9.3.

9.3.3 Om modellberegningene

De tre alternativene er simulert ved hjelp av THEMA-modellen. Dette er en kraftmarkedsmodell som dekker Nord-Europa, beregner priser, produksjon og forbruk per time, og er egnet til å illustrere hvordan kraftsystemet i Norge fungerer og samspiller med nabolandene. I beregningene varieres vindkraftproduksjonen og forbruk over året på grunnlag av historiske erfaringer. Tilsigene følger også normale mønstre og kan dessuten varieres mellom år for å få fram virkningen av våte og tørre år. Modellen opererer med full kunnskap om framtidige tilsig, vindkraft, osv., og klarer derfor å utnytte magasinkapasiteten mer effektivt enn det som er mulig i virkeligheten.34 Modellen vil derfor gi større prisutjevning over året og mindre spill av vann enn det som er realistisk.

Vannkraftsystemet og annen kraftproduksjon har en rekke restriksjoner og bindinger som man ikke klarer å representere fullt ut i modeller. Modellene vil derfor normalt gi mindre prisvariasjon og bedre håndtering av ekstreme situasjoner enn man kan regne med i virkeligheten.

9.3.4 Beregningsresultater for Ekspansivt og Stramt

Vi fokuserer på resultatene fra Ekspansivt og Stramt fordi disse alternativene er utformet for å få fram mulige utfordringer. Kraftoverskuddet er størst i Ekspansivt, slik at vi her kan være utsatt for spill av vann og priskollaps i våte år. Kraftunderskuddet i Stramt kan særlig medføre utfordringer i tørrår.

Resultater for alternativet Ekspansivt

Figur 9.2 viser beregnet norsk kraftforbruk og produksjon (fordelt på type kraftverk) per uke i et normalår (2030).

Produksjonen i vannkraftverk uten magasin er bestemt av tilsigene. Vindkraften produserer etter skiftende vindforhold, typisk mer om vinteren, mens magasinverk styrer produksjonen ut fra prisen. De produserer derfor mer om vinteren og mindre om sommeren, og bidrar sammen med vindkraft til utjevning av prisforskjeller mellom sesongene.35 Vi ser av figuren at gasskraft36 bare produserer i noen få timer i februar i denne simuleringen. CHP er kombinert kraft- og varmeproduksjon, som for eksempel Energiverk Mongstad. I slike anlegg er kraftproduksjonen i stor grad styrt av varmebehovet.

Forbruket (sort kurve) er lavere enn total produksjon. Differansen mellom produksjon og forbruk er netto eksport hver uke.

På Kontinentet er gjennomsnittsprisen over året mellom 70 og 72 øre/kWh mot 51 øre/kWh i Norge. Forskjellen skyldes det store nordiske kraftoverskuddet (16 TWh i Norge, 20 TWh i Sverige og 7 TWh i Finland). Sesongprofilen i prisene er illustrert i figur 9.3.

Den store variasjonen i gjennomsnittlig ukepris i Tyskland skyldes blant annet variasjon i vindkraftproduksjonen og i solkraft (PV). Lavere sommerpriser i Tyskland skyldes først og fremst at Tyskland i dette beregningsalternativet har nesten 100 TWh solkraft.

I beregningene oppstår det en del innenlandske overføringsbegrensninger, og dermed visse regionale prisforskjeller. Figur 9.4 viser den beregnede prisprofilen innenfor en gjennomsnittlig uke i ulike landsdeler, med modellens antakelser om overføringskapasitet.

Vi får her høyest priser og størst prisvariasjon innenfor uken på Østlandet (Øst) og Sørlandet (Syd). Det skyldes at mye av overføringskapasiteten til utlandet er knyttet til Sørlandet og Østlandet. Vi får lavest priser og minst prisvariasjon innenfor uka i Nord-Norge (Nord). Det lavere prisnivået skyldes kraftoverskudd i Nord-Norge og Nord-Sverige, og overføringsbegrensninger sørover i begge land. De beregnede prisforskjellene er et resultat av modellforutsetninger med hensyn til lokalisering av forbruk, produksjon og overføringskapasitet. Dersom lavere priser i Nord-Norge gir økt forbruk (for eksempel industrietablering), mindre investeringer i produksjon eller større nettinvesteringer, vil prisforskjellen mot andre områder bli redusert.

Det store kraftoverskuddet i Norden og stor overføringskapasitet ut av Norden, gjør at kraftsystemet i Ekspansivt er svært robust for tørrår og svikt i annen kraftproduksjon, som for eksempel kjernekraft. Derimot kan det være mer utfordrende å utnytte krafttilgangen effektivt i et vått år. Figur 9.5 viser hvordan økt kraftproduksjon og mindre overføringskapasitet gir lavere priser i Ekspansivt. Med utgangspunkt i Ekspansivt øker vi først tilsigene, deretter økes også vindkraftproduksjonen. I neste trinn beholder vi den økte kraftproduksjonen og reduserer overføringskapasiteten i Norden og fra andre nordiske land ut av Norden. I siste trinn reduserer vi også overføringskapasiteten fra Norge ut av Norden. Figuren viser at med en utvikling som i Ekspansivt, men uten mange av nettinvesteringene som ligger i denne utviklingsbanen, vil prisene i Norge og Sverige kollapse i våtår.

Søylene viser gjennomsnittsprisen i Norge i de ulike beregningene, gjennomsnittsprisen i Sverige er markert med små ruter.

I «mer tilsig» (vått år) øker kraftproduksjonen med 21 TWh i Norge, 11 TWh i Sverige og 2 TWh i Finland. Som man ser av figur 9.5 reduseres den norske prisen med vel 10 øre/kWh. Det er den prisreduksjonen som er nødvendig for å øke nettoeksporten og redusere fossil kraftproduksjon, slik at det blir balanse i markedet. I alle beregningene er prisene relativt like gjennom året. Det jevne prisfallet kan forklares med at tilsigsøkningene er relativt jevnt fordelt over året, og at modellen vet at tilsiget kommer. I virkeligheten kan man få store tilsig overraskende og ha en skjevere fordeling mellom ulike magasin. Det kan gi mer variert prisfall, for eksempel større innslag av svært lave priser i sommerhalvåret. Det at forbruket gjennom året også er relativt jevnt i Ekspansivt, gjør det lettere å jevne ut prisene. Med lavere sommerforbruk øker sannsynligheten for prisfall om sommeren.

I alternativet «+ mye vind» er tilsigsøkningen beholdt og det er dessuten et vindrikt år i Nord-Europa. Norsk vindkraftproduksjon øker her med 4 TWh.

Utvekslingskapasiteten har betydning for priseffekten av økte tilsig. I varianten «+ svakere nordisk nett» har vi redusert den samlede overføringskapasiteten ut av Norden fra de andre nordiske landene med 4175 MW, mens Norges forbindelser ut av Norden er som i referanseberegningen. Mindre nettforsterkninger fra andre Nordiske land ut av Norden gir her et ytterligere prisfall på mer enn 10 øre per kWh.

I alternativet helt til høyre i figuren, «+ færre norske kabler» bygges det heller ikke nye forbindelser fra Norge til land utenfor Norden. Denne siste reduksjonen i handelskapasitet presser prisene ned mot null hele året.

I simuleringene er forbruket per forutsetning upåvirket av prisene. Det er derfor fossil kraftproduksjon i Norden og handel ut av Norden som balanserer endringene i vann- og vindkraftproduksjonen. Med mindre handelskapasitet må prisen lenger ned for å gi tilstrekkelig eksport. I alternativet «+ færre norske kabler» blir det også spill av vann.

Varmesektoren37 kan sannsynligvis utvikles til å bruke betydelige mengder kraft i perioder hvor kraftprisene er lavere enn prisene på andre brensler. «Eksport» til varmesektoren kan dermed et stykke på vei være et alternativt til eksport ut av Norden i våte år. Det vil dempe prisfallet i tilsigsrike perioder og begrense risikoen for spill av fornybar kraft, men det vil ikke fjerne hele prisfallet.

I beregningene som er vist i figur 9.5 så vi at i Ekspansivt vil et vått år med stor vindkraftproduksjon gi priskollaps, dersom ikke overføringskapasiteten ut av Norden økes betydelig. I beregningen er forbruket og normal produksjonskapasitet holdt konstant, mens handelskapasiteten er redusert. Beregningen illustrerer dermed den isolerte effekten av en mye mindre nettforsterkning enn forutsatt i Ekspansivt i et vått og vindrikt år. Resultatene viser at det er urealistisk med en utvikling som i Ekspansivt uten en betydelig styrking av handelskapasiteten ut av Norden. Dersom handelsmulighetene ikke blir utvidet, vil man ikke få det kraftoverskuddet som er lagt til grunn i Ekspansivt. Forbruket i varmesektoren vil trolig øke, industrien i Norden kan forbruke mer og det kan bli bygget ut vesentlig mindre ny kraftproduksjon enn forutsatt i Ekspansivt, slik at prisen igjen vil stige.

Beregningene over viser også at handelskapasiteten ut av Norden fra andre nordiske land har stor betydning for Norge.

Resultater for alternativet Stramt

Figur 9.6 viser norsk kraftforbruk og produksjon i et normalår i alternativet Stramt.

Norge (og Sverige og Finland) trenger her import i et normalår. Dette fører til at prisene må være minst like høye som hos handelspartnerne på Kontinentet. Høye kraftpriser gjør det lønnsomt å kjøre gasskraftverket på Kårstø hele året. Prisene er på nivå med prisene i Tyskland, Nederland og Storbritannia.

I dette alternativet er vi spesielt opptatt av å undersøke robustheten ved tørrår og eventuell svikt eller begrensning i importmulighetene. Vi har derfor simulert dette kraftsystemet med tilsig som i et tørt år, ved tørt år og kaldt vær, ved tørt og kaldt og ytterligere reduksjoner i kjernekraften, og ved redusert overføringskapasitet ut av Norden fra andre nordiske land og til slutt også fra Norge. Virkningen på gjennomsnittsprisen over året er vist i figur 9.7.

I det tørre året reduseres kraftproduksjonen i norsk vannkraft med 26,5 TWh og totalt i Norden reduseres vannkraftproduksjonen med 33 TWh. Kraftprisene i Norge øker med 13 øre per kWh. Kaldere vær enn normalt gir ytterligere 1,6 øre høyere gjennomsnittspris. Hvis kjernekraftproduksjonen reduseres med ytterligere 23 TWh i Sverige, stiger kraftprisen med ytterligere 18 øre, til 1,12 kroner per kWh. I alle tilfellene er prisene relativt like over året.

I beregningen med « + svakere nordisk nett» har vi i tillegg antatt at kapasiteten ut av Norden fra andre nordiske land blir 1990 MW mindre enn i referanseberegningen. Vi ser at dette fører til enda høyere priser, men ikke til forsyningsproblemer.

Hvis vi reduserer handelsmulighetene ytterligere ved å redusere kapasiteten mellom Norge og Tyskland og Storbritannia («+ færre norske kabler»), får vi imidlertid rasjonering og ekstreme priser en stor del av året. Overføringskapasiteten er i dette tilfellet redusert betydelig sammenliknet med referansesituasjonen, men den er forsatt større enn dagens kapasitet. Norge har vel 2000 MW økt kapasitet til Norden og kapasiteten fra andre nordiske land ut av Norden er økt med vel 3500 MW i forhold til i dag.

Igjen vil vi minne om at modeller håndterer kraftsystemet smidigere enn det som er mulig i virkeligheten. I praksis kan prisøkningene bli større og rasjonering bli nødvendig ved mindre reduksjon i produksjon og nett enn det vi her har antatt. Samtidig er det viktig å påpeke at beregningene ikke tar hensyn til forbruksfleksibilitet. Ved store prisøkninger vil forbruket bli redusert før man kommer til rasjoneringspriser (til høyre i figuren). Reduksjonen i forbruk vil koste mindre enn rasjonering, men vil likevel innebære et betydelig tap av velferd og verdiskaping.

9.3.5 Utviklingen mot 2050

I beregningsalternativet Ekspansivt kommer veksten i industriforbruket av at norske og nordiske kraftkostnader er konkurransedyktige internasjonalt. Det skyldes at global klimapolitikk øker kostnadene ved bruk av fossil kraft vesentlig. Kraftkostnadene øker for alle som er avhengig av fossil kraft med utslipp eller må ta i bruk relativt dyre alternative kraftkilder. Dersom dette konkurransefortrinnet vedvarer i Norden, kan man tenke seg en ytterligere vekst i industrien fram mot 2050. Men det er også mulig at det på lang sikt utvikles billigere utslippsfrie kraftkilder som kan redusere eller fjerne konkurransefortrinnet til nordisk kraftintensiv industri. I så fall kan man få en nedgang i etterspørselen fra denne industrien i Norden.

I beregningsalternativet Stramt er tilstanden i 2030 neppe en varig likevekt. Norske kraftpriser er her så høye at vi kan få ytterligere reduksjon i kraftintensiv industri. Alt annet likt, vil lavere etterspørsel fra industrien gi sterkere kraftbalanse og lavere priser. Man kan få en utvikling der industrien bygges ned inntil man når et prisnivå som gjenværende industri kan leve med. Hvis derimot annet forbruk øker vesentlig mer enn kraftproduksjonen fra 2030, kan hele den kraftkrevende industrien etter hvert bli presset ut.

9.3.6 Nettmessig integrasjon – begrensede eksportmuligheter

Graden av integrasjon kan variere

I alle de tre beregningsalternativene er det mulig å tenke seg både en sterkere og en svakere nettmessig integrasjon med Norden og med land utenfor Norden. I beregningene er økt handelskapasitet mest lønnsomt i Ekspansivt. Det skyldes blant annet at handel blir viktigere i en framtid med mye uregulert kraftproduksjon. I alle alternativene kan man se for seg både større og mindre handelskapasitet mot utlandet. En del av kapasiteten kan bli brukt til å selge helt kortsiktig regulering innenfor timen og til andre systemtjenester som gir liten netto kraftflyt.

I Stramt kan man for eksempel argumentere for at utvekslingskapasiteten er viktig for forsyningssikkerheten, særlig hvis for eksempel kjernekraften skulle få omfattende feil, eller hvis Sverige skulle velge å nedlegge kjernekraften helt. Ytterligere utbygging av handelskapasitet fra Norge til land utenfor Norden vil bidra til en mer robust kraftforsyning i dette alternativet. Ved en økt utbygging av overføringsforbindelser vil Norge i økende grad selge fleksibilitet fra vannkraftsystemet, med eksport om dagen og import om natten.

I Ekspansivt vil mindre handelskapasitet ut av Norden trolig øke lønnsomheten ved bruk av kraft i den nordiske varmesektoren, slik at elforbruket her vil øke, spesielt i våte år. I Ekspansivt er det naturligvis også en mulighet for økt handelskapasitet for eksport av fleksibilitet.

Hvor stor netto eksport kan Norge ha?

I Ekspansivt er prisnivået klart lavere i Norden enn på Kontinentet, og det kan bygges ut mer kraftproduksjon uten at kostnadene stiger vesentlig. Det er nærliggende å spørre om dette kan gi opphav til en langt større norsk netto eksport enn de 16 TWh som eksporteres i et normalt år i Ekspansivt.

Hvis man bygger ut mer fornybar kraft uten å øke overføringskapasiteten ut av Norden må de norske (og nordiske) prisene ned for å utløse den ekstra eksporten. Lavere priser vil begrense utbyggingen av ny kraftproduksjon. For å få økt netto eksport i større omfang i normalår må både produksjonen og handelskapasiteten økes parallelt. Prisnivået må holde seg på et nivå som gjør ny produksjon lønnsom. I Ekspansivt er kostnadene for ny produksjon antatt å ligge rundt 50 øre per kWh.

I Ekspansivt er de tyske prisene i et normalt år høyere enn de norske prisene 63 prosent av tiden, og ellers lavere. Dette prisforholdet gir en netto eksport på rundt 3 TWh for en forbindelse på 1400 MW.38 Den lave nettoeksporten skyldes at den store prisvariasjonen i Tyskland gir eksport om dagen og import om natten.

Hvis man vil bygge ny kraftproduksjon for eksport i større skala, støter man på noen viktige utfordringer: Uregulert vannkraft og vindkraft produserer omtrent like mye kraft om natten som om dagen, og norsk vindkraft vil ofte produsere mer når handelspartnerne også har stor vindkraftproduksjon og lave priser. For å utnytte handelsmulighetene i en ny overføringsforbindelse effektivt, må økt uregulert kraftproduksjon konverteres til en mye større eksport om dagen når handelspartneren trenger kraften. Når en forbindelse på 1400 MW i eksemplet gir en nettoeksport på rundt 3 TWh, er dette et resultat av en brutto eksport på vel 7 TWh (typisk om dagen) og en brutto import på vel 4 TWh (typisk om natten). For å kunne konvertere ny uregulert kraftproduksjon til netto eksport når Europa trenger det, og for å utnytte billig import om natten, må vannkraft med magasin redusere sin produksjon betydelig om natten og øke produksjonen mye om dagen. Dette reiser imidlertid noen utfordringer.

I dag har vannkraftsystemet en del ledig fleksibilitet, men det er grenser for hvor mye produksjonen kan varieres uten at man øker effektkapasiteten og installerer pumpemuligheter.39 Pumping av vann til høyereliggende magasin vil være et kraftforbruk som gjør det mulig å utnytte mer uregulert kraftproduksjon i perioder med stor tilgang og lave priser. Pumping gjør det også lettere å utnytte billig import. Utbygging av effektkapasitet og pumpemuligheter øker fleksibiliteten, men økningen i fleksibiliteten vil gradvis bli dyrere etter hvert som man bygger ut mer. I tillegg til kostnader ved økt fleksibilitet i vannkraftsystemet må også det innenlandske nettet styrkes for å håndtere økt kraftflyt. Dette gjelder særlig dersom eksporten skal komme fra kraftproduksjon som ligger langt fra handelspartnerne, for eksempel i Nord-Norge. Det er derfor grenser for hvor stor eksport det kan være lønnsomt å ha i et normalår.

Den viktigste økonomiske drivkraften for å bygge ut handelskapasitet vil trolig være Norges behov for kraftutveksling, og inntekter ved salg av fleksibilitet. Muligheter for netto eksport eller netto import vil komme som en bivirkning av økt handelskapasitet. Varierende kraftbalanse i Norden vil ha mye å si hvor for hva som blir netto flyt på forbindelser til Kontinentet og Storbritannia.

Nytt forbruk som er jevnt over døgnet og året kan utnytte vind- og vannkraftproduksjon gjennom hele døgnet og året. Ved vekst i denne typen forbruk og utbygging av uregulert kraft, vil det også være behov for å utnytte magasinkraftverkenes evne til å flytte kraftproduksjonen i tid, men behovet vil være mye mindre enn ved kraftutveksling.

Fleksibelt forbruk som kan tilpasse seg variabel tilgang på kraft vil være et nyttig supplement til fleksibiliteten i vannkraftsystemet, og gjør det enklere å utnytte uregulert vannkraft og vindkraft. Siden tilsigene er størst om sommeren er det gunstig at vindkraften produserer mest i vinterhalvåret.

I tillegg til eksport gjennom eksisterende kraftsystem kan det i et langsiktig perspektiv bli direkte eksport fra norsk havvindkraft til andre land uten samtidig tilknytning til vårt kraftsystem.

9.4 Mulige regionale ubalanser i framtidens kraftsystem

Et sterkere nasjonalt nett reduserer sannsynligheten for at store regionale ubalanser blir et problem for forsyningssikkerheten, eller gir store og langvarige prisforskjeller. Man kan likevel ikke utelukke at det kan oppstå nye ubalanser, særlig knyttet til raske utbygginger eller nedleggelser av store forbruksenheter, og eventuelt til store endringer i kraftproduksjon.

Mulige områder med svak kraftforsyning

Rasjonering og svært høye priser har langt mer alvorlige konsekvenser enn lave priser og spill av kraft. Det er derfor naturlig å ha størst oppmerksomhet på faren for å få en svak kraftforsyning.

Det ventes stor befolkningsvekst i og rundt de store byene fram mot 2050. Dette kan, sammen med økonomisk vekst, gi en betydelig økning i kraftforbruket. En slik vekst vil imidlertid komme gradvis slik at samfunnet har tid til å planlegge for å håndtere utviklingen. Utvalget legger til grunn at utbygging av overføringsnett og andre tiltak vil sikre en robust forsyningssituasjon for de store byene i framtiden, se kapittel 5.

Netteier har tilknytningsplikt for nytt forbruk. Men dersom kraftforsyningen i et område ikke kan betjene et nytt forbruk på en forsvarlig måte, kan forbruket nektes tilknytning inntil det kan etableres en tilstrekkelig robust forsyning. Denne muligheten reduserer faren for forsyningsproblemer. Et nei til tilknytning kan imidlertid representere et vesentlig tap av verdiskaping, kanskje særlig hvis petroleumssektoren trenger økt krafttilgang fra nettet. For petroleumssektoren er lokaliseringen styrt av hvor feltene er og hvor landanleggene kan plasseres. Annen kraftintensiv industri kan ha noe større frihet med hensyn til hvor man lokaliserer nytt forbruk, men eksisterende produksjonsanlegg, infrastruktur, kompetansemiljøer med mer kan ha stor betydning for hvor det er aktuelt å være lokalisert.

Nytt kraftforbruk til offshoreanlegg og landanlegg for petroleumsvirksomheten kan komme langs hele kysten fra Sørlandet til Øst-Finnmark. Det er her ofte snakk om store forbruksenheter som kan gi lokale utfordringer i nettet der hvor tilknytningen skjer. Utfordringene er særlig knyttet til at det tar mye lenger tid å utvide nettkapasiteten enn å etablere en ny stor forbruksenhet. I enkelte tilfeller hvor det er en betydelig sannsynlighet for at man får behov for en ny kraftledning, kan det være hensiktsmessig å utvikle nødvendige nettprosjekter fram til rettskraftig konsesjon, og så fatte endelig investeringsbeslutning hvis det nye forbruket kommer.

Generelt vil et sterkere nett fra Sørlandet til Finnmark styrke evnen til å håndtere nytt forbruk langs kysten.

Perioder med store overskudd og lave priser i noen områder

En større utbygging av uregulert vannkraft og vindkraft kan periodevis gi lave kraftpriser i noen overskuddsområder. Mer fleksibelt forbruk, sterkere nett og mer magasinkapasitet kan begrense prisfallet og bidra til at kraft ikke går til spille. Hvis det er risiko for lengre perioder med lavere priser i et område, vil dette i seg selv begrense investeringene i ny kraftproduksjon. Et område med et moderat overskudd av kraft kan imidlertid få et meget stort overskudd dersom større industrikunder varig eller midlertidig stenger ned virksomheten. Man kan da få et betydelig prisfall, særlig i perioder med stor uregulert kraftproduksjon.

Langvarige regionale prisforskjeller?

Selv om det i normale driftssituasjoner ikke er prisforskjeller mellom regioner, kan det være noen situasjoner hvor et område med betydelig overskudd får en lavere pris, og noen situasjoner hvor et område med strammere balanse får høyere pris. Det vil gi opphav til en viss forskjell i gjennomsnittspris over tid. Det er vanskelig å forutsi hvilke områder som kan få lavere og høyere pris, siden dette både avhenger av lokalisering av nytt forbruk og ny produksjon, og av overføringskapasiteten. Det er imidlertid ikke usannsynlig at Nord-Norge og kanskje også Midt-Norge får lavere priser enn Sør-Norge. Dette skyldes at Nord-Norge har betydelige fornybarressurser med relativt lave kostnader, at Sverige har et betydelig kraftoverskudd i nord og at man bygger og planlegger mye ny vindkraft i Nord-Sverige. Prisene i Nord-Sverige vil i betydelig grad påvirke prisene i Nord-Norge og Midt-Norge, og vice versa.

De regionale prisvirkningene av økt handel med andre land vil blant annet avhenge av hvor mye det innenlandske nettet blir styrket. Prisene på Østlandet kan bli noe tettere knyttet til prisene i det sentrale Sverige (inkludert Stockholm), og kan derfor bli litt høyere enn prisene lenger nord og på Vestlandet. Dersom det blir overføringsbegrensninger mellom Sørlandet og resten av Sør-Norge vil prisene på Sørlandet bli mer påvirket av handel med Kontinentet. I beregningene for Ekspansivt så vi at Østlandet og Sørlandet fikk mest prisforskjell mellom dag og natt, jamfør figur 9.4. Gjennomsnittsprisen på Sørlandet og Østlandet kan bli noe høyere enn i andre landsdeler dersom Norge i gjennomsnitt har eksport (som i Ekspansivt), og lavere enn i resten av landet dersom Norge i gjennomsnitt har import.

Forutsatt en betydelig styrking av nettet vil prisforskjellene i kraftmarkedet trolig bli relativt små og de kan variere over tid. Med en dominerende flyt fra nord til sør i Norge og Sverige vil imidlertid tariffene for overføringstap medføre at produsenter og forbrukere i Nord-Norge vil se klart lavere nettopriser (pris korrigert for tariff for overføringstap).40

9.5 Oppsummering: Mer fornybart krever handel og fleksibilitet

Det norske kraftsystemet vil i framtiden bli enda tettere sammenkoblet med Sverige og Finland. Endringer i disse landenes handelskapasitet til land utenfor Norden og i deres kraftbalanse vil ha betydning for forsyningssikkerheten i tørrår, og for norske kraftpriser. Dermed påvirkes også lønnsomheten ved ny produksjon og nytt forbruk i Norge. For kraftoverføringer nord – sør vil Norge i overskuelig framtid være avhengig av et godt samspill med det svenske nettet.

EUs fornybardirektiv og flere andre faktorer bidrar til at Norden får økende kraftoverskudd mot 2020. De nordiske landene har rik tilgang på fornybar energi, til kostnader som i dag er klart lavere enn på Kontinentet og i Storbritannia. Klimaendringer forventes å gi økte tilsig, og Sverige og Finland synes å ha vilje til å videreføre og øke kjernekraften. Disse faktorene trekker i retning av en sterk kraftbalanse i mange år framover i de nordiske landene. På den annen side kan en eventuell nedleggelse av kjernekraft og mindre aksept av fornybar kraft gi en strammere nordisk balanse. En slik utvikling vil gi høyere kraftpriser og mindre sikker kraftforsyning i tørre år. Importmuligheter i tørre år blir viktige i et slikt perspektiv. Norge har store fornybarressurser og viljen til å bruke disse ressursene vil ha stor betydning for utviklingen.

Begrenset vekst i forbruk med høy betalingsvilje og god tilgang på kraft til konkurransedyktige priser, kan legge grunnlag for vekst i kraftintensiv virksomhet i Norge (og Norden). Sterk vekst i forbruk med høy betalingsvilje og begrenset tilgang på ny kraft til konkurransedyktige priser, kan derimot presse ut kraftintensiv virksomhet fra Norge (og Norden).

Både kraftforbruket og tilgangen på kraft blir trolig jevnere over året, og vil dermed passe bedre sammen. Dette skyldes klimaendringer, energieffektivisering og energiomlegging, økt innslag av vindkraft samt vekst i kraftforbruk som er jevnt over året. Denne utviklingen kan redusere behovet for å bruke magasinene til å flytte vann fra sommer til vinter, og den kan gjøre det enklere å takle tørre år. Samtidig kan større variasjon i tilgangen på kraft uten en tilsvarende økning i magasinkapasiteten gi større prisvariasjoner, både mellom år og i kortere perioder.

Uten større magasinkapasitet øker behovet for annen fleksibilitet i forbruk og via handel. Nedbygging av kullkraft i Norden øker behovet for handel med land utenfor Norden, og for å utnytte fleksibiliteten i varmesektoren bedre enn i dag.

Økt handel med kraft vil gjøre Norge til eksportør av fleksibilitet og stimulere til økt effektkapasitet og forbruksfleksibilitet gjennom noe større prisvariasjon over døgnet og uken. Med et sterkt nasjonalt nett bør Norge ha de beste forutsetninger for å håndtere behovet for effekt i alle landsdeler.

10 Oppsummering og anbefalinger

10.1 Overordnede mål for en framtidsrettet energisektor

Rikelig tilgang på fornybar energi har gjennom mer enn 100 år bidratt til velstandsutvikling og har vært et konkurransefortrinn for norsk industri og næringsliv. Utvalget mener at energiressursene også i framtida skal bidra til velferd og verdiskaping i hele landet.

Energipolitikken må utformes slik at samfunnets krav til et velfungerende energisystem oppfylles. Sikker og effektiv energiforsyning er en kritisk forutsetning for et velfungerende, moderne samfunn.

Det må legges til rette for verdiskaping samtidig som hensyn til natur, miljø og klima ivaretas.

10.2 Energisystemets rolle i samfunnet

Energipolitikken må ivareta flere hensyn som til dels er motstridende. Samfunnsdebatten er tjent med en åpen diskusjon om hvilke og hvordan ulike hensyn må balanseres og avveies. I perspektivet mot 2030 og 2050 står vi overfor både muligheter og utfordringer. Vi må ta noen grunnleggende valg om hva vi vil med naturressursene våre.

Sikker energiforsyning er en forutsetning for liv og helse, næringsvirksomhet og innbyggernes velferd. Energisystemet er en del av den kritiske infrastrukturen i et moderne samfunn. Samfunnet stiller høye krav til forsyningssikkerheten i energisystemet.

Et miljøvennlig energisystem innebærer at forbruk og produksjon av energi ses i sammenheng med og tar hensyn til mål knyttet til natur, miljø og klima. Både produksjon og forbruk har negative følger for miljøet, men hva slags og hvor stor miljøeffekten er, avhenger av type energikilde og energibærer. Fornybar energi er for eksempel klimavennlig, men innebærer inngrep i naturen. Et miljøvennlig energisystem er dermed ikke et entydig begrep.

Verdiskaping krever at energiressursene utnyttes der de gir størst verdi for samfunnet.

Energipolitikken må balansere hensynet til forsyningssikkerhet, miljø og verdiskaping, som illustrert i figur 10.1.

10.2.1 Viktige egenskaper ved energisystemet som kritisk infrastruktur

Et velfungerende og sikkert energisystem må være kostnadseffektivt, robust og fleksibelt. I et langsiktig perspektiv blir vi enda mer avhengige av en sikker og velfungerende energiforsyning. Energipolitikken og virkemidlene må derfor utformes slik at vi har:

• Et effektivt energisystem som sikrer kostnadseffektiv utbygging og drift av energisystemet over tid.

• Et fleksibelt energisystem som har stor evne til å håndtere variasjon i tilgangen på kraft og i forbruket av kraft og varme.

• Et robust energisystem som kan motstå store fysiske påkjenninger og endringer uten at forsyningssikkerheten trues.

10.2.2 Miljøutfordringer ved energisystemet

Produksjon og transport av energi kan ha negative konsekvenser for naturen, miljøet og klima. Utfordringen er å begrense miljøbelastningene knyttet til energisystemet.

Klimautfordringene vil kreve en betydelig omlegging av energisektoren internasjonalt.

Norge står i en særstilling når det gjelder tilgang til og bruk av fornybar energi. Hos oss vil reduksjon i klimagassutslippene i energisektoren først og fremst fordre overgang fra fossil til fornybar energi på forbrukssiden, særlig innenfor transport- og petroleumssektoren. Andre land har de største klimautfordringene på produksjonssiden, særlig knyttet til kullkraft. For å kutte utslippene må de endre hele produksjonssystemet og bytte ut sin fossile kraftproduksjon med fornybar produksjon.

Norge har store fornybare energiressurser. Utbygging og transport av fornybar energi medfører inngrep i naturen. Ressursene er ofte plassert langt unna forbruket, samtidig som mye av den nye energiproduksjonen er væravhengig og lite regulerbar. Utbygging gjør det nødvendig å bygge sterkere overføringsforbindelser både lokalt, nasjonalt og mellom land med ulike produksjonssystemer. Utbygging av mer fornybar energi i Norge vil være positivt for klima, men krever avveining mot skadevirkningene ved naturinngrep.

10.2.3 Energi som grunnlag for høy verdiskaping

Energiforsyningen har stor betydning for verdiskapingen både i privat og offentlig sektor, og innen så vel vareproduksjon og industri som handel og tjenesteytende næringer. Utviklingen av energisystemet bør sikre at Norges fornybare ressurser forblir et konkurransefortrinn, og kan gi grunnlag for økt verdiskaping i norsk næringsliv generelt, og i kraftsektoren og kraftintensive næringer spesielt.

Økende kraftproduksjon i Norden fram mot og etter 2020 kan, sammen med energieffektivisering, gi et godt grunnlag for vekst i både nye og tradisjonelle kraftintensive næringer, samt i næringer som utvikler og leverer framtidens systemer og løsninger. Klimautfordringene innebærer at norsk fornybar energi får økt verdi på lengre sikt, både via eksport av kraftintensive produkter, som eksportvare som kan erstatte fossil energi, og som leverandør av fleksibilitetstjenester basert på de gode reguleringsegenskapene til vannkraft med magasiner.

10.3 Politikkens og markedets roller i energisektoren

I Norge har vi med innføringen av energiloven av 1990 valgt et markedsbasert energisystem. I kraftmarkedet er priser som avspeiler de reelle kostnadene helt sentrale for å koordinere produksjon og forbruk, magasindisponering og flyten i nettet fra dag til dag. I tillegg stimulerer prisene til investeringer i energiløsninger, energieffektivisering, produksjon og infrastruktur. Mulighet for prisvariasjon bidrar til forsyningssikkerhet og effektiv ressursutnyttelse.

Markedet alene er imidlertid ikke tilstrekkelig for å fremme de overordnede mål for energisektoren. Offentlige reguleringer og eierskap til vannkraft og infrastruktur har vært sentrale virkemidler for å oppnå energipolitiske mål. Energipolitikken må også i framtiden sikre samfunnets interesser gjennom godt utformede institusjonelle rammer, samt effektive prosesser og virkemidler.

Ulike mål nås lettest ved å se ulike energibærere, og produksjon og forbruk i sammenheng. Det innebærer blant annet at brede virkemidler rettet mot fornybar energi og energieffektivisering i utgangspunktet ikke bør favorisere utvalgte teknologier og energiformer. Norsk satsing på utvikling av ny teknologi må rettes inn mot områder hvor vi har særlige forutsetninger for å lykkes, og som kan gi grunnlag for industriell satsing og vekst.

10.4 Viktige utviklingstrekk mot 2050

I 2050 vil det trolig være mellom 6 og 8 millioner innbyggere i Norge, og vi vil være vesentlig rikere enn i dag. Trender og framskrivninger tyder på at økonomien kommer til å være mindre energiintensiv enn i dag.

Særlig utenfor OECD-området er det ventet sterk økonomisk vekst og økning i energietterspørselen. Kostnadene ved å bruke fossil energi ventes å øke. Klimapolitikken setter en pris på utslipp av klimagasser og øker etterspørselen etter fornybar energi.

EU har satt ambisiøse klimapolitiske mål fram til 2020, inkludert mål for å fremme fornybar energi og energieffektivisering, og ønsker å avkarbonisere energisektoren til 2050. Midlertidige økonomiske tilbakeslag kan svekke satsingen, men EUs motivasjon for omlegging av energisektoren er også knyttet til forsyningssikkerhet, arbeidsplasser og næringsutvikling. Utformingen av og styrken i klimapolitikken i EU etter 2020 kommer an på utviklingen internasjonalt og hvilke tiltak andre land gjennomfører.

Energi- og klimapolitikken i EU og nasjonalt endrer energisystemene i våre naboland. EUs energi- og klimapolitikk påvirker også norsk energipolitikk gjennom EØS-avtalen. Trendene tilsier at energisystemene blir mindre fleksible og mer integrerte, og at elektrisitet blir en mer sentral energibærer i framtidens lavutslippssamfunn enn den er i dag. EUs indre marked for energi vil bli utviklet og infrastrukturen, ikke minst for kraftutveksling mellom land, vil bli styrket.

Økt forskningsinnsats vil føre til utvikling av ny teknologi og nye løsninger, både på produksjons- og etterspørselssiden. I 2030 kan vi for eksempel anta at det er utviklet smartere nettløsninger, samt nye og billigere løsninger for produksjon av fornybar energi og konvertering til elektrisitet i transportsektoren.

I Norge vil vannkraft med magasiner fremdeles dominere stasjonær energiforsyning i 2030 og 2050. I henhold til gjeldende planer vil regional- og sentralnettet være vesentlig forsterket og AMS innført.

Utvalget legger til grunn at følgende sentrale utviklingstrekk vil prege utviklingen i norsk energisektor mot 2050:

• Befolkningsvekst og økonomisk vekst øker den underliggende energietterspørselen. Energieffektivisering i bygg og industri, samt endringer i nærings- og bosettingsstruktur, vil begrense utviklingen i energibruken.

• Klimapolitikken innebærer at bruken av fossil energi blir redusert, og krav om satsing på energieffektivisering og bruk av fornybar energi vil øke.

• EUs energi- og klimapolitikk, samt klimapolitikken globalt, setter viktige rammer for utviklingen av norsk energisektor.

• Elektrisitet vil bli brukt til nye formål, og elektrisitet kommer til å spille en viktigere rolle i energisystemet.

• Vi blir mer sårbare for avbrudd i elforsyningen, og kravene til forsyningssikkerhet i kraftsystemet øker. Det øker kostnadene i kraftsystemet.

• På 10-20 års sikt vil krav om utbygging av fornybar kraftproduksjon medføre at vi får lavere kraftpriser enn i de termiske systemene på Kontinentet.

• På lang sikt vil klimakostnader bli priset inn i kraftproduksjon også globalt. Det vil øke omstillingen til fornybar energi/lavutslippsenergi, og vil styrke den relative konkurranseevnen for verdiskaping basert på norsk fornybar energi.

• Klimapolitikken gir en betydelig omlegging av kraftsystemene i landene rundt oss. Behovet for regulerbar produksjon og fleksibilitet i forbruket øker både i Norge og i våre naboland.

• Kraftmarkedene i Norden og Europa blir mer integrerte. Det bygges flere utvekslingslinjer mellom land, og markedsplassene utvikles og kobles sammen. Det betyr økt koordinering av utvikling og drift av kraftsystemene i Nord-Europa.

• Utbygging av mer fornybar kraft og nett gir økt press på naturen, og kommer i flere tilfeller i konflikt med andre anvendelser av naturen og hensynet til naturmangfold. Det forsterker behovet for et godt beslutningsgrunnlag og bedre kunnskap om konsekvensene av utbygging.

• Klimautfordringene gir økt satsing på utvikling av teknologi for fornybar energi, effektiv energibruk og smarte nett. Forskning, utvikling og kompetanse blir viktig både for å utvikle og ta i bruk konkurransedyktige nye løsninger.

• Energietterspørselen i verden vil øke, og utbyggingen av fornybar energi fortsetter også i utviklingsland. Det betyr økt etterspørsel etter norsk kompetanse og kunnskap om fornybar energi i andre deler av verden.

10.5 Oppsummering av sentrale energipolitiske spørsmål

Energipolitikken legger rammene for utviklingen av energisektoren framover. De beslutningene som aktørene i energisektoren tar i dag er viktige for utviklingen på lang sikt. Mange av anleggene i energisystemet har svært lang levetid. Vannkraftverk, overføringsnett og fjernvarme kan være i drift i 50 år og lenger. Vindkraftanlegg som bygges etter 2025 vil trolig fortsatt være i bruk i 2050. Valg av energiløsninger i bygg har stor betydning for energibruken i lang tid. Utviklingen i kraftintensiv industri preger også kraftforbruket i mange år framover. Langsiktige investeringer bygger på vurderinger av framtiden, og de former framtiden.

Utvalget mener at sentrale utfordringer for energipolitikken mot 2050 er å opprettholde og styrke forsyningssikkerheten for kraft og energi, utnytte naturressursene slik at de bidrar til verdiskapingen i landet, ivareta hensyn til natur og miljø, og stimulere til effektiv energibruk. Disse utfordringene er behandlet særskilt i kapitlene 5 til 8 og er kort oppsummert nedenfor.

10.5.1 Økende krav til forsyningssikkerhet

Knapphet og avbrudd i tilgangen på energi kan være svært alvorlig og kostbart. I ytterste konsekvens står liv og helse på spill. Effektivisering av energiforbruket øker avhengigheten av elektrisitet og dermed sårbarheten for svikt i forsyningen.

Det finnes ulike mekanismer som kan hindre knapphet og avbrudd, og ny teknologi og nye løsninger som kan redusere knapphetsproblemer er under utvikling. Variasjon i tilsig, begrenset magasinkapasitet og lange prosesser for å etablere ny produksjon og nett, samtidig som kraftetterspørselen kan endres raskt, fører til at man ikke kan unngå perioder med vesentlige regionale forskjeller i balansen mellom tilbud og etterspørsel etter kraft. Med de store variasjonene i tilsig fra sesong til sesong og år til år, er det verken praktisk mulig eller god samfunnsøkonomi å bygge ut energisystemet slik at knapphet aldri oppstår.

Kapasiteten i nettet er avgjørende for forsyningssikkerheten. Utfordringen er å ha tilstrekkelig kapasitet for mange ulike og til dels uforutsigbare situasjoner. Det krever at denne kapasiteten etableres i tide, og et aktivt og godt planlagt vedlikehold av nettet. Nettutviklingen må ses i sammenheng med utviklingen i produksjon og etterspørsel. Ny kraftproduksjon bidrar til bedre forsyningssikkerhet, men vindkraftanlegg og små vannkraftanlegg stiller økende krav til fleksibiliteten i resten av energisystemet. Energieffektivisering som gir redusert forbruk om vinteren, og fleksibelt energiforbruk som kan veksle mellom ulike energibærere, vil få økende betydning. Mangfold i energiforsyningen reduserer sårbarheten for svikt i tilgangen på én energibærer. I kraftsektoren vil gode handelsmuligheter med flere og ulike naboland være spesielt verdifullt.

Samspillet mellom ulike kilder til forsyningssikkerhet styres dels av politikk og dels av priser. Politikkens rolle er å stille krav til forsyningssikkerheten og legge føringer for utviklingen av infrastruktur og marked. Markedets og aktørenes roller er å få samspillet til å fungere i praksis. Energiprisene styrer beslutninger om både løpende kraftproduksjon og investeringer i så vel ny produksjon som energieffektivisering og fleksibilitet. Vedvarende prisforskjeller synliggjør behovet for ny nettkapasitet eller for å skifte energibærer. Høye priser belønner energisparing og omstilling til andre energibærere.

En framtidsrettet energipolitikk må legge til rette for en robust og fleksibel energiforsyning som tåler betydelige påkjenninger fra naturen i form av ras, flom og ekstreme værforhold, og som kan håndtere store variasjoner i tilgangen på og etterspørselen etter energi.

10.5.2 Energiressursene er viktige for verdiskapingen

Verdiskapingen i energisektoren i Norge tar utgangspunkt i energi produsert på basis av naturgitte energiressurser. For kraftsektoren gjelder dette særlig vannkraft. Ressursgrunnlaget for vannkraften vil sammen med utnytting av annen energi, fortsatt gi Norge særlige fortrinn som energi- og industrinasjon. Dette fortrinnet kan videreutvikles gjennom en balansert utbygging av fornybare kraftressurser, kraftutveksling, og produksjon og eksport av kraftintensive produkter.

I tillegg til verdiskapingen basert på energiproduksjon bidrar leverandørindustri, konsulentvirksomhet og FoU-miljøer til verdiskaping i energisektoren. I et 2050-perspektiv er det vanskelig å spå utviklingen av norsk leverandørindustri innenfor energisektoren. Men med våre lange tradisjon som energinasjon har vi mye relevant kompetanse og kunnskap å bygge videre på. Den underliggende drivkraften for vekst i leverandørindustrien er den internasjonale utviklingen mot klimavennlige energiløsninger og den energieffektiviseringen og omleggingen av energisystemet som ser ut til å måtte komme.

Økonomisk vekst gir økt etterspørsel etter varer fra kraftintensiv industri. Klimatrusselen gir et ekstra fokus på energieffektivitet, og skaper etterspørsel etter blant annet lette metaller og nye produkter der norsk kraftintensiv industri har etablert seg. Norge er en viktig leverandør av energi og strategiske råvarer både i et europeisk og et globalt perspektiv.

Både kraftselskapene og strømnettet er i hovedsak eid av staten, fylkeskommuner og kommuner. Det store innslaget av offentlig eierskap innebærer at mye av inntektene tilfaller offentlig sektor. Fordi vannkraftverkene utnytter lokale ressurser, mottar også vertskommunene en forholdsmessig del av ressursverdien gjennom skatter, avgifter og konsesjonskraft. Dette gjør at kraftforsyningen bidrar med betydelige verdioverføringer, ikke bare til staten, men også til kommunesektoren direkte.

10.5.3 Energi og natur – en krevende balansegang

Omfattende utbygging av fornybar energi med tilhørende nett er en utfordring for norsk natur. Foruten naturkonfliktene, kommer energiprosjekter også ofte i konflikt med ulike næringsinteresser og fritidsaktiviteter. De negative virkningene vil i stor grad være merkbare for lokalmiljøet, men kan også ramme arter og økosystem av nasjonal og internasjonal verdi. Virkningene på økosystemer er kvalitativt forskjellig fra andre interessekonflikter knyttet til energiprosjekter.

Klimaendringene utgjør en økende trussel mot artsmangfoldet globalt. Robuste økosystemer er viktige for å takle dette. Overgang fra fossil til fornybar energi er et viktig klimatiltak, men storstilt utbygging av fornybar energi i Norge kan true artsmangfoldet her.

Alle negative konsekvenser kan imidlertid ikke unngås hvis man samtidig vil ivareta hensyn til forsyningssikkerhet og verdiskaping basert på fornybar energi. Utfordringen er å gjøre gode avveininger og minimere negative konsekvenser. Det stiller store krav til konsesjonssystemet og prosessene som skal balansere ulike hensyn. Dagens konsesjonssystem er komplisert og ressurskrevende for både søkerne, myndighetene og ulike interessenter. På kort sikt er køen av konsesjonssøknader en vesentlig utfordring. Tydeligere politiske prioriteringer og bedre dialog mellom energi- og miljømyndigheter kan redusere tidsbruken og gjøre det enklere for aktørene å forholde seg til konsesjonssystemet.

10.5.4 Energibruk i framtiden

Utviklingen i energibruken på lang sikt påvirkes blant annet av økonomisk vekst, utvikling i næringsstruktur, befolkningsvekst og bosetting, teknologiutvikling, samt politikk og virkemidler.

Det er betydelige potensialer for energieffektivisering i bygg og i industrien. For å begrense energibruken i bygg på lang sikt, er det viktig å sørge for effektive nybygg. I dag stimuleres energieffektivitet i nye bygg først og fremst gjennom byggtekniske standarder. Sparepotensialet i eksisterende bygg henger sammen med hvor mange bygg som rehabiliteres hvert år. Spesifikke virkemidler for energieffektivisering i eksisterende bygg og i industrien bør innrettes mot veldefinerte barrierer og tiltak. Virkemidlene bør være styringseffektive, kostnadseffektive og ha utløsende effekt.

Høyere energipriser og/eller CO₂-priser stimulerer også til lønnsom energieffektivisering og konvertering fra fossil energi til fornybar energi og elektrisitet. Det er viktig at prisene på ulike energibærere gjenspeiler de reelle samfunnsøkonomiske kostnadene, inkludert miljøkostnader. Det benyttes i dag en lang rekke virkemidler for å stimulere energieffektivisering, konvertering og produksjon av fornybar energi. Av hensyn til den samlede effektiviteten i systemet er det viktig å se de ulike virkemidlene i sammenheng.

Bruken av elektrisitet ventes å øke både på grunn av konvertering fra fossil energi til elektrisitet til oppvarming og elektrifisering i petroleums- og transportsektoren, og fordi nordiske kraftpriser ventes å bli konkurransedyktige de neste tiårene. På lang sikt vil økt klimafokus også legge til rette for relativt lavere priser i Norden. Det kan legge grunnlag for økt aktivitet i nye og tradisjonelle kraftintensive næringer. Spennet for mulig langsiktig utvikling i samlet elforbruk er svært stort.

Behovet for langsiktig fleksibilitet vil fortsatt være viktig i det norske systemet på grunn av store svingninger i tilgangen på vann- og vindkraft. En robust effektbalanse henger sammen med utviklingen i produksjonskapasitet, kapasitet på utenlandsforbindelser og fleksibiliteten i forbruket. Installering av AMS vil gjøre det lettere å utnytte kortsiktig fleksibilitet. Skal forbrukerne bidra med energifleksibilitet fordrer det at de har mulighet til å veksle mellom elektrisitet og andre energikilder, for eksempel i fjernvarmeanlegg og lokale energisentraler. Omlegging som gir permanent brenselsbytte bidrar ikke til å øke fleksibiliteten i kraftsystemet.

10.6 Veivalg for norsk energisektor mot 2050

Norges fornybare energiressurser og en velfungerende energisektor er et konkurransefortrinn for Norge. Hvordan og i hvilken grad vi skal utnytte denne ressursbasen innebærer noen veivalg mot 2030 og 2050, og vil kreve avveininger og prioriteringer mellom ulike interesser. Veivalgene dreier seg om å definere og gripe muligheter, samt å se energi, klima og verdiskaping i sammenheng på en måte som gir industriell, energimessig og klimamessig mening, nasjonalt og globalt.

Fram mot 2050 vil de globale energimarkedene gjennomgå en grunnleggende omlegging. Et sentralt spørsmål er hvordan Norge i lys av klimautfordringene kan utnytte tilgangen på fleksible og fornybare energiressurser til økt verdiskaping, sysselsetting og bosetting, samtidig som utformingen av norsk energipolitikk tar hensyn til forsyningssikkerhet, natur- og miljøkonsekvenser og effektiv energibruk nasjonalt. Utvikling og bruk av framtidens løsninger nødvendiggjør en styrket innsats innenfor FoU, kompetanse- og teknologiutvikling.

10.6.1 Vi må bruke energien riktig, og vi må bruke riktig energi

Det er et overordnet mål at energibruken skal være effektiv og at lønnsomme energieffektiviseringstiltak gjennomføres.

Markedsprisene er viktige for å stimulere til effektiv energibruk. Det er avgjørende for effektiv energibruk at kraftprisene får variere og avspeile både overskudd og knapphet. Forventninger om lave priser svekker insentivene til energieffektivisering. Der prisene ikke reflekterer miljø- og klimakostnader eller det eksisterer andre barrierer for effektiv energibruk, må myndighetene utforme virkemidler for energieffektivisering og konvertering. Virkemidler rettet mot energibruk bør utformes slik at de bidrar til konsistens i energipolitikken, og slik at de treffer de reelle barrierene og utløser gevinster som forsvarer kostnadene knyttet til virkemidlet.

Det er et betydelig potensial for energieffektivisering i bygninger og i industrien. Energibruken i nybygg bør også i framtida begrenses gjennom krav og tekniske forskrifter som tar hensyn til hva som er teknisk mulig og økonomisk forsvarlig. I eksisterende bygg er det et sammensatt sett av barrierer som står i veien for realisering av potensialer for energieffektivisering. Det store potensialet i ny og eksisterende bygningsmasse utløses med et samlet sett med virkemidler rettet mot ulike barrierer og som danner grunnlag for varige markedsendringer. Industrien trenger tydelige og langsiktige virkemidler for å øke utnyttelse av restvarme og avfallsgasser, og støtte til demonstrasjons- og storskala pilotanlegg for energieffektive prosesser.

Konvertering fra fossil til fornybar energi i oppvarmingen og elektrifisering i transport- og petroleumssektoren vil både bidra til energieffektivisering og reduserte utslipp av klimagasser, men øker behovet for elektrisitet. For å ta i bruk fornybar energi i transportsektoren, kreves det utvikling av infrastruktur. Bruken av elbiler forventes å øke. På lengre sikt kan også hydrogen bli et viktig alternativ.

Det må fortsatt legges til rette for konvertering fra fossil til fornybar varme. Varmemarkedet er viktig for å få ned utslippene av CO₂, blant annet ved brenning av biomasse og avfall, og ved varmegjenvinning. Det nordiske varmemarkedet, inkludert nær- og fjernvarme og industriell bruk av varme, er om lag 400 TWh. I varmesentraler kan det ofte legges til rette for veksling mellom biobrensel og elektrisitet og dermed tilførsel av verdifull fleksibilitet i kraftmarkedet. Også vedfyring bidrar til fleksibilitet og et sikrere energisystem. AMS og nye styringssystemer for elforbruk gjør det mulig også for mindre forbrukere å bidra med fleksibilitet i kraftsystemet. Et godt samspill mellom kraft- og varmemarkedet gjør det lettere å utnytte fornybar kraft og redusere bruken av fossil energi i Norden. Regelverket som krever at alle bygg, også lavenergibygg, må ha flere oppvarmingsmuligheter enn direkte el (for eksempel vedovn i boliger), bør videreføres.

Planleggingen av energisystemet må ta høyde for vekst i kraftforbruket, blant annet som følge av konvertering fra fossil til fornybar energi.

Politikk rettet mot energibruk må avveies mot andre hensyn, herunder den samlede effekten på energisystemet når det gjelder forsyningssikkerhet, fleksibilitet og effektivitet, samt avveininger mellom nett, produksjon og forbruk. Det bør legges til rette for fleksible oppvarmingssystemer og et kostnadseffektivt samspill mellom elektrisitet og fornybar varme, blant annet gjennom byggforskriftene. Fleksibilitet i forbruket er blant annet viktig for leveringssikkerheten i nettet. Fleksibilitet krever tilgang til alternativer. Omlegging som gir avhengighet av en energikilde reduserer fleksibiliteten. Energieffektivisering, varmegjenvinning og omlegging til ny fornybar varme reduserer behovet for naturinngrep knyttet til utbygging av ny kraftproduksjon og kan redusere behovet for utbygging av nettet.

Utvalgets konkrete anbefalinger for politikk og virkemidler rettet mot energibruk er:

• Arbeidet med energieffektivisering må styrkes gjennom mål basert på samfunnsøkonomiske vurderinger av virkemidler i samsvar med fornybar- og klimapolitikken.

• Insentivene for energieffektivisering i eksisterende bygg må styrkes. Ordninger for å fremme energieffektivisering i bygg kan utformes på mange måter. For eksempel er hvite sertifikater, direkte støtteordninger, skattefradrag og tiltak som øker kunnskap og kompetanse i byggenæringen ordninger som bør utredes.

• I det videre arbeidet med energieffektivisering er det avgjørende at påslaget på nettariffen beholdes og kanaliseres til Enova, som må ha hovedansvar for framtidig koordinering av energieffektiviseringsarbeidet.

• Mangel på informasjon er identifisert som en viktig barriere for energieffektivisering i boliger. Det bør opprettes en tilskuddsordning for energirådgivning/energiplan for boliger.

• Det bør utarbeides en plan for å heve kompetansen om bygging og rehabilitering etter energieffektive standarder i byggebransjen og i offentlig eiendomsforvaltning.

• Utnyttelse av AMS, som instrument for påvirkning av forbruksatferd, effektutjevning og bruk av differensierte tariffer, bør utredes.

• For å fremme bruk av elbiler bør det bevilges midler til å bygge hurtigladestasjoner.

• Styrking av kunnskap og utvikling av nye løsninger for effektiv energibruk må prioriteres.

• Mangelfull statistikk for varmesektoren i Norge kan synes å være et hinder for god politikkutforming. Det må legges vekt på å få fram mer kunnskap om varmesektoren.

Særmerknad fra Marit Arnstad, Lars Haltbrekken og Arne Vinje om mål for energieffektivisering er gjengitt i avsnitt 8.3.

10.6.2 Vi må utnytte særnorske muligheter for verdiskaping

Klimautfordringen driver fram en radikal omlegging av energisystemet. Skal målet om å begrense global oppvarming til 2 °C nås, må energisektoren avkarboniseres. Omleggingen er allerede i gang. Dette øker verdien av norsk fornybar energi.

I Norden forventes økt satsing på energieffektivisering og støtte til ny fornybar kraftproduksjon, blant annet gjennom elsertifikatmarkedet, å gi et kraftoverskudd i Norge som fører til lavere kraftpriser og eksport mot 2030. Fram mot 2050 vil nasjonal og internasjonal klimapolitikk trolig presse opp internasjonale energipriser og gjøre det mer lønnsomt å spare energi og å bygge ut mer av de norske fornybare energiressursene, spesielt innen vannkraft og vindkraft. Det vil trolig være billigere å bygge ut fornybare energiressurser i Norge enn på Kontinentet. Det gir grunnlag for lavere kraftpriser i Norge enn i resten av Europa. Økt kraftproduksjon kan gå til innenlands forbruk eller eksport. Prisen kraftprodusentene får er den samme uavhengig av om kraftproduksjonen går til eksport eller innenlands forbruk. Prinsippet om verdifordeling mellom kraftverkseier, lokalsamfunn og stat må videreføres slik at lokalsamfunnene får sin rettmessige andel av verdiøkningen.

Rikelig tilgang på fornybar kraft er et konkurransefortrinn for Norge. Både husholdningene og næringslivet i Norge vil nyte godt av lavere kraftpriser enn i andre land. Dette legger grunnlag for innenlands verdiskaping. Lavere priser vil spesielt være et godt grunnlag for videre utvikling og vekst i kraftintensive næringer. Økt krafttilgang gir anledning til å fase ut fossil energi og legge til rette for næringsvirksomhet. Lave priser svekker imidlertid verdien av energiproduksjonen og insentivene for energieffektivisering.

Nettoeksporten av kraft vil være begrenset av overføringslinjer til utlandet og lønnsomhetskrav til ny kraftproduksjon. En balansert utbygging av utenlandskabler og produksjonskapasitet er viktig for verdiskaping i hele landet.

Lønnsom, desentralisert kraftproduksjon basert på lokale vann- og vindressurser gir stor lokal verdiskaping og bidrar til å sikre næringsaktivitet og bosetting lokalt. I tillegg til tradisjonell vannkraftproduksjon og store vindkraftanlegg, gir småskala kraftproduksjon et betydelig bidrag til lokal verdiskaping. Vindkraftanlegg til havs og annen havenergi representerer en framtidig mulighet for verdiskaping dersom det med tiden utvikles konkurransedyktige teknologier. Utvalget har avdekket at det er mangelfull tilgang på statistikk om verdiskapingen i deler av energisektoren (spesielt for bioenergi) og anbefaler at dette forbedres.

Utvalgets konkrete anbefalinger for politikk og virkemidler rettet mot verdiskaping er:

• Det må legges til rette for økt verdiskaping i hele landet gjennom produksjon av kraftintensive produkter, energi og fleksibilitetstjenester basert på lønnsom utnyttelse av fornybare energiressurser.

• Muligheten for å utvide den norske magasinkapasiteten ved oppgraderinger eller bygging av nye magasin bør kartlegges. I en framtid med mer uregulerbar kraftproduksjon øker verdien av magasinkapasitet. Kartleggingen må også inkludere naturvirkninger.

• Norske myndigheter må fullt ut utnytte de muligheter EUs regelverk gir for kompensasjon for indirekte CO₂-kostnader for å hindre karbonlekkasje i en overgangsfase mot globale klimakostnader.

• Det bør utformes et godt rammeverk for framtidig produksjon av elektrisitet fra installasjoner til havs i tråd med den nye havenergilova.

• Det er viktig å ivareta norske interesser når regelverk og forskrifter i EU etableres, spesielt der norske interesser ikke ivaretas av de rådende interesser i EU. En vesentlig del av rammevilkårene for kraftbasert næringsvirksomhet i Norge bestemmes i EU, men Norge har et annet energisystem enn resten av Europa.

Særmerknader fra Torstein Arne Bye om verdiskaping og karbonkompensasjon for industrien er gjengitt i avsnitt 6.7.

Særmerknad fra Olav Akselsen, Petter Haas Brubakk, Torstein Arne Bye, Raymond Robertsen og Ellen Stensrud, om bruk av gass er gjengitt i avsnitt 6.7.

10.6.3 Vi må bygge et sterkere overføringsnett

Et sterkt innenlandsk overføringsnett er viktig for forsyningssikkerheten, for verdiskapingen og for å nå klimamål. Økende fare for ekstremvær og ras forsterker behovet for et robust innenlands nett, særlig på regional- og lokalnettsnivå. Et sterkere sentralnett bidrar til effektiv konkurranse, mindre prisvariasjon og mindre prisforskjeller mellom regioner. Fjerning av flaskehalser i nettet er det viktigste tiltaket for å redusere prisforskjeller mellom ulike landsdeler.

Overføringskapasiteten i nettet kan begrense mulighetene for næringsutviklingen i enkelte regioner. Det er utfordrende at utbygging av nytt overføringsnett kan ta 10 år eller mer fra et behov er identifisert til ledningen er på plass.

Et gjennomgående sterkt nett gir større evne til å takle endret forbruk og produksjon. Nettselskapene bør styrke planleggingen for å håndtere raske endringer i overføringsbehovet. Elektrisitetsforsyning til nye petroleumsinstallasjoner kan bety at det raskt kommer store uttak i svake punkter i nettet. Det er viktig at nettplanleggingen er særlig oppmerksom på mulige utfordringer ved elektrifisering i petroleumssektoren for å forebygge regionale ubalanser og svekket forsyningssikkerhet.

Utvalget forutsetter at det fram mot 2030 vil skje en betydelig opprusting av det nasjonale overføringsnettet. Ved oppbyggingen av et sterkere nasjonalt nett er det viktig at mulighetene til å sanere linjer på lavere spenningsnivå brukes aktivt, spesielt der man kan frigjøre naturområder som uten ledninger vil være inngrepsfrie.

Samtidig som hovednettet styrkes, er det viktig å stimulere til at ny produksjon og nytt større forbruk lokaliseres på en måte som er gunstig for energisystemet samlet sett, og som reduserer behovet for nett. Flere virkemidler bidrar til dette i dag: Prisforskjeller mellom regioner reflekterer overføringsbegrensninger. Nettariffer påvirkes av overføringstap. Nye store forbruksenheter kan få utsatt eller begrenset nettadgang dersom det regionale kraftsystemet ikke har tilstrekkelig kapasitet. Disse virkemidlene begrenser overføringsbehovet på kort sikt og stimulerer til en gunstig lokalisering på lang sikt. Det er også viktig at NVE fortsatt prioriterer og legger til rette for helhetlig behandling av områder som har eller kan få energimessige utfordringer.

Lokale og regionale nett bør dimensjoneres for å takle økende krav til forsyningssikkerhet, for å gi plass til næringsutvikling, herunder utnyttelse av lokale energiressurser, og for å begrense overføringstapene. AMS og smarte styringssystemer hos forbrukerne kan bidra til å avlaste nettet i områder der overføringskapasiteten er for liten.

Utbygging av flere utenlandsforbindelser er viktig for å få en god utnyttelse av fornybar kraftproduksjon og for å sikre forsyningen i tørre år. Utenlandsforbindelser bidrar også til mindre prisvariasjon mellom tørre og våte år, og større forutsigbarhet for forbrukere og produsenter. Det nordiske samarbeidet, og spesielt samarbeidet med Sverige, er viktig for Norge. Det er en fordel for Norge at andre nordiske land knyttes sterkere til land utenfor Norden, og det er en fordel at Norge får nye direkte forbindelser til land utenfor Norden. Dette bidrar til en mer diversifisert handel og en mer robust kraftforsyning.

Utvalgets konkrete anbefalinger for politikk og virkemidler rettet mot nettutvikling er:

• Energieffektivisering og tiltak for å stimulere forbruksfleksibilitet bør brukes målrettet i regioner hvor dette kan redusere forsyningsproblemer og/eller redusere behovet for nettinvesteringer.

• Lokale og regionale nett bør dimensjoneres for å imøtekomme økende krav til forsyningskvalitet og forsyningssikkerhet, og for å legge til rette for næringsutvikling, utnyttelse av lokale energiressurser og lave overføringstap.

• Det bør satses bredt på ny teknologi for fleksibel styring av forbruk og effektiv utnyttelse av nettet (smarte nett). FoU og utdanning må brukes for å sikre tilstrekkelig lokal kompetanse til å gjennomføre tiltak hos forbrukerne og i nettselskapene.

• Den økonomiske reguleringen av nettselskapene må stimulere til FoU og til å ta i bruk nye løsninger.

• Det må innføres kompensasjonsordninger for store ledningsprosjekter.

• Det er ønskelig med en diversifisert utvikling av handelskapasiteten til utlandet for å balansere variasjoner i krafttilgangen i Norge og levere fornybar fleksibilitet til Europa. Nye utenlandsforbindelser må fortløpende vurderes i forhold til samfunnsøkonomisk lønnsomhet, herunder hvordan de bidrar til forsyningssikkerhet og verdiskaping, og hvordan de påvirker naturinngrep og behov for forsterkninger av nettet innenlands.

Særmerknad fra Kathrine Fog og Petter Haas Brubakk om kompensasjonsordning for nett er gjengitt i avsnitt 7.3.

10.6.4 Vi må ha gode og effektive konsesjonsprosesser

Vi må ha gode og effektive konsesjonsprosesser for å sikre energiforsyningen og samtidig ta vare på naturen og andre hensyn. Norge har store muligheter innen fornybar energi og store verneverdige naturverdier. Samtidig er Norge et moderne og høyteknologisk land med store krav til forsyningssikkerhet for energi. Utnyttelsen av våre energiressurser må være bærekraftig. God planlegging, kunnskap om naturverdiene og velfungerende konsesjonsprosesser er derfor av stor verdi. Nye inngrep bør i størst mulig grad gjøres utenfor de viktigste og mest sårbare naturområdene.

Overgang fra fossil til fornybar energi er et viktig klimatiltak. Klimaendringer utgjør blant annet en økende trussel mot artsmangfoldet globalt. Samtidig medfører omfattende utbygging av fornybar energi inngrep i naturen og kan true artsmangfoldet i Norge. Utbygging av energiprosjekter kommer også ofte i konflikt med andre bruksområder for naturen.

Konsesjonssystemet må sammen med verneplaner og samlede utbyggingsplaner sikre helhetlige og gode løsninger for energiforsyningen. Et velfungerende og effektivt konsesjonssystem med tilstrekkelig kapasitet sikrer gode avveininger mellom naturvern, forsyningssikkerhet og verdiskaping. Det krever en tydelig politikk og god kunnskap om ulike interesser og hensyn som skal balanseres mot hverandre. Et meget komplisert lovverk og lang saksbehandlingstid i hver enkelt sak er en alvorlig utfordring for aktørene og for samfunnet. I dag er samlet tid fra søknad til vedtak for lang.

Konsesjonsmyndighetene må gjennom sin praksis sikre at alle konsesjonsvedtak samlet sett bidrar til at utbyggingen begrenser belastningen på naturen, og gjennom miljøtilsynet sikre at konsesjonsvilkårene opprettholdes. Det er viktig å skape lokal aksept for utbyggingene som gis konsesjon.

Utvalgets konkrete anbefalinger for utvikling av gode og effektive konsesjonsprosesser er:

• Forskning og økt kunnskap om samspillet mellom energiprosjekter og natur og miljø er viktig

  • Forskning for å øke kunnskapen om effekter på natur og miljø, og for å utvikle tiltak og løsninger som reduserer negative effekter, bør styrkes. Det gjelder også kunnskap om tiltak og virkemidler som kan redusere konfliktnivået mellom energiprosjekter og andre interesser.

  • Livssyklusanalyser og kunnskap om klimaeffekter av ny fornybar energi må styrkes, for eksempel med hensyn til bedre forståelse av utslipp av klimagasser og potensielle klimagevinster ved økt utnyttelse av bioenergiressurser i Norge, og virkninger på globale klimautslipp av tiltak i Norge.

  • Den samfunnsfaglige forskningen knyttet til nye energianlegg må gi kunnskap blant annet for å håndtere konflikter med lokale interesser, og belyse effekter for andre næringsinteresser, kulturminner og tur- og friluftsliv.

  • Ansvaret for den generelle kunnskapsoppbyggingen om norsk natur må ligge hos miljømyndighetene. Spesielt må miljømyndighetene ta ansvar for å bygge opp kunnskap om sumvirkninger. Miljømyndighetene må også legge til rette for å kvalitetssikre og innlemme ny kartlegging og nye funn i forbindelse med energiprosjekter i de statlige databasene.

  • Oppfølging i form av videre kartlegging av effekter på natur og miljø etter at anleggene er bygget og kommet i drift, må sikre nyttig læring for framtiden. Bedre kunnskap om arter og naturtyper, og påvirkning fra energiprosjekter, må legge grunnlag for bedre avbøtende tiltak.

• Køene må bli vesentlig kortere

  • NVE og OED må prioritere konsesjonsbehandling slik at køene for konsesjonssaker avvikles innen rimelig tid og behandlingstiden går ned.

  • Tidsfrister eller kvantitative mål for ulike deler av NVEs saksbehandling må innføres.

  • Det må etableres klare frister for avgjørelser i klagesaker/OEDs saksbehandling.

  • DN og Fylkesmennene må sette av tilstrekkelige ressurser for å sikre kvaliteten i saksbehandlingen.

• Lovverket må forenkles

  • Lovverket må gjennomgås av et ekspertutvalg med sikte på å utvikle et enklere lovverk med mindre overlapp, mer effektiv saksbehandling og bedre koordinering mellom energi- og miljømyndighetene. Målet må være at intensjonene i dagens lovverk beholdes, samtidig som saksbehandlingstiden blir kortere og avveiningene i saksbehandlingen synliggjøres bedre.

• Politiske prioriteringer må klargjøres

  • Overordnede politiske prioriteringer må bli tydeligere. Dialogen mellom energi- og miljømyndighetene bør styrkes, og de overordnede mål for utvikling av energisektoren bør være sammenfallende på tvers av forvaltningsorganene.

  • Det må fra politisk side etableres en tydelig og forutsigbar kablingspolitikk. Dette gir utbygger og konsesjonsmyndigheter forutsigbare rammer.

• Saksgang for konsesjonssøknader må effektiviseres

  • Berørte parter bør involveres tidlig, også når det gjelder forankring og kunnskap om kraftsystemutredninger

  • Det bør vurderes en «fast track» for prioriterte infrastrukturprosjekter slik at disse ikke blir liggende på vent mellom prosesstrinnene.

  • Arbeidet med vilkårsrevisjoner må forseres for å sikre at eldre konsesjoner får en miljøstandard i samsvar med dagens krav.

  • Det må etableres en uavhengig klagenemnd utenfor OED for mindre saker.

  • En må unngå dobbel saksbehandling. For større saker må saksgangen for klagebehandling begrenses slik at en klage ikke utløser ny faglig gjennomgang av alle forhold. OEDs behandling av klager må baseres på NVEs opprinnelige vedtak samt OEDs vurdering av selve klagen.

Særmerknad fra Lars Haltbrekken om forenkling av konsesjonsprosessen er gjengitt i avsnitt 7.3.

10.6.5 Vi må satse på FoU, innovasjon og kompetanse

Utvalget er opptatt av at verden trenger en fundamental energiomstilling for å dekke de framtidige energibehovene og få ned klimagassutslippene. Utnyttelse av det norske ressurspotensialet er ikke bare avhengig av den teknologiutviklingen som skjer i Norge, men i verden som helhet. Det er et samspill mellom politikkutforming på teknologiområdet og det framtidige ressurspotensialet. Den brede og økte satsingen på energiforskning som ble etablert som følge av Klimaforliket må videreføres og styrkes ytterligere.

Til tross for at investeringer i FoU er viktige for å styrke bedrifters konkurranseevne, finnes det flere barrierer som bidrar til at bedrifter investerer mindre i FoU enn hva som er samfunnsøkonomisk optimalt.

Utvalget mener det er viktig at Norge har et velfungerende virkemiddelapparat i hele innovasjonskjeden. Virkemidler må styrkes og koordineres ytterligere slik at vi har en gjennomgående og effektiv innovasjonskjede fra forskning til implementering og kommersialisering som tjener norsk næringsliv og verdiskaping. Teknologiutvikling og innovasjon vil gjøre en større andel av det tekniske potensialet økonomisk lønnsomt gjennom å bevege oss nedover lærekurven. Utfordringen i dag er å få demonstrert nye løsninger i full skala.

Offentlig støtte til energiforskning bør særlig konsentrere seg om:

• Effektive løsninger som bidrar til økt utnytting av nasjonale energiressurser i et langsiktig perspektiv.

• Særnorsk kompetanse der Norge har spesielle forutsetninger for verdiskaping og konkurranse i et internasjonalt marked.

Utvalget er generelt opptatt av en langsiktig satsing innenfor utdanning, grunnleggende og strategisk forskning og infrastruktur for forskning. I et langsiktig perspektiv må forskning og utdanning forberede oss på energisektorens framtidige behov for høyt kvalifisert arbeidskraft. Bred forskningsaktivitet er nødvendig for å ta i bruk ny kunnskap fra andre land. God faglig kompetanse er en forutsetning for å realisere nye og forvalte eksisterende energiutbygginger. Med utsikter til en betydelig utbygging framover vil kompetanse være en kritisk ressurs. Det har den senere tiden vært en forvitring av kompetanse i bransjen. Langsiktige og forutsigbare ordninger er viktige for norske forskningsmiljøer. I tillegg er det noen tematiske områder der utvalget mener det er særlig viktig å konsentrere innsatsen.

Utvalgets konkrete anbefalinger for politikk og virkemidler for å styrke FoU, innovasjon og kompetanse:

• Det må være en offensiv satsning på forskning og utdanning innen sentrale fagområder.

• Ordningen med Forskningssentre for Miljøvennlig Energi (FME) har gitt større tyngde, mer langsiktighet og bedre forutsigbarhet for viktige norske forskningsmiljøer helt fremme i forskningsfronten. Ordningen må videreføres med samme strenge krav til kvalitet som tidligere.

• Styrking av FoU-innsatsen spesielt innenfor:

  • Utvikling og storskala testing av mer energieffektive industriprosesser og produkter.

  • Klimavennlig transport.

  • Smarte nett og fleksible energisystemer.

  • Framtidens elektriske nett, både på land og til havs.

  • Energieffektivisering i bygg, industri og by- og regionalplanlegging.

  • Nye integrerte prosesser innenfor energiintensiv industri.

  • Havvind – teknologieksport, utbygging og integrasjon.

  • CCS teknologiutvikling, CO₂-fangst, -transport og -lagring.

10.7 Balansert utvikling av energisystemet på lang sikt

På lang sikt påvirkes energisystemet av mange ulike utviklingstrekk. I løpet av de kommende 40 årene vil klimapolitikken, markedsmulighetene, energibruken og de teknologiske løsningene utvikle seg på måter det er vanskelig å forutsi. Det vil både gi nye muligheter og nye utfordringer. Det er viktig å avveie ulike hensyn til beste for verdiskaping, miljø og forsyningssikkerhet i en verden i stadig endring. Energipolitikken bør derfor legge til rette for at det gjøres riktige valg og avveininger, og at valgene kan justeres underveis.

Utvalget har vurdert utviklingen i kraftbalansen fram mot 2030 og 2050. På kort sikt, det vil si fra time til time og fra dag til dag, vil et markedsbasert system normalt sørge for balanse mellom tilbud og etterspørsel. Likevel kan vi ha en positiv eller negativ kraftbalanse over tid. En positiv kraftbalanse innebærer at vi har (netto) eksport av kraft i normale år, og en negativ kraftbalanse innebærer at vi har (netto) import i normale år. Ingen av delene betyr nødvendigvis at markedet er i ubalanse. En positiv kraftbalanse skyldes at vår kraftproduksjon er konkurransedyktig i eksportmarkedene.

I 2020 får vi trolig et kraftoverskudd som følge av fornybardirektivet, elsertifikater og energieffektivisering. Da er markedet i ubalanse i den forstand at kraftprisen ikke dekker kostnadene ved ny produksjon. Kraftutbyggingen gir lavere priser og innebærer at eksisterende produksjon blir mindre verdt og at skatteinntekter og utbytte fra kraftproduksjon reduseres, men utbyggingen er nødvendig for at Norge skal oppfylle sine forpliktelser i henhold til EUs fornybardirektiv og EØS-avtalen. Skal utbygging av ny fornybar kraftproduksjon bidra til verdiskaping på lang sikt, må det være samfunnsøkonomisk lønnsomt å øke utbyggingen. Det betyr at kraftprisene, inkludert CO₂-kostnad, må reflektere utbyggingskostnadene. Det vil ikke være lønnsomt å øke utbyggingen av fornybar kraft uten samtidig mulighet til økt avsetning gjennom forbruk eller eksport.

Hva som er en fornuftig og balansert utvikling av energibruk, -produksjon og utbygging av infrastruktur på lang sikt, avhenger av en lang rekke forhold. I et velregulert markedsbasert system kanaliseres energien til de anvendelsene der den har størst verdi for samfunnet. Økt tilbud av kraft som en kan vente de nærmeste årene, vil dels bli eksportert til utlandet og dels gi økt innenlands forbruk i Norge, for eksempel i form av elektrifisering som kan bidra til kutt i utslipp av klimagasser. Hvordan fordelingen blir mellom økt bruk innenlands og eksport, kommer an på markedsmulighetene. Det gjelder både på mellomlang og lang sikt.

Netto eksport bestemmes av markedsforholdene. Det er grunn til å tro at utenlandsforbindelsene i stor utstrekning vil bli brukt til kraftutveksling med både eksport og import, avhengig av løpende prisforskjeller. Utenlandsforbindelser må bygges ut stegvis basert på samfunnsøkonomiske vurderinger av utviklingen i markedene. Utenlandsforbindelser bidrar til forsyningssikkerhet og effektivitet, og utjevning av prisene mellom tørre og våte år.

Energipolitikken bør først og fremst legge til rette for en balansert avveining mellom ulike hensyn. Markedssvikt og barrierer som hindrer gjennomføring av lønnsomme energieffektiviseringstiltak bør korrigeres gjennom målrettet virkemiddelbruk.

Samtidig som markedsmekanismen påvirker produksjon og forbruk, må rammebetingelsene utformes slik at det tas tilbørlig hensyn til samfunnets verdsetting av naturgoder og forsyningssikkerhet. For forsyningssikkerheten er det viktig at prisdannelsen foregår innenfor vel gjennomtenkte rammer. For verdsetting av naturgoder og avveining mellom naturinngrep og andre hensyn, er det viktig å ha et myndighetsapparat med tilstrekkelig kapasitet og kompetanse.

Virkemidlene i energipolitikken bør være mest mulig treffsikre og målrettede, og det er viktig at ulike virkemidler ses i sammenheng. Vi har i dag et sett av ulike virkemidler som har direkte og indirekte effekter på energiproduksjon og -bruk. Det er behov for en klar forbindelse mellom målformulering og virkemiddelbruk. Studier av samspillseffekter mellom ulike virkemidler (kvotemarked og grønne sertifikater, grønne og hvite sertifikater, hvite sertifikater og kvotemarked) viser utilsiktede og til dels svært uheldige samspillseffekter.

Framtidens energi- og kraftsystem får andre egenskaper enn det systemet vi har i dag: Vi får økt innslag av vindkraft og ikke-regulerbar vannkraft, og vi får økte muligheter til å utnytte fleksibilitet i forbruket, blant annet gjennom installasjon av AMS-utstyr hos forbrukerne. Utnyttelse av forbruksfleksibilitet forutsetter at prisene kan variere over tid (både over døgnet og mellom sesonger).

Økt mulighet for prisvariasjon kan gi jevnere priser både regionalt og over tid. Riktige priser og rammevilkår har avgjørende betydning for magasindisponering, kraftflyt mellom regioner og rasjonell energibruk på kort sikt, og for investeringer i energieffektiviseringstiltak, kraftintensive næringer, kraftproduksjon og nett. Vedvarende og/eller stadig tilbakevendende prisforskjeller mellom regioner påvirker aktørenes tilpasning på kort og lang sikt, og synliggjør behovet for å utvide nettkapasiteten.

Det norske kraftsystemet vil også i framtiden være dominert av vannkraft og bli utsatt for store svingninger i tilsigene, samtidig som vi blir mer sårbare ved bortfall av elforsyning. Det er derfor viktig å utnytte muligheter for samspill med alternative energibærere, som biobasert varmeproduksjon. I perioder med store tilsig, er det også viktig å ha mulighet for å øke elforbruket. Rammebetingelser, støtteordninger og avgiftspolitikken må utformes på en slik måte at samspillet mellom ulike energibærere kan utnyttes på en samfunnsmessig god måte.

10.8 Økonomiske og administrative konsekvenser

Dette avsnittet drøfter de økonomiske og administrative konsekvensene av utvalgets anbefalinger som er presentert tidligere i kapittel 10. En del av disse vil kreve bevilgninger over statsbudsjettet, mens andre kan finansieres av brukerne. Noen av anbefalingene innebærer videre utredninger, også av økonomiske og administrative konsekvenser.

En sentral premiss for utformingen av foreslåtte tiltak og virkemidler er at de skal være samfunnsøkonomisk lønnsomme. Mange av forslagene vil også gi verdiskaping, og utvalget viser til kapittel 6 og vedlegg 1 for nærmere drøfting av verdiskaping i energisektoren.

Utvalget foreslår flere tiltak innen energieffektivisering. Noen av tiltakene vil kreve bevilgninger over statsbudsjettet og/eller brukerfinansiering. En del av forslagene vil også kreve regelverksendringer. Nye pålegg om mer energieffektive løsninger for eksempel i bygg vil øke kostnadene for eierne.

EU arbeider for tiden med nye statsstøtteregler som kan gi mulighet for å kompensere deler av kraftintensiv industri for indirekte CO₂-kostnader i kraftprisen. Utvalgets flertall foreslår at norske myndigheter benytter denne muligheten. Hvor stor en slik eventuell støtte kan bli, avhenger av prisen på CO₂-kvoter, hvor mye kvoteprisen påvirker norsk kraftpris samt ordningens støtteintensitet og -omfang.

Utvalget foreslår å styrke kraftnettet både innenlands og til utlandet. Dette vil både bidra til økt verdiskaping, styrke forsyningssikkerheten og legge til rette for produksjon av ny fornybar kraft. Nettutbygging finansieres av brukerne gjennom nettleien, mens inntekter fra utenlandshandelen kommer brukerne til gode gjennom redusert nettleie.

Utvalgets flertall anbefaler å innføre en kompensasjonsordning for store ledningsprosjekter. Kostnadene for en slik ordning kan ikke anslås før den er nærmere utredet. Ordningen kan enten finansieres over statsbudsjettet eller som en del av utbyggingsprosjektet. Sistnevnte vil måtte dekkes over nettleien.

Flertallet av utvalget foreslår flere endringer i konsesjonssystemet for å styrke og effektivisere konsesjonsbehandlingen. Alle tiltakene har som siktemål å få ned saksbehandlingstiden og redusere konsesjonskøene. Flere av disse forslagene krever mer ressurser til saksbehandling på kort sikt. Det kan føre til at berørte departementer og etater må nedprioritere andre oppgaver eller få tilført flere ressurser. Flertallet av utvalget foreslår også at det nedsettes et ekspertutvalg for å gå gjennom lovverket knyttet til konsesjonsbehandlingen. Hvis dette fører til en forenkling av regelverket, kan det redusere behovet for ressurser til saksbehandling på lengre sikt.

På flere områder foreslår utvalget å styrke forskning og utvikling (FoU) og andre kompetansehevende tiltak. Utvalget er spesielt opptatt av å utnytte særnorsk kompetanse innen sentrale fagområder der Norge har spesielle forutsetninger for verdiskaping. Utvalgets anbefalinger på FoU-området kan bety økte offentlige bevilgninger og endringer i prioriteringene i den nasjonale FoU-satsningen. Utvalget foreslår også at nettselskapene gjennom den økonomiske reguleringen skal få insentiv til å øke sin FoU-aktivitet. Det vil trolig være mest aktuelt å finansiere økt FoU-aktivitet i nettselskapene over nettleien, men andre finansieringsmodeller kan ikke utelukkes.