6 Om kraftbalansen og tørrår

6.1 Innleiing

Elektrisiteten har ei langt meir dominerande rolle i energiforsyninga i Noreg enn i andre land. Mellom anna har Noreg ein stor kraftkrevjande industri. I tillegg vert elektrisitet nytta i langt større grad til oppvarming. Andre land har større bruk av fjernvarme og direkte bruk av gass og olje.

I Noreg står vasskrafta for nær all elektrisitetsproduksjon. I andre land er elektrisitetsproduksjonen i stor grad basert på fossilt brensel og kjernekraft. Den dominerande rolla til vasskrafta gjer at den norske elektrisitetsproduksjonen varierer mykje frå år til år på grunn av variasjonane i nedbøren, jf. figur 6.1.

Kjelde: Kjelde: SSB.

I 2000 kom elektrisitetsproduksjonen opp i om lag 143 TWh. Dette var ny rekord. Tidlegare var høgste produksjonstal 123 TWh frå 1995. Den høge produksjonen i 2000 var eit resultat av høgt tilsig til kraftverka p.g.a. mykje nedbør. Dei store variasjonane i elektrisitetsproduksjonen kan illustrerast med at produksjonen i 1996 var 105 TWh. I 12 månadersperioden frå juli 1996 til og med juni 1997 var produksjonen berre 98 TWh.

Trass i den svært høge produksjonen av elektrisitet i 2000, er den underliggjande produksjonsveksten låg. Det har i mange år vore liten kapasitetsauke i elektrisitetsforsyninga. Dette gjeld både i kraftverka og i overføringsnettet. Veksten har i tillegg vore avtakande. Produksjonskapasiteten auka med 2,7 TWh frå 1990 til 1995. Frå 1995 til 2000 var auken berre 1,2 TWh.

Den låge auken i produksjonsevna er eit resultat av låge og fallande investeringar, jf. figur 6.2 som viser bruttoinvesteringar i kraftverk og overføringsnett i elektrisitetsforsyninga frå 1980 til 2000. Det er særleg investeringane i produksjonsanlegg som har vorte reduserte.

¹Førebels overslag av OED for 1998-2000.

Kjelde: Kjelde: SSB.

Boks 6.1 Kraft- og effektbalanse

I ein kraftmarknad må det alltid vera balanse mellom det som kjem inn på kraftnettet - krafttilgangen og det som vert tatt ut - forbruket.

Kraftbalansen innanlands vert definert som forholdet mellom produksjonen og samla forbruk av kraft over eit år. I vurderingar av kraftbalansen er det vanleg å ta utgangspunkt i forholdet mellom forbruket og normalårsproduksjonen (produksjonen i eit år med normal nedbør).

Overføringssambanda med utlandet gir fleksibilitet i tilpassinga av forbruk og produksjon innanlands. I år med høgt tilsig vil ein ofte ha større produksjon enn bruk innanlands.

Effektbalansen gir forholdet mellom tilgangen og bruken av kraft på eit konkret tidspunkt. Utviklinga i kraft- og effektbalansen heng saman. Ein gradvis strammare kraftbalanse som følgje av liten tilgang på ny produksjonskapasitet, aukar òg faren for å komma i kortvarige pressa situasjonar.

I løpet av dei siste åra har det stadig vorte sett nye rekordar i straumuttaket utan at produksjons- og overføringskapasiteten har auka særleg. Dette viser at effektbalansen har vorte strammare. Siste rekord vart sett om morgonen den 5. februar i år. Forbruket var oppe i 23054 MW mellom klokka 9 og 10, jf. figur 6.3.

Kjelde: Statnett

Samstundes med at det har vore liten tilvekst i produksjonskapasiteten, har veksten i bruken av elektrisitet halde fram, jf. figur 6.4. Frå 1990 til 2000 auka den årlege bruken av elektrisitet med 18,0 TWh, jf. at veksten i produksjonskapasiteten i same periode berre var 3,9 TWh. Auken i bruken av elektrisitet har variert noko frå år til år, mellom anna på grunn av temperatur- og konjunkturvariasjonar og varierande pris på elektrisitet. Over tid har auken likevel vore relativt jamn. Kraftforbruket i 2000 er det høgaste som har vore målt i Noreg, trass i at det var svært mildt dette året. Mykje tyder på at bruken av energi i 2001 vil verta klart høgare enn i 2000.

Den låge auken i produksjonsevna i høve til veksten i bruken av elektrisitet, har ført til at Noreg har gått over frå å vera netto krafteksportør til å verta netto kraftimportør i år med normal nedbør. I år med normal nedbør og temperatur treng ein i dag ein vesentleg del av importkapasiteten frå utlandet til å dekkja bruken av elektrisitet.

Kjelde: Kjelde: NVE.

Tidlegare hadde Noreg normalt eit overskot på kraft. Det var då nokså uproblematisk å handtera periodar med lite nedbør (tørrår) gjennom den etablerte overføringskapasiteten mot andre land i tillegg til at ein tappa ned kraftmagasina. Utviklinga gjennom dei seinare åra har ført til at energiforsyninga har vorte meir sårbar for tørrår. Situasjonar med kortvarige toppar i bruken av elektrisitet (effektbalansen) har òg vorte hyppigare, og situasjonen er til tider pressa, jf. boks 6.1.

Det er vidare grunn til å rekna med at evna til å meistra ein svikt i elektrisitetsproduksjonen vil verta dårlegare dei næraste åra framover. Utbyggingstida i kraftsektoren er lang og dei prosjekta som vil verta fullførte i åra framover vil gi liten produksjonstilvekst. Samstundes er det grunn til å rekna med at veksten i elektrisitetsbruken vil halda fram trass i ei stor satsing på tiltak knytta til energiøkonomisering. Situasjonen vert i tillegg forverra av at dei andre nordiske landa også har ein svak vekst i produksjonen i høve til veksten i bruken av elektrisitet, jf. boks 6.2.

Boks 6.2 Kraftmarknaden

I ein kraftmarknad vil prisane på elektrisitet vera avhengig av ressurssituasjon. Fordi ein stor del av den samla produksjonen i kraftmarknaden består av vasskraft, vil nedbørs- og tilsigstilhøva vera viktige for tilgangen på kraft. Ein knapp tilgang på kraft vil gjenspegla seg i auka kraftprisar. Slike prisaukar vil både stimulera til meir import og styrkja brukarane sin motivasjon til å avgrensa elbruken og til å vurdera alternative energikjelder.

Kraftprisane varierer over året. Prisane er normalt lågast i sommarmånadene når elbruken er låg. Om hausten, når bruken av elektrisitet til oppvarming auker, stig prisane etterkvart som etterspurnaden etter straum aukar. Prisane er difor som oftast høgast om vinteren når behovet for oppvarming er størst. Det er som regel òg på vinteren produksjonen er høgast.

Kraftprisane varierer òg mellom dei ulike åra mellom anna avhengig av temperatur- og nedbørstilhøve.

Kjelde: Nord Pool

6.2 Kraftmarknaden

6.2.1 Innleiing

Danmark, Finland, Noreg og Sverige er i dag integrerte i ein felles nordisk kraftmarknad. Landa er knytt saman med overføringssamband for kraft. Noreg har overføringssamband med alle dei andre landa i den nordiske marknaden. I tillegg er det overføringssamband med Russland.

Boks 6.3 Tilbod og etterspurnad i den nordiske kraftmarknaden

Den nordiske kraftkapasiteten er sett saman av fleire typar kraftproduksjon. Kraftverka har varierande kostnader som følgje av ulik grad av energiutnytting og forskjellar i prisar på innsatsfaktorane som vert nytta i kraftproduksjonen. Dette har verknad for det kortsiktige tilbodet av kraft i Norden, fordi produsentane i hovudsak berre vil produsera kraft dersom spotprisen på kraft overstig dei løpande kostnadene. For det langsiktige tilbodet av kraft i Norden vil den totale produksjonskostnaden, som òg reflekterer andre faktorar, som investeringskostnader, rente mv, vera viktig. Når kraftverka først er bygde, vil produsentane likevel konkurrera ut frå løpande kostnader.

Krafttilbodet i den nordiske marknaden kan rangerast etter stigande løpande kostnader, jf. figur 6.6. Vasskraft og kjernekraft har dei lågaste løpande produksjonskostnadene. Andre varmekraftverk enn kjernekraft, som mellom anna kolkraftverk og gasskraftverk, har høgare produksjonskostnader. Den brattare delen av dagens tilbodskurve består av kraftteknologiar med høge produksjonskostnader, for oljekondensverk eller reine gassturbinar. Desse kraftverka fungerer normalt som topplastverk, dvs. at dei berre er i drift i kortare periodar av gongen.

Det er ein nær samanheng mellom etterspurnaden etter kraft og kraftprisen. Etterspurnaden vert òg påverka av ei rekkje andre faktorar, som prisen på andre energiberarar, aktivitetsnivået i økonomien, temperatur m.v.

Med dagens nivå på etterspurnaden og samansetjing av produksjon er ofte det dansk kolkrafta som balanserer marknaden. I år med meir normalt tilsig vil difor kraftprisen i stor grad verta bestemt av kostnadene ved å produsera kolkraft, og volumet av kolkraftproduksjonen vil variera med etterspurnadstilhøva.

I periodar med høgare forbruksbelastning vil det vera kraftverk med høgare produksjonskostnader som vil vera prissetjande. Erfaringane frå tørråret 1996 viste at ein sterk prisauke på kraft over ei viss tid var naudsynt for å få tatt i bruk reservekapasitet med høgare produksjonskostnader for å dekkja elbruken.

Den største overføringskapasiteten har vi mot Sverige, som utgjer om lag 2500 MW. Mot Danmark finst det overføringskapasitet på om lag 1000 MW. Overføringssambanda frå Noreg mot Finland og Russland er små. I praksis vil utvekslinga av elektrisitet retta seg etter tilhøve i produksjonen, overføringa og etterspurnaden i kraftmarknaden både i Noreg og i utlandet. I energimeldinga (St.meld. nr. 29 (1998-99)) vart det lagt til grunn at ved maksimal utnytting av dagens kapasitet mellom Noreg og de andre nordiske landa, kan ein teoretisk transportera opptil 20 TWh i løpet av eit år. Drifts- og marknadsmessige tilhøve vil likevel kunna redusera overføringsmoglegheitene vesentleg.

I normale marknadstilhøve er det ofte dansk kolkraft som balanserer den nordiske marknaden. Normalt er difor kraftprisen i stor grad bestemt av kostnadene med å produsera kolkraft. I periodar med ein meir pressa marknadssituasjon vil det vera kraftverk med høgare produksjonskostnader som vil vera prissetjande, jf. boks 6.3.

To nye kablar til utlandet er under planlegging, ein til Tyskland og ein til Nederland. Begge kablane er på 600 MW. Kablane vil til saman kunna auka den årlege overføringskapasiteten mot utlandet med inntil 6-8 TWh. Kablane baserer seg på avtalar om kraftutveksling mellom norske og utanlandske kraftselskap, og avtalene har fått konsesjon frå Olje- og energidepartementet.

Ei realisering av prosjekta føreset nokre avklaringar. For kabelen til Tyskland er alle naudsynte konsesjonar gitt på norsk side, men det står att nokre lisensar på tysk side. For kabelen til Nederland er alle naudsynte konsesjonar gitt. Begge kraftutvekslingsavtalane er sende til notifisering i EU-kommisjonen. Ein kan ikkje starta med å byggja kablane før alle naudsynte konsesjonar og lisensar ligg føre. Kablane kan difor, i følgje partane i prosjekta, tidlegast vera i drift i 2004 til Tyskland og i 2005 til Nederland.

Overføringssambanda med utlandet gjer fleksibiliteten i den norske kraftforsyninga betre. I år med mykje nedbør og godt tilsig til kraftverka kan Noreg eksportera kraft. I år der produksjonen er låg, kan ein importera kraft til Noreg. Utviklinga i dei andre nordiske landa er difor viktig for den norske energiforsyninga, mellom anna i høve til ein tørrårssituasjon.

6.2.2 Utviklinga i produksjon og bruk av elektrisitet i dei andre nordiske landa

Også i dei andre nordiske landa har veksten i produksjonskapasiteten vore låg dei seinare åra. Samla auke i produksjonskapasiteten var berre drygt 3 prosent frå 1990 til 1999. I dei siste åra har det vore ein nedgang. Auken i produksjonskapasiteten dei siste ti åra var dessutan langt mindre enn auken på 1980-talet. Samla for dei tre landa Sverige, Finland og Danmark var veksten då om lag 24 prosent.

Kjelde: Kjelde: IEA.

Som det framgår av figur 6.7 har utviklinga i produksjonskapasiteten i dei tre andre nordiske landa vore noko ulik, men alle landa har hatt ei svakare utvikling etter kvart. Samla for heile tiårsperioden har produksjonskapasiteten auka noko i Danmark og Finland. Produksjonskapasiteten i Sverige har gått nokså mykje ned på 1990-talet. Også i Danmark er kapasiteten redusert i dei siste åra.

Auken på 3 prosent i produksjonskapasiteten dei siste ti åra er klårt lågare enn auken i bruken av elektrisitet. Samla auka bruken av straum i Sverige, Danmark og Finland med om lag 14 prosent eller 30 TWh frå 1990 til 1999, jf. figur 6.8 som viser utviklinga i bruken av elektrisitet i dei tre landa. På 1990-talet auka det samla elforbruket i Sverige med nærare 3 prosent. I Finland auka bruken av elektrisitet med om lag 25 prosent. Veksten var stor både innafor industri, hushald og tenesteyting. I Danmark var auken i elforbruket om lag 13 prosent i løpet av 1990-talet.

Kjelde: Kjelde: Nordel.

Også i dei næraste åra framover synest dei andre nordiske landa å få ei svak utvikling i produksjonskapasiteten i høve til bruken av elektrisitet.

I Sverige står vasskraft og kjernekraft for det meste av kraftproduksjonen. I tillegg kjem noko produksjon frå kraftverk som brukar bioenergi, gass og kol. I 2000 var elektrisitetsproduksjonen om lag 140 TWh. Dette er om lag 10 TWh mindre enn i 1999 og 14 TWh mindre enn i 1998. Reduksjonen er dels ei følgje av at den eine av to kjernereaktorar i atomkraftverket i Barsebäck vart stengt i 1999 og av kraftige nedreguleringar og forlenga revisjonar i dei andre atomkraftverka. I statistikken er det òg registrert at mykje av produksjonskapasiteten basert på oljekondens er avvikla. Under kuldeperioden i februar i år vart ein del av kapasiteten starta opp att for å dekkja forbrukstoppen.

Hovudtrekka i svensk energipolitikk synest å liggja fast i åra framover. Dei svenske energistyresmaktene reknar på denne bakgrunnen med at den svenske elektrisitetsproduksjonen kan verta redusert med ytterlegare 2 TWh dei næraste to åra samanlikna med 2000. Stenginga av Barsebäck 2 er førebels utsett til 2003 på grunn av for lite erstatningskraft og potensielle flaskehalsar i kraftoverføringa i Sør-Sverige. Den samla elbruken i Sverige var i 2000 omlag 145 TWh. Svenske energimyndigheiter ventar at bruken av elektrisitet vil auka vidare i åra framover. Denne utviklinga gjer at òg den svenske kraftforsyninga er meir utsett for tørrår enn tidlegare.

Kraftproduksjonen i Danmark er primært basert på fossilt brensel, særleg kol og noko naturgass. I tillegg kjem noko produksjon frå nye fornybare energikjelder. Den totale produksjonen var i 2000 drygt 34 TWh, mens bruken av elektrisitet var om lag 35 TWh.

I Danmark synest det som om bruken av elektrisitet vil vera relativt stabil eller kanskje auka svakt dei næraste åra. Den danske elektrisitetsforsyninga er i dag prega av effektivisering og stengingar av eldre kolkraftverk. Det gjer at delar av den danske kapasiteten fell bort eller vert "lagt i møllpose". I ein viss mon vil dette bli motverka av ein auke i produksjonen frå nye fornybare energikjelder.

Kraftproduksjonen i Finland er samansett av kjernekraft, kraftvarme og vasskraft. Den samla produksjonen var i 2000 om lag 67 TWh. Det vert liten auke i produksjonskapasiteten i Finland dei næraste åra. Samstundes er Finland inne i ein periode med sterk vekst i elbruken. Bruken av straum var 79 TWh i 2000, og importbehovet var oppe i 12 TWh. For å kunna redusera den aukande importen, vert det arbeidd med planar som kan gi vekst i produksjonskapasiteten på lengre sikt, mellom anna frå kjernekraft. Men førebels er det knytta uvisse til desse planane.

6.3 Risikoen for tørrår

Tilsiget er den vassmengda som renn til kraftverka frå det samla nedbørsfeltet til eit vassdrag. Nedbøren varierer sterkt over året og frå år til år. Tilsiget er normalt stort under snøsmeltinga om våren og vert lågare utover sommaren og fram mot hausten. Om vinteren er tilsiget normalt svært lågt. Tilsiget over året i vassdraga varierer òg med lokale geografiske og klimatiske tilhøve. Det er store forskjellar i nedbørsmengdene i dei ulike delane av landet.

Ein del av tilsiget kan lagrast i reguleringsmagasin. Ein har slike magasin i innsjøar, vatn eller i kunstige basseng ved at deler av vassdrag vert demte opp.

Mykje av kapasiteten i reguleringsmagasina ligg i fjelltraktene i Sør-Noreg og i Nordland. På det sentrale Austlandet er bruken av kraft mykje større enn produksjonen. Det er difor naudsynt å transportera kraft frå vest og nord til aust og sør. Men mellom områda kan det vera grenser for overføringskapasiteten.

Kraftmagasina er viktige for å kunna jamna ut produksjonen av vasskraft i høve til bruken av elektrisitet, jf. figur 6.9. Vatnet vert samla opp i overskotsperiodar når tilsiget er større enn kraftproduksjonen. I underskotsperiodar kan ein tappa av magasina til produksjon. Forbruket av kraft, og dermed også produksjonen, har difor ei heilt anna fordeling over året enn tilsiget.

Kjelde: Kjelde: Nord Pool.

Det er svært stor skilnad i nedbøren, og dermed i tilsiget til kraftmagasina, frå år til år, jf. figur 6.10 som viser tilsigstal for tidsperioden 1931-1999. Tilsiget til kraftmagasina er i dei våtaste åra nærare det dobbelte av tilsiget i dei tørraste åra. Variasjonane i tilsiget til kraftverka har gitt variasjonar som tilsvarer opp mot 30 TWh i høve til eit normalår. Tilsiget i dei 5 åra med lågast tilsig var i gjennomsnitt heile 54 TWh lågare enn i dei 5 våtaste åra i perioden frå 1931 til 1999. Også i dei relativt nedbørrike 1990-åra var det periodar med relativt lågt tilsig. Særleg var tilsiget lågt i 1996.

Kjelde: Kjelde: NVE.

Den årlege produksjonen av kraft varierer mindre enn tilsiget, jf. figur 6.11 som viser variasjonane i produksjonen i åra frå 1970 til 1999 i høve til normalårsproduksjonen. I år kor tilsiget er lågt, er det mogleg å tappa frå magasina slik at den faktiske produksjonen vert høgare enn tilsiget. I år med høgt tilsig vil produksjonen normalt vera lågare enn tilsiget. Til dømes vart produksjonen i 1996 i sterk grad halden oppe ved at ein tappa ned dei oppsparte reservane i kraftmagasina. Produksjonen var om lag 105 TWh sjølv om tilsiget ikkje var høgare enn 90 TWh. I 1997 var produksjonen på den andre sida berre 110 TWh med eit tilsig som svara til 127 TWh.

Kjelde: Kjelde: Olje- og energidepartementet og NVE.

Men sjølv om variasjonane i produksjonen av vasskraft er mindre enn variasjonane i tilsiget, er også variasjonane i produksjonen store. I åra med lågast produksjon har produksjonen vore omlag 15 prosent lågare enn normalproduksjonen.

Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) har nyleg gått gjennom tala for tilsig til kraftmagasina. I samband med dette har NVE auka overslaget for produksjonen av vasskraft i normalår. For 2000 har NVE lagt til grunn ein produksjon i normalår på 113,4 TWh. Dette overslaget bygde på data for tilsig for åra 1931-1990. Det nye overslaget er 118,0 TWh. Det byggjer på data for tilsig for åra 1970-1999. Ein tidsperiode på 30 år er standard lengde på normalperiodar for meteorologiske og hydrologiske data. Endringa i overslaget for produksjonen i normalår endrar ikkje NVE si vurdering av risikoen for tørrår.

I kor stor grad vassmagasina vert tappa ned i år med lite nedbør og nytta til å lagra vatn i år med mykje nedbør varierer. Produksjonen i eit år med lite nedbør vil til dømes vera avhengig av

• magasinfyllinga ved starten på ein periode med lite nedbør

• temperaturen og når på året tørkeperioden kjem

• kor i landet det er lite tilsig til magasina

• fordelinga av nedbøren i periodar med lite tilsig

• bruken av elektrisitet i perioden

• produksjonsstrategien til kraftselskapa.

Magasinfyllinga vil variera både over året og mellom år. Kjem det ein periode med lite tilsig etter eit år med mykje nedbør, vil ein normalt ha ei høgare magasinfylling og eit betre utgangspunkt for å møta ein tørkeperiode.

Overføringslinene frå dei sentrale produksjonsområda til dei tunge bruksområda har ulik kapasitet. Konsekvensane av lite tilsig vil difor mellom anna vera avhengig av magasinfyllinga ved starten av perioden og kvar i landet tilsiget til kraftverka er lågt. Det kan òg tenkjast at lite nedbør i eit avgrensa område fører til problem som følgje av liten overføringskapasitet til området.

Mange av magasina er primært tilpassa handsaminga av variasjonane mellom tilsig og kraftetterspurnad innanfor eit år. Difor vil ikkje berre samla tilsig, men òg lengda på tørkeperioden vera viktig for kraftforsyninga. Særleg dersom perioden med lite nedbør vert lang, kan situasjonen lettare verta alvorleg. Om det kjem eit nytt år med lite nedbør etter eit tørrår vil ein truleg ha låge magasinreserver å møta det andre året med. I dei siste seksti åra har ein hatt lange periodar med lite nedbør i 1939-1941, 1959-1960 og 1969-1970.

Det er vidare uvisse om kva produsentar og brukarar av elektrisitet vil gjera når tilsiget vert lågt. Produsentane må mellom anna vurdera kor mykje dei skal produsere ut frå kva dei reknar med av tilsig i tida framover og ut frå utviklinga i etterspurnaden. Det vil vera uvisse knytta til begge desse tilhøva.

I einskilde år kan desse faktorane vera viktige for tilhøvet mellom tilsig og produksjon. I verste fall kan tilhøva i tørrår vera slik at produksjonen ikkje vil vera særleg høgare enn tilsiget. Særleg vil magasinfyllinga i forkant av ein tørkeperiode vera viktig for produksjonen.

6.4 Kraftmarknaden i dei næraste åra framover

Ein svikt i vasskraftproduksjonen vil truleg verta vanskelegare å handtera i åra som kjem. Veksten i produksjonsevna vil verta liten. Samstundes må ein rekna med at veksten i bruken av elektrisitet held fram.

Det tek lang tid å byggja ut ny produksjonskapasitet i elektrisitetssektoren. Frå planprosessen startar opp til eit prosjekt er ferdig utbygd, vil det normalt ta minst 5 år. Ofte vil det ta lengre tid, jf. kap. 4. Ein har difor etter måten god oversikt over mogleg tilgang av kapasitet i dei kommande åra. Dei prosjekta som vil bli sette i produksjon i vasskraftsektoren dei næraste åra vil gi liten kapasitetstilvekst og det vil ta tid før gasskraft- og vindkraftverk er i produksjon.

Det er grunn til å rekna med at veksten i bruken av elektrisitet vil halda fram. I Langtidsprogrammet 2002-2005 (St.meld. nr. 30 (2001-2002)) er det lagt fram framskrivingar av den økonomiske utviklinga. Framskrivingane er utarbeidde i ulike alternativ. Hovudalternativet er Referansealternativet. Det viser ei utvikling for norsk økonomi som er balansert og mogleg å oppretthalda. Med utgangspunkt i dette alternativet er det òg utarbeidd ei framskriving av energibruken i åra framover, jf. kap. 9.2.3 i Langtidsprogrammet. I framskrivinga av energibruken er det lagt til grunn at temperatur og nedbør vil vera på gjennomsnittsnivå i heile perioden for framskrivinga.

Referansealternativet legg til grunn ein stabil vekst i den norske økonomien i åra framover. Veksten i BNP for Fastlands-Noreg er 1,7 prosent per år i snitt for åra 1999-2010. Dette er noko lågare enn veksten på 1990-talet. Framskrivinga har ein relativt høg vekst både i privat næringsliv og i privat forbruk i høve til 1990-talet. Veksten i offentleg sektor er meir avdempa.

Med utgangspunkt i desse økonomiske perspektiva viser framskrivinga at veksten i energibruken vil halda fram i dei næraste åra, jf. tabell 6.1. I framskrivinga er det lagt til grunn at energieffektiviseringa i næringsliv og hushald held fram. Frå 1999 til 2005 er auken i bruken av elektrisitet om lag 10 TWh. Det svarar til ein vekst på 1,4 prosent per år.

Framskrivinga viser at nettoimporten vil auka i åra framover. I 2005 er nettoimporten utrekna til 10 TWh. Med normal nedbør vil overføringskapasiteten i elektrisitetsnettet kunna vera tilstrekkeleg til å sikra den innanlandske forsyninga av elektrisitet utan ei sterk auke i prisane.

Men med ei slik utvikling i produksjonskapasitet og bruk av elektrisitet vil det kunna verta vanskar i eit tørrår. Sjølv om det er uvisse om framtidig utvikling i tilsiget til kraftmagasina er det grunn til å rekna med at det innan nokre år vil komma ein periode der tilsiget vil liggja vesentleg under gjennomsnittet for dei seinare åra.

Figur 6.12 illustrerer korleis variasjonane i kraftproduksjonen på grunn av lite eller mykje nedbør kan skapa ulike importbehov for straum i 2005 om ein legg til grunn framskrivinga av bruken av elektrisitet i Langtidsprogrammet.

Kjelde: Kjelde: Langtidsprogrammet 2002-2005 og Olje- og energidepartementet.

Om Noreg får eit alvorleg tørrår i løpet av dei næraste åra, kan produksjonen verta 15-20 TWh lågare enn i eit normalår. Med utgangspunkt i framskrivinga i Langtidsprogrammet vil eit slikt tørrår isolert sett tilseia eit importbehov på 25-30 TWh. Ein slik import vil ikkje kunna realiserast med den overføringskapasiteten ein har i dag.

Kor mykje elektrisitet Noreg kan importera i ein periode der tilsiget er lågt, vil vera avhengig av ei rekke faktorar. Den høgaste oppnådde importen i eit kalenderår er på 11 TWh i 1996. Frå veke 15 i 1996 og til den same veka året etter var nettoimporten til Noreg 15 TWh. Dette er det høgaste som er målt over ein periode på tolv månader.

Kraftutvekslinga i ein tørrårssituasjon vil mellom anna vera avhengig av nedbør- og temperaturtilhøva i dei andre nordiske landa. Særleg vil tilhøva i Sverige vera viktige. Ofte vil det vera lite tilsig også til vasskraftverka i Sverige når det er lite nedbør i Noreg. Kor mykje som kan importerast er òg avhengig av prisane. Ein strammare kraftbalanse i dei andre nordiske landa vil medverka til at det er ei større uvisse om kor mykje som vert importert og til kva pris. Strammare kraftbalanse i dei andre nordiske landa, inneber truleg at ein omfattande import først vil verta aktuelt ved høge prisar.

Eit alvorleg tørrår vil på denne bakgrunn truleg føra til ein monaleg reduksjon i bruken av elektrisitet. Ein må rekna med at mykje av tilstramminga i bruken av elektrisitet vil måtta skje innanfor ein nokså kort periode.

Med eit alvorleg tørrår i dei næraste åra må ein rekna med ein kraftig prisauke på elektrisitet både i Noreg og i dei andre nordiske landa. Dette reflekterer at både næringsliv og hushald vurderer kostnadene ved å redusera elektrisitetsbruken som høge, jf. boks 6.4. Prisauken i eit tørrår kan komma brått. Ein må vidare rekna med at marknadstilhøva kan vera ustabile og at det kan verta sterke svingingar i prisane. I ein alvorleg tørrårssituasjon kan ein og risikere rasjonering, jf. kap. 6.5.1.

Eit alvorleg tørrår kan få alvorlege konsekvensar for velferd og produksjon. Dette er knytta til at ein neppe kan rekna med større omstillingar til bruk av andre energikjelder i ein tørrårssituasjon dei næraste åra. I høve til dei fleste formene for energibruk kostar det mykje for brukarane å oppretthalda fleksibilitet (dvs utstyr for ulike typar energibruk). Større omleggingar av energibruken tek difor tid. Det viktigaste området der det kan skje ei rask omstilling er i tilknyting til elektrokjelene. Ein kan òg rekna med noko overgang til bruk av olje og ved til oppvarming i yrkesbygg og i bustader. I høve til ein tørrårssituasjon vil det truleg i noko større grad kunna skje overgang til olje enn til ved, mellom anna fordi tilgangen av ved på kort sikt vil vera avgrensa. Samtidig er fleksibiliteten i høve til bruk av olje i ferd med å verta mindre på grunn av reduksjon i talet på oljefyringsanlegg.

Dette inneber at tilpassingane i eit alvorleg tørrår truleg i hovedsak vil skje ved at næringsliv og hushald reduserer elektrisitetsbruken. Det vil primært tilseia mindre bruk av elektrisitet til

• belysning/elektriske apparat

• oppvarming

• produksjonsføremål.

I energiutgreiinga (NOU 1998:11 Energi- og kraftbalansen mot 2020) vart det vurdert korleis ein prisauke verkar inn på bruken av elektrisk kraft. Det vart konkludert med at ein prisauke hadde liten effekt på straumbruken i hushalda, det vil seia at prisane må auka mykje om bruken av straum skal verta redusert monaleg. Bruk av elektrisitet er i dagens hushald ein viktig føresetnad for at dagleglivet skal fungera på normal måte.

Også innan store delar av næringslivet og offentleg forvalting er det grunn til å rekna med at ein moderat prisauke har relativt liten effekt på straumforbruket. Redusert bruk av elektrisitet vil i stor grad få konsekvenser for aktivitetsnivået, det vil seia servicenivået/opningstider i serviceinstitusjonar og for produksjonsnivået i industrien. Dels vil truleg verksemder heller ikkje alltid gjera slike tilpassingar sjølv om det isolert sett skulle framstå som økonomisk rasjonelt på grunn av omsynet til kontraktar, framtidige kundetilhøve m.v. Særleg i ein situasjon der det er uvisse om problema i kraftmarknaden vil vara særleg lenge, vil truleg mange verksemder i det lengste halda oppe aktivitetsnivået.

Innan næringslivet er det truleg først og fremst i konkurranseutsette næringar med høg bruk av elektrisitet, at auka elpris kan slå ut i redusert produksjon og dermed redusert bruk av kraft. I industrinæringar som metallproduksjon, produksjon av kunstgjødsel og andre kjemiske råvarer, samt treforedlingsindustrien kan det verta svært ulønsamt å halda fram produksjonen.

Det er uvisse knytt til konsekvensane av tørrår. Det er vanskeleg å vurdera korleis produsentar og brukarar av elektrisk kraft vil tilpassa seg i ein slik situasjon. Erfaringane med kraftmarknaden fram til i dag gir avgrensa grunnlag for å vurdera dette. Konsekvensane vil og vera avhengig av kor stor svikten i krafttilgangen vil vera, og kor lenge perioden med lite nedbør varer.

6.5 Om energipolitikken

6.5.1 Tiltak for å betra tryggleiken i energiforsyninga

I energimeldinga (St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken) vart det lagt vekt på at ein må vera meir merksam på tryggleiken i elektrisitetssystemet når utnyttinga av produksjonsanlegg og overføringsnett aukar.

I innstillinga til energimeldinga (Innst. S. nr. 122 (1999-2000)) understreka energi- og miljøkomiteen:

"Komiteen mener det er viktig å opprettholde sikkerheten i i kraftleveringene, både i for å mestre toppene i forbruket, og for å ha god evne til å klare forsyningen i år med vesentlig svikt i vannkraftproduksjonen som følge av lite nedbør."

Eit fleirtal i komiteen konstaterte at:

"...(Energimeldingens) store satsing på nye fornybare energikilder og vannbåren varme er ikke på langt nær nok til å dekke etterspørselen. Dette vil medføre fortsatt import av store mengder kraft bl.a. fra sterkt forurensende kullkraftverk i Danmark."

Det er ikkje forsvarleg å sjå bort frå at det i dei næraste åra kan bli lite nedbør over lengre tid. Eit tørrår vil gi liten kraftproduksjon, noko som kan få alvorlege konsekvensar for samfunnet fordi store reduksjonar i bruken av elektrisitet kan verta naudsynt i løpet av kort tid. Med ein stadig knappare kraftbalanse, og stadig større tilknyting til elektrisitet, vil konsekvensane av eit tørrår verta større no enn for få år sidan.

I andre land kan ein i større grad rekna med at endringar i elektrisitetsmarknaden vil skje gradvis. Å meistra eit tørrår er meir krevjande enn å møta ein gradvis strammare kraftbalanse. Med ei pårekneleg tilstramming er det grunn til å rekna med at også prisane vil auka gradvis. I ein slik situasjon vil ulike brukargrupper få tid til å områ seg og til å gjennomføra ulike effektiviseringstiltak, overgang til andre energikjelder m.v. I tillegg vil ein få signal om auka lønsemd i utbygging av ny produksjons-og overføringskapasitet.

Det har vore mykje fokus på utvekslinga av kraft med utlandet. Det er lita meining i å leggja vekt på import og eksport av kraft i enkelte år. Det er heller ikkje alvorleg at me importerer kraft i eit år med normal nedbør. Det som krev stor merksemd i energipolitikken, er at Noreg i høve til forbruket brått kan ha for liten produksjon og for lita importevne om vasskrafta skulla svikta på grunn av lite nedbør. Prisane vil då kunna stiga raskt. Ein vil òg kunna risikera rasjonering.

Det er viktig å innsjå at ein ikkje kan gjera mykje med kraftbalansen for å dempa konsekvensane av ein svikt i nedbøren i dei næraste åra. Til det er vasskrafta for dominerande som energikjelde og tida som trengst for å få fram nye prosjekt og vesentleg endra forbruksmønster er for lang.

Også i nabolanda våre er det vanskeleg å få løyve til nye utbyggingar, og ein del reservekapasitet vert også lagt ned. Det skuldast både dårleg økonomi og strengare miljøkrav. Denne utviklinga i nabolanda vil medverka til å forsterka konsekvensane av eit tørrår. Dette tilseier at det internasjonale samarbeidet om miljø- og energispørsmål er viktig for å få til fornuftige løysingar på tryggleiken i energitilgangen.

Overføringskapasiteten til utlandet avgjer evna til å få kraft frå utlandet når produksjonen sviktar på grunn av lite nedbør. Departementet legg til grunn at dei to kabelprosjekta til Tyskland og Nederland vert gjennomførte. Kablane kan tidlegast vera driftsklare i 2004 og 2005. Fleire kablar kan leggjast, men det tek tid å planleggja nye kablar, slik at det ikkje er realistisk å rekna med å få ferdig nye prosjekt dei næraste åra. Det er heller ikkje utan vidare enkelt å få konsesjonar for dei fysiske overføringsanlegga.

For å få betre balanse mellom produksjon og forbruk og gjera verknadene av tørrår mindre vanskelege vil det vera viktig å leggja til rette for omfattande ny kraftproduksjon. I åra framover vil overføringssambanda til utlandet meir og meir verta fylt av import også i år med normal produksjon, dersom det ikkje vert ein betre balanse mellom innanlandsk produksjon og forbruk. Meir produksjon i høve til forbruket vil igjen gi overføringssambanda meir evne til å sikra mot produksjonssvikt.

Hovudlinjene i energipolitikken er trekte opp gjennom Stortinget si handsaming av innstillinga til energimeldinga, jf. Langtidsprogrammets kap. 9.2. For å betra tryggleiken i elforsyninga vil Regjeringa

• leggja til rette for bygging av gasskraftverk

• ta i bruk naturgass innanlands til energiformål

• styrkja og effektivisera arbeidet med omlegging av energibruk og energiproduksjon

• gjera sakshandsaminga av nye vasskraftprosjekt enklare

• sikra at kraftmarknaen fungerer godt

Regjeringa ønskjer at ein større del av gassressursane våre skal tas i bruk innanlands. Bruk av gass innanlands vil spela ei viktig rolle i ein meir miljøvennleg energipolitikk, då gassen på mange område vil erstatta meir forureinande energi og medverka til reduserte utslepp. Det er ei rekke bruksområde for naturgass, mellom anna i transport, energiforsyning og som råstoff i industrien. Regjeringa legg òg vekt på at satsing på naturgass vil bli eit viktig element i politikken knytta til omlegging av energibruk og energiproduksjon.

Som eit ledd i politikken for å auka den direkte bruken av gass innanlands vil Regjeringa medverka til å finansiera pilotprosjekt for bruk av gass. Arbeidet med å auka den innanlandske bruken av gass vil òg vera ein integrert del av arbeidsfeltet til det nye statlege organet som skal styrkja arbeidet med å leggja om energibruk og energiproduksjon.

Regjeringa tek sikte på å leggja fram ei eiga stortingsmelding om bruk av gass innanlands, jf. merknad frå energi- og miljøkomiteen i Budsjett-innst. S. nr. 9 (2000-2001).

Å ta i bruk gass vil både styrkja grunnlaget for kraftforsyninga og redusera den utsette stillinga me er i på grunn av risikoen for svikt i nedbøren. Det er i første rekkje gasskraft som kan gi eit produksjonsbidrag som kan monna i høve til tørrår. Gasskraft vil òg gi produksjon som ikkje er avhengig av nedbøren.

Regjeringa går inn for å opna for produksjon av gasskraft i Noreg. Det vert lagt til grunn at gasskraftverk

• vil erstatta fossilt brensel, særleg kolkraft i den europeiske kraftmarknaden

• skal vera i samsvar med dei internasjonale klimaforpliktingane våre

• vil styrkja tryggleiken i forsyninga for elektrisk kraft

• vil utvikla norske ressursar.

Å ta i bruk gasskraft vil gi ei sikrare energiforsyning. Gasskraftverk vil vera særleg viktige i høve til ein tørrårsituasjon fordi slike anlegg produserer for fullt over heile året.

Det er førebels knytta noko uvisse til gasskraftprosjekta og selskapa har førebels ikkje teke endeleg stilling til ei eventuell utbygging.

Naturkraft fekk våren 1997 konsesjon for å byggja to gasskraftverk, eit på Kollsnes i Hordaland og eit på Kårstø i Rogaland. Det vart gitt konsesjon for to verk av 350 MW, noko som kvar for seg svarar til ein årleg produksjon på om lag 3 TWh. Etter at Stortinget i mars 2000 vedtok at det ikkje skal stillast strengare krav til utslepp av CO₂ frå norske gasskraftverk enn frå gasskraftverk i EØS-området, gjorde Miljøverndepartementet om utsleppsløyva for dei to gasskraftverka. Vedtaket er påklaga.

Industrikraft Midt-Norge søkte våren 1999 om konsesjon for å byggja eit 800 MW kraftverk på Skogn i Nord-Trøndelag. Dette tilsvarar ein kraftproduksjon på 6,2 TWh i året. Dei søkte om utsleppsløyve samme hausten. Både energikonsesjon og utsleppsløyve vart gitt i oktober 2000. Det ligg føre klager både på energikonsesjonen og utsleppsløyvet.

Ved sida av dei gasskraftverka som allereie har fått konsesjon, er det førehandsmeldt planar om gasskraftverk på Karmøy og Tjeldbergodden. Det kan òg til dømes vera aktuelt å ta i bruk gassturbinar som reserveaggregat.

Omlegginga av energibruk og energiproduksjon må halda fram og gjerast meir effektiv. På forbrukssida må ein arbeida aktivt for å avgrensa energibruken. I høve til tørrår gjeld det særleg å få til ein meir fleksibel energibruk der elektrisitet har ei mindre dominerande rolle enn i dag. Omlegginga er eit langsiktig arbeid der ein ikkje kan venta vesentlege bidrag til å redusera verknadene av tørrår i dei næraste åra.

Regjeringa vil gjennomføra ei omfattande satsing for å skaffa fram energi frå nye fornybare energikjelder. Det gjeld særleg

• vindkraft

• vassboren varme

Noreg har i dag liten produksjon av vindkraft. Men det er planar om større utbyggingar. Med dei elektrisitetsprisane som er i dag vil det vera naudsynt med monaleg økonomisk støtte for å gjera aktuelle anlegg lønsame.

Det er eit mål å byggja ut vindkraftanlegg som årleg produserer 3 TWh innan 2010. NVE har gitt konsesjon til fem store vindkraftprosjekt med ein samla kapasitet på vel 1,6 TWh, men klager på dei gitte konsesjonane tyder på at det òg i høve til vindkraftutbyggingar er konfliktar med bakgrunn i mellom anna miljø- og kulturhistoriske omsyn.

Det er dessutan eit mål å bruka 4 TWh meir vassboren varme basert på nye fornybare energikjelder, varmepumper og spillvarme innan 2010. Satsinga på vassboren varme inneber ei omfattande satsing på å byggja infrastruktur som legg til rette for større variasjon i bruken av energi. Det vil styrkja tryggleiken i energiforsyninga.

Regjeringa vil oppretta ei ny statleg verksemd som skal styrkja arbeidet med å leggja om energibruken og - produksjonen, jf. Ot.prp. nr. 35 (2000-2001). Etableringa vil skje sommaren 2001. Organiseringa skal òg gi ei klarere ansvars- og rolledeling i forvaltinga av offentlege midlar. Dette vil gjera det mogleg å nytta midlane meir heilskapleg.

Ein elektrisitetsmarknad som fungerer godt er viktig for ein effektiv produksjon og bruk av elektrisiteten. Kostnadene i energisystemet (inklusive miljøkostnader) bør vera synlege for produsentar og brukarar av elektrisitet. Det er vidare viktig å leggja til rette for at det over tid vert utvikla ein samfunnsøkonomisk god balanse mellom auka produksjonskapasitet og auka overføringskapasitet. Ein godt fungerande og effektiv kraftmarknad er òg viktig for at konsekvensane av tørrår ikkje skal verta meir alvorlege enn naudsynt.

I ein kraftmarknad vil knapp tilgang på elektrisitet føra til høgare kraftprisar. Kraftmarknaden og prisane er dei viktigaste instrumenta for å skapa balanse mellom produksjon og forbruk i kraftsystemet. For å kunna handtera situasjonar med strammare kraft- og effektbalanse på ein mest mogleg sikker og effektiv måte, vil Regjeringa utvikla kraftmarknaden slik at ein både tek vare på tilhøva innanlands og tek omsyn til at Noreg er ein del av ein internasjonal kraftmarknad. Arbeid som tek sikte på å redusera dei samla kostnadene ved naudsynte omstillingar i bruken av elektrisitet ved tørrår, vil vera viktig i denne samanheng.

Ein må arbeida for at ein ikkje treng å rasjonera bruken av elektrisitet. Det er viktig at marknaden og prisane også balanserer bruk og produksjon i periodar med låg produksjonsevne. Rasjonering skal berre gjennomførast under ekstraordinære tilhøve. Høge prisar er i seg sjølv ikkje eit ekstraordinært tilhøve, og gir dermed ikkje grunnlag for rasjonering, jf. Ot.prp. nr. 56 (2000-2001).

Regjeringa legg vekt på eit sikkert og effektivt overføringsnett i heile landet. Dette vert sikra gjennom konsesjonshandsaminga etter energilova og monopolkontrollen. Frå 2001 er det innført ei ordning som skal syta for at nettselskapa har økonomiske incentiv til å halda tilfredsstillande leveringskvalitet.

For utviklinga på lengre sikt er det viktig å ha eit system som får energiverka til å investera rett i høvet mellom overføringskapasitet for elektrisitet og lokale energikjelder.

Statnett SF er systemansvarleg i det norske kraftsystemet. Det inneber at foretaket skal syta for at det alltid er balanse i systemet. Ein strammare effektbalanse har ført til at Statnett har inngått avtalar i marknaden om å reservera effekt både frå produksjon og større brukarar. Den reserverte effekten kan nyttast for å sikra balanse i systemet. Å nytta forbruk til å regulera effekttoppar er nokså nytt. Regjeringa meiner at det med høgare kraftprisar er eit stort potensial for slike kortvarige tilpassingar både hos storbrukarar og hos mindre brukarar når meir moderne og rimelegare teknologi etter kvart vert utvikla. I arbeidet med å sikra tryggleiken og effektiviteten i kraftsystemet vil Regjeringa styrkja heimelen til systemansvaret, jf. Ot.prp. nr. 56. Marknadsbaserte løysingar skal i størst mogleg grad nyttast. Statnett har vidare gjort endringar i sentralnettariffen som kan hindra produsentar i å leggja ned effektkapasitet og samstundes gi produsentane betre økonomiske signal til å investera i effektkapasitet.

Regjeringa vil ytterlegare styrkja og utvida samarbeidet mellom dei nordiske landa på kraftområdet. Det gjeld mellom anna utforminga av reguleringane, utøving av systemansvaret og investeringar i nettet. Dei nordiske landa utgjer ein integrert marknad, og er gjensidig avhengig av kvarandre. Eit nordisk perspektiv kan i fleire samanhengar gi ei meir effektiv og tryggare kraftforsyning.

6.5.2 Framskriving av ei balansert utvikling i kraftmarknaden

Med utgangspunkt i hovudelementa i Regjeringa sin energipolitikk illustrerer framskrivinga av energibruken i Langtidsprogrammet at ein etterkvart får til ei utvikling i energimarknaden som er balansert og mogleg å halda oppe. Sentrale føresetnader i framskrivinga er

• at det vert bygd gasskraftverk som svarer til 6 TWh per år innan 2010

• ei avgrensa utbygging av vasskraft

• utbygging av 3 TWh vindkraft innan 2010

• 4 TWh meir vassboren varme innan 2010

• framleis omfattande satsing på energiøkonomiseringstiltak.

I framskrivinga er det vidare lagt til grunn at

• Krava i Kyoto-protokollen til reduksjonar i klimagassutsleppa trer i kraft, og at dei vert oppfylte kostnadseffektivt gjennom mellom anna eit internasjonalt system med omsetjelege kvotar. Det er vidare føresett at det vert innført eit kvotesystem i Noreg som ein del av det internasjonale kvotesystemet.

• Det er føresett ei sterkare tilknyting til den europeiske kraftmarknaden. Det fører til at norske elektrisitetsprisar i større grad blir bestemte av elektrisitetsprisane på kontinentet. Det er føresett at prisen på elektrisitet aukar fram mot 2010.

• Det er lagt til grunn store næringsomstillingar og reduksjon i bruk av elektrisitet i industrien som følgje av at Kyoto-protokollen vert gjennomført og at prisen på elektrisitet aukar.

Framskrivinga gir ei svært sterk omlegging av energimarknaden frå 2005 til 2010, jf tabell 6.2. Dei føresetnader som er lagt til grunn gir ein sterk vekst i produksjonskapasiteten innanlands. Samstundes er bruken av elektrisitet 4 TWh lågare i 2010 enn i 2005. Dette fører til at i 2010 er Noreg sjølvforsynt med kraft. I ein slik situasjon vil ein ha god evne til å handtera tørrår. Frå 2010 til 2020 har framskrivinga ei balansert utvikling.

Det er uvisse knytta til framskrivinga. I den makroøkonomiske modellen som er nytta i framskrivinga, skjer tilpassingane til endra marknads- og rammetilhøve raskt og effektivt. I modellen er norsk økonomi svært effektiv og velfungerande. Det er grunn til å rekna med at omstillingane vil ta lengre tid og vera meir krevjande enn det modellen viser. Det er vidare uvisse knytt til utviklinga i elektrisitetsprisen. Dersom prisen på elektrisitet vert lågare enn det ein har lagt til grunn i framskrivinga, kan bruken av elektrisitet verta høgare enn det framskrivinga gir. Det er dessutan uvisse knytta til dei korreksjonane som er gjort for å ta omsyn til temperatur- og konjunkturtilhøve.