NOU 1998: 11

Energi- og kraftbalansen mot 2020

Til innholdsfortegnelse

Del 2
Energimarkedene i Nord-Europa

8 Norge i et nord-europeisk energimarked - status og perspektiver

8.1 Innledning

Etter som de nasjonale energimarkedene blir mer integrerte, vil utviklingen i andre land i større grad enn tidligere få betydning for den norske energi- og kraftbalansen. For Norge vil særlig utviklingen i det nord-europeiske energimarkedet og i EU være viktig. Hensikten med dette kapittelet er å gi en vurdering av Norges stilling i et nord-europeisk energimarked, og å trekke opp noen perspektiver for den framtidige utviklingen. Fokus vil være på utviklingstrekk som kan få konsekvenser for den norske energi- og kraftbalansen.

Krafthandelen i Norden og Nord-Europa vil i økende grad være viktig for utviklingen i det norske energimarkedet. I dag har Norge overføringskapasitet til de nordiske landene (og i tillegg en beskjeden overføringskapasitet mot Russland i Finnmark). Flere andre nordiske land har overføringslinjer mot land utenfor Norden. Danmark og Sverige har overføringsforbindelser mot Tyskland, og Finland har overføringsforbindelser mot Russland. Om få år vil overføringslinjer (sjøkabler) mellom Sverige og Polen, Norge og Tyskland og mellom Norge og Nederland etter planen være på plass.

Utviklingen innenfor kraftmarkedene i landene i Nord-Europa, særlig med hensyn på elektrisitetsdirektivet og virkemidler i miljøpolitikken knyttet til energiområdet, er viktige rammebetingelser for utviklingen i det norske energi- og kraftmarkedet. Dersom skatter og avgifter ikke er harmonisert (for eksempel. i forhold til CO2-utslipp), vil kraftprodusenter i land uten avgifter kunne tilby kraft til lavere pris enn kraftprodusenter i land med avgifter. Kraftproduksjonen i Norden er i dag i liten grad avgiftsbelagt i forhold til miljøkonsekvensene. I forhold til et harmonisert system innebærer dagens skatter og avgifter skjevheter i konkurranseforholdene i favør av forurensende kraftproduksjon (f. eks. kullkraft).

De nordiske statsministrene har bedt sine energiministre se nærmere på mulighetene for harmonisering av avgifter på energiområdet. I arbeidet med harmonisering av avgifter bør det sannsynligvis legges opp til pragmatiske løsninger, hvor fordelen ved samarbeid på tvers av landegrensene, med hensyn til utslipp, økonomiske kostnader og leveringssikkerhet, kan oppnås trinnvis.

Både valget av virkemidler i miljøpolitikken og i hvilken grad og takt energimarkedene i EU blir liberalisert, vil kunne få konsekvenser for prisutviklingen på energi. Virkemidler i miljøpolitikken vil blant annet avhenge av hvilken strategi man velger i bestrebelsene på å redusere utslippene av klimagasser, først og fremst i forbindelse med oppfølging av Kyoto-avtalen og eventuelle framtidige avtaler på området. Prisutviklingen på energi i Nord-Europa vil i større grad enn tidligere påvirke norske energipriser og vil dermed være en sentral faktor i vurderingen av den framtidige norske energi- og kraftbalansen.

Energipolitikken er forskjellig i de ulike nord-europeiske landene, både i fokus og i valg av virkemidler. Forhold knyttet til produksjonssystemet og forbruksmønsteret, politiske prioriteringer og avgifter har bidratt til betydelige forskjeller i pris for ulike forbrukergrupper mellom landene. Forbruksmønsteret varierer i stor grad. Den omfattende kraftintensive industri i Norge, Sverige og Finland gjenspeiler historisk sett rikelig tilgang på (billig) kraft.

De store variasjonene i elprisene, spesielt til husholdningene, se tabell 8.1, skyldes i all hovedsak forskjeller i avgifter. Prisforskjellene har gitt betydelige utslag i fordelingen av energibærere til bruk i husholdningene. Husholdningene i Norge, Sverige og Finland betaler vesentlig mindre for elektrisiteten enn hva tilfellet er i Danmark, Tyskland og tildels også Nederland. I Norge og Sverige er det omfattende bruk av elektrisitet til oppvarming, i motsetning til i Danmark og Finland hvor elektrisitet bare i liten grad brukes til oppvarming. På dette området er Danmark mer likt Tyskland enn det øvrige Norden.

Tabell 8.1 Energiforbruk (1995) og elpriser (1996) i Norden, Nederland og Tyskland. TWh og norske øre/kWh

Elforbruk TWh Energiforbruk TWh Elpriser Øre/kWh
I alt Husholdninger Husholdninger Industri Husholdninger
Danmark 31 11 53 47 139
Finland 65 16 61 41 72
Nederland 83 18 129 41 79
Norge 104 36 47 23 53
Sverige 125 42 93 29 70
Tyskland 451 127 729 60 115

Kilde: IEA, EEA, ECON

Energiforbruket i Norden er for øvrig karakterisert ved at Finland har det høyeste energiforbruket per innbygger, mens Norge har det høyeste elforbruket per innbygger. Treforedlingsindustrien er en viktig årsak til et høyt energi- og elforbruk i Sverige og Finland, mens særlig metallindustrien i Norge er en stor forbruker av elektrisitet.

Når det gjelder miljøutslipp, har Danmark det klart høyeste utslipp av CO2 per innbygger i Norden. Dette skyldes først og fremst det store innslaget av kull i den danske kraftproduksjonen. Norge har det laveste CO2-utslipp av de nordiske landene (utenom Island), både totalt og per innbygger. De lave norske CO2-utslippene skyldes først og fremst en praktisk talt forurensningsfri kraftproduksjon (over 99 prosent vannkraft). For en nærmere omtale av energiforsyningen i de ulike landene, se kapittel 9.

8.2 Norges utenlandshandel med kraft

8.2.1 Bakgrunnen for kraftutvekslingen

Det kreves konsesjon for krafthandel med utlandet i henhold til energiloven. Konsesjonsplikten gir myndighetene det nødvendige tilsynet med utenlandshandelen av hensyn til allmenne samfunnshensyn som fornuftig ressursforvaltning, miljøhensyn og en sikker kraftforsyning. Rammene for utenlandshandelen med kraft er gitt i St meld nr 11 (1995-96) Om organiseringen av krafthandelen med Sverige og i St meld nr 46 (1992-93) Om langsiktig kraftutveksling med utlandet. Statnett SF har det tekniske og administrative ansvaret for å tilrettelegge den kortsiktige utvekslingen med utlandet.

Handelen med kraft mellom landene bestemmes av produksjons- og forbruksforholdene i de enkelte landene, i tillegg til omfanget av overføringsforbindelsene og vilkårene for bruk av disse. Et utgangspunkt for kraftutvekslingen er muligheten til å dra gjensidig nytte av forskjellene i produksjonssystemene mellom landene.

Kraftforsyningen i Nord-Europa og særlig i Norden er svært heterogen, se figur 8.1. Norge med praktisk talt bare vannkraft og Danmark, hvor kraftproduksjonen i det alt vesentlige er basert på fossile brensler, utgjør ytterpunktene. Finland og Sverige har mer variert kraftforsyning med vannkraft, kjernekraft og varmekraft basert på fossile brensler. Produksjonskapasiteten i Sverige, som baseres på fossile brensler (oljekondensverk), er først og fremst en reservekapasitet. I år med normale nedbørs- og tilsigsforhold er den svenske kraftproduksjonen basert på fossile brensler beskjeden. I Danmark utgjør vindkraft i underkant av 5 prosent av den totale kraftproduksjonen. Tysklands kraftproduksjon er dominert av kull- og kjernekraft, mens Nederland i tillegg til kullkraft også har et betydelig innslag av gasskraft.

Figur 8.1 Kraftproduksjon etter energibærer i de nordiske land. 1997. TWh

Figur 8.1 Kraftproduksjon etter energibærer i de nordiske land. 1997. TWh

Kilde: Nordel

Kraftutvekslingen er viktig for Norge i og med at den reduserer sårbarheten for tilsigsvariasjoner og utnytter vannkraftens reguleringsevne. Gode muligheter for kraftutveksling reduserer behovet for en stor innenlandsk reservekapasitet som en sikkerhet mot tørrår.

De fleste landene som Norge har knyttet og vil knytte overføringsforbindelser til, har en kraftproduksjon som i stor grad er basert på varmekraft (kull-, olje-, gass- og kjernekraft). Dette gir normalt en stabil tilgang på energi. Muligheten til å importere kraft i tørrår fungerer som en reserve for det norske systemet. I år med gode tilsig av vann gir overføringsforbindelsene muligheter til krafteksport fra Norge. På denne bakgrunn vil mulighetene for kraftutveksling dempe prissvingningene i den norske energiforsyningen. I et lukket norsk system ville de norske elprisene vært mye mer følsomme overfor klimatiske forhold.

Kraftutvekslingen mellom Norge og nabolandene (i vid forstand) utnytter fordelene ved å samkjøre vannkraft og varmekraft. I varmekraftlandene setter kapasiteten i kraftverkene rammer for hvor mye kraft som kan produseres (effektdimensjonert system), mens i Norge i dag er det energimengden (vannmengden i magasinene) som er den begrensende faktoren (energidimensjonert system). Energikildene som kraftproduksjonen i varmekraftlandene baseres på (olje, kull, naturgass og uran), kan stort sett kan anskaffes i de mengder det er behov for, og representerer derfor ingen begrensninger for kraftproduksjonen.

I varmekraftlandene vil det være kostbart å bygge varmekraftverk som skal dekke forbrukstopper som varer kort tid, samtidig som det er tidkrevende og kostbart å regulere produksjonen opp og ned i eksisterende varmekraftverk. På denne bakgrunn kan varmekraft gjerne levere relativ billig kraft utenom forbrukstoppene, det vil si om natten og i helgene.

De norske vannkraftverkene er dimensjonerte til å dekke forbruket når behovet er størst, og har større kapasitet enn det som er nødvendig for å dekke forbruket på dagtid innenlands. Produksjonen i vannkraftverkene kan raskt og til lave kostnader reguleres opp og ned etter svingninger i forbruket, og ved uforutsette kortsiktige endringer i krafttilgangen.

De ulike egenskapene til varmekraftsystemet og vannkraftsystemet gir grunnlag for gevinster i samspill mellom systemene. Reguleringsevnen til vannkraftsystemet kan utnyttes for å møte forbrukstoppene i varmekraftsystemet. På denne måten kan varmekraftverkene kjøres jevnere og mer effektivt, og behovet for å investere i ny varmekraftkapasitet reduseres. I tillegg vil en jevnere drift av varmekraftverkene gi en høyere virkningsgrad i kraftproduksjonen og dermed lavere utslipp til luft per produsert enhet energi.

Norge på sin side kan importere kraft fra varmekraftsystemene når forbruket er lavt, og samtidig regulere ned vannkraftproduksjonen og spare vann. Norge kan oppnå økonomiske gevinster ved å eksportere kraft til relativt høye priser på dagtid under forbrukstoppene og importere kraft til relativt lave priser på natten og i helgene når produksjonen er høyere enn forbruket i våre naboland. På denne måten kan de unike egenskapene til vannkraftsystemet gi energien som produseres en høyere verdi.

Samkjøring med varmekraftsystemet vil også redusere behovet for nye kraftverk og flerårsmagasiner i Norge. Når prisen i Norge blir tilstrekkelig høyere enn marginalkostnad ved varmekraftproduksjon, vil det lønne seg for våre naboland å eksportere kraft til Norge. Motsatt vil det lønne seg for Norge å eksportere kraft når prisen hjemme er lavere enn i nabolandene.

8.2.2 Overføringskapasiteten

Det er en betydelig overføringskapasitet for elektrisitet mellom de nordiske landene, se figur 8.2. Dette innebærer at kraftmarkedene i landene er nært sammenknyttet. Norge har i en årrekke handlet kraft med Sverige, Danmark og Finland. I tillegg har det vært en svært begrenset handel med Russland.

Figur 8.2 Overføringsforbindelsen i Norden.

Figur 8.2 Overføringsforbindelsen i Norden.

På grunn av et historisk nært samarbeid og en lang felles grense, har Norge de sterkeste overføringsforbindelsene til Sverige. Den fysiske overføringskapasiteten mellom Norge og Sverige er 3400 MW. Driftsmessige forhold innebærer imidlertid at den reelle overføringskapasiteten normalt er mindre, om lag 2500 MW. Det er også en betydelig overføringskapasitet mellom Norge og Danmark, 1000 MW. Overføringskapasiteten til Finland og Russland er henholdsvis 50 og 25 MW. Ved en maksimal utnyttelse av kapasiteten, kan det i løpet av et år utveksles 20-24 TWh mellom Norge og de nordiske nabolandene.

I tillegg til overføringskapasiteten til Norge, har Sverige også stor overføringskapasitet til Danmark, Finland og Tyskland. Danmark har betydelig overføringskapasitet til Tyskland, mens Finland også har stor overføringskapasitet til Russland.

Flere nye overføringslinjer mellom nordiske land og land utenfor Norden skal etter planen legges om få år. Mellom Norge og kontinentet skal det legges tre kabler, to til Tyskland og en til Nederland, hver på 600 MW. En kabel mellom Sverige og Polen planlegges også. Videre diskuteres kabler mellom Finland og Estland (i forbindelse med Baltisk ring) og kabler mellom Norge og Skottland.

8.2.3 Utviklingen av kraftutvekslingen

I takt med at overføringskapasiteten mellom de nordiske landene har blitt utvidet, har handelen med kraft blitt mer omfattende. Tradisjonelt har Norge vært nettoeksportør av kraft, men på 1990-tallet har det også vært to år med nettoimport av kraft til Norge, se figur 6.6.

Mengden kraft som utveksles varierer betydelig fra år til år, og avhenger i stor grad av nedbør og tilsig til vannkraftanleggene i Norden. Størst var nettoeksporten fra Norge i de vannrike årene 1989 og 1990. I 1990 var nettoeksporten hele 16,2 TWh. Norge hadde også en betydelig nettoeksport i flomåret 1995. Fra 1970 til og med 1997 hadde Norge en samlet eksport på 180 TWh og en samlet import på 60 TWh.

Fram til 1997 var Norge nettoeksportør av kraft i alle år bortsett fra 1977, 1986, 1996 og 1997. I 1994 var det nær balanse mellom eksport og import. Utover på 1990-tallet har den norske kraftbalansen blitt strammere, og Norge hadde rekordstor nettoimport (9 TWh) i tørråret 1996. Norge hadde også en betydelig nettoimport på i underkant av 4 TWh i 1997. Den store importen i 1996 og 1997 må imidlertid ses i sammenheng med det lave tilsiget i 1996.

I dag er det norske elforbruket noe høyere enn produksjonsevnen i år med normale nedbørs- og tilsigsforhold. Siden elforbruket vokser raskere enn produksjonskapasiteten, kan man forvente at Norge i årene framover oftere vil være i en nettoimportsituasjon enn det som har vært vanlig fram til nå. For å forhindre at Norge skal komme i en permanent nettoimportsituasjon (bortsett fra i særlig våte år), må enten produksjonskapasiteten økes i en langt raskere takt enn det som har vært tilfelle i de senere årene, eller elforbruket må begrenses.

Mens Norge tradisjonelt har vært nettoeksportør av kraft, har Danmark og Finland stort sett vært nettoimportører. Danmark hadde imidlertid betydelig nettoeksport i 1996 da vannkraftproduksjonen i Norge og Sverige var lav. Finland importerer årlig betydelige kraftvolumer fra Russland. Sverige har normalt vært nettoeksportør i forhold til Finland og Danmark, og nettoimportør i forhold til Norge. Samlet sett har Sverige de siste årene nærmest vært i balanse. I løpet av 1996 ble det samlet overført nesten 30 TWh mellom Danmark, Finland, Norge og Sverige.

I 1997 var nettoimporten til de fire nordiske landene fra land utenfor Norden 1,7 TWh, mens den i 1996 var 3,2 TWh. Finland hadde i 1997 en import fra Russland på 4,3 TWh. Danmark og Sveriges kraftutveksling med Tyskland ga en dansk nettoeksport på 2,3 TWh og en svensk nettoeksport på 0,4 TWh.

8.2.4 Det norsk-svenske kraftmarkedet i et nordisk perspektiv

I Sverige ble en kraftmarkedsreform innført 1. januar 1996. Reformen er i hovedsak lik den reformen som ble innført i Norge i 1991. Regelverk og ansvarsfordelingen i de to lands kraftmarkeder er også basert på samme prinsipper.

Samtidig med innføringen av kraftmarkedsreformen i Sverige, ble det lagt til rette for en mer effektiv krafthandel mellom Norge og Sverige. Grensetariffene ble fjernet for all kraftutveksling mellom Norge og Sverige. Den fysiske krafthandelen med Sverige er basert på handel over elspotmarkedet (tidligere døgnmarkedet) til Nord Pool, se under. Bilaterale avtaler med prioritet løper ut innen oktober 1999. Ordningen med prioritet i overføringsforbindelsene skal ikke videreføres.

Når det er kapasitetsproblemer knyttet til overføringsforbindelsene mellom landene, blir det fastsatt flaskehalsavgifter slik at overføringskapasiteten ikke blir overskredet. Flaskehalsavgiftene fører til at aktørene i de to landene blir stilt overfor forskjellige kraftpriser (på samme måte som det også kan være ulike prisområder internt i Norge).

I forbindelse med omorganiseringen av krafthandelen mellom de to landene ervervet Svenska Kraftnät 50 prosent eierandel i kraftbørsen, og børsen eies nå av landenes to sentralnettselskaper med like andeler. I den anledning endret kraftbørsen navn fra Statnett Marked AS til Nord Pool ASA - Den nordiske elbørsen. Alle aktører kan handle på kraftbørsen etter samme regler.

Utviklingen de siste årene har gått i retning av en mer effektiv kraftutveksling mellom alle de nordiske landene. I tillegg til omleggingen av krafthandelen mellom Norge og Sverige, har omorganiseringen av det finske markedet blant annet lagt grunnlaget for en endring av vilkårene for overføringsforbindelsene til Sverige og Norge. Det gis nå adgang på ikke-diskriminerende vilkår, og grensetariffene er redusert for utvekslingen mellom Sverige og Finland. Det ligger til rette for en ytterligere effektivisering av krafthandelen i tiden framover. Den direkte overføringskapasiteten mellom Norge og Finland er liten, mens kapasiteten mellom Sverige og Finland er relativt stor.

En ny energilov ble innført i Danmark 1.1.1998. Som følge av loven har nettadgangen blitt bedre for de største danske forbrukerne og distribusjonsselskapene. Den begrensede adgangen til det danske nettet reduserer i dag norske og svenske aktørers mulighet til å inngå avtaler med mindre danske aktører. Det reduserer også de mindre danske aktørenes mulighet til å handle på Nord Pool. Utvekslingen mellom Danmark og Sverige belastes grensetariffer.

Kraftsystemene på Sjælland og Jylland/Fyn er ikke koblet sammen. Mens Sverige har overføringsforbindelser til begge områder, har Norge kun forbindelser til Jylland/Fyn. På Jylland og Fyn, det vil si i ELSAMs område, er det innført punkttariffsystem. ELSAM er splittet i i et produksjonsselskap, ELSAM, og et sentralnettselskap, Eltra. Eltra er også systemansvarlig på Jylland og Fyn. Kraftutvekslingen mellom Norge og Danmark reguleres av ELSAM-avtalen, og omtales under punkt 8.2.5.

Ulike rammebetingelser for kraftforsyningen i de nordiske landene har betydning for prisdannelsen i markedet og for investeringer i ny produksjonskapasitet, og kan dermed virke vridende på konkurranseforholdene mellom aktørene. Særlig vil ulikheter på følgende forhold være av betydning:

  • Grad av deregulering og hindringer for å beskytte hjemmemarkedene

  • Skatter og avgifter, inkludert miljøavgifter

  • Regulering av investeringer i ny produksjonskapasitet

I Norge kan alle sluttbrukere kjøpe kraft fra mange leverandører. Andre land vi har kraftutveksling med, har ordninger som i ulik grad skjermer for konkurranse i sluttbrukermarkedet.

Ved innføringen av energiloven i 1996, innførte Sverige en ordning som gjør at norske leverandører i praksis langt på vei blir utestengt fra det svenske sluttbrukermarkedet. Svenske kraftomsetningsbedrifter har adgang til å handle direkte på den nordiske elbørsen, men områdekonsesjonærene er langt på vei skjermet for konkurranse i husholdningsmarkedet. Krav om timesmålere for å skifte leverandør, har så langt vært et effektivt virkemiddel for å hindre at andre nasjonale og utenlandske leverandører kommer inn i området. Finland ser ut til å velge samme modell som Norge for avregning av husholdningskundene.

I Danmark, der dereguleringen er kommet langt kortere, er hjemmemarkedet beskyttet, og prisene ligger langt over det som finnes i det deregulerte markedet. Denne beskyttelsen gir danske produsenter konkurransefortrinn i forhold til norske aktører, som må finansiere sine investeringer etter vanlige kommersielle prinsipper. Kraftprodusenter med mulighet til å selge kraft til høyere priser i hjemmemarkedet, i egenskap av å være monopol, vil kunne tilby rimeligere kraft inn i denne åpne delen av markedet.

Forskjellere i utformingen av avgiftspolitikken i de nordiske landene (se under) kan også ha konkurransevridende effekt på kraftproduksjonen. Mens danske og finske kraftprodusenter ikke er pålagt produksjonsavgifter eller avgift på forbruk av fossile brensler i kraftproduksjonen, er det avgifter på fossile brensler til kraftproduksjon i Sverige, og norsk vannkraft er pålagt en grunnrenteskatt utover alminnelig inntektsbeskatning, se kapittel 22.

8.2.5 Kraftutvekslingsavtaler

Kraftutvekslingen mellom Norge og Danmark skjer i henhold til ELSAM-avtalen mellom Statkraft og det danske ELSAM. Avtalen trådte i kraft i juli 1995 og har en varighet på 25 år. I tillegg til ELSAM-avtalen, har Olje- og energidepartementet siden 1993 gitt konsesjon til tre langsiktige kraftutvekslingsavtaler i forbindelse med bygging av tre nye kabler til kontinentet.

Avtalene skal bidra til en effektiv kraftutveksling mellom landene, og legger grunnlaget for å utnytte fordelene med å utveksle kraft mellom det norske vannkraftsystemet og de varmekraftbaserte systemene på kontinentet, jfr. 8.2.1. Avtalene omfatter i hovedsak forpliktelser om faste leveranser, i tillegg til forpliktelser om å utveksle kraft i henhold til norske børs-/kraftpriser og utenlandske marginalkostnader. Det innebærer eksport av kraft til varmekraftsystem i høylastperioder og mulighet til import av kraft i lavlastperioder.

Som i kraftutvekslingsavtalene med Tyskland og Nederland (se nedenfor) skal den kortsiktige utvekslingen mellom Norge og Danmark baseres på børs-/kraftprisen i Norge og marginalkostnaden ved kraftproduksjon i Danmark. Selv om det ligger inne en fastkraftleveranse i ELSAM-avtalen på 1,5 TWh/år, viser erfaringene fra 1996 at dette har liten betydning for den faktiske kraftutvekslingen. Den vil i hovedsak følge pris- og kostnadsforholdene i landene. Det er grunn til å tro at dette vil være tilfelle også i kraftutvekslingen over de nye kablene til kontinentet.

Avtalen mellom Statkraft SF og det tyske kraftselskapet PreussenElektra AG innebærer en eksportforpliktelse av kraft til Tyskland på omlag 2 TWh per år, primært på dagtid. I tillegg forplikter partene seg til å benytte ledig overføringskapasitet til å utveksle kraft i henhold til prisen i det norske kraftmarkedet og de marginale kostnadene i PreussenElektras system. Den kortsiktige utvekslingen åpner for import eller eksport på inntil 6,5 TWh per år. Utvekslingen av kraft starter fra 1. oktober 1998 (400 MW) via deler av kablene til Danmark og gjennom det danske nettet, og fra 2003 også via en ny 600 MW kabel mellom Norge og Tyskland.

Avtalen mellom Norsk Krafteksport AS (hvor Statkraft er medeier) og det nederlandske kraftselskapet SEP (se 9.6.3) omfatter en norsk forpliktelse om å stille til disposisjon toppkraftleveranser på i overkant av 2 TWh per år. Videre har SEP opsjon på å eksportere, og de norske avtalepartnerne rett til å importere 0,6 TWh per år. Hele kabelens kapasitet skal benyttes til kortsiktig utveksling av kraft i henhold til prisene i det norske kraftmarkedet og de marginale kostnadene i kraftproduksjonen i Nederland. En ny 600 MW kabel skal legges mellom de to landene. Avtalen trer i kraft i 2001 og har en varighet på 25 år.

Avtalen mellom EuroKraft Norge AS og tyske EST (EuroStrom Trading GmbH) omfatter en energinøytral kraftutveksling på inntil 3 TWh årlig (1,5 TWh i hver retning). I tillegg til denne utvekslingen skal EuroKraft eksportere 0,5 TWh per år. Resterende kapasitet i kabelen skal benyttes til kortsiktig utveksling. Utvekslingen skal skje via en ny 600 MW kabel mellom Norge og Tyskland. Kabelen skal settes i drift senest 1. januar 2003. Avtalens varighet er 25 år.

De tre nye kablene vil øke overføringskapasiteten mellom Norge og Tyskland og Nederland med 1800 MW. Dette innebærer at Norge vil ha en betydelig overføringskapasitet mot utlandet i forhold til produksjonskapasiteten. Dette vil innebære en betydelig sikkerhet for den norske kraftforsyningen, samtidig som prisutviklingen i Norge i enda mindre grad enn i dag vil være avhengig av klimatiske forhold. Kraftutvekslingen bidrar dermed til en mer stabil prisutvikling.

8.3 Dagens avgifter i kraftforsyningen

Kraftproduksjonen i Nord-Europa er i liten grad avgiftsbelagt. CO2-avgifter på finsk kraftproduksjon ble fjernet i 1997 og ble erstattet med avgifter på elforbruket. Fram til 1998 var det avgift på kraftproduksjon i Norge. Den nye kraftverksbeskatningen innebærer at produksjonsavgiften på elektrisitet bortfaller for alle kraftforetak, og at det i stedet innføres en grunnrenteskatt.

I Sverige er det en avgift på kjernekraftproduksjon på 3,25 øre/kWh inklusive avgift for brenselshåndtering. Avgiften kan variere noe mellom kraftverkene, og den oppgitte avgiften angir et gjennomsnitt.

Innenfor energiområdet har det vært vanligere å legge avgifter på forbruk enn på produksjon. En nærmere drøfting av avgifter (med utgangspunkt i norske forhold) er gitt i 16.1. Husholdningene er gjennomgående belastet med høyere avgifter enn industrien, se tabell 8.2.

Tabell 8.2 Avgifter på elforbruk i de nordiske land 1998. øre/kWh (brutto)

Husholdninger Industri
Danmark 50,0 5,0
Finland 4,2 2,3
Norge 5,75
Sverige 13,8

Kilde: Nordel, ECON, Finansdepartementet

At forbruksavgiftene er vesentlig lavere for industrien enn for husholdningene, er begrunnet i hensynet til sysselsettingen og hensynet til industriens konkurranseevne i forhold til andre land. I Norge og Sverige er det også en viss geografisk differensiering i avgiftene, noe som gjenspeiler distriktspolitikkens betydning i disse landene.

Den høye avgiften til husholdninger i Danmark består av energiavgift (40 øre/kWh) og CO2-avgift (10 øre/kWh). Industrien i Danmark er fritatt for energiavgift men betaler generelt halv CO2-avgift på elforbruk. Det er ulike ordninger for ulik bruk og ulik industri, så noen betaler mer en 5 øre/kWh og andre mindre.

I Norge er elektrokjeler med brenselsfyrt reserve og forbrukere i Nord-Troms og Finnmark fritatt for elavgiften. I tillegg har industri, bergverk og veksthusnæringen fullt fritak for avgiften. Fjernvarme i Sverige er avgiftsbelagt med omlag 10 øre/kWh.

Det er stor usikkerhet knyttet til utviklingen i framtidige avgifter på energiområdet i Europa. Oppfølgingen av Kyoto-avtalen vil blant annet kunne få stor betydning for utformingen av avgiftene. Forhandlinger om og tiltak for å begrense CO2-utslipp er nærmere omtalt i kapittel 12.

8.4 EUs energipolitikk og EØS-avtalen

8.4.1 EUs forslag til minimumsavgifter

EU-Kommisjonen har kommet med et nytt forslag til direktiv for minimumsavgifter på ulike energiprodukter (1997). Forslaget innebærer dels innføring av nye minimumsavgifter for energibærere som gass, kull og elektrisitet, og dels heving av eksisterende minimumsavgifter, for eksempel på mineralolje brukt til oppvarming. Forslagene gjelder også drivstoff, men i det følgende vil vi begrense oss til å omtale energi til stasjonært bruk.

Forslaget må ses på bakgrunn av EU-kommisjonens forslag til kombinert CO2-/energiavgift fra 1992, som strandet på motstand fra medlemslandene. Det er EUs finansministere som har hovedansvaret for behandlingen av denne saken, som vil ha klare konsekvenser både for energipolitikk og miljøpolitikk.

Det er flere årsaker til at Kommisjonen ønsker å bringe fram dette forslaget. Blant annet nevnes:

  • Styrke enheten i det indre markedet og bidra til økt liberalisering av energimarkedene, ikke minst når det gjelder naturgass og elektrisitet

  • Redusere vridningene som i dag eksisterer ved at samme energiprodukt beskattes ulikt i forskjellige land

Systemet med minimumsavgifter var opprinnelig tenkt innført i tre trinn med virkning fra 1. januar 1998 og siste heving av avgiftene 1. januar 2002. Startpunktet ble imidlertid ikke realisert.

Forslaget åpner for diverse unntaksordninger, blant annet for:

  • Energiprodukter nyttet som råstoff i prosessindustrien

  • Fornybare energikilder

  • Naturgass i en tiårs-periode for land som ikke har et «modent gassmarked» (gjelder for eksempel Norden)

Videre er avgiftene på elektrisitet forutsatt lagt på forbruket og ikke på produksjonen. Ut fra et miljøsynspunkt ville for eksempel karbongraderte avgifter på produksjonen (evt. på forbruk av brensler i kraftproduksjon) vært mer hensiktsmessig, se diskusjon i 16.1. Bakgrunnen for at avgiftene skal legges på forbruket, er at dette vil sikre at avgiftsinntektene tilfaller forbrukslandene og ikke produsentlandene. For å kompensere for at forbruksavgifter har dårligere treffsikkerhet i miljøsammenheng enn produksjonsavgifter, vil Kommisjonen tillate medlemslandene å innføre tilleggsavgifter på brensler i kraftproduksjon knyttet til miljøkonsekvensene av å bruke brenselet.

Kommisjonens tidligere forslag om å innføre CO2-avgifter er ikke inkludert i det foreliggende forslaget. Forslaget gjelder minimumsavgifter, det vil si at medlemslandene står fritt til å ha høyere avgifter enn minimumssatsene.

Forslaget innebærer at avgiftene på oljeprodukter øker relativt lite, mens naturgass og kull, som fra før har lave avgifter, får betydelig høyere avgifter. Det foreslås blant annet en avgift på naturgass til oppvarming på minimum 20 øre/Sm3. For både naturgass og kull forverres dermed konkurranseevnen i forhold til olje.

For å oppnå optimale effekter på CO2-utslipp bør energiavgifter være karbongraderte, det vil si at avgift graderes etter hvor store utslipp av CO2 bruk av energibæreren medfører. En omregning av Kommisjonens forslag til avgifter per enhet utslipp av CO2 (for eksempel. kroner/tonn CO2), gir følgende resultater:

  • Avgiftene på brenslene vil være høyere til direkte bruk i oppvarming enn til kraftproduksjon 1. Dette gjelder særlig for kull.

  • Til oppvarming vil kull ha den laveste avgiften, og naturgass vil ha den nest høyeste avgiften (lavere enn lett fyringsolje og høyere enn tung fyringsolje). Naturgass vil ha en avgift som er om lag 35 prosent høyere avgiften på kull.

  • Til kraftproduksjon vil avgiften for naturgass være om lag dobbelt så høy som avgiften for kull

Avgiftene vil dermed gi en miljømessig uheldig vridning i retning av kraftproduksjon framfor direkte bruk til oppvarming og i retning av bruk av kull framfor naturgass, både til direkte oppvarming og til kraftproduksjon. Det kan stilles spørsmål om Kommisjonens forslag vil være egnet som virkemiddel i oppfølgingen av Kyoto-avtalen.

Reaksjonene på Kommisjonens forslag til energiavgifter har vært ulike. Siden skatte- og avgiftsspørsmål ikke er en del av det indre markedet, krever forslaget enstemmighet blant medlemslandene for å bli vedtatt. Per i dag er det usikkert når saken blir behandlet ferdig og når avgiftssystemet eventuelt kan forventes å tre i kraft.

EU-kommisjonens forslag til energiavgifter og konsekvenser for Norge

EUs regelverk på skatte- og avgiftssektoren er ikke en del av EØS-avtalen. Dette innebærer at EU-Kommisjonens forslag til avgifter på energiområdet ikke har direkte føringer for Norge, og Norge er følgelig heller ikke juridisk forpliktet til å tilfredsstille minimumssatsene. De fleste avgiftene i Norge i dag er imidlertid høyere enn de foreslåtte minimumssatsene.

Avgiftsforslaget, hvis det blir realisert, kan imidlertid påvirke Norge på ulike måter:

  • Avgiftene kan bidra til å svekke den relative konkurranseposisjonen i markedet for vår energieksport

  • Avgiftene kan via reduserte råolje- og gasspriser bidra til å redusere vår petroleumsformue

  • Avgiftene kan påvirke hvordan vi, blant annet ut fra konkurranseforhold, på en fornuftig måte kan innrette vårt eget avgiftssystem

Kommisjonens forslag til avgifter vil innebære at naturgassens konkurranseposisjon mot olje forverres. Via prisrevisjoner mellom selger og kjøper av gassen vil den reduserte konkurranseevnen mot olje gjenspeiles i lavere priser for selgerne. Dette betyr i så fall lavere gasspriser til gassprodusentene og en overføring av inntekt fra produsent- til konsumentland. Resultatet kan bli en betydelig reduksjon i inntektene fra gasseksporten.

8.4.2 EØS-avtalen og energisektoren

EØS-avtalen trådte i kraft 1. januar 1994. Målet med EØS-avtalen er å skape ensartede regler som har betydning for markedene i hele EØS-området basert på felles regler og likeverdige betingelser for konkurranse. Gjennom EØS-avtalen er EFTA-landene del av EUs indre energimarked og tar også del i energisamarbeid på andre felter som ikke direkte er en del av det indre markedet, som for eksempel forskning- og utvikling, enøk og fornybare energikilder. Norge påvirkes derfor av EUs initiativer og beslutninger på energiområdet.

Energisektoren i EU er kjennetegnet ved nasjonale særtrekk i form av ulike eierskapsløsninger, ulike produksjonsformer og ulike tilnærminger i politikk-utforming. På elektrisitetsområdet har bilaterale og regionale løsninger vært typiske (f. eks. det nordiske kraftmarkedet).

Tradisjonelt har energiforsyningssikkerhet vært ansett som det viktigste formålet med energipolitikken, og arbeidet internt i EU har vært preget av at vedtak om tiltak har vært fattet med enstemmighet. For de fleste EU-land har det i denne diskusjon vært viktig å framheve at subsidiaritet 2 bør være det bærende prinsipp på energiområdet. EU har dermed ikke definert en felles overordnet energipolitikk for alle landene. Innenfor disse fleksible rammene har det likevel vært en utvikling mot felles løsninger på noen områder, for eksempel felles regler for markedene og utvikling av felles minstestandarder og merking på noen produktområder.

Gjennom EØS-avtalen vil Norge også påvirkes av hvordan primærlovgivning anvendes og tolkes i EU. Dette regelverket er identisk for EFTA og EU, og eventuelle rettsavgjørelser internt i EU vil kunne få konsekvenser for tolkninger og rettslig praktisering i EFTA-pilaren gjennom EFTAs overvåkingsorgan ESA. Aktuelle områder på energi vil være regler for eksport/import, statsstøtterregler og konkurranseregler. Hittil har domstolsavgjørelser ut fra primærretten ikke i nevneverdig grad påvirket hvordan enkeltland i EU/EØS har innrettet seg på energiområdet.

På energi- og miljøområdet, og spesielt i forhold til klimapolitikk, er det et tett samarbeid internt i EU. EU opptrer med én stemme i de globale klimaforhandlingene og har også en felles klimapolitisk målsetting kombinert med en intern differensiering. I følge Kyoto-protokollen skal EU redusere utslippene av klimagasser til 8 prosent under 1990-nivå i forpliktelsesperioden 2008 til 2012.

Norge deltar i samarbeidet med EU med utviklingen av felles klimapolitiske instrumenter og programmer som SAVE, ALTENER og JOULE-THERMIE, uten at vi er en del av deres felles mål eller den interne byrdefordelingen.

8.4.3 Energimarkedet i EØS-området

EU-Kommisjonen har siden 1988 vurdert det som viktig å integrere energi- og elektrisitetsmarkedene som en del av strategien for det indre marked. Målet for Kommisjonen har vært et mer åpent elektrisitetsmarked, hvor elektrisitet i større grad sidestilles med andre varer. Forskjellige tilnærminger har blitt brukt i en slik strategi. Alle disse vil ha konsekvenser for Norge gjennom EØS-avtalen.

Direktivet om felles regler for det indre elektrisitetsmarked

Felles regler for det indre elektrisitetsmarked ble endelig vedtatt i Rådet den 19. desember 1996. Etter dette vedtaket trådte dermed direktivet i kraft for EU-landene som planlagt den 19. februar 1997. Direktivet innebærer en begrenset og gradvis markedsåpning. Innad i EU har denne beslutningen blitt oppfattet som et vesentlig skritt mot et mer åpent elektrisitetsmarked i EU, selv om bestemmelsene går vesentlig kortere enn de som er implementert i både Norge og Sverige.

De praktiske konsekvenser av direktivet for elektrisitetsmarkedet i hele EØS-området kan først vurderes når en ser hvordan direktivet implementeres i lovgivningen for de enkelte landene. Nedenfor følger noen vurderinger av momenter som påvirker utviklingen i kraftmarkedet i EU/EØS i lys av direktivet.

Bestemmelsene for offentlige tjenesteforpliktelser innebærer at myndighetene har anledning til å pålegge selskaper visse oppgaver av allmenn økonomisk betydning. Dette kan være av hensyn til forhold som energiforsyningssikkerhet, regularitet, pris, kvalitet og miljøbeskyttelse.

Kravene til markedsåpning som stilles, går vesentlig kortere enn det som opprinnelig var ambisjonen fra Kommisjonens side. Dette reflekteres ved at direktivet aksepterer svært ulike modeller for markedsadgang:

  • Forhandlet tredjepartsadgang (TPA); I dette systemet vil elektrisitets- produsentene kunne selge kraft og slutte kontrakter direkte med berettigede konsumenter, men vil måtte forhandle om adgang til overføringssystemet med systemoperatør for å få transportert kraften. Retningsgivende tariffer for bruk av overføringssystemet skal offentliggjøres innenfor prosedyrene til dette systemet.

  • Regulert tredjepartsadgang; Dette skiller seg fra forhandlet TPA ved at det er obligatorisk systemadgang basert på kjente faktiske tariffer. Dette er en modell som likner mer på den norsk/svenske markedsorganiseringen.

  • Enekjøpermodellen (single buyer system); Modellen innebærer at all elektrisitet som kjøpes og selges innen det enkelte land eller landområdet som enekjøperen dekker, må gå gjennom enekjøper. Enekjøperen vil få en kjøpsforpliktelse i forhold til kraftkontrakter inngått mellom forbrukere og produsenter innen/utenfor landet eller landområdet, men kan nekte å transportere ut fra hensyn til overføringskapasitet eller offentlige tjenesteforpliktelser. Transporttariffene skal være kjente.

Implementering av eldirektivet. Konsekvenser for kraftmarkedet i Europa

Selv om direktivet går vesentlig kortere i dets minimumskrav enn den norsk-svenske markedsorganiseringen, representer implementeringen en stor utfordring for mange av EUs medlemsstater. En full liberalisering av kraftmarkedet i EU kan ta lang tid.

Etter vedtak om eldirektivet er reformer tydeliggjort kun i et begrenset antall land, primært i Nord-Europa (Sverige, Finland, Nederland, Storbritannia og Spania). I mange land er det fremdeles uklart hvilke modeller som skal velges. For våre tilgrensende markeder gjelder dette primært Tyskland hvor det pågår en debatt om markedsorganisering.

Følgende forhold representerer barrierer for en liberalisering av kraftmarkedet i EU:

  • Prisutjevning forhindres av beskyttelsesmekanismer i direktivet og fravær av tredjepartsadgang med punkttariffer på tvers av grensene

  • Beskyttelsesmekanismer i forbindelse med kombinert kraft-/varmeproduksjon og interne primærenergikilder

  • Selskaper kan pålegges offentlige tjenesteforpliktelser for å ivareta allmenne økonomiske interesser

  • Vertikalt integrerte nasjonale monopoler kan bestå innenfor enekjøpermodellen

  • Selskapsmessig konsentrasjon kan gi konkurranse mellom nasjonale og regionale enheter (framfor lokale)

  • Direktivet legger ikke opp til utskilling av de funksjoner som knytter seg til drift- og systemansvar

EU-Kommisjonen har reist traktatbruddssøksmål mot enkelte medlemsstater på energiområdet. Viktig i så henseende er Kommisjonens søksmål mot Nederland, Frankrike, Italia og Spania, for å få kjent deres respektive nasjonale monopolordninger knyttet til import og eksport av elektrisitet og gass ulovlige.

EU-domstolen avsa dom i disse sakene høsten 1997, med det resultat at Kommisjonen tapte alle søksmålene og ble idømt saksomkostninger. Dommene representerer et klart tilbakeskritt i Kommisjonens bestrebelser på å etablere et indre marked for energi, men behøver ikke å bety at Kommisjonen må oppgi sin todelte strategi om bruk av både primærlovgivningen og harmoniseringstiltak. Dommene innebærer at lovligheten av de angjeldende monopolordninger fremdeles kan vurderes etter primærlovgivningen.

Elektrisitetsdirektivet og konsekvenser for Norge

Ved vurdering av elektrisitetsdirektivet har Norge lagt vekt på beskyttelse av landets naturressurser og ønsket om en effektiv kraftutveksling med utlandet. Direktivet vil ikke føre til endringer i muligheter til å forvalte norske vannkraftressurser på en samfunnsmessig forsvarlig måte. Gjennom rammeverket for elektrisitetssektoren kan Norge ivareta oppgaver av allmenn økonomisk betydning (offentlige tjenesteforpliktelser) og en effektiv kraftflyt og krafthandel. Norges rammeverk er i tråd med direktivet og dets intensjoner.

Det vil derfor ikke være nødvendig å foreta endringer av rammeverket som følge av direktivet. Vårt konsesjonssystem med forkjøpsrett, hjemfall og konsesjonsvilkår som ivaretar hensynet til statlig styring og kontroll av kraftforsyningen og miljøhensyn kan beholdes uten endringer.

I organiseringen av det innenlandske markedet har Norge gått lenger enn det som framgår av direktivets minstekrav til markedsåpning. Norge ligger også klart foran det tidsskjema det legges opp til for gradvis markedsåpning. Rammebetingelsene er imidlertid forskjellige i de ulike landene, og det er ikke forventet at direktivet i første omgang vil føre til en vesentlig konvergens mellom landene.

Norge har i de løpende EØS- konsultasjoner lagt vekt på at en sikrer likeverdighetshensyn i kraftutvekslingen mellom land som velger ulike modeller for markedsorganisering. Land som har åpnet sine markeder mer enn andre i EØS-området (som Norge, Sverige, Finland og Storbritannia), har framført dette i prosessen fram mot et endelig direktiv. Fra norsk side har det i møter med Kommisjonen også vært pekt på at et kraftdirektiv ikke må legge hindringer for å videreutvikle et effektivt nordisk kraftmarked. Norges handelsrelasjoner mot EU på kraftområdet er fastlagt innenfor det felles norsk-svenske markedet og gjennom inngåtte kraftutvekslingsavtaler mellom norske selskaper og kraftselskaper på kontinentet.

8.4.4 Arbeidet med utvikling av energimerking og standarder på enøkområdet.

En viktig del av arbeidet på enøk-området innen rammen av EU-EØS samarbeidet er å videreutvikle reglene for energimerking og kravene til energiforbruk i tilknytning til husholdningsapparater.

Direktiv 92/75/EØF er et såkalt rammedirektiv og omfatter en rekke husholdningsapparater som kjøleskap og dypfrysere og kombinasjoner av slike, vaskemaskiner og tørketromler og kombinasjoner av slike, oppvaskmaskiner, stekeovner, vannvarmere og varmtvannsbeholdere, lyskilder og klimaanlegg o.a. De nærmere bestemmelsene for hver enkelt apparat-type fastsettes i såkalte gjennomføringsdirektiver. Direktiver som innlemmes i EØS-avtalen, implementeres i Norge ved forskrifter.

Norge er bundet av EØS-avtalen, herunder prinsipper om at det ikke skal forekomme diskriminering på bakgrunn av nasjonalitet, og at standarder og tekniske spesifikasjoner ikke skal brukes som virkemiddel for å utelukke eller begrense internasjonal konkurranse. Norge kan i utgangspunktet operere med egne regler, men spillerommet avgrenses av EØS-avtalen og prinsippene nevnt ovenfor.

8.4.5 Deltakelse i aktuelle energiprogrammer

Norge ble i 1996 med i programmene SAVE (enøk) og ALTENER (fornybare energikilder) innen rammen av EØS-samarbeidet. Dette skjedde gjennom en utvidelse av samarbeidet utenfor de fire friheter og en ny artikkel i EØS-avtalen om samarbeid innenfor energiprogrammer og miljørelaterte energiaktiviteter. SAVE II-programmet løper fra 1996 til år 2000 og skal bidra til et hevet kunnskapsnivå innen energiøkonomisering ved hjelp av informasjon, opplæring, oppbygging av nettverk, infrastruktur og lovgivning.

ALTENER II -programmet som nå ligger til behandling i Rådets organer, legger opp til en fortsettelse av satsningen for å fremme fornybare energikilder. Det legges opp til en fortsettelse etter hovedlinjene fra det løpende ALTENER-programmet, med en viss styrking av de elementer som går på investeringssiden og en utvidelse av programmet til å omfatte assosierte land i Sentral-/Øst-Europa.

Det legges opp til en videre satsning på informasjon, kompetanseutvikling, nettverksbygging/informasjonsspredning og målrettede tiltak mot utvalgte fornybare teknologier. Fra norsk side tas det sikte på fortsatt deltakelse.

Som en del av EØS-avtalen, er Norge fullt med i EUs fjerde rammeprogram som løper fra perioden 1994-1998. På energiforskningssiden deltar vi i JOULE-THERMIE som er EU-program for ikke-nukleær energi. Programmet er delt inn i en forskningsdel (JOULE) og en demonstrasjonsdel (THERMIE).

Erfaringene med vår deltakelse i programmene ALTENER, SAVE og JOULE-THERMIE har vært positive, og har utgjort viktige supplement til de nasjonale satsningene. EØS-samarbeidet i prosjekter som knytter seg til fornybare energi, enøk og energiteknologi, er en svært god mulighet for norske aktører til å knytte allianser og nettverk på tvers av landegrensene. Deltakelsen knytter også Norge tettere opp til samarbeid med EU når de gjelder operativ politikk på klimaområdet.

8.5 Perspektiver for Norge i et Nord-Europeisk energimarked - prisutviklingen på elektrisitet

Som nevnt innledningsvis i dette kapitlet, vil prisutviklingen på energi i Nord-Europa i større grad enn tidligere påvirke norske energipriser og vil dermed være en sentral faktor i vurdering av den framtidige norske energi- og kraftbalansen. Prisene gir viktige signaler til forbruket og er også sentrale i vurderingen av lønnsomheten til ny energitilgang, for eksempel når det gjelder alternative energikilder.

Gjennom overføringsforbindelsene mellom Norge og nabolandene vil produksjonskostnadene ved kraftproduksjon i disse landene være bestemmende for prisnivået på elektrisitet i Norge. Prisforskjeller (som overstiger transportkostnadene i overføringsforbindelsene) vil oppstå ved begrensninger i overføringskapasiteten (flaskehalser). Med den store overføringskapasiteten mellom Norge og nabolandene når de tre nye kablene er i drift, vil flaskehalser sannsynligvis oppstå relativt sjelden.

I vurderingen av prisutviklingen på elektrisitet i Nord-Europa er følgende faktorer sentrale:

  • Graden av liberalisering

  • Kostnadene ved ny produksjonskapasitet

  • Avgiftspolitikken

Som omtalt tidligere i dette kapitlet, er det stor usikkerhet knyttet til takten i og graden av liberaliseringen av det europeiske kraftmarkedet. Siden det er overkapasitet i det europeiske produksjonssystemet, vil sannsynligvis en liberalisering på kort sikt føre til et fall i prisen på elektrisitet. Dette vil gi impulser til lavere priser i Norge. Lavere elpriser i Europa vil imidlertid bidra til økt etterspørsel. Den økte etterspørselen vil føre til at overkapasiteten reduseres og trekke i retning av økte priser igjen. På lengre sikt er det kostnadene ved å investere i ny produksjonskapasitet som vil bestemme prisnivået.

Kostnadene ved ny produksjonskapasitet er usikre. Usikkerhetene er i første rekke knyttet til brenselpriser, avgifter og kostnader knyttet til selve produksjonsteknologiene. For eksempel kan en liberalisering av gassmarkedet føre til redusert pris på naturgass og derved lavere produksjonskostnader for gasskraft. Andre faktorer som for eksempel rentenivå og tomtepriser vil også være av betydning.

Som omtalt ovenfor, er det også stor usikkerhet knyttet til den framtidige avgiftspolitikken i Europa. Forslaget til avgifter fra EU-Kommisjonen (se 8.4) vil i liten grad direkte påvirke prisen på elektrisitet. De foreslåtte forbruksavgiftene kan trekke i retning av redusert etterspørsel og dermed noe lavere produsentpriser. Avgifter som i større grad er innrettet mot reduksjon av forurensende utslipp fra kraftproduksjon, som brensels-/produksjonsavgifter, vil direkte øke produksjonskostnadene og bidra til høyere priser også for forbrukerne. Produksjonsavgifter på kraftproduksjonen i Europa vil gjøre importert kraft dyrere og øke eksportprisen på norsk kraft og dermed også bidra til økte priser i Norge.

Oppsummert er det stor usikkerhet knyttet til den framtidige prisutvikling for elektrisitet i Nord-Europa og Norge. Ut fra betraktningene ovenfor er det likevel ikke urimelig å forvente en viss prisstigning på elektrisitet i Norge fram mot 2020. En prisstigning på elektrisitet i Norge via produksjonskostnadene i Europa, vil blant annet bidra til:

  • Dempet vekst i elforbruket

  • Økt lønnsomhet for ny fornybar produksjonskapasitet

  • Økt verdi på den eksisterende vannkraften

9 Energiforsyningen i noen utvalgte land i Nord-Europa

9.1 Innledning

I dette kapittelet gis en presentasjon av energimarkedene i de nordiske landene utenom Norge og Island, og i noen utvalgte nord-europeiske land forøvrig. Utvalget er gjort ut fra en vurdering av hvilke land som er og vil bli viktige for utviklingen i den norske og nordiske energi- og kraftbalansen, se kapittel 8. På denne bakgrunn omtales energimarkedene i Sverige, Danmark, Finland, Tyskland, Nederland, Polen og de baltiske landene.

9.2 Sverige

9.2.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Stasjonært energiforbruk i Sverige har vokst betydelig fra 1970 til 1996. Samlet for hele perioden vokste det stasjonære energiforbruket med 30 prosent. Elforbruket har i samme periode vokst med mer enn 100 prosent. Veksten i elforbruket var særlig sterk i første del av 1980-årene, da flere store kjernekraftverk startet opp og elektrisitet ble mer utbredt som kilde til oppvarming. Fra midten av 1980-tallet ble veksten i elforbruket dempet.

Elektrisitet utgjør nå 40 prosent av samlet stasjonært energiforbruk, se figur 9.1. Både denne andelen og forbruksnivå per innbygger er høyt i internasjonal sammenheng. Dette skyldes både høyt elforbruk til oppvarmingsformål og et stort innslag av kraftkrevende industri, særlig treforedling. Elektrisitetens andel er noe høyere i husholdningene og øvrig næringsvirksomhet enn i industrien. I industrien er andre energikilder dominerende, først og fremst olje, men også kull, gass og biomasse.

Sverige har også et betydelig stasjonært forbruk av bioenergi. I 1996 var det svenske forbruket av biobrensler (inkludert torv) i underkant av 70 TWh. Om lag 60 prosent av forbruket skjer i industrien, i første rekke skogindustrien, mens i underkant av en fjerdedel benyttes i fjernvarmeproduksjon. I tillegg kommer forbruket av bioenergi, først og fremst i form av helved og flis, i boliger.

Figur 9.1 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Sverige. 1995. TWh og prosent

Figur 9.1 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Sverige. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Samlet netto elforbruk i 1996 var 131 TWh. Husholdningene sto for i overkant av 30 prosent av forbruket, mens industriens andel var 40 prosent.

Kraftproduksjon

Kraftproduksjonen i Sverige er på omlag 140 TWh per år. Kraftproduksjonen kan variere fra år til år, først og fremst avhengig av nedbørsforhold og tilsig av vann til elver og kraftmagasiner og revisjoner i kjernekraftverk. Kjernekraft og vannkraft er de to viktigste formene for kraftproduksjon med tilsammen omlag 90 prosent av den totale kraftproduksjonen. Figur 9.2 viser hvordan kjernekraft- og vannkraftproduksjon varierer mot hverandre og dermed utjevner totalproduksjonen. I år med lave tilsig og lav vannkraftproduksjon er kjernekraftproduksjonen høy og motsatt. Resten av kraftproduksjonen er basert på fossile brensler.

Vannkraftverkene er i hovedsak lokalisert i de nordlige delene av landet, mens kjernekraftverkene er lokalisert nær de folkerike områdene i sør. Før kjernekraften kom inn for fullt på 1980-tallet, utgjorde kondenskraft basert på olje en relativt stor andel av kraftproduksjonen. Den er nå redusert til omlag 5 TWh i årlig produksjon. Øvrige brensler har hatt en tilvekst de siste ti årene, men er av relativt beskjedent omfang sett i forhold til vann- og kjernekraften. Det har også vært en viss vekst i kombinert produksjon av kraft og varme. Kraftvarmeverkene knyttet til fjernvarmenettet har en kapasitet i produksjon av kraft på knappe 8 TWh per år. Samlet varmetilførsel utgjør nå 13 prosent av samlet stasjonært energiforbruk.

Figur 9.2 Historisk utvikling i kraftproduksjonen etter kraftverkstyper i Sverige. TWh

Figur 9.2 Historisk utvikling i kraftproduksjonen etter kraftverkstyper i Sverige. TWh

Kilde: IEA, ECON

Oljekondensverkene har en teoretisk maksimal produksjonsevne på 20 TWh per år. Dels fordi de aktuelle verkene er gamle, og dels på grunn av maksimalgrenser for miljøutslipp, er den praktiske produksjonsevnen bare på omlag 10 TWh.

Priser

Priser på elektrisitet til husholdningene ligger noe høyere i Sverige enn i Norge, noe som skyldes høyere avgifter i Sverige enn i Norge. Prisene til husholdningene i Sverige viste en økende tendens på slutten av 80-tallet, men har siden hatt et relativt stabilt forløp, se figur 9.3. I industrien derimot var det relativt stabile priser fram mot 1993, da det var et fall på 5 øre/kWh. De årvisse endringene som framkommer i kurvene på figuren skyldes dels skatteendringer, og dels variasjoner i overføringstariffene.

Figur 9.3 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Sverige i 1996-priser. Norske øre/kWh

Figur 9.3 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Sverige i 1996-priser. Norske øre/kWh

Kilde: IEA, NORDEL, ECON

Krafthandel

Sverige er en integrert del av det nordiske kraftmarkedet med gode overføringsforbindelser til de andre nordiske landene. Handelen med de omkringliggende landene varierer betydelig mellom årene, og er i stor grad påvirket av tilsigsvariasjonene i vannkraftsystemet. Tradisjonelt sett har Sverige hatt nettoeksport av kraft til Finland og Danmark og nettoimport av kraft fra Norge. I det våte året 1995 hadde Sverige en nettoeksport på 1,7 TWh, mens landet i tørråret 1996 hadde en nettoimport på hele 6,1 TWh. I 1996 var det særlig stor kraftimport fra Danmark, samtidig som det var en betydelig nettoeksport til Norge. I 1997 hadde Sverige en nettoeksport på 2,7 TWh.

Det er også blitt bygget en høyspent sjøkabel på 600 MW til Tyskland. Foreløpig er imidlertid bruken av denne begrenset på grunn av lokale nettbeskrankninger på tysk side. Disse regner man imidlertid med at blir fjernet innen kort tid.

Kraftbalansen framover

Energi- og elforbruket forventes å få en betydelig lavere veksttakt de neste tiårene sammenlignet med gjennomsnittet fra 1970 og fram til i dag. NUTEK (Nærings- och teknikutvecklingsverket) anslår at elforbruket vil vokse til 156 TWh i 2020 mot 132 TWh i 1993. Dette tilsvarer en årlig gjennomsnittlig vekst på 0,6 prosent.

Framskrivingene til NUTEK bygger på en antagelse om en gjennomsnittlig vekst i bruttonasjonalproduktet som er klart lavere enn veksten de siste 25 år. Prisene på energi ventes å stige jevnt i hele perioden. Framskrivingene bygger også på antagelser om strukturelle endringer i industrien og i husholdningenes energiforbruk som vil bidra til lavere vekst. En økning i oppvarmingsbehovet vil sannsynligvis bli mer enn oppveid av energieffektivisering og overgang til andre energiformer enn elektrisitet. På den annen side vil vekst i bruk av apparater som krever elektrisitet, virke i motsatt retning, og i noen grad motvirke tendensen i retning av redusert elforbruk.

Behovet for ny kapasitet for kraftproduksjon i Sverige er helt avhengig av takten i og omfanget av kjernekraftsavviklingen. Figur 9.4 viser gapet som må tettes, gitt NUTEKs etterspørselsprognose, hvis all kjernekraft er avviklet i 2020.

Figur 9.4 Utvikling i etterspørsel og produksjonskapasitet i Sverige (1993-2020). TWh

Figur 9.4 Utvikling i etterspørsel og produksjonskapasitet i Sverige (1993-2020). TWh

Kilde: ECON

Det er få konkrete planer for utvidelse av produksjonskapasiteten. Imidlertid er overføringskapasiteten til Finland styrket, og byggingen av en ny 600 MW sjøkabel til Polen planlegges. Kraftbalansen kan styrkes noe gjennom økt satsing på enøk og substitusjon mot bruk av varme. Vindkraft og særlig bioenergi kan også bidra. Miljøpolitiske argumenter taler mot kull. Med en helt eller delvis utfasing av kjernekraft kan det derfor ligge an til økt markedsandel for gass i det svenske energisystemet. Sveriges framtidige energisituasjon er også omtalt under avsnittet om energipolitikk og reguleringer.

9.2.2 Miljøutslipp fra kraftproduksjon

I forhold til andre land utgjør utslippene fra kraftsektoren i Sverige en svært beskjeden andel av de totale utslippene. Årsaken er at mesteparten av kraftproduksjonen kommer fra vannkraft eller kjernekraft, som er uten utslipp til luft. I år med høy produksjon i oljekondensverkene vil utslippene fra kraftsektoren øke vesentlig. Fra 1990 til 1994 var det en betydelig reduksjon i utslippene av både SO2 og NOx, mens CO2-utslippene var mer stabile. I 1996 var det en betydelig økning av CO2-utslippene fra kraftproduksjonen på grunn av økt produksjon i oljekondensverkene som følge av svikten i vannkraftproduksjonen.

9.2.3 Foretaksstruktur og eierskap

Den svenske kraftsektoren er preget av sterk konsentrasjon på produksjonssiden. Syv foretak står for over 90 prosent av produksjonen. Statseide Vattenfall AB er den dominerende aktøren med 55 prosent av samlet produksjon. Andre betydelige aktører er Sydkraft, Gullspång, Graninge og Stockholm Energi.

Vattenfalls strategi har de siste årene vært rettet mot å øke markedsandelen i distribusjon. Ytterligere vekst i produksjon av kraft er problematisk av konkurransemessige hensyn. Selskapet er også aktiv i de øvrige nordiske landene.

Privateide Sydkraft er det nest største selskapet og har også en klar internasjonal profil og strategi, først og fremst gjennom samarbeid med PreussenElektra og Statkraft, som også er store eiere i Sydkraft. Den tredje største selskapet, Gullspång er kontrollert av finske IVO.

En årsak til den store internasjonale interessen for de svenske kraftselskapene er at få andre selskaper er tilgjengelige for salg i den deregulerte nordiske kraftsektoren. Kraftforetakene på Kontinentet forbereder seg på den kommende dereguleringen og er ivrige etter å vinne erfaring i å operere i et konkurranseutsatt marked.

Antallet svenske distribusjonsselskap har blitt sterk redusert de siste 40 årene fra 1 500 i 1957 til 240 i dag. Av de 240 selskapene er 112 kommunale aksjeselskaper, 48 er andelslag, 44 private selskaper, 41 kommunale energiverk og 23 i statlig eie. Rasjonaliseringspotensialene er store, og dagens struktur i distribusjonen regnes ikke for å være effektiv. Et optimalt antall selskaper, ut fra landets geografi og bosettingsmønster, bedømmes gjerne til om lag 50.

9.2.4 Energipolitikk og reguleringer

Den svenske elmarkedsreformen trådte i kraft fra 1996. Det svenske kraftmarkedet ble deregulert i grove trekk etter mønster av den tidligere norske dereguleringen. Krafthandelen mellom Sverige og Norge ble samtidig omorganisert, og Svenska Kraftnät ble deleier sammen med Statnett i den nordiske elbørsen Nord Pool. Det svenske kraftmarkedet ble åpnet for konkurranse for alle kunder. I den forbindelse ble krav om å skille nettdrift fra krafthandel lovfestet.

Foreløpig fungerer ikke konkurransen tilfredsstillende på alle områder. I tillegg til konsentrasjon på eiersiden, er det barrierer for effektiv konkurranse i husholdningsmarkedet. Husholdningene har krav om timesavlesning for å kunne bytte leverandør, og kostnadene ved å installere nytt avlesningsutstyr er så høye at skifte av leverandør normalt ikke vil være lønnsomt. Det er imidlertid innført et tak på utgifter på måleutstyr på 2500 kroner. I Norge er det til sammenligning ikke krav om timesavlesning, idet en gjennomsnittlig forbruksprofil blir lagt til grunn for avregningen. NUTEK har foreslått at kravet om timesavlesning skal tas bort også i Sverige.

Svensk energipolitikk har vært preget av ambisiøse målsettinger som ikke alltid har vært like lette å forene. Følgende hovedmålsettinger kan trekkes fram:

  • Kjernekraften skal avvikles. En reaktor ved Barsebäck skal stenges i 1998. Videre stenges den andre reaktoren i Barsebäck i 2001, under forutsetning av at det finnes tilstrekkelig med erstatningskraft. Når den siste kjernekraftreaktoren i Sverige skal stenges, er ikke fastsatt.

  • CO2-utslippene skal stabiliseres. Sveriges målsetting har vært å stabilisere utslippene i 2000 på 1990-nivå, for deretter å redusere utslippene. En foreløpig intern byrdefordeling i EU ga Sverige muligheten til å øke sine utslipp av klimagasser med 5 prosent fram mot 2008-2012. Denne byrdefordelingen vil bli reforhandlet på grunnlag av forpliktelsene i Kyoto-protokollen, se kapittel 13.

  • De gjenværende uregulerte vassdragene skal vernes. Det er bare lagt opp til en svært beskjeden vannkraftutbygging i årene som kommer.

  • Industrien skal ha konkurransedyktige kraftpriser.

Viktige virkemidler for å oppnå målsettingene omfatter arbeid med effektivisering på forbrukssiden og omstilling av energiproduksjonen. Et omstillingsprogram over syv år til en kostnad på ni milliarder svenske kroner skal settes i gang. Hovedpunktene omfatter blant annet at de store elektrokjelene i fjernvarmen skal avgiftsbelegges kraftig, bruk av kraft til oppvarmingsformål skal reduseres og i stor grad erstattes av fjernvarme, og det skal stimuleres til ny kraftproduksjon basert på alternative brensler. Et hovedspørsmål er likevel om Sverige vil makte en full avvikling av kjernekraften uten en satsing på gasskraftproduksjon.

Den foreslåtte kjernekraftsavviklingen kan i noen grad endre rollene og styrkeforholdet mellom de store aktørene. I følge overenskomsten mellom Regjeringen, Centerpartiet og Vänsterpartiet skal Vattenfall «se til at stengningen av Sydkrafts reaktorer kan skje etter tidsplanen». Dette kan tolkes som om Vattenfall skal erstatte Sydkraft med ny kapasitet. Det er i tilfelle uklart hva slags økonomiske følger dette kan få for Vattenfall. Det legges imidlertid opp til at Vattenfall «aktivt skal medvirke til omstillingen av energisystemet».

9.3 Danmark

9.3.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Samlet stasjonært energiforbruk i Danmark var i 1996 lavere enn i 1970. Forbruket av kraft og varme har derimot vokst betydelig de siste 25 årene og utgjorde i 1995 nær halvparten av det totale stasjonære energiforbruket, se figur 9.5. Veksten i varmeforbruket var særlig sterk på slutten av 1980-tallet da det ble foretatt store investeringer i fjernvarmeanlegg. I 1995 var varmeforbruket i overkant av 16 TWh, mens elforbruket i husholdningene til sammenligning såvidt oversteg 10 TWh. Satsingen på varmeproduksjon i kombinerte kraftvarmeanlegg har bidratt til økt energieffektivitet og dermed til å holde nede samlet stasjonært forbruksnivå.

Figur 9.5 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Danmark. 1995. TWh og prosent

Figur 9.5 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Danmark. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Figuren viser at det direkte brenselforbruket utgjør i overkant av halvparten av det totale stasjonære energiforbruket. En fjerdedel av forbruket dekkes av elektrisitet, mens fjernvarmens andel er en femtedel. Husholdningene står for en relativt stor andel av det totale stasjonære energiforbruket, mens industriens forbruk er lavt sett i nordisk sammenheng.

Elforbruket er omtrent likt fordelt mellom sektorene husholdninger, tjenesteyting og industri. Sammenlignet med Norge og Sverige har Danmark et relativt lavt elforbruk i husholdningene. Høye avgifter på elforbruk i husholdninger og forbud mot nyinstallering av elvarme kan forklare at elektrisitet i liten grad brukes til oppvarming.

Kraftproduksjon

Den danske kraftproduksjonen er i all hovedsak basert på fossile brensler, særlig kull. Inntil 1985 var nær 100 prosent av det primære energiforbruket basert på fossile energikilder, men en systematisk satsing på alternative energikilder, særlig vindkraft, har redusert andelen fossile brensler til omlag 94 prosent. Figur 9.6 viser hvordan oljens andel i kraftproduksjonen har sunket dramatisk, mens naturgassens og vindens andel har økt. Nye store kraftverk har i første rekke vært kombibrenselverk, med kull som primærbrensel og olje som reserve. I den senere tid er også naturgass kommet inn som et alternativ i store kraftverk (Avedøre II og Skærbækværket).

Figur 9.6 Historisk utvikling i kraftproduksjonen etter kraftverkstyper i Danmark. TWh

Figur 9.6 Historisk utvikling i kraftproduksjonen etter kraftverkstyper i Danmark. TWh

Kilde: IEA, ECON

I 1996 utgjorde kullkraft omlag 80 prosent av kraftproduksjonen. Oljekraft (og kraft basert på orimulsjon) utgjorde 11 prosent, mens kraft basert på naturgass, biobrensler og vind samlet sto for 9 prosent av kraftproduksjonen. Desentrale kraftvarmeverker utgjør omlag 10 prosent av den samlede produksjonskapasiteten. Disse verkene fyres med innenlandske brensler som naturgass, biomasse og avfall.

De observerte svingningene i den danske kullkraftproduksjonen de senere årene kan relateres til produksjonsnivået i det norsk-svenske vannkraftsystemet. I årene 1994 og 1996 med relativt lav vannkraftproduksjon var den danske kullkraftproduksjonen høy. Det danske kraftproduksjonssystemet er preget av stor overkapasitet. I 1995 hadde Danmark en total kraftproduksjon på i overkant av 34 TWh og nær balanse i utenrikshandelen med kraft. I tørråret 1996 måtte Danmark dekke kraftunderskuddet i Norge og Sverige, og hadde en produksjon på hele 50,4 TWh, noe som representerte en økning på nær 50 prosent sammenlignet med året i forveien. I 1996 hadde Danmark en nettoeksport til Sverige på nesten 9 TWh og en nettoeksport til Norge på nesten 5 TWh.

Den høye danske kraftproduksjonen i 1996 innebar at gamle kraftverk med lav virkningsgrad og liten rensing av utslipp til luft måtte tas i bruk. Dette ga en sterk økning i de danske utslippene av forurensende stoffer til luft dette året. Blant annet økte de danske utslippene av CO2 med hele 23 prosent sammenlignet med året i forveien.

Priser

Realprisene på elektrisitet har vært relativt stabile de siste ti årene, se figur 9.7. Husholdningene har vesentlig høyere elpriser enn industrien, og langt høyere enn i de øvrige nordiske landene. De høye elprisene til husholdningene skyldes både høye avgifter på forbruket og høye fortjenestemarginer som følge av områdemonopol for leverandørene. I industrien er det lavere avgifter, og prisene her ligger nærmere de øvrige nordiske prisene.

Figur 9.7 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Danmark i 1996-priser. Norske øre/kWh

Figur 9.7 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Danmark i 1996-priser. Norske øre/kWh

Kilde: IEA, NORDEL, ECON

Krafthandel

Danmark har meget høy overføringsevne til sine naboland sammenlignet med eget forbruk og produksjonskapasitet. Til tross for at produksjonskapasiteten er betydelig større enn innenlandsk forbruk, har Danmark normalt vært nettoimportør av kraft. Fra 1980 til 1990 var Danmark nettoimportør av kraft hvert år. Siden 1990 har det vært år med betydelig nettoeksport av kraft. Dette gjelder 1994 og særlig 1996 da nettoeksporten var på nær 16 TWh.

På grunn av at det store varmebehovet på vinteren gir økt kraftproduksjon i kraftvarmeverkene, vil det på denne årstiden normalt være nettoeksport av kraft fra Danmark. Med det betydelige innslaget av store varmekraftverk, er det også gunstig for Danmark å eksportere kraft om natten. Dette skyldes at det er relativt store kostnader forbundet med å regulere produksjonen i slike kraftverk sammenlignet med for eksempel i vannkraftverk.

Kraftbalansen framover

I henhold til myndighetenes energipolitiske handlingsplan Energi 21, vil elforbruket stige fra i underkant av 35 TWh i dag til bortimot 50 TWh i 2030, dersom nåværende politikk videreføres. Det tilsvarer en årlig vekst på omtrent 0,5 prosent. Med en mer ambisiøs miljøpolitikk, det såkalte Planforløpet, vil forbruksveksten bli lavere, og prognosen for dette scenariet er drøye 40 TWh i 2030. Figur 9.8 viser forventet utvikling i produksjonskapasitet og effektbehov fram til 2010 i henhold til planforløpet.

Figur 9.8 Kapasitet og effektbehov i dansk kraftforsyning mot 2010.

Figur 9.8 Kapasitet og effektbehov i dansk kraftforsyning mot 2010.

Kilde: Energistyrelsen, Danmarks Energifremtider, Dansk Elforsyning statistikk 1995

Den eksisterende overskuddskapasiteten er mer enn nok til å dekke forventet forbruksvekst fram til 2030. Imidlertid er det planlagt en betydelig utfasing av produksjonskapasitet, hovedsakelig av olje- og kullfyrte verk. Energistyrelsen anslår at det vil være balanse mellom produksjon og forbruk allerede i 2003.

I de nærmeste årene vil det komme ny kapasitet for kraftproduksjon både basert på kull, gass og biomasse. Framover er det forutsatt at gasskraft og fornybar energi skal få en større plass i dansk kraftproduksjon. Danmark har ambisiøse planer om en kraftig økning av kapasiteten basert på biobrensler og havbaserte vindmøller. Disse planene er imidlertid avhengige av fortsatt store subsidier. En markedsliberalisering i EU-regi kan representere en hindring for disse planene.

9.3.2 Miljøutslipp fra kraftproduksjon

På grunn av det store innslaget av kull i den danske kraftproduksjonen, har Danmark relativt høye utslipp knyttet til sin kraftproduksjon. Utslippene av både SO2 og NOx ble redusert fra 1990 til 1994. Mens CO2-utslippene var stabile for landet som helhet, var det en økning i kraftsektorens utslipp på hele 28 prosent. Dette skyldes blant annet en betydelig nettoeksport av kraft til Norge og Sverige i 1994. På grunn av en overgang i retning av mer kraftproduksjon basert på naturgass og mer fornybar kraftproduksjon, har det vært en vesentlig reduksjon i utslippene pr. produsert enhet kraft de senere årene. I 1996 var det imidlertid igjen en betydelig økning i utslippene fra kraftproduksjonen på grunn av den høye krafteksporten til Norge og Sverige dette året.

9.3.3 Foretaksstruktur og eierskap

Kraftmarkedet i Danmark domineres av de to sammenslutningene Elsam (Jylland og Fyn) og Elkraft (området øst for Storebælt, først og fremst Sjælland). Til sammen kontrollerer de 90 prosent av kraftproduksjonen i Danmark. Uavhengige produsenter har hatt sterk vekst de siste 4-5 årene og står nå for 10 prosent av kraftproduksjonen.

Det danske kraftforsyningssystemet er karakterisert ved en desentralisert eierstruktur. Kommunene eller forbrukerne eier distribusjonsselskapene, som igjen eier produksjonsselskapene. Produksjonsselskapene eier Elsam og Elkraft som er samordningsselskaper for produksjonen, slik at produksjonsplanleggingen er sentralisert.

Elsam består av i alt 6 produksjonsforetak og 70 distribusjonsselskaper. En reorganisering av Elsam-samarbeidet med horisontal konsentrasjon på produksjonsnivået er sannsynlig. Formålet vil være å bedre effektiviteten og få en mer handlekraftig organisasjon. EUs elektrisitetsdirektiv og endringer i dansk lovgivning har ført til at ELSAM er splittet i to enheter, ELSAM og Eltra.

Elkraft-sammenslutningen består av færre enheter og domineres av kraftprodusenten Sjællandske Kraftverker (SK) som kontrollerer 75 prosent av produksjonskapasiteten. Distribusjonsselskapet NESA eier 60 prosent av SK. Svenske Vattenfall eier 10 prosent av NESA. Forsøk fra Vattenfall på å kjøpe seg opp i NESA har foreløpig blitt stoppet av danske myndigheter. Konstellasjonen SK/NESA og samarbeidet med Vattenfall, gir selskapene en sterk posisjon i et integrert nord-europeisk kraftmarked og befester samtidig SK/NESAs kontroll over eget område.

9.3.4 Energipolitikk og reguleringer

Den danske elforsyningen er i større grad preget av regulering enn hva som er tilfelle i de andre nordiske landene. Prisene er kostnadsbaserte, og myndighetene styrer alle investeringer i kraftanlegg, i det overordnede nettet og i utenlandsforbindelsene. Forholdet mellom prisen på kraft og varme er politisk styrt og vil kunne komme under press ved en liberalisering av kraftomsetningen. Danske myndigheter har imidlertid lagt opp til en forsiktig liberalisering av kraftsektoren og vil trolig ikke gå raskere fram enn hva EUs nye eldirektiv krever. Foreløpig har danske energiverk monopol på levering til kundene i sine områder. Omleggingen i Danmark er nærmere omtalt i 8.2.4.

Ambisiøse miljøpolitiske mål kommer til å spille en avgjørende rolle for utviklingen i kraftmarkedet i Danmark. Myndighetene legger opp til en aktiv politikk med siktemål å redusere elforbruket. Dessuten legges det opp til videreføring og styrking av politikken som stimulerer til utbygging av desentral kraftvarme og fornybar kraftproduksjon. Målsettingen er 1500 MW vindkraft i 2005 mot omlag 800 MW i 1996. Vindkraft vil da dekke omlag 10 prosent av det danske elforbruket. Det gis tilskudd på 7-10 øre/kWh til desentrale kraftvarmeverk og 10 øre/kWh til energiverkseide vindkraftverk. Private vindkraftverk mottar et tilskudd på 27 øre/kWh.

Det er også planer om å stenge de kullbaserte verkene før deres økonomiske levetid er ute. Hvis dette ikke skjer, vil Danmark trolig ha et betydelig effektoverskudd de neste 10-20 årene.

For å begrense etterspørselen etter elektrisitet, særlig til oppvarming, er det lagt høye avgifter på husholdningenes elforbruk. I 1997 var denne avgiften på 50,9 øre/kWh. Industrien skjermes gjennom lavere avgiftssatser og ulike refusjonsordninger. Danmark har ingen avgift på kraftproduksjon eller brenselsavgifter.

Størrelsen på det framtidige innslaget av naturgass i kraftproduksjonen avhenger av resultatet av enøkpolitikken, og av veksten i bruk av biomasse. Dersom det viser seg at målene i enøk- og bioenergipolitikken blir vanskelige å nå, kan det bli snakk om en betydelig vekst i gassforbruket i kraftsektoren. I likhet med i Sverige, er det imidlertid stor usikkerhet knyttet til omfanget av den framtidige gasskraftproduksjonen i Danmark.

9.4 Finland

9.4.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Finland hadde en sterk vekst i energiforbruket fram mot 1985. Etter 1985 flatet veksten i det finske energiforbruket ut. Finland har det høyeste stasjonære energiforbruket per innbygger i Norden. Dette skyldes blant annet at Finland har en betydelig kraftintensiv industri, først og fremst knyttet til treforedlingsvirksomhet.

Figur 9.9 viser at industrien står for i underkant av 60 prosent av det totale stasjonære energiforbruket i Finland. Elforbrukets andel av det totale stasjonære energiforbruket har økt siden 1970 og er i dag omlag 30 prosent. Det totale elforbruket i 1996 var 70 TWh.

El- og varmeforbrukets relative andeler er større i husholdninger og øvrig næringsvirksomhet enn i industrien. Likevel utgjør industriens elforbruk i overkant av halvparten av det totale elforbruket i Finland. I treforedlingsindustrien består vesentlige deler av energitilførselen av biomasse, i første rekke bark og flis, som er avfallsprodukter fra egen produksjon.

Figur 9.9 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Finland. 1995. TWh og prosent

Figur 9.9 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Finland. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Kraftproduksjon

Finland har en variert kraftproduksjon som består av både kjernekraft, vannkraft, kraftvarmeverk for samproduksjon med fjernvarmenettene og kondenskraftverk, se figur 9.10. Den totale kraftproduksjonen i 1996 var 66 TWh. Kjernekraft og vannkraft står for henholdsvis 33 prosent og 22 prosent av den totale kraftproduksjonen. Varmekraftverkene utenom kjernekraft har gass, kull og biomasse som de viktigste brensler. Kullkraft står for 14 prosent av samlet kraftproduksjon i Finland, mens gasskraft og biobasert kraft står for omlag 10 prosent hver.

Vannkraft produseres hovedsaklig i Nord-Finland, kullkraft langs kysten og kjernekraft i de mer befolkningstette områdene i Sør-Finland. Produksjonskapasitetens lokalisering er i noen grad tilpasset forbruket, men det er likevel betydelig overføringskapasitet mellom nord og sør. Kraftproduksjonen i kraftvarmeverkene bestemmes av varmebehovet og varmeproduksjonen. Kullkraftverk og særlig gassturbiner tas i bruk i økende grad når kraftbehovet vokser.

Figur 9.10 Krafttilførsel etter kraftverkstyper og import i Finland. 1996. TWh

Figur 9.10 Krafttilførsel etter kraftverkstyper og import i Finland. 1996. TWh

Kilde: Nordel, ECON

Priser

Figur 9.11 viser at også i Finland er elprisene til husholdningene betydelig høyere enn elprisene til industrien. Nivået på elprisene i dag er omlag det samme som for ti år siden. Husholdningene betalte i 1996 omlag 70 norske øre/kWh. I 1997 ble det innført en elavgift som var på 4 norske øre/kWh for husholdningene og omtrent det halve for industrien.

Figur 9.11 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Finland i 1996-priser. Norske øre/kWh

Figur 9.11 Elpriser inklusive avgifter for husholdningene og industrien i Finland i 1996-priser. Norske øre/kWh

Kilde: IEA, Nordel, ECON

Krafthandel

Finland har bare overføringslinjer av betydning til Sverige av de andre nordiske landene. Det er også noen mindre overføringslinjer mellom Nord-Finland og Finnmark. Finland er en stor importør av energi, og en vesentlig del av dette er leveranser av kraft og naturgass (i rør) fra Russland. Også i forhold til Sverige har Finland i de fleste år vært nettoimportør.

Overføringslinjene mellom Russland og Finland brukes utelukkende til import. Forbindelsene til Sverige brukes i større grad til utveksling. I 1995 hadde Finland en nettoimport på 8,4 TWh, hvorav nesten 5 TWh fra Russland og resten fra Sverige. I 1996 var den finske nettoimporten 3,7 TWh. I dette tørre året hadde Finland en nettoeksport i forhold til Sverige på 0,7 TWh.

Kraftbalansen framover

De fleste prognoser viser en fortsatt sterk vekst i elforbruket i Finland. Med et kraftunderskudd (forbruk minus innenlands produksjon) på nær ti prosent på midten av 1990-tallet, betyr dette at behovet for bygging av ny kapasitet i de nærmeste tiårene er betydelig. Foruten pågående og godkjente kraftverksprosjekter på til sammen 8,5 TWh de neste tre årene, er det lansert langsiktige planer for nye storskala kraftverk. Planene omfatter både kullfyrte verk, verk med kombinert kull- og gassfyring samt rene gasskraftverk basert på leveranser fra Russland. Tabell 9.1 gir en oversikt over mulige framtidige store kraftverksprosjekter i Finland.

Tabell 9.1 Potensielle store kraftverksprosjekter i Finland.

Selskap Sted Kapasitet MW Energibærer
IVO Inkoo 600 gass/kull
IVO Naantali 600 kull
PVO Kotka 550 gass/kull
PVO Kristiinankaupunki 500 kull
PVO Pori/Tahkoluoto 500 kull
Vattenfall Imatra 700-900 gass
Kokkolan Voima Kokkola 330-1 130 kull

Kilde: Kauppalehti 1996

Med utgangspunkt i framskrivinger av elforbruket og antakelser om normal utrangering av kapasitet, vil behovet for ny produksjonskapasitet fram til 2025, være mellom 35 og 75 TWh.

De tre selskapene RAO Gazprom (Russland), Neste Oy og Gasum Oy har skrevet en intensjonsavtale om å etablere et felles selskap med sikte på bygging av en nord-europeisk gassrørledning gjennom Skandinavia til Kontinentet. En beslutning om eventuell bygging er planlagt tatt i 1998, og ferdigstillelse av rørledningen er planlagt i 2005.

Bygging av en slik rørledning vil øke mulighetene for storskala bruk av gass i finsk kraftproduksjon. Forbedret tilgang på gass vil også redusere inngangsbarrierene for nye aktører på produksjonsiden, på samme måte som i Nederland. Politisk motstand mot for sterk avhengighet av Russland kan virke motsatt vei.

Miljøutslipp fra kraftproduksjon

De finske miljøutslippene fra kraftproduksjonen er lavere enn de danske men høyere enn de svenske. Innslaget av fossile brensler i kraftproduksjonen er høyere i Finland enn i Sverige. I perioden fra 1990 til 1994 økte utslippene av NOx og CO2 i landet som helhet, mens SO2 -utslippene ble omtrent halvert. Kraftsektorens utslipp av SO2 ble også halvert på disse fire årene, mens det var en svak nedgang i utslippene av NOx. Utslippene av CO2 fra kraftsektoren økte, men prosentvis mindre enn for landet som helhet.

9.4.2 Foretaksstruktur og eierskap

De to største aktørene i det finske kraftmarkedet, Imatran Voima (IVO) og Pohjolan Voima (PVO), produserer og importerer til sammen 80 prosent av kraften som forbrukes i landet. IVO, som er 95 prosent statseid, har den dominerende posisjonen i markedet utenom leveranser til industrien. IVO har til nå brukt sin finansielle styrke til å kjøpe seg inn i distribusjon i Finland og eierandeler i svenske kraftselskaper framfor å øke markedsandelen i finsk kraftproduksjon.

PVO dekker 90 prosent av industriens kraftbehov. Industriinteresser står bak selskapet, som har som hovedformål å sikre rimelig kraft til industrien. PVO søker å redusere IVOs dominans i markedet både ved å bygge ny kapasitet og ved å inngå avtaler om import av kraft, blant annet fra Russland.

Distribusjonsselskapene i Finland er dominert av kommunale og fylkeskommunale eiere. De siste årene har det foregått en omfattende konsentrasjon i bransjen, og antall distribusjonsselskaper har blitt redusert fra 200 til omlag 100. Også blant de større distribusjonsselskapene er det omfattende fusjonsplaner, og flere av disse er i ferd med å bli gjennomført. Mange distribusjonsselskaper har videre inngått avtaler om samarbeid på kraftkjøpssiden, og elleve slike konsortier solgte i begynnelsen av 1997 hele 20 TWh av i alt omlag 34 TWh som går til alminnelig forsyning.

Finland hadde tidligere to sentralnettselskaper, IVS og TVS. Disse ble i 1997 slått sammen til ett sentralnettselskap, Finska Stamnät, og eies av produsentene IVO og PVO, samt staten og investeringsselskaper. Finska Stamnät er også systemansvarlig på finsk side. Organiseringen av utenlandsforbindelsene på finsk side har blitt endret vesentlig de siste to årene. Produsenten IVO hadde tidligere monopol på forbindelsene. Eierskapet og disposisjonsretten er nå overført til sentralnettselskapet Finska Stamnät. Finska Stamnät legger til rette for ikke-diskriminerende vilkår for bruken av forbindelsene.

9.4.3 Energipolitikk og reguleringer

Liberaliseringen av kraftmarkedet i Finland har fulgt samme mønster som i Norge og Sverige, med etablering av et eget nettselskap og en kraftbørs. Reformen er motivert utfra et politisk ønske om bedre kostnadseffektivitet. Lavere energipriser og miljøhensyn synes imidlertid å være underordnet målet om å begrense avhengigheten av energiforsyninger fra Russland. Direkte gjennom kraftimport og indirekte gjennom gassimport kommer 20 til 30 prosent av kraftleveransene fra Russland.

For at avhengigheten av Russland ikke skal øke, er kullkraft og kjernekraft aktuelle alternativer når ny kraft må skaffes til veie, til tross for at disse alternativene kan være dyrere og miljømessig mindre gunstige enn gasskraft og kraftimport. Finland har ved flere anledninger uttrykt ønske om norske leveranser av naturgass. For at et rørledningsprosjekt som kan forsyne Finland med naturgass fra Nordsjøen skal bli økonomisk forsvarlig, må også Sverige delta i et slikt prosjekt og forplikte seg til å avta betydelige gassvolumer.

Fram til 1997 hadde Finland lave CO2-avgifter på kraftproduksjon. Som følge av de konkurransemessige vridningene som CO2-avgiftene innebar, blant annet i forhold til dansk kullkraft, ble avgiftene fjernet i 1997, bortsett fra i varmeproduksjon. I stedet ble det innført forbruksavgifter på elektrisitet.

9.5 Tyskland

9.5.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Sammenlignet med de nordiske landene, er elforbrukets andel av det totale stasjonære energiforbruket lavt i Tyskland, se figur 9.12. For alle sektorer sett under ett utgjør elektrisitet omlag 20 prosent av det totale energiforbruket, mens direkte brenselsforbruk står for 75 prosent. Industrien er den dominerende energiforbruker i Tyskland, med over 900 TWh per år i stasjonært forbruk. Det stasjonære energiforbruket i husholdninger og øvrig næringsvirksomhet er henholdsvis i overkant av 700 TWh omlag 400 TWh.

Figur 9.12 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Tyskland. 1995. TWh og prosent

Figur 9.12 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Tyskland. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Kraftproduksjon

Kull har en andel i den tyske kraftproduksjonen på nær 60 prosent, se figur 9.13. I underkant av to tredjedeler av dette er basert på steinkull, mens resten er basert på brunkull. Kjernekraft står for omlag en tredjedel av den totale kraftproduksjonen, mens gasskraft i 1995 bare utgjorde 6 prosent. Øvrig kraftproduksjon, inkludert fornybar, sto for fire prosent.

Figur 9.13 Kraftproduksjon etter energikilde i Tyskland. 1995. Prosent

Figur 9.13 Kraftproduksjon etter energikilde i Tyskland. 1995. Prosent

Kilde: IEA

Grunnlastproduksjonen utgjøres av kjernekraft, delvis kullkraft (brunkullverk) og vannkraft. Mellomlastproduksjonen utgjøres av kullkraft, mens topplastproduksjonen utgjøres av oljekraft og gasskraft.

Varmeproduksjonen i Tyskland er dominert av kull og naturgass, med andeler på henholdsvis 43 prosent og 35 prosent (1995). Den resterende varmeproduksjonen er fordelt mellom olje og fornybare energikilder med omlag like store andeler.

Priser

Elprisene i Tyskland er relativt høye. Den tyske industrien betaler i gjennomsnitt omlag det samme som norske husholdninger. Det er imidlertid store forskjeller i elprisen mellom industrisektorer og mellom regioner. De tyske husholdningene betaler omlag det dobbelte for elektrisiteten av hva norske husholdninger gjør.

De høye elprisene i Tyskland skyldes både høye fortjenestemarginer som følge av områdemonopoler for leverandørene, og høye avgifter på elforbruket. Tyske kraftverk er også pålagt strenge krav til rensing av utslipp. En kostbar kjernekraftpolitikk og beskyttelse av brunkullproduksjonen bidrar også til et høyt prisnivå.

Krafthandel

Tyskland er nettoimportør av kraft. Hovedparten av grunnlastimporten kommer fra Frankrike, mens den sesongmessige og daglige utvekslingen i stor grad skjer med Østerrike og Sveits, basert på reguleringskapasiteten i disse vannkraftbaserte systemene.

Kraftbalansen framover

Det er i dag betydelig overskuddskapasitet i Tyskland. Av den grunn, og fordi en stor del av kapasiteten er gammel, er det planlagt en omfattende avvikling av produksjonskapasitet, særlig brunkullverk. Fra 1996 til 2000 er det beregnet at 4000 MW vil bli avviklet (UNIPEDE). Veksten i kraftforbruket er anslått til 1,2 prosent per år mellom 1995 og 2010. Forbruksveksten i det tidligere Vest-Tyskland vil gå ned, mens forbruket vil øke i de østlige delstatene. Selv med denne forbruksveksten og nedleggingen av eksisterende kapasitet, er det anslått at kraftoverskuddet vil vare fram til omkring 2005.

9.5.2 Miljøutslipp fra kraftproduksjon

I både de østlige og vestlige deler av Tyskland har utslippene av CO2, NOx og SO2 blitt redusert siden 1980. Fra tidlig på 1980-tallet og til midten av 1990-tallet ble faktisk SO2-utslippene redusert med hele 93 prosent i (det tidligere) Vest-Tyskland og 70 prosent i de østlige delstatene.

I de østlige delstatene ble også CO2-utslippene betydelig redusert som en følge av nedgangen i kraftforbruket og industriproduksjonen etter gjenforeningen. Det forventes ytterligere 20 prosent nedgang i utslippene, særlig fordi det forurensende brunkullet vil bli brukt i nye og mer effektive kraftverk, og fordi andelene til steinkull og naturgass vil øke. I de vestlige delstatene forventes imidlertid en økning i CO2-utslippene.

9.5.3 Foretaksstruktur og eierskap

Den tyske kraftforsyningen består av nesten 1000 selskaper som er ordnet i et hierarki av nasjonale, regionale og lokale selskaper. Av den totale kraftproduksjonen går 86 prosent til alminnelig forsyning. I industrien foregår det en betydelig egenproduksjon av kraft. Selskaper som leverer til alminnelig forsyning er inndelt i tre ulike kategorier; forbundsselskaper (Verbundgesellschaften, f.eks. PreussenElektra og RWE), regionale selskaper og kommunale selskaper. De ni forbundsselskapene står for omlag 85 prosent av kraftproduksjonen og omlag 35 prosent av leveransene til sluttkundene. Resten av deres kraftproduksjon leveres til regionale og lokale distributører.

Den tyske kraftindustrien er karakterisert ved en blanding av rent offentlig, rent privat og blandet eierskap. I 1992 var omlag 64 prosent av selskapene offentlig eid, 15 prosent var i privat eie, mens 21 prosent hadde både private og offentlige eiere.

9.5.4 Energipolitikk og reguleringer

Den tyske elektrisitetsforsyningen er på alle nivåer regulert gjennom leveringsmonopoler, som er basert på såkalte demarkasjons- og konsesjonsavtaler. Disse avtalene sikrer de store produksjonsselskapene nærmere angitte områdemonopoler og gir distribusjonsselskap enerett til sluttmarkedene i enkeltkommuner mot betaling av en konsesjonsavgift til de lokale myndighetene.

Kartellmyndighetene har forsøkt å utfordre demarkasjonsavtalene i tilfeller der de synes å være i strid med EUs lovgivning (f.eks. ved handel over grensene), men har foreløpig ikke lyktes med dette. Kartellmyndighetene forsøker også å begrense omfanget av vertikal integrasjon gjennom å gripe inn i fusjoner og oppkjøp.

Fra 1994 har økonomidepartementet foreslått å øke konkurransen gjennom å endre energi- og kartellovgivningen. Alle slike forsøk har tidligere mislykkes. Etter at EU vedtok sitt direktiv om liberalisering av kraftsektoren i 1996, har noen av disse forslagene blitt tatt fram igjen. Forslagene er nå å følge minimumskravene i EU-direktivet gjennom å pålegge tredjepartsadgang til overføringsnettet og å avvikle demarkasjonskontraktene mellom de store selskapene. De lokale monopolene vil også bli myket opp. Forslagene har som tidligere blitt møtt med sterk motstand fra overhuset i den tyske nasjonalforsamlingen, Bundesrat, og er fremdeles under behandling.

Den tyske kullpolitikken ble radikalt endret fra slutten av 1995. Kullavgiften (Kohlepfennig) som ble lagt på alt elforbruk, og systemet med høye priser for tyskprodusert kull anvendt til kraftproduksjon, ble erstattet med direkte subsidier til kullgruvene. Kraftselskapene vil stå fritt til å importere kull, og prisen på innenlandsk kull skal tilpasses verdensmarkedets priser (med tillegg for innenlands transport). Hittil har dette ført til en viss nedgang i prisene, men den fulle virkningen har enda ikke inntruffet, fordi mange produsenter fremdeles har store lagre med dyrt tysk kull.

9.6 Nederland

9.6.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Naturgass er den dominerende energibæreren i Nederland og dekker mer enn tre fjerdedeler av det stasjonære energiforbruket. Dette har blant annet sammenheng med at Nederland har store gassreserver. Særlig i husholdningssektoren er energiforbruket dominert av direkte bruk av gass framfor bruk av elektrisitet eller varme. Også i industrien er direkte bruk av naturgass utbredt, men her er det også betydelig bruk av olje og kull.

Elektrisitet spiller en relativt beskjeden rolle i den nederlandske energiforsyningen, se figur 9.14. Elektrisitetens andel av det totale stasjonære energiforbruket er 16 prosent, og dermed betydelig lavere enn i de nordiske landene. Elforbruket er størst i industrien, mens den relative andelen til elforbruket er størst i øvrig næringsvirksomhet.

Figur 9.14 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Nederland. 1995. TWh og prosent

Figur 9.14 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Nederland. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Kraftproduksjon

Naturgass er også den viktigste energibæreren i kraft- og varmeproduksjon. Omlag 45 prosent av kraftproduksjonen er basert på naturgass, se figur 9.15. Fortsatt utgjør også kullkraft en betydelig andel av den totale kraftproduksjonen. Totalt er omlag 80 prosent av kraftproduksjonen basert på fossile brensler. I tillegg kommer kjernekraftproduksjon og kraftproduksjon basert på ulike fornybare energikilder.

Figur 9.15 Kraftproduksjon etter energikilde i Nederland. 1995. Prosent

Figur 9.15 Kraftproduksjon etter energikilde i Nederland. 1995. Prosent

Kilde: IEA, ECON

Priser

Også i Nederland er det stor ulikhet mellom elektrisitetspriser til industri og husholdningene. Husholdningene må grovt regnet betale dobbelt så mye per kWh som industrien. Prisene til husholdningene er høyere enn i Norge og Sverige, men lavere enn i Danmark og Tyskland.

Krafthandel

Nederland er en betydelig nettoimportør av kraft. I 1996 utgjorde nettoimporten 14 prosent av det totale forbruket. De viktigste handelspartnere er Tyskland og Frankrike. Fra 2001 åpnes det for kraftutveksling med Norge gjennom en kabel over Nordsjøen.

Kraftbalansen framover

Elforbruket forventes å øke i takt med BNP fram til århundreskiftet. Fram til 2016 er den årlige veksttakten i elforbruket anslått til 1,8 prosent.

Til tross for at det er et betydelig kapasitetsoverskudd i kraftproduksjonen, er Nederland en betydelig nettoimportør av kraft. Dette skyldes at det vanligvis er billigere å importere kraft enn å sette egen reservekapasitet i produksjon. På grunn av kapasitetsoverskuddet har flere nye kraftverksprosjekter enten blitt utsatt eller kansellert, og avviklingen av eksisterende kraftverk er forsert. De neste 10 årene er det forventet at 7 800 MW produksjonskapasitet blir satt ut av drift. Mesteparten av denne kapasiteten er gass- og oljeturbiner fra slutten av 1960-tallet og fra 1970-tallet. Det er imidlertid grunn til å forvente at overskuddskapasiteten kommer til å vare til 2005 og muligens lenger.

I tiden framover vil desentrale kraftproduksjonsverk få økt betydning på bekostning av sentrale verk. Tidlig i neste århundre forventes det at 25 prosent av elforbruket vil bli dekket av produksjon fra desentrale verk.

9.6.2 Miljøutslipp fra kraftproduksjon

Fall i utslippene fra kraftproduksjonen på 1980-tallet skyldtes først og fremst mer bruk av naturgass på bekostning av kull, og rensetiltak. Nederlands regjering har ført en aktiv politikk for å redusere utslippene fra kraftproduksjonen, og har derfor inngått en rekke avtaler med kraftprodusentene. Resultatet så langt har vært at SO2- og NOx-utslippene er redusert med henholdsvis 90 prosent og 35 prosent sammenlignet med situasjonen i 1980.

9.6.3 Foretaksstruktur og eierskap

Energiloven av 1989 resulterte i en konsentrasjon både av produksjon og distribusjon i kraftsektoren. I dag er SEP (Samenwerkende Elektriciteits Productiebedrijven) den sentrale aktøren og spiller rollen som koordinator sammen med økonomiministeriet.

SEP er eid av fire produksjonsforetak. Selv om produksjonsforetakene er organisert som aksjeselskap, er alle 100 prosent eid av kommuner og provinser. SEP kontrollerer den sentrale kapasitetsbyggingen og eier og driver sentralnettet i tillegg til å være systemansvarlig. SEP var den nederlandske motpart i kraftutvekslingsavtalen med Norsk Krafteksport i Norge.

Produksjonsforetakene har ikke anledning til å betjene sluttkunder men selger kraften til 40 fordelingsverk. Fordelingsverkene har områdebeskyttelse for småkunder, men ikke for større industrielle foretak. Dagens 40 foretak er et resultat av fusjon av omlag 150 fordelingsverk fra tiden før energiloven.

9.6.4 Energipolitikk og reguleringer

Målene med energiloven av 1989 loven var først og fremst å rasjonalisere strukturen i kraftsektoren ved å redusere antallet distribusjonsforetak og skille fordeling fra produksjon. Fra myndighetenes side var intensjonen også å styrke den politiske styringen av sektoren.

Dagens organisasjonsstruktur har imidlertid visse uheldige sider. Det er konflikter spesielt mellom SEP/produksjonsforetakene og fordelingsverkene. Dessuten har eksistensen av et parallelt desentralt produksjonssystem, med gunstige priser for salg av elektrisitet til nettet, bidratt til et betydelig overskudd av kraftproduksjonskapasitet.

I 1995 ble det lagt fram planer om en gradvis liberalisering av kraftmarkedet. Fra 1998 vil en sammenslåing av de fire produksjonsselskapene finne sted. Hensikten er å skape en mer slagkraftig enhet for bedre å kunne møte utenlandsk konkurranse. Etter år 2000 skal etter planen fordelingsverkene fritt kunne velge leverandør. SEPs rolle som planlegger vil opphøre, og selskapet vil kun være systemansvarlig.

Det legges opp til at introduksjonen av mer markedsorienterte løsninger skal skje gradvis for å beskytte investeringene både sentralt og lokalt, og for å muliggjøre en planmessig nedbygging av overskuddskapasiteten. De sammenslåtte produksjonsverkene vil få et engangssubsidium som dekningsbidrag for de nyeste verkene. Det er også planer om å opprette en offentlig børs etter modell av den nordiske elbørsen Nord-Pool.

9.7 Polen

9.7.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Kull står for 75 prosent av primært energiforbruk i Polen. Bruk av kull dominerer i kraftproduksjonen såvel som i tungindustrien. Også til romoppvarming i husholdningene brukes kull, både direkte som brensel og indirekte gjennom kullfyrte fjernvarmeanlegg.

Mens det på 1960- og 1970-tallet var høy vekst i elforbruket, førte den politiske og økonomiske krisen fra slutten av 1980-årene til et kraftig fall i elforbruket. Forbruket nådde en bunn i 1992, og har siden har vokst moderat.

Elforbrukets andel av det totale stasjonære energiforbruket er bare 14 prosent, se figur 9.16. Varmeforbruket er av samme størrelsesorden. Industriens andel av det stasjonære energiforbruket er i overkant av 40 prosent og noe høyere enn husholdningenes andel.

Figur 9.16 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Polen. 1995. TWh og prosent

Figur 9.16 Fordeling av stasjonært sluttforbruk av energi på sektor og energikilde i Polen. 1995. TWh og prosent

Kilde: IEA, ECON

Stasjonært energiforbruk i forhold til BNP (energiintensiteten) i Polen er vesentlig høyere enn gjennomsnittet i Vest-Europa. Dette skyldes dels et lite effektivt energibruk og dels en relativt stor energiintensiv industrisektor i Polen.

Kraftproduksjon

Over 90 prosent av den totale kraftproduksjonen er basert på kull. Steinkull har en andel på 56 prosent, mens brunkull har en andel på 38 prosent, se figur 9.17. Brunkull blir utelukkende brukt til kraftproduksjon. I tillegg kommer moderate innslag av vannkraft og oljekraft.

Figur 9.17 Kraftproduksjon etter energikilde i Polen. 1994. Prosent

Figur 9.17 Kraftproduksjon etter energikilde i Polen. 1994. Prosent

Kilde: IEA

Av den termiske bruttoproduksjonen på 127 TWh i 1995, kom 15 TWh fra verk som produserte både kraft og varme. Disse verkene er lokalisert ved de større byene i tilknytning til fjernvarmenett. Omlag 45 prosent av varmeproduksjonen kommer fra slike kombinerte anlegg, resten fra rene varmeverk basert på kull.

Priser

Alle elpriser er regulert av finansdepartementet. I henhold til den nye energiloven fra 1997 skal prisdannelsen bli markedsbasert innen to år. Prisene ligger nå i gjennomsnitt 35 prosent over nivået fra før systemskiftet, men er fremdeles lavere enn totale produksjonskostnader og lavere enn i Norge.

Krafthandel

Fra tradisjonelt å være en nettoimportør av kraft, har Polen i de senere årene blitt en nettoeksportør av kraft. Dette skyldes først og fremst det reduserte elforbruket fra slutten av 1980-tallet. Lave kullpriser sammenlignet med mesteparten av Vest-Europa har også bidratt til den polske nettoeksporten av kraft.

Tidligere importerte Polen kraft fra Ukraina og Hviterussland. Denne importen opphørte når Polen ble knyttet sammen med det vest-europeiske kraftutvekslingssystemet (UCPTE). Polen importerer for tiden kraft fra Tyskland, og eksporterer kraft til Tsjekkia, blant annet for videresalg til Østerrike og Sveits.

Kraftbalansen framover

Myndighetene forventer at elforbruket vil øke med i overkant av en prosent årlig fram mot 2010. Den moderate veksten forklares med økende elpriser og et betydelig potensiale for forbedring av energieffektiviteten.

På grunn av fallet i elforbruket har det utviklet seg et betydelig kapasitetsoverskudd. Gjennomsnittsalderen for varmekraftverkene er omkring 25 år. Rehabilitering og modernisering pågår slik at levetiden kan forlenges til 40 år. Likevel vil det være et betydelig behov for oppbygging av ny kapasitet til erstatning for den gamle i årene som kommer. Beregninger fra det polske sentralnettselskapet viser et behov for 13 000 MW ny kapasitet mellom 2007 og 2020.

Med fortsatt beskyttelse av kullindustrien, kan kull også i framtiden være førstevalget i oppbyggingen av ny kapasitet. I et mer liberalisert kraftmarked hvor det legges større vekt på de reelle kostnader knyttet til ny produksjonskapasitet, kan naturgass komme til å spille en større rolle.

9.7.2 Miljøutslipp fra kraftproduksjon

I mange områder i Polen er det alvorlige luftforurensningsproblemer, som hovedsakelig skyldes bruken av kull. I tillegg er Polen en stor kilde for grenseoverskridende luftforurensninger som SO2 og NOx. Kraftsektoren er en viktig bidragsyter til utslippene, men også direkte bruk av kull i husholdningene har betydning. Det største kraftverket basert på brunkull, Beltchatow på 4 000 MW, slipper alene ut like meget SO2 som Norge, Sverige og Danmark til sammen. I de senere årene har utslippene blitt redusert på grunn av lavere kraftproduksjon, større bruk av kull med lavt svovelinnhold, og i noen grad som følge av rensing.

9.7.3 Foretaksstruktur og eierskap

Som følge av regimeskiftet har kraftforsyningen blitt reorganisert. Den tidligere enhetlige strukturen er erstattet med et mer desentralisert system. I dag finnes ett transmisjonsselskap og flere produksjons- og distribusjonsselskaper. Transmisjonsselskapet PPGC kjøper kraften fra produsentselskapene og selger den videre til distributørene, og er også ansvarlig for utenlandshandelen med kraft.

Den offentlige eide produksjonen består av store kraftverk, eller systemverk i tillegg til mindre lokale verk med produksjon både av kraft og varme. Alle verkene vil bli omdannet til aksjeselskaper. I tillegg til de offentlige eide verkene finnes det et visst antall private kraftprodusenter. Disse er vanligvis eide av industriforetakene. Distribusjonen av elektrisitet skjer gjennom 33 selskaper, som drives som lokale monopoler.

9.7.4 Energipolitikk og reguleringer

Etter regimeskiftet arbeidet Polen aktivt for å få landet integrert i det vestlige systemet UCPTE. Siden den polske kraftforsyningen er teknisk velfungerende, ble dette realisert i løpet av relativt kort tid.

I 1997 ble det vedtatt en ny energilov, som er tilpasset EU-reglene med hensyn til tredjepartsadgang (TPA). Hovedinnholdet i loven er begrenset statlig innblanding, markedsbestemte priser (unntatt for kull), allmenn tilgang til sentralnettet for innenlandske produsenter, samt etableringen av et reguleringsorgan (ERA). Den nye energiloven muliggjør en gradvis innføring av TPA.

Det er lagt fram planer om åpning for konkurranse i kraftmarkedet. Det er imidlertid flere vanskeligheter knyttet til liberaliseringen. Prisene er fremdeles regulerte og lave. I tillegg er det et politisk press for å beskytte sysselsettingen i kullindustrien. Det finnes også planer for privatisering, men disse er ennå lite konkrete.

9.8 De baltiske landene

De baltiske landene Estland, Latvia og Litauen var en integrert del av det forhenværende Sovjetunionen, også på energiområdet. Etter 1990 har de baltiske nasjonene forsøkt å frigjøre seg fra den sterke avhengigheten av russiske energileveranser. Ikke desto mindre har alle tre land en betydelig energiimport, og ofte er Russland den eneste leverandør. Den økonomiske evnen til å redusere avhengigheten er svak, i hvert fall på kort sikt. I tillegg eksporterer både Estland og Litauen store mengder kraft til Russland, noe som gir viktige inntekter. Det er problemer knyttet til miljø- og sikkerhetsmessige forhold ved den baltiske kraftproduksjonen.

9.8.1 Energibalansen og -priser

Energiforbruk

Dagens energiforbruk i de baltiske landene er betydelig lavere enn hva det på 1980-tallet. Tabell 9.2 viser at primærforbruket av energi ble redusert med om lag 45 prosent fra 1990 til 1994. Selv etter den økonomiske nedgangen i de senere år og fallet i energiforbruket, er energiintensiteten fremdeles meget høy. Virkningene på forbruket av pågående økonomiske reformer og oppjustering av regulerte priser er usikker.

Tabell 9.2 Primærenergiforsyningen i de baltiske landene. 1990 og 1994. TWh

1990 1994
Energiproduksjon 58 71
Nettoimport av energi 226 128
Primært forbruk i alt* 351 199
Nettoimportens andel av primærenergi- forbruket 64 prosent 64 prosent

* Avvikene mellom produksjon pluss nettoimport og totalt primært energikonsum er lagerendringer og statistiske forskjeller.

Kilde: IEA

Kraftproduksjon

Fra 1992 til 1994 ble kraftproduksjonen i de baltiske land nesten halvert. I 1994 var den totale kraftproduksjonen omlag 30 TWh, fordelt på 9,2 TWh i Estland, 4,4 TWh i Latvia og 16,1 TWh i Litauen.

Kraftproduksjonens sammensetning varierer i stor grad mellom de tre baltiske landene. I Estland er kraftproduksjon basert på oljeskifer totalt dominerende, mens det samme er tilfelle for kjernekraftproduksjon i Litauen. Ignalina kjernekraftverk har to enheter på til sammen 3 000 MW. Latvia har en mer variert kraftproduksjon med vannkraft som den dominerende energikilden. I tillegg kommer kraftvarmeproduksjon basert på naturgass, olje og delvis også torv.

Også kraftproduksjonskapasiteten gjenspeiler det gamle Sovjetunionens krav og behov. Utviklingen av Estlands oljeskiferindustri, som gir store miljøbelastninger, var delvis diktert av kraftbehovene i Nordvest-Russland. Ignalina kjernekraftverk, som er bygget over samme lest som Tsjernobyl-verket, kan utelukkende benytte russisk brensel.

Priser

Kraft- og varmepriser bestemmes sentralt og er i dag langt lavere enn hva produksjonskostnadene skulle tilsi. Prisene er meget lave sammenlignet med prisene i Vest-Europeiske land. Industrien i Estland betalte i 1995 bare en tredjedel for kraften sammenlignet med hva som var vanlig i Vest-Europa.

Krafthandel

Under sovjetsystemet var alle de tre baltiske landene en integrert del av IPS; Nordvest-Sovjets kraftsystem. Dette sentralnettsystemet integrerte Baltikum, Hviterussland, Kaliningrad-enklaven, Pskov-regionen, St. Petersburg og Kolahalvøya. De viktigste baltiske produksjonsenhetene, Estlands oljeskifer- og Litauens kjernekraftindustri, var bygget for å forsyne kraft til andreområder, hovedsakelig Hviterussland, Pskov og Kaliningrad-området.

Nettoeksporten fra de baltiske landene utgjorde mer enn 20 prosent av produksjonen gjennom 80-årene og nådde 30 prosent i 1990. Siden den tid har kombinasjonen av økonomiske tilbakeslag og endrede forhold i IPS-nettet ført til en betydelig reduksjon i den baltiske eksporten, slik at den i 1993 bare utgjorde sju prosent av produksjonen.

Kraftbalansen framover

Det er et stort enøk-potensial i disse landene. Realiseringen av potensialet avhenger hovedsakelig av prispolitikken og økonomiske reformer mer generelt. IEA antar at veksten i energiforbruket vil bli mindre enn to prosent årlig fra 1996 til 2010.

Det er også stor usikkerhet knyttet til forhold på produksjonssiden, først og fremst om og når kjernekraftverket Ignalina vil stenges, og i hvilken takt den estiske oljeskiferproduksjonen avvikles. Produksjonsverkene er gamle og trenger modernisering, mens transport- og fordelingsnettet trenger oppgradering.

Det er grunn til å forvente fortsatt eksportoverskudd fram til begynnelsen av neste århundre. På lengre sikt vil systemet sannsynligvis komme i balanse, og produksjonsoverskuddet vil forsvinne i takt med utfasing av de gamle verkene og økt forbruk i takt med økt velstand. Det er også muligheter for at Baltikum kan bli nettoimportør, blant annet som følge av mulighetene som vil oppstå gjennom den nye kabelforbindelsen mellom Polen og Sverige.

9.8.2 Foretaksstruktur og eierskap

Kraftforsyningen i Estland er dominert av et vertikalt integrert statseid monopol, Eesti Energia (EE), som kontrollerer all produksjonskapasiteten, transmisjon og fordelingsnettet. EE eier også de fleste lokale fjernvarmeanleggene. EE er organisert som et akjseselskap.

Kraftforsyningen i Latvia er organisert i et fullstendig vertikalt og horisontalt integrert statseiet monopol, Latvenergo. Selskapet eier og kontrollerer all produksjonskapasitet, samt transmisjons- og fordelingsnettet. I august 1996 godtok parlamentet privatisering av Latvenergo.

Kraftforsyningen i Litauen er dominert av Lietuvos Energija (LE), som inntil 1997 kontrollerte all varmekraftkapasitet, transportnettet og syv fordelingsnett. LE er også involvert i handel og eksport. LE er børsnotert, men staten eier fremdeles mer enn 90 prosent av aksjene.

Kjernekraften er eid av Ignalina kraftkompani, som er et statseid selskap uavhengig av LE. Selskapet selger all kraften til LE, inkludert det som går til eksport. Denne ordningen er ikke uten problemer. Blant annet har kjernekraftselskapet store beløp til gode hos LE, og det har vært rettslige oppgjør i den forbindelse. Både betalingsproblemene og at prisene er regulert til under produksjonskostnadene, skaper problemer både for den løpende driften og for mulighetene til privatisering.

9.8.3 Energipolitikk og reguleringer

I april 1996 ble det undertegnet en intensjonserklæring mellom EE og NRG Energy, et datterselskap av amerikansk Northern States Power Co. Denne avtalen innebar at NRG skulle få en betydelig rolle i estisk kraftproduksjon gjennom joint ventures med EE mot å skyte inn US$ 50 millioner til investeringer og stille garanti på US$ 200 millioner. Resultatet kan bli at kraftverkene privatiseres gjennom en åpen anbudsprosess.

I forbindelse med privatiseringen av det latviske energiselskapet Latvenergo er det aktuelt å splitte selskapet opp i produksjons- og distribusjonsselskaper. Tre utenlandske selskaper har vist sin interesse; Vattenfall, PreussenElektra og US Stanton Group.

Som en del av restruktureringen av kraftforsyningen i Litauen, har myndighetene planlagt å overføre eierskapet til fjernvarmevirksomheten fra LE til kommunene. Distribusjonsvirksomheten er også planlagt skilt ut fra 1998.

Under sovjetsystemet var alle de tre baltiske landene en integrert del av IPS; Nordvest-Sovjets kraftsystem. De baltiske landene kan enten forbli en del av IPS-nettet, knyttes til UCPTE via Litauen og Polen, eller til NORDEL via Finland. Begge de to siste mulighetene vil kreve dyre oppgraderinger for frekvensregulering, hvis ikke forbindelsene konstrueres som likestrømsforbindelser.

Fotnoter

1.

Avgift for kraftproduksjon er beregnet med utgangspunkt i forbruksavgiften (på elektrisitet) og angir hvilken CO2-avgift denne tilsvarer ved full overveltning av avgiften.

2.

Den grunnleggende tanke bak subsidiaritetsprinsippet (nærhetsprinsippet) er at Fellesskapet ikke skal handle på et område, med mindre den påtenkte handling bedre kan gjennomføres på fellesskapsplan enn på nasjonalt plan. Beslutninger bør treffes så nært de som berøres av beslutningene som mulig. Subsidiaritetsprinsippet har funnet sin autoritative utforming i art. 3 B i EU-traktaten.

Til dokumentets forside