Historisk arkiv

Faktaheftet 2000

Historisk arkiv

Publisert under: Regjeringen Stoltenberg I

Utgiver: Olje- og energidepartementet

Energi- og vassdragsvirksomheten i Norge


Faktaheftet 2000

Energi- og vassdragsvirksomheten i Norge

Forord

Faktaheftet om energi- og vassdragsvirksomheten i 2000 gir opplysninger om energisituasjonen i Norge. Institusjonelle forhold i kraftforsyningen og sentrale oppgaver i energi- og vassdragsforvaltningen blir også presentert.

Det er nærmere tre år siden Olje- og energidepartementet sist publiserte Faktaheftet om energi- og vassdragsvirksomheten. I den foreliggende utgaven er det en mer utdypende omtale av energiforbruket med særlig vekt på ulike oppvarmingssystemer. Departementet omtaler nye fornybare energikilder i kapitlene om produksjon av elektrisitet og energiforbruket. Omtalen av arbeidet med å begrense energiforbruket er tatt inn i kapitlet om energiforbruket. Utenlandshandelen med kraft er omtalt i kapitlet om kraftmarkedet.

I 1999 la Regjeringen fram St meld nr 29 om energipolitikken. Kapitlet om mål og strategier er trykket som vedlegg i Faktaheftet.

Arbeidet ble avsluttet 22. desember 1999.

Marit Arnstad
Olje- og energiminister

Faktheftet i pdf format

1 Innhold og sammendrag
2 Produksjon av elektrisitet
3 Energiforbruk
4 Det konsesjons-rettslige rammeverket
5 Eiere og organisering av kraftsektoren
6 Overføringsnettet
7 Kraftmarkedet
8 Forskning og utvikling
9 Internasjonalt energisamarbeid
10 Vannressursforvaltning

Vedlegg

Innledning og sammendrag

Et moderne samfunn er avhengig av sikker tilgang på energi. Energibruken er en del av produksjons- og livsmønsteret. Energi er nødvendig for å drive maskiner og prosesser, og det trengs energi til oppvarming av bygninger og tappevann, og til belysning. Råolje, naturgass, vannkraft og vind er eksempler på primære energikilder. Norges rikelige tilgang på primærenergi har vært et viktig grunnlag for økonomisk vekst.

I Norge står vannkraft for 99 prosent av samlet elektrisitetsproduksjon. Gjennomsnittlig produksjonsevne for vannkraftverkene i Norge er omkring 113 TWh/år. Produksjonen kan i praksis variere mye fra år til år avhengig av nedbørsforholdene. I 1998 var produksjonen av elektrisitet 116,7 TWh, mens produksjonen bare var 105 TWh i 1996. Foreløpige tall viser at i 1998 stod kraftforsyningen for om lag 2,2 prosent av bruttonasjonalproduktet i fastlands-Norge. Dette tilsvarer 25,3 milliarder kroner.

Fordi vannkraften er nesten enerådende i kraftproduksjon i Norge, legges det stor vekt på å beskrive de ulike særtrekkene ved vannkraftproduksjon i dette Faktaheftet. Det er fortsatt mulig å bygge ut mer vannkraft i Norge, men vi vil ikke komme opp på det utbyggingsnivået som vi har hatt tidligere. For utbygging av ny produksjonskapasitet er andre energikilder som vind og naturgass aktuelle.

Bruk av nye fornybare energikilder, ny energiteknologi som varmepumper, samt utnyttelse av overskuddsvarme og avfall blir stadig mer aktuelt. Ser vi bort fra vind og tidevannsenergi, er dette energikilder og teknologier som egner seg best til å levere varme. Utnyttelsen av denne varmen er avhengig av en annen type infrastruktur enn den som brukes ved overføring av elektrisk kraft. Foruten vannkraftproduksjon omhandler kapittel 2 omforming av forskjellige energikilder til nyttbar energi, herunder bruken av nye fornybare energikilder til elektrisk energi og til varmeformål.

Netto innenlandsk energiforbruk var 805 PJ i 1998 (tilsvarende ca 224 TWh). Om lag 75 prosent gikk til stasjonære formål i 1998. Forbruket av fyringsoljer, parafin m.v. utgjorde 14 prosent av det totale stasjonære energiforbruket. linkurl_blank1 Bioenergi (ved, avlut og avfall) sto for 7 prosent. Husholdninger og tjenesteyting benyttet 1,4 TWh fjernvarme, tilsvarende 0,8 prosent av det totale stasjonære forbruket. Avfall dekket halvparten av energiforbruket ved produksjon av fjernvarme.

Petajoule (PJ) og terawattimer (TWh)

Energi kan måles i forskjellige enheter. En mye brukt måleenhet er joule. Elektrisk kraft måles gjerne i kilowattimer (kWh). 1 kWh=3 600 joule (J) eller 3,6 kJ. Vedlegg 1 gir oversikt over omregningsfaktorene mellom J og kWh. 3,6 PJ er lik 3 600 milliarder joule som igjen er lik 1 milliard kWh, eller 1 terawattime (TWh). Vedlegg 2 viser energibalansen for 1998 der produksjon og forbruk måles i petajoule (PJ).

Netto stasjonært forbruk av elektrisk kraft i 1998 var 108,4 TWh, eller 65 prosent av det totale stasjonære energiforbruket. Energiforbruket og faktorer som påvirker utviklingen av forbruket blir nærmere beskrevet i kapittel 3.

Lovgivningen innen energi- og vassdragsforvaltningen regulerer alle områder helt fra utbygging via transport til forbruk. Kapittel 4 beskriver de konsesjonsrettslige rammene for sektoren. Lovverket regulerer blant annet forholdet mellom ulike brukerinteresser, og ivaretar hensynet til natur og landskapsvern.

Kraftsektoren består av mange forskjellige typer energiverk. De er av ulik størrelse, og de har ulik selskapsmessig organisering og eiersammensetning. Vel 85 prosent av produksjonskapasiteten er i offentlig eie. Strukturen i markedet er i stadig endring. Disse forholdene er nærmere omtalt i kapittel 5.

De fleste energibærerne transporteres på vei og bane som andre varer. Transporten av elektrisitet er imidlertid avhengig av en sammenhengende infrastruktur med overførings- og fordelingslinjer. Denne infrastrukturen betraktes som et naturlig monopol. For å sikre forbrukernes rettigheter, og for å sikre en effektiv utvikling av nettet er det etablert monopolkontroll. Reguleringen av nettvirksomheten er nærmere beskrevet i kapittel 6.

I kapittel 7 gis det en beskrivelse av rammene for omsetningen av elektrisk kraft i Norden. Først beskrives de fysiske forutsetningene for at Norge, Sverige og Finland i dag har et felles kraftmarked i tillegg til at det gis et bilde av Norges overføringsforbindelser med utlandet. Deretter gis det en innføring i hvordan kraftmarkedet fungerer og hvordan de ulike kraftmarkedene er organisert. Avslutningsvis i kapittel 7 gis det en innføring i hvordan prisdannelsen skjer i det nordiske kraftmarkedet og hvordan prisdannelsen henger sammen med produksjonsforholdene i de nordiske landene.

Energisektoren er internasjonal. Bruk av nye fornybare energikilder har fortsatt en beskjeden utbredelse. Den teknologiske og politiske utviklingen internasjonalt kan påvirke lønnsomheten og utbredelsen av disse energikildene. De internasjonale klimaforhandlingene kan gi viktige føringer for utviklingen i forbruk og produksjon i Norge, og for verdien av vannkraften. Det er derfor nødvendig å følge de internasjonale prosessene både innen politikk og forskning. Kapittel 8 omhandler forskning og utvikling, mens kapittel 9 omhandler internasjonalt energisamarbeid.

Det er mange kryssende interesser som møtes når et vassdrag utnyttes til bestemte formål. Vannforsyning er det eldste bruksformålet vi kjenner. Ellers er fiske, ferdsel, jordvanning og vannkraftproduksjon utnyttingsformer som er utbredt. Betydningen av de ulike bruksinteresser og -formål varierer fra vassdrag til vassdrag. Bruksinteressene har også forandret seg gjennom tidene. I kapittel 10 beskrives vassdragsforvaltningen i Norge.

Enhetene for energi og effekt som benyttes i dette Faktaheftet er definert i vedlegg 1 sammen med omregningsfaktorene mellom de mest benyttede enhetene for energi.

I omtalen av energiproduksjon og forbruk i dette Faktaheftet er opplysningene hentet fra Energibalansen med mindre noe annet er sagt. Balansen utarbeides av Statsistisk Sentralbyrå (SSB). Energibalansen for 1998 følger som vedlegg 2.

1 Det stasjonære energiforbruket er netto innenlandsk energiforbruk fratrukket energi til transportformål, utenriks sjøfart og til energisektoren selv.

Produksjon av elektrisitet

Vannkraft
Vindkraft
Gasskraft
Annen kraftproduksjon
Skatter og avgifter i kraftsektoren
Kraftforsyningens plass i norsk økonomi

Vannkraft

Vassdragene er av stor betydning både for økonomiske interesser og for allmenne interesser som naturvern og friluftsliv. Kraftproduksjonen er den viktigste økonomiske utnyttingen.

Et vassdrag kan defineres som et sammenhengende system av elver fra utspring til hav, inklusive eventuelle innsjøer, snø- og isbreer. Det er om lag 4000 vassdrag i Norge. I noen fylker er nesten alle større vassdrag utnyttet. Sju av Norges ti høyeste fosser er utbygd. Tre av fossene er varig vernet mot kraftutbygging, jfr tabell 2.1. For å øke kraftproduksjonen i et vassdrag er det vanlig å overføre vann fra andre deler av vassdraget eller fra nabovassdrag.

Et vassdrag bygges ofte ut med flere kraftverk.

Tabell 2.1
Norges høyeste fosser (regnet etter tilnærmet loddrett fall)

Vannfall

Høyde (m)

Tilstand

Konsesjonsgitt (Vernet)

Tyssestrengen

300

Utbygd

1964 Tyssefaldene A/S

Ringdalsfossen

300

Utbygd

1964 Tyssefaldene A/S

Skykkjedalsfossen

300

Utbygd

1973 Statkraft

Vettisfossen

275

Varig vernet

1923 Naturfredningsloven

Austerkrokfossen

256

Utbygd

1966 Elektrokjemisk A/S

Søre Mardalsfossen

250

Utbygd

1973 Statkraft

Storhoggfossen i Ulla

210

Utbygd

1973 Statkraft

Vedalsfossen

200

Varig vernet

1980 Verneplan II

Feigefossen

200

Varig vernet

1986 Verneplan III

Glutrefossen

171

Delvis utbygd

1973 Statkraft

Kilde: Vassdragslovutvalget

Vassdragene i Norge er svært forskjellige på grunn av store variasjoner i topografi, nedbørsforhold og klima. De fleste vassdragene på Vestlandet, i Nordland og deler av Troms er relativt korte med store fall, mens mange vassdrag på Østlandet, i Trøndelag og Finnmark er lange og vannrike med forholdsvis små fall.

Vannmengden og fallhøyden bestemmer den potensielle energien i et vannfall. Fallhøyden er høydeforskjellen mellom magasininntaket og utløpet fra kraftverket. Vannet ledes inn i trykksjakter ned til kraftstasjonen. Med stort trykk ledes vannet inn på turbinhjulet. Turbinhjulet driver en generator som omdanner bevegelsesenergien i vannet til elektrisk energi.

Lavtrykkskraftverk utnytter ofte en stor vannmengde mens fallhøyden er liten, som i et elvekraftverk. Vannføringen kan vanskelig reguleres. Vannet blir derfor brukt stort sett når det kommer, og kraftproduksjonen vil derfor øke i flomperioder eller ved svært store nedbørsmengder. Elvekraftverk ligger ofte i lavlandet, særlig på Østlandet og i Trøndelag. Langs Glomma ligger det flere elvekraftverk. Solbergfoss kraftverk i Askim, med en maksimal ytelse på 116 MW og gjennomsnittlig årsproduksjon på 580 GWh , er det største.

Høytrykkskraftverkene er som regel anlegg som utnytter store fallhøyder, og mindre vannmengder enn elvekraftverk. Et høytrykkskraftverk er ofte bygget inn i fjellet nær vannmagasinene som benyttes til å regulere vannmengden som går til kraftverket. Kraftverket og reguleringsmagasinet er forbundet med tunneler i fjellet eller rørledninger ned fra fjellet. Et slikt kraftverk kalles også magasinkraftverk. Magasinkraftverk har vanligvis større effektinstallasjon og kortere brukstid enn elvekraftverkene. Sima kraftverk i Eidfjord i Hardanger, med 1 158 meter fallhøyde og en maksimal vannføring på 52 m3 i sekundet gjennom kraftstasjonen, er eksempel på et høytrykkskraftverk som benytter et stort magasin. Den årlige produksjonen er normalt i underkant av 3 TWh.

Tilsig

Tilsiget er den vannmengden som renner til magasinene fra et vassdrags samlede nedbørsfelt. Et nedbørsfelt er det geografiske området som samler opp nedbør som renner inn til et vassdrag. Nyttbart tilsig er den vannmengden som tilføres magasinet og som blir nyttiggjort til vannkraftproduksjon.

Nedbøren varierer over landet, over sesongen, og fra år til år. De mest nedbørsrike områdene er i ytre og midtre strøk på Vestlandet. Det er også en tydelig tendens til at nedbøren øker med høyden over havet. Minst nedbør er det i øvre Ottadalen og i indre Finnmark, der årsmidlet ligger på henholdsvis 300 og 250 mm. På Vestlandet er årsmidlet over store områder på 3 000 - 3 500 mm.

Tilsiget er stort under snøsmeltingen om våren, og avtar normalt utpå sommeren og frem mot høsten. Høstflommer gir normalt en økning i tilsiget før vinteren setter inn. I vintermånedene er tilsiget normalt svært lavt.

Tilsiget over året i vassdragene vil også variere med lokale geografiske og klimatiske forhold. Vårflommen kommer senere i innlandet og på fjellet enn ved kysten og i lavlandet. Over store deler av Østlandets lavere strøk, samt på Vestlandet og i Trøndelag er vårflommen på sitt høyeste i mai. Nær kysten skjer dette i slutten av april, mens toppen nås i juni og juli i de indre og høyereliggende strøk. I Nord-Norge er vårflommen på sitt høyeste i juni, noe tidligere i de ytre strøkene.

Det er svært stor variasjon i nedbøren fra år til år. De våteste årene har mer enn dobbelt så stor nedbør som de aller tørreste.

I 1980-årene og frem til 1993 var det flere år med mye nedbør og dermed rikelig tilsig til kraftproduksjon. I 1993 og 1994 var det forholdsvis lite nedbør, mens 1995 ble et år med rekordstor kraftproduksjon på grunn av store tilsig. I 1996 var tilsiget vesentlig under det som er normalt. Tilsiget har vært relativt høyt etter 1996. Variasjonene i den faktiske produksjonen fra år til år kan først og fremst forklares ut fra variasjoner i tilsiget.

I tillegg til at tilsiget av vann varierer over året, er forbruksnivået mye høyere i vinterhalvåret enn om sommeren. Forbruket av kraft gjennom et år, og dermed behovet for å produsere, varierer i grove trekk motsatt av tilsiget. Når tilsiget er stort, er forbruket ofte lavt og motsatt. Figur 2.1 viser hvordan forholdet kan være mellom vannkraftproduksjonen og nyttbart tilsig i løpet av et år. Forbruket kan også variere betydelig mellom årene fordi blant annet utetemperaturen varierer og påvirker oppvarmingsbehovet.

Figur 2.1 Tilsig av vann og el-produksjon over året

Reguleringsmagasiner

Vannets potensielle energi kan lagres i reguleringsmagasiner som etableres i innsjøer, vann eller i kunstige bassenger ved at deler av vassdraget demmes opp. Vannet samles opp i overskuddsperioder når tilsiget er stort og forbruket lite. I underskuddsperioder kan man tappe magasinet og produsere kraft av vannet som er lagret. Stort sett ligger reguleringsmagasinene i områder der det bor lite folk, og høyt til fjells for å utnytte mest mulig av fallhøyden. Forskjellen mellom høyeste og laveste tillatte vannstand i magasinene er fastsatt i reguleringstillatelsen, og vil variere med topografiske og miljømessige forhold.

Reguleringsmagasiner som lagrer vann om sommeren for bruk om vinteren når kraftbehovet er størst kalles sesongreguleringer. Store reguleringsmagasiner som kan lagre vann i nedbørsrike år for bruk i nedbørsfattige år kalles tørrårs- eller flerårsreguleringer. Døgn- og ukereguleringer kalles korttidsreguleringer.

Magasinkapasitet er den kraftmengden som kan produseres ved å tømme et fullt magasin. Siden 1980 og fram til i dag har magasinkapasiteten økt med vel 26 TWh. Ved inngangen til 1999 var magasinkapasiteten omlag 84 TWh.

Magasinbeholdningen angir hvor mye vann (potensiell energi) det er i magasinet til enhver tid. Figur 2.2 viser magasinutviklingen over året i 1999 og minimum, median og maksimum magasinbeholdning for tiårsperioden 1982-1991, uttrykt i prosent av total magasinkapasitet.

Figur 2.2 Magasinfylling 1999

Normalt tappes magasinene om høsten og vinteren når etterspørselen etter elektrisitet er størst. I vår- og sommerperioden, når etterspørselen etter elektrisitet er på sitt laveste, fylles magasinene med vann. Utviklingen av magasinbeholdningen gir et bilde av elektrisitetsproduksjonen og tilsigsforholdene over året.

Kraftproduksjon

Installert effekt i vannkraftverkene er i dag 27 470 MW og fordeler seg på 857 kraftverk. I tillegg kommer 293 MW fra varmekraftverk. 1) Den installerte effekten og det forventede årlige tilsiget i et år med normal nedbør, er grunnlaget for å beregne midlere produksjonsevne. Midlere produksjonsevne per 1. januar 1999 er 113 TWh.

De største vannkraftutbyggingene foregikk i årene fra 1970 til 1985, med en økning i installert effekt på 10 730 MW, eller gjennomsnittlig 4,1 prosent per år. Mot slutten av 1980-tallet avtok vannkraftutbyggingene. Tilveksten av ny produksjonskapasitet har vært lav på 90-tallet. Produksjonskapasiteten økte med 0,1 prosent i løpet av 1998. På 90-tallet er økningen i produksjonskapasitet knyttet til opprustning og utvidelse av gamle kraftverk, bedre utnyttelse av eksisterende kraftverk, og noen mindre nye vannkraftverk. Utviklingen i installert effektkapasitet vises i figur 2.3.

Figur 2.3 Installert effektkapasitet

Til sammen disponerer de 10 største kraftverkene om lag 1/4 av produksjonskapasiteten. Statkraft SF er Norges største kraftprodusent med ca. 30 prosent av den samlede produksjonskapasiteten. Tabell 2.2 viser de 10 største kraftverkene i Norge per 1. januar 1999.

Installert effekt, midlere produksjon og brukstid

Effekten (MW) et vannkraftverk kan yte øker proporsjonalt med produktet av fallhøyde og vannmengde per tidsenhet, begrenses av installert maskineffekt i kraftverket. Den energimengden som produseres (MWh) i et gitt tidsrom er lik produktet av den gjennomsnittlige effekt og tiden. For eksempel vil et kraftverk som gjennomsnittlig kjører med en installert effekt på 1 MW i løpet av et år (8 760 timer) produsere 8 760 MWh (8,76 GWh).

På grunn av variasjoner i tilsiget og elektrisitetsforbruket, vil ikke et vannkraftverk yte maksimalt hele tiden. Et kraftverks brukstid er definert som den tid det tar å produsere et års midlere tilsig under full maskinytelse. Et kraftverk som har et midlere tilsig på 200 GWh og en installert effekt på 50 MW, har således en brukstid på 4 000 timer. De fleste kraftverk i Norge har en brukstid på mellom 3 500 og 5 000 timer.

Tabell 2.2
De 10 største kraftverkene i Norge pr 1. januar 1999

Kraftstasjon

Fylke

Maks kapasitet

Midl. årsprod.

(MW)

(GWh/år)

Kvilldal

Rogaland

1240

2913

Sima

Hordaland

1120

2846

Tonstad

Vest-Agder

960

3666

Aurland I

Sogn og Fjordane

675

1956

Saurdal *)

Rogaland

640

1285

Rana

Nordland

500

1975

Tokke

Telemark

430

2140

Svartisen

Nordland

350

2116

Brokke

Aust-Agder

330

1417

Evanger

Hordaland

330

1229

*) Pumpekraftstasjon Kilde: NVE

Kvilldal kraftverk som ligger i Rogaland og er det største i landet, har en maksimal effektytelse på 1 240 MW. Dette utgjør om lag 4,5 prosent av den totale kapasiteten i landet. Sammensetningen av små og store kraftverk og samlet installert effekt per 1. januar 1999 fremgår av tabell 2.3.

Tabell 2.3
Vannkraftstasjoner i drift pr 1. januar 1999 etter størrelse og samlet installasjon

Størrelse

Antall

Samlet installasjon

MW

MW

0 - 0,1

170

5

0,1 - 1

130

55

1 - 10 237

849

10 - 100

243

8827

100 - 77

17734

Kilde: NVE

På Vestlandet, Sørlandet og i Nordland er produksjonen av elektrisk kraft større enn forbruket. På Østlandet er forbruket av kraft mye større enn det som produseres i området. Det er derfor nødvendig å transportere kraften fra vest og nord til sør og øst.

Kraftflyten mellom landsdelene påvirkes også av utvekslingen med Danmark, Sverige og Finland. Norge har i dag en overføringskapasitet til våre naboland på 4 500 MW. Disse forbindelsene benyttes til både import og eksport av kraft, jf kapittel 7.

Produksjonen av kraft i siste halvdel av 1980-tallet og begynnelsen av 1990-tallet lå gjennomgående over det midlere produksjonsnivået som følge av år med gode tilsig. Både 1996 og 1997 hadde produksjon under midlere produksjonsnivå. Den samlede produksjon av elektrisitet i 1998 var 117 TWh, dvs noe over midlere produksjonsnivå. Figur 2.4 viser utviklingen i midlere års produksjonsevne og den faktiske vannkraftproduksjonen i det norske kraftsystemet i årene fra 1980 til 1998.

Figur 2.4 Vannkraftproduksjon og midlere års produksjonsevne

Kraftproduksjonen har ligget høyt i 1999. Ved inngangen til november var den samlede kraftproduksjonen i 1999 på 98 TWh. Sammenliknet med samme periode året før, er dette en økning på 4 prosent.

Vannkraftpotensialet

Vannkraftpotensialet er energien i de norske vassdragene som kunne bygges ut til kraftformål. Det norske vannkraftpotensialet er beregnet til 179,7 TWh/år pr 1. januar 1999. Vassdrag som kan utnyttes til kraftformål til en kostnad på inntil 4 kr/kWh er inkludert i beregningene. Tilsigsperioden 1931-90 er lagt til grunn. Figur 2.5 viser vannkraftpotensialet per 1. januar 1999. Potensialet omfatter både utbygde og ikke-utbygde vassdrag.

Figur 2.5 Vannkraftpotensialet, TWh

Av det totale vannkraftpotensialet ligger 35,3 TWh/år i vernede vassdrag, og er derfor ikke tilgjengelig for utbygging. Det gjenstår dermed 144,3 TWh/år som ikke er vernet mot kraftutbygging.

Utbygd midlere produksjonsevne er per 1. januar 1999 113 TWh/år. I tillegg er det prosjekter under bygging på 0,5 TWh/år og konsesjon er gitt for utbygging av ytterligere 1,4 TWh/år.

Dette innebærer at det gjenstår et potensiale på vel 29 TWh/år kraftproduksjon i vassdrag som ikke er bygd ut og ikke vernet mot kraftutbygging. De fleste prosjektene er klassifisert i Stortingsmeldingen om Samlet plan for vassdrag. De ulike kategoriene i Samlet Plan angir den ønskede utbyggingsrekkefølge av disse vassdragene, og man har lagt vekt på å bygge ut de minst konfliktfylte og billigste vassdragene først. Samlet Plan har som formål å gi en gruppevis prioritering av vannkraftprosjekter med sikte på konsesjonsbehandling. Hovedkriteriene for gruppeplasseringene er lønnsomhet og konfliktgrad i forhold til andre interesser.

I kategori I i Samlet Plan finnes de prosjektene som kan konsesjonsbehandles. Disse utgjør 15,1 TWh kraftproduksjon per år. I tillegg kan 2,2 TWh/år, som er unntatt fra Samlet Plan, konsesjonbehandles. Prosjekter i Samlet Plan kategori II (8,5 TWh/år), og prosjekter som ikke er behandlet i Samlet Plan (3,7 TWh/år), kan ikke konsesjonsbehandles nå, men kan nyttes til kraftutbygging eller andre formål senere.

Opprusting av vannkraftverk innebærer at man moderniserer allerede eksisterende kraftverk for å utnytte den potensielle energien i vannet bedre, redusere driftsutgiftene og øke driftssikkerheten. For eksempel kan falltapet reduseres ved å utvide vannveiene og gjøre tverrsnittet i overføringstunnelene større.

Utvidelser er større tiltak, som å overføre vann fra andre nedbørsfelt, øke eksisterende reguleringsmagasiner eller etablere nye, øke fallhøyden og øke maskininstallasjonene for å få mer disponibel effekt. Opprustning- og utvidelsesprosjekter er anslått til å kunne øke produksjonen med om lag 10 TWh/år. Opprustning kombinert med utvidelse gir gjerne større energigevinst og bedre lønnsomhet enn ren opprustning.

Hovedtyngden av opprustning- og utvidelsesprosjektene ligger i kategori I i Samlet Plan. Noen prosjekter ligger i Samlet Plan kategori II, mens andre igjen ikke er behandlet i Samlet Plan, eller er unntatt fra Samlet Plan.

Det kan oppnås en økonomisk gevinst ved å pumpe vann opp til reguleringsmagasiner med større fallhøyde fordi vannets potensielle energi øker proporsjonalt med denne. Ved lave kraftpriser kan det være lønnsomt for produsentene å bruke kraft til å flytte vannet til et høyere magasin slik at vannet kan nyttes til produksjon i perioder når prisene er høye.

Kraftutbygging må vurderes i forhold til fremtidige prisforventninger i markedet, og forbedret utbyggingsteknologi. Dette er betydelige usikkerhetsfaktorer ved kraftutbygging. Den økonomiske risikoen er særlig stor ved vannkraftutbygging fordi prosjektene er svært kapitalintensive. Det er store variasjoner i kostnadene ved å bygge ut de vannkraftprosjektene som det kan søkes konsesjon til.

Norsk vannkraftkompetanse

Norge er verdens sjette største vannkraftprodusent og den største i Europa. Den norske vannkraftindustrien har tradisjoner som går mer enn 100 år tilbake i tid. Norge har opparbeidet kompetanse til å dekke ulike sider ved et vannkraftprosjekt; fra planlegging og prosjektering til levering og installasjon av vannkraftteknisk utstyr. I tillegg har myndighetene opparbeidet ekspertise i å lovregulere og forvalte vannkraftressurser.

Olje- og energidepartementet har bidratt med økonomisk støtte til å etablere et teknologisenter som skal være med å vedlikeholde denne kompetansen. Teknologisenteret er tilknyttet Vassdragsmuseet Labro ved Numedalsvassdraget i Kongsberg.

Fordi Norge allerede har bygd ut en stor del av det tilgjengelige vannkraftpotensialet, konkurrerer norsk industri nå om oppdrag i utlandet. Norske bedrifter er i dag engasjert over store deler av verden, slik som det sørlige Afrika, Sør-Amerika og Sør-øst Asia. I tillegg til turbiner og elektromekaniske produkter omfatter leveransene også konsulenttjenester innen planlegging, prosjektering og engineering.

Vindkraft

Langs kysten og i fjellområdene er det en rekke steder med gode forhold for utbygging av vindkraft. Langs kysten fra Lindesnes i sør til Kirkenes i nord er det områder som er særlig godt egnet. Gjennomsnittlig vindhastighet over året er mange steder mellom 6 og 8 m/s i 10 meters høyde over bakken. I aktuell arbeidshøyde for vindturbiner (for eksempel 50 m) vil vindhastigheten typisk være 10-20 prosent høyere, avhengig av den lokale topografien.

I et vindkraftverk omdannes bevegelsesenergien i vinden til elektrisk energi. Et vindkraftverk består av en eller flere vindturbiner med tilhørende interne elektriske anlegg. En vindturbin består av tårn, blader og maskinhus med generator, transformator og kontrollsystem. Vindenergi overføres via drivakselen til en generator inne i maskinhuset. Generatoren omdanner bevegelsesenergien til elektrisk energi som overføres videre i kabler. Vindkraftverk må tilkobles eksisterende ledningsnett.

Et moderne vindkraftverk produserer elektrisk kraft når vindhastigheten i navhøyde er i området 4 til 25 m/s. Effekten varierer med vindhastigheten og aggregatets merkeeffekt. Ved vindstyrke over 25 m/s bremses og låses bladene. Effektinnholdet i vinden som blåser gjennom en flate er proporsjonal med vindhastigheten i tredje potens. Maksimal teoretisk utnyttelse av vindenergien er knapt 60 prosent. En vindturbin utnytter i praksis opp til 35 prosent av vindeffekten som passerer rotorarealet. Den samlede utnyttelsesgraden reduseres ytterligere ved tap både i giret og generatoren. I Norge regner man med at antall brukstimer for en vindturbin bør kunne ligge i overkant av 3 000 timer på godt egnede steder.

Vind regnes som en miljøvennlig energikilde. Den er fornybar. Vindkraftverk kan imidlertid forstyrre leveområder for planter og dyr. Vindkraftverk kan også gi arealbrukskonflikter.

Det var 23 vindturbiner i Norge per desember 1999. Den installerte effekten var på om lag 13 MW. På årsbasis vil de 23 turbinene kunne produsere om lag 38 GWh (0,038 TWh). Til sammenligning var den samlede vindkraftproduksjonen i verden i 1998 på om lag 12 TWh. Det ble i desember 1999 gitt konsesjon for ett nytt vindkraftverk (Havøygavlen i Måsøy kommune i Finnmark). Det er gitt konsesjon for bygging av 26 vindturbiner, hver på opptil 1,5 MW, totalt 39 MW. Vindkraftverket blir dermed Norges største. Grunnet svært gode vindforhold er det beregnet en produksjon på opp mot 150 GWh/år. Vindkraftverket vil kunne dekke kraftbehovet til 6 000 husstander.

NVE kjenner til 4 prosjekter som vil komme til konsesjonsbehandling i 2000. Disse anleggene kan få en produksjon på omlag 1,3 TWh.

Teknologiutvikling har bidratt til en betydelig reduksjon i produksjonskostnadene for vindkraft. I de siste 15 årene har investeringer per kvadratmeter vindfangareal blitt halvert. Samtidig er ytelsen økt betydelig. Dagens produksjonskostnader antas å ligge i området 25-30 øre/kWh på steder med gode vindforhold og moderate utbyggingskostnader. Enkelte spesielt gunstige vindkraftprosjekter kan ha kostnader også under dette nivået.

I Energiutredningen (NOU 1998:11 om energi- og kraftbalansen mot 2020) er det antatt at det på lang sikt er mulig å bygge ut om lag 12 TWh/år vindkraft i Norge. I St.meld. nr 29 (1998-99) om energipolitikken, er det satt som mål å bygge vindkraftanlegg som årlig produserer 3 TWh/år innen 2010.

Av de nye fornybare energikildene har vindkraft de laveste produksjonskostnadene ved omforming til elektrisk energi. Det er imidlertid fortsatt nødvendig med offentlig støtte for å gjøre anleggene lønnsomme. Det viktigste virkemiddelet for å stimulere vindkraftutbyggingen er investeringsstøtten. Investeringsstøtte til vindkraftanlegg forutsetter at anleggene er gitt konsesjon.

I tillegg til investeringsstøtte ble det fra 1. januar 1999 innført en ordning med produksjonsstøtte til vindkraftverk tilsvarende halv elektrisitetsavgift. El-avgiften var på 5,94 øre/kWh i 1999, og blir hevet til 8,56 øre/kWh i 2000. Det ble også innført fritak for investeringsavgift for en rekke teknologier som utnytter nye fornybare energikilder, inklusive vindkraftanlegg.

Gasskraft

Norge har produsert naturgass siden 1970-tallet. Praktisk talt all norsk gass eksporteres. Rundt 10 prosent av Vest-Europas gassforbruk dekkes av norsk gass.

Ilandføringsstedene for naturgassen i Norge er Tjeldbergodden i Møre og Romsdal, Kollsnes i Hordaland og Kårstø i Rogaland.

Naturkraft AS fikk 5. juni 1997 anleggskonsesjoner etter energiloven for bygging og drift av kombikraftverk på Kollsnes i Hordaland og Kårstø i Rogaland. Gasskraftverkene var tenkt bygget med en ytelse på henholdsvis 390 og 380 MW installert effekt, hver med en produksjonsevne på 2,8 TWh/år.

Industrikraft Midt-Norge DA søkte i mars 1999 om anleggskonsesjon for et kraftvarmeverk på ca 800 MW i to separate aggregater på Fiborgtangen i Levanger kommune. Det arbeides med planer om å bygge en gassrørledning i Trondheimsfjorden fra Tjeldbergodden til Skogn. Industrikraft Midt-Norge DA planlegger å integrere anlegget med Norske Skogs papirfabrikk i Skogn, som kan utnytte store mengder varme.

Statens forurensningstilsyn (SFT) vedtok i januar 1999 å gi Naturkrafts gasskraftverk på Kolsnes og Kårstø utslippstillatelser etter forurensningsloven. Det ble satt som vilkår at 90 prosent av CO2-utslippene skal reduseres ved bruk av renseteknologi. Tilsvarende er vilkåret 50 prosent rensing av NOx-utslippene. Dette har medført at det for tiden ikke er lønnsomt å bygge gasskraftverk i Norge.

Flere norske miljøer arbeider med å utvikle teknologi for gasskraftproduksjon som gir minimale CO2-utslipp. Teknologiene for CO2-fjerning som det hittil har vært forsket mest på er separering av CO2 fra eksosgassen. I dag er det fire kjente teknologier. Disse metodene innebærer at CO2 fjernes etter at forbrenningen av naturgass har funnet sted.

Det er flere typer gasskraftverk som teknisk kan innpasses i det norske elektrisitetssystemet. De viktigste er:

  • gassturbinverk
  • kombikraftverk
  • kraftvarmeverk

Gassturbiner benyttes til el-produksjon i alle disse kraftverkene.

Et kraftverk med kun gassturbiner som driver generatoren kalles gassturbinverk. Et gassturbinverk kan startes og stoppes på kort varsel og egner seg derfor som topplastverk. Driftskostnadene er relativt høye.

El-produksjon i gasskraftverk medfører samtidig produksjon av varme. I kombikraftverk og kraftvarmeverk utnyttes varmen, og dette bidrar til å øke virkningsgraden betydelig i forhold til et gassturbinverk.

Kombikraftverk utnytter varmen i avgassen fra gassturbinene til å produsere tilleggskraft ved hjelp av dampturbiner. Sammen gir disse turbinene en virkningsgrad ved kraftproduksjon (opp mot 60 prosent) som er høyere enn hva som oppnås ved annen kraftproduksjon basert på fossile brensler.

Et kraftvarmeverk produserer både elektrisk kraft og varme til oppvarmingsformål (fjernvarme). Overskuddsvarmen fra dampturbiner eller i avgassene fra gassturbiner, blir ledet til varmevekslere i et fjernvarmesystem. I et kraftvarmeverk er el-produksjonen lavere enn i et kombikraftverk med samme gassforbruk. I et kraftvarmeverk omformes imidlertid en større del av eneriginnholdet i gassen til nyttbar energi (over 80 prosent).

I Norge er det begrensede muligheter for å utnytte varme fra kraftproduksjon til priser som dekker kostnadene. Om lag 7 prosent av varmekraftverkene i EU utnytter varmen til fjernvarme.

Varmeetterspørsel er mest aktuelt i områder med høy konsentrasjon av brukere slik at fjernvarmenett eller industriell utnyttelse av varmen kan være lønnsomt. Gasskraftverket som Industrikraft Midt-Norge DA har søkt anleggskonsesjon for ved Trondheimsfjorden skal utnytte varme til industriformål. Planlagt produksjon er 5,6 TWh elektrisk kraft og 0,7 TWh varme per år. Etterspørselen etter varme til boliger og kontorer mv. i Norge er lav store deler av året. Uten gassrørledninger til de store byene synes større kraftvarmeverk lite aktuelt i Norge.

Annen kraftproduksjon

Produksjonsprosessen i mange industribedrifter avgir varme som kan utnyttes til kraftproduksjon. Mulighetene og kostnadene for slik utnyttelse varierer mellom bedriftene, avhengig av prosesstekniske forhold og lokalisering. Innen ferrolegeringsindustrien er det tre verk som i dag har varmegjenvinningsanlegg for kraftproduksjon. Disse tre anleggene produserer knapt 200 GWh/år. Potensialet for økt kraftproduksjon fra varmegjenvinning i ferrolegeringsindustrien er i størrelsesorden 1 TWh/år.

Ved fjernvarmeproduksjon fra avfall blir en andel av varmen levert til kraftproduksjon. I 1998 var denne kraftproduksjonen i størrelsesorden 50 GWh.

Beskjedne mengder elektrisitet blir produsert ved hjelp av gassturbiner og gassmotorer. For eksempel utnyttes gass fra Grønmo avfallsdeponi i Oslo til elektrisitetsproduksjon.

Skatter og avgifter i kraftsektoren

Forbruket av elektrisitet, utenom industri og bergverk, er pålagt elektrisitetsavgift. I 1999 er el-avgiften 5,94 øre/kWh. Alle forbrukere i Nord-Troms og Finnmark er fritatt for avgiften.

Det er anslått at el-avgiften vil innbringe omlag 3,7 milliarder kroner til statskassen i 1999.

For 2000 er el-avgiften fastsatt til 8,56 øre/kWh.

Som for andre momspliktige varer og tjenester er det 23 prosent merverdiavgift på elektrisk kraft. Nordland, Troms og Finnmark er imidlertid fritatt for merverdiavgift på elektrisk kraft.

I 1997 betalte kraftselskapene nærmere 4 milliarder kroner i inntektsskatt, naturressursskatt, grunnrenteskatt og eiendomsskatt.

Kraftkommunene og fylkeskommunene får en naturressursskatt på 1,3 øre per kWh som produseres. Av dette går 1,1 øre til kommunene og 0,2 øre til fylkeskommunene. Beregningsgrunnlaget for naturressursskatten fastsettes for hvert kraftverk, og er gjennomsnittet av kraftverkets samlede produksjon av elektrisk kraft i inntektsåret og de seks foregående år. Dersom naturressursskatten overstiger fellesskatten (det vil si statens andel av inntektsskatten) for inntektsåret, kan det overskytende fremføres til fradrag i senere år.

I tillegg til naturressursskatt må kraftforetakene skatte til staten av grunnrenteinntekt. Grunnrente er avkastning utover normal avkastning. Grunnrenten oppstår fordi en utnytter en naturressurs der det i ulik grad ligger til rette for produksjon. Normal avkastning er skjermet fra grunnrentebeskatning.

Kraftselskapene betaler en eiendomsskatt med en sats opp til 0,7 prosent av taksten.

Vannkraftutbygging kan pålegges konsesjonsavgifter etter industrikonsesjonsloven og vassdragsreguleringsloven. Avgiftene betales til staten og til de kommuner som berøres av utbygging og regulering. Avgiftenes størrelse er fastsatt i den enkelte konsesjon, og beregnes ut fra den kraftmengden som kan produseres. Innenfor gitte maksimums- og minimumssatser fastsettes avgiftssatsen etter skjønn, hvor blant annet graden av miljøinngrep og utbyggingens lønnsomhet tillegges vekt. Konsesjonsavgiften kan justeres av konsesjonsmyndigheten (Norges vassdrags- og energiverk NVE) hvert 5. år. Konsesjonsavgifter utgjorde 420 millioner kroner til kommunene og 107 millioner kroner til staten i 1998.

Kommunene som blir berørt av kraftutbygging, har også rett til å kjøpe konsesjonskraft. Konsesjonæren kan pålegges å avstå inntil 10 prosent av den produserte kraften til de berørte kommunene. Dersom dette dekker mer enn forbruket i alminnelig forsyning i kommunene, har fylkeskommunen rett til å kjøpe det overskytende. Prisen beregnes utfra selvkost etter nærmere regler.

Konsesjonæren kan også pålegges å avstå 5 prosent av den produserte kraften til staten, men staten har inntil nå valgt å ikke kjøpe konsesjonskraft.

De totale konsesjonskraftforpliktelsene utgjør om lag 8,5 TWh/år. For kommuner som er berørt av store utbygginger utgjør skatter og avgifter fra kraftanlegg en stor andel av de samlede inntektene.

Kraftforsyningens plass i norsk økonomi

Kraftforsyningen hadde et bruttoprodukt på 25 milliarder kroner i 1998. Dette tilsvarte om lag 2,6 prosent av bruttonasjonalproduktet i fastlands-Norge.

Figur 2.6 Bruttoinvesteringene i elektrisitetsforsyningen. Faste 1998-priser

Realkapitalbeholdningen i elektrisitetsforsyningen var 187 milliarder kroner ved utgangen av 1998. Dette tilsvarte 7 prosent av fast realkapital i fastlands-Norge.

I 1998 var investeringene i elektrisitetsforsyningen om lag 4,9 milliarder kroner. Bruttoinvesteringene i sektoren har gått betydelig ned de siste 15 årene. Det er særlig nyutbygging av produksjonsverk som er blitt redusert, mens investeringene i nettet har vært mer stabil. Figur 2.6 viser utviklingen i bruttoinvesteringene i elektrisitetsforsyningen siden 1980.

Gjennom 1980-årene var det en stadig økning i sysselsettingen i elektrisitetsforsyningen. Etter 1989 stabiliserte sysselsettingen i sektoren seg. De siste årene har det vært en nedgang i antall årsverk i kraftforsyningen. I 1998 var omlag 18 000 personer sysselsatt i kraftforsyningen.

1) Varmekraftverk er en samlebetegnelse på kraftverk som produserer elektrisitet fra fossile brensler, biobrensel eller atomenergi.

Energiforbruket

Faktorer som påvirker utviklingen i energiforbruket

Utviklingen i energiforbruket

Energiforbruket etter sektor

Nærmere om ulike oppvarmingssystemer

Nærmere om utnyttelsen av ulike energikilder til oppvarmingsformål

Tiltak for å begrense energiforbruket

Faktorer som påvirker utviklingen i energiforbruket

Det vil normalt være en nær sammenheng mellom et lands energibruk og utviklingen i de materielle levekårene. Energiforbruket stiger erfaringsmessig med den økonomiske veksten, fordi økt produksjon av varer og tjenester øker behovet for energi. Økt verdiskaping betyr økte inntekter for husholdningene. Inntektsøkningen benyttes delvis til økt forbruk, også av energi direkte og indirekte.

Virkningen av den økonomiske veksten til energiforbruket vil avhenge av hvilke sektorer i norsk økonomi som vokser. Det er store forskjeller i energibruken i de ulike næringene, både i forhold til sammensetningen av energiforbruket, og i energiintensiteten i produksjonen.

Det har vært en betydelig utvikling av nye el-spesifikke produkter både i private husholdninger og i næringslivet. Synkende priser på produktene kombinert med økt disponibel inntekt, har ført til at nye produkter kan anvendes av flere. Mange produkter som før var lite utbredt er nå blitt en selvfølge i de fleste hjem.

Demografiske forhold som folketallet, befolkningens alderssammensetning, bosettingsmønsteret, og antall og størrelsen på husholdninger, har betydning for etterspørselen etter energi. Befolkningsvekst bidrar til vekst i energiforbruket ved at det bygges flere boliger, skoler og forretningsbygg som skal varmes opp og belyses. Befolkningsvekst fører også til større konsum av varer og tjenester som produseres ved hjelp av energi.

Samlet energiforbruk blir høyere når samme antall personer fordeler seg på mange små husholdninger enn på færre større husholdninger. Antall husholdninger har de siste årene økt sterkere enn det befolkningsveksten alene skulle tilsi. Denne trenden ser ut til å fortsette.

Energiforbruket vil også avhenge av energiprisene. Høyere energipriser kan gi høyere produksjonskostnader i industrien mens bruk av elektrisitet i husholdningene kan bli dyrere. Dette bidrar normalt til å begrense forbruket.

Utviklingen i energiforbruket

Det norske energiforbruket, per innbygger, ligger noe i overkant av gjennomsnittet i OECD-landene. Elektrisitetens andel av forbruket er imidlertid betydelig høyere enn i andre land. Hovedårsaken til at sammensetningen av energiforbruket har utviklet seg på denne måten er at Norge har hatt rikelig tilgang på relativt rimelig vannkraft og at det har vært satset på vannkraftutbygging. Dette har bl.a. ført til utvikling av en betydelig kraftintensiv industri. I tillegg har det gitt grunnlag for å benytte elektrisitet til oppvarming av bygninger og av tappevann.

Netto innenlands energiforbruk i Norge i 1998 var 805 PJ (tilsvarende 224 TWh). Fra 1978 til 1998 økte netto innenlands energiforbruk med i gjennomsnitt 1,4 prosent per år. Figur 3.1 viser hvordan forbruket fordelte seg på ulike energiformer og ulike forbruksgrupper.

Figur 3.1 Energiforbruk fordelt på energibærere og sektorer i 1998

Brutto og netto energiforbruk

Brutto energiforbruk er innenlandsk produksjon pluss import fratrukket eksport.

I beregningen av brutto forbruk av petroleumsprodukter justeres det også for bunkers- og lagerendringer.

Netto innenlands energiforbruk er brutto energiforbruk fratrukket energi brukt til å omdanne og transportere energi slik at den blir anvendbar for sluttbruker, tap og statistiske feil.

Det norske bruttoforbruket av elektrisitet, dvs innenlandsk produksjon og nettoimport, var på 120,4 TWh i 1998 ifølge Elektrisitetsbalansen (SSB).

Bruttoforbruket fratrukket kraft til å pumpe vann til et høyereliggende magasin, forbruk i kraftstasjonene, overføringstap, elektrisk energi brukt til transportformål og statistiske feil utgjør nettoforbruket som var 108,4 TWh i 1998.

Det stasjonære energiforbruket defineres som netto innenlands energiforbruk fratrukket bruk av energi til transportformål. I 1998 var det stasjonære energiforbruket i Norge 609 PJ. Figur 3.2 viser utviklingen i det stasjonære energiforbruket fordelt på energibærere fra 1980 til 1998.

Figur 3.2 Stasjonært energiforbruk

I 1998 var nettoforbruket av elektrisitet 108,4 TWh. Oljeprodukter, ved og avfall er de nest viktigste energibærerne i Norge. Det stasjonære forbruket av petroleumsprodukter var 25 TWh og den registrerte bruken av bioenergi var 12,8 TWh i 1998. Forbruket av fjernvarme var 1,4 TWh hos sluttbruker. Ellers består det stasjonære energiforbruket av kull, koks og gass. Industrien benytter noe gass, i hovedsak i form av flytende gass, brenngass og deponigass. Gass blir også brukt i beskjeden grad i form av propan i husholdningene. Den største brukeren av kull og koks er ferrolegeringsindustrien. Gass benyttes vesentlig som råvare i industriprosesser, mens kull og koks benyttes vesentlig i reduksjonsprosesser.

I løpet av de siste tyve årene har det skjedd en sterk overgang fra bruk av oljeprodukter til bruk av elektrisitet. Netto elektrisitetsforbruk har økt med 47 prosent siden 1980, mens det stasjonære oljeforbruket ble redusert med over 40 prosent i den samme perioden. Den største reduksjonen i det stasjonære oljeforbruket fant sted fram til begynnelsen av 90-tallet, mens forbruket har svingt noe etter dette. Det er særlig forbruket av tungolje som har gått ned. Bruken av bioenergi har vært økende i perioden 1980 og fram til i dag.

Overgangen fra bruk av fyringsoljer til elektrisitet skjedde først og fremst i første halvdel av 1980-tallet. I denne perioden var prisene på fyringsoljer høye. Figur 3.3 viser prisutviklingen på oljeprodukter og elektrisk kraft til husholdningene.

Figur 3.3 Pris på nyttiggjort energi til husholdningene, inkl. avgifter. Faste 1998-priser

Den delen av forbruket som går til tekniske formål kalles el-spesifikt. Dette energibehovet kan bare dekkes av elektrisk kraft. Det eksisterer en lang rekke el-spesifikke produkter til drift av teknisk utstyr i alle sektorer. Det meste av det øvrige el-forbruket går til romoppvarming og til oppvarming av tappevann, såkalte termiske formål. Det finnes ingen løpende statistikk over hvor mye av el-forbruket som benyttes til oppvarming. SSB har i husholdningsundersøkelsen i 1992 studert fordelingen av elektrisitetsforbruket på formål i norske husholdninger. Undersøkelsen anslo at 41 prosent av elektrisitetsforbruket ble benyttet til romoppvarming. Figur 3.4 viser elektrisitetsforbruket fordelt på formål i husholdningene.

Figur 3.4 Fordelingen av elektrisitetsforbruket i husholdningene, prosent

Forbrukerne kan benytte ulike energibærere til varmeformål. Mulighetene for å veksle mellom ulike oppvarmingsmåter er av stor betydning for sikkerheten i et vannkraftsystem. For å bytte energibærer på kort sikt er en avhengig av å ha installert flere typer oppvarmingsutstyr. Figur 3.5 viser utviklingen i bruken av de viktigste oppvarmingsmåtene i norske boliger siden 1973.

I energiundersøkelsen utført av SSB i 1990 ble det anslått at i alt 41 prosent av boligene kun hadde n oppvarmingskilde og 20 prosent hadde bare el-oppvarming. Av de husholdningene som hadde to eller flere oppvarmingssystemer, var det mest vanlig med en kombinasjon av vedovner og elektriske ovner. Dette gir en indikasjon på mulighetene til overgang (substitusjon) mellom ulike energibærere på kort sikt.

Figur 3.5 Oppvarmingsmåter i norske boliger

Energiforbruket etter sektor

Når en ser på fordelingen av det stasjonære energiforbruket på ulike forbrukergrupper, er det vanlig å skille mellom industri og bergverk, tjenesteyting og husholdninger. Industrien inndeles vanligvis i kraftintensiv industri, treforedling og annen industri. Figur 3.6 viser utviklingen i det stasjonære energiforbruket fordelt på sektorer. Elektrisk kraft dekker i overkant av 65 prosent av det totale stasjonære energiforbruket i Norge.

Figur 3.6 Stasjonært energiforbruk fordelt på sektorer

Energiforbruket i husholdninger og tjenesteyting m.v. var 82,8 TWh i 1998. Sluttforbruket fordelte seg på de ulike energibærere som følger: 61,4 TWh elektrisk kraft, 13,9 TWh olje til varmeformål, 6,4 TWh biobrensel og 1,1 TWh fjernvarme.

Det er innen husholdningssektoren og privat og offentlig tjenesteyting den prosentvise økningen i energiforbruket har vært størst i årene fra 1980 til 1998. I private husholdninger har det stasjonære energiforbruket økt med om lag 46 prosent fra 1980 til 1998, mens offentlig og privat tjenesteyting har økt sitt energiforbruk med om lag 35 prosent.

Energiforbruket i kraftkrevende industri har økt med 20 prosent fra 1980 til 1998, da det var på 49,2 TWh. Elektrisitet er den mest betydelige energibæreren i kraftkrevende industri, og forbruket var 30,9 TWh i 1998. Elektrisitetsforbruket i kraftkrevende industri har vært relativt stabilt de siste ti årene. Treforedlingsindustriens energiforbruk i 1998 var 12,8 TWh, hvorav vel 6 TWh var elektrisk kraft.

Kraftkrevende industri og treforedlingsindustrien skiller seg fra andre forbrukergrupper ved at forbruket er svært jevnt over døgnet og over året. Kraftkrevende industri er spesiell også ved at den tar ut kraften fra nettet på høye spenningsnivåer.

Om lag 21 TWh/år av kraftbehovet i kraftkrevende industri dekkes av langsiktige kraftavtaler med Statkraft SF på vilkår fastsatt av Stortinget. Disse avtalene utløper i perioden fra 2004 til 2011. Resten av denne industriens kraftforbruk dekkes i stor grad av produksjon i egne kraftverk, i tillegg til kontrakter med andre kraftleverandører og kjøp av kraft i spotmarkedet. De største produsentene av kraftintensive produkter er Norsk Hydro, Elkem og Fesil. Blant treforedlingsbedriftene er Norske Skog den klart største.

Alminnelig forsyning og temperaturkorrigering

Inndelingen av forbrukssektorer i Energibalansen, som er den statistiske kilden til omtalen av energiforbruket i dette kapitlet, er ulik inndelingen i Elektrisitetsbalansen. I Elektrisitetsbalansen er nettoforbruket av elektrisitet sektorvist delt mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og tilfeldig kraft. Alminnelig forsyning omfatter annen industri, husholdninger og tjenesteyting. Forbruket i den alminnelige elektrisitetsforsyningen var 75 TWh i 1998. Forbruket har årlig økt med gjennomsnittlig 1,6 prosent per år i perioden 1988-1998.

Mye av forbruket i alminnelig forsyning går til oppvarming. Det utarbeides temperaturkorrigerte anslag for forbruket i alminnelig forsyning for å få et bedre bilde av den underliggende utviklingen. Korrigeringen skjer ved hjelp av antall graddager. Graddagstallet beregnes månedsvis som et veiet gjennomsnitt for landet. Graddagstallet beregnes bare for fyringssesongen, som begynner når utetemperaturen går under 11 grader om høsten og slutter når utetemperaturen går over 9 grader om våren. Den høyeste temperaturkorrigeringen vi har hatt siden 1978, var i 1990 da forbruket ble temperaturkorrigert opp med 3,4 TWh.

Norsk Hydro, Elkem og Norske Skog har inngått forretningsmessige kraftkontrakter med Statkraft SF, som fases inn når eksisterende avtaler utløper. Disse kontraktene løper til 2020 og omfatter leveranser på om lag 14 TWh/år. Noen av bedriftene i den kraftkrevende industrien er gjennom St. prp. nr. 52 (1998-99), jf Innst. S. nr. 233 (1998-99), tilbudt nye langsiktige kraftavtaler med Statkraft SF på vilkår fastsatt av Stortinget. Det er per januar 2000 ikke avklart hvor mange bedrifter som vil akseptere vilkårene i St. prp. nr. 52. Leveransene vil maksimalt utgjøre 7 TWh/år.

Annen industri og bergverk brukte 21,1 TWh i 1998. Av dette var 9,5 TWh elektrisk kraft. Energiforbruket for øvrig ble dekket av petroleumsprodukter, naturgass, biobrensel, kull, koks og fjernvarme. Energiforbruket i annen industri og bergverk har vært relativt stabilt de siste 20 årene.

Nærmere om ulike oppvarmingssystemer

Energibruk kan gå til termiske formål (romoppvarming, tappevann) eller tekniske formål (lys, drift av teknisk utstyr). I dette avsnittet beskrives varmesystmer og ulike varmekilder nærmere.

Det finnes ulike systemer for forsyning og distribusjon av energi til termiske formål:

  • el-baserte varmesystemer
  • vannbaserte varmesystemer
  • luftbaserte varmesystemer
  • punktvarmekilder

El-baserte varmesystemer

I el-baserte varmesystemer omformes elektrisk energi til varme når strøm ledes gjennom en elektrisk motstand, for eksempel en glødetråd. Varmen avgis til omgivelsene. Vanlige el-baserte varmesystemer er panelovner, varmekabler, frittstående vifte- og stråleovner, og elektriske varmtvannsberedere.

I de fleste tilfeller hvor det er behov for energi til oppvarming, er det også behov for elektrisk energi til tekniske formål. Dette gjør at merkostnaden ved å oppgradere elektrisitetssystemet i en bygning til også å omfatte oppvarming er liten.

Det er enkelt å regulere panelovner og annet utstyr for elektrisk oppvarming, og bruken av det krever liten innsats. Det er også lave kostnader ved installasjon av nødvendig utstyr og lave priser på elektrisk kraft. Disse forholdene har bidratt til den store utbredelsen av el-basert oppvarming i Norge. Nesten alle norske husholdninger benytter elektrisitet til oppvarming i større eller mindre grad.

Vannbaserte oppvarmingssystemer

I vannbaserte oppvarmingssystemer benyttes en sentral varmekilde til å varme vann som sirkuleres i et rørsystem (radiatorer, konvektorer eller rørsløyfer i gulv) som avgir varme til omgivelsene. Et vannbasert oppvarmingssystem kan utnytte ulike varmekilder. Blant de mest vanlige er olje, elektrisitet og biomasse. Varmepumper og fjernvarmeanlegg kan også levere varmt vann til slike systemer. Vannbåren varme gjør det mulig å kombinere eller velge mellom forskjellige varmekilder.

Det er opprettet en støtteordning for å fremme vannbaserte oppvarmingssystemer. Ordningen forvaltes av NVE, og det ytes investeringsstøtte til varmeanlegg som utnytter nye fornybare energikilder, overskuddsvarme, og til varmepumper. I 1998 ble 57 ulike prosjekter støttet med til sammen 85 millioner kroner.

Oljekjeler

Oljekjeler er den mest utbredte varmekilden i vannbåren varmesystemer og benyttes både til oppvarming av boliger, i fjernvarmeanlegg og i industrien. Oljekjeler tilpasset eneboliger har en installert effekt på opp mot 30 kW. Oljekjeler for flerbolighus, blokker og næringsbygg ligger i størrelsesordenen 50 kW til 1 MW. Større varmesentraler i industri og fjernvarmeanlegg har gjerne en installert effekt opp mot 30 MW. Virkningsgraden for oljekjeler kan være på 70-90 prosent. Muligheten for å regulere effekten i forhold til varmebehovet har stor betydning for kjelens virkningsgrad når varmebehovet minker.

Olje og el-kjeler

Kombinerte olje/el-kjeler er vanlig. Slike anlegg gir mulighet til å velge mellom billigste alternativ av olje og elektrisitet. For mindre anlegg er det vanlig å plassere el-kolben i vannkammeret på oljekjelen. Slike løsninger gir dårligere totalvirkningsgrad enn to separate kjeler. Anlegg med separat el- og oljekjel benyttes mest i større anlegg på 50 kW og oppover.

Gass

Gasskjeler er i liten grad installert i Norge, bortsett fra i forbindelse med ilandføringen av gass fra Nordsjøen (Kårstø, Kollsnes og Tjellbergodden). I Haugesund-området benyttes noe naturgass til oppvarming, og det benyttes noe LPG (Liquified Petroleum Gas), i hovedsak propan, til spesielle oppvarmingsformål ellers i landet. Gassbrennere for vannbaserte varmesystemer finnes i ulike størrelser fra 10 kW og opp til 30 MW. Virkningsgraden for gassbrennere er på 80-90 prosent.

Det er opprettet en støtteordning for introduksjon av naturgass. Ordningen som forvaltes av NVE og skal fremme kunnskap om, og teknologi for anvendelse av naturgass. I 1998 ble 12 ulike prosjekter støttet med til sammen 6 millioner kroner.

Biokjeler

Mindre biokjeler for oppvarming av bygninger er lite brukt i Norge. De anleggene som har vært installert til nå fyres med flis og ved. Ved å benytte biopellets, som er mer egnet for transport, lagring og håndtering enn ved og flis, er det mulig med større grad av automatisering og med det økt brukervennlighet. Biopellets er voluminøst og krever nesten dobbelt så stor lagerplass som olje for å gi samme varmemengde. Økt utbredelse av vannbåren varme øker mulighetene for bruk av biokjeler. Biokjeler finnes i størrelser fra 15 kW til 50 MW. Virkningsgraden for biokjeler varierer i forhold til kvaliteten på brenslet som benyttes, og muligheten til å regulere forbrenningsprosessen. Virkningsgraden for ulik utnyttelse av biobrensel ligger i området 50-90 prosent, avhengig av forbrenningsteknologi og anvendelsesformål. Vedfyring har lavest virkningsgrad og mange ovner har en virkningsgrad ned mot 50 prosent. Store forbrenningsanlegg i prosessindustrien og fjernvarmeanlegg kan ha en virkningsgrad opp mot 85 prosent.

Varmepumper

En varmepumpe henter ut varme (termisk energi) fra lavtemperatur varmekilder (som for eksempel luft, sjø- eller avløpsvann). Et kuldemedium pumpes igjennom en krets bestående av en fordamper på den ene siden med lavt trykk, og en kondensator på den andre siden med høyt trykk. Trykkforskjellen skapes ved hjelp av en kompressor som drives av for eksempel elektrisk kraft, og en ekspansjons- eller strupeventil. I fordamperen tilføres det varme fra lavtemperaturkilden. Denne varmen og energien som tilføres for å drive kompressoren, avgis til omgivelsen i form av varme fra kondensatoren.

Varmepumper kan i praksis avgi 2,5 - 4 ganger mer energi i form av varme, enn den elektriske energien som tilføres for å drive kompressoren. I Norge er det installert 25 000 varmepumper som gir en energibesparelse på ca 2,5 TWh/år, i forhold til å hente samme varmemengde fra andre varmekilder.

Solvarme

Et aktivt solvarmeanlegg består av en solfanger, et varmelager og et varmefordelingssystem. Varmen fraktes fra solfangeren til varmelageret og forbruksstedet enten ved hjelp av luft eller væske. Fordi solinnstrålingen varierer over døgnet og året, er det nødvendig å kunne lagre varmen og hente den ut etter behov. Det er installert om lag 5 000 kvadratmeter solfangere i Norge som til sammen produserer varme tilsvarende 1,5 GWh/år. Det er hovedsakelig anlegg for oppvarming av svømmebasseng, bolighus og boligblokker. I tillegg er det installert 70 000 kvadratmeter solfangere for høy- og korntørking.

3.4.3 Luftbaserte varmesystemer

Det finnes ulike systemer for distribusjon av varme ved hjelp av luft. Varm luft kan sirkuleres gjennom et lukket rørsystem som avgir varme eller varm luft kan blåses direkte inn i rommene. På 1970-tallet ble det installert en del anlegg av den siste typen. Det er i den senere tid utviklet systemer av den første typen hvor varmluft sirkuleres i bygningskroppen.

Foreløpig finnes det få slike anlegg. For begge alternativene er det visse reguleringsproblemer. I utgangspunktet kan en rekke varmekilder benyttes til oppvarming av luften i slike systemer, på samme måten som i vannbaserte varmesystemer beskrevet foran.

3.4.4 Punktvarmekilder

Punktvarmekilder, som for eksempel vedovner, peiser og parafinkaminer er svært utbredt i Norge. Av 1,8 millioner husholdninger har om lag 80 prosent installert en eller annen form for punktvarmekilde. I de fleste tilfeller kombineres punktvarmekilder med elektrisk oppvarming. Vedovn er den mest utbredte punktvarmekilden og om lag 70 prosent av husholdningene kan fyre med ved. Vedfyring i husholdningene utgjør nær 50 prosent av bioenergiforbruket i Norge.

Nærmere om utnyttelsen av ulike energikilder til oppvarmingsformål

Fyringsolje

Det totale stasjonære forbruket av oljeprodukter var på 25 TWh i 1998. I hovedsak brukes olje til oppvarming av bygninger og til tappevann, og produksjon av varme til ulike formål i industrien og annen virksomhet. Om lag 28 prosent går til oppvarming av boliger og næringsbygg.

Det tilbys i hovedsak 3 typer fyringsolje: fyringsparafin, lett fyringsolje og tung fyringsolje. Forskjellen er knyttet til tetthet og svovelinnhold. Fyringsparafin og lette fyringsoljer benyttes i mindre anlegg uten videre krav til rensing. Tunge fyringsoljer med et høyere svovelinnhold har lavere pris en lette fyringsoljer, og benyttes i større forbrenningsanlegg med høyere krav til rensing av utslipp.

De fire oljeselskapene Shell, Statoil, Hydro Texaco og Esso dekker til sammen over 99 prosent av markedet for fyringsoljer.

Fyringsoljer er pålagt karbondioksidavgift og svovelavgift. CO2-avgiften var 46 øre per liter i 1999, og er prisjustert til 47 øre per liter for 2000. Svovelavgiften er 7 øre per liter olje per 0,25 prosent vektandel svovel. Et svovelinnhold på 0,75 - 1 prosent gir en avgift på 28 øre/liter. Olje med et lavere svovelinnhold enn 0,05 prosent er fritatt for avgift. SO2-avgiften har den samme satsen i 2000 som i 1999. For 2000 er det imidlertid innført en grunnavgift på fyringsolje på 19 øre/liter.

Biomasse

Omforming av biomasse ved forbrenning, gjæring eller kjemiske prosesser gir bioenergi. Biomasse omfatter brenselsved, avlut, bark og annet treavfall, samt kommunalt avfall fra husholdninger og næringer som brukes i produksjon av fjernvarme. Brensel som gass, olje, pellets og briketter kan fremstilles fra biomasse.

Det totale registrerte forbruket av bioenergi i 1998 var på ca 12,8 TWh.

Husholdningssektoren utnyttet ved, kapp og plankerester tilsvarende om lag 6,4 TWh. Treforedlingsindustrien brukte ca 3,3 TWh biobrensel, hvor av ca 2/3 avlut og 1/3 bark. Trevareidustrien og annen industri benyttet bark, flis og annet treavfall tilsvarende ca 2 TWh.

Anvendelse og bruksområde for biobrensel avhenger av forhold som tilgang og kvalitet på brenselet og krav til rensing av utslipp. Treforedlings- og trevareindustrien har et stort behov for varme til ulike tørkeprosesser, noe som gjør det mulig å utnytte energien i restprodukter som bark og flis i store forbrenningsanlegg uten videre bearbeiding. Det samme gjelder utnyttelse av avfallsbasert energi i fjernvarmeanlegg. Biobrensel som benyttes i husholdningen og i mindre forbrenningsanlegg krever ofte noe mer bearbeidelse på grunn av transport, lagring og håndtering.

I de senere årene har det vært en økt aktivitet innen bearbeidelse og videreforedling av biobrensel. Betydelige mengder foredlet biobrensel eksporteres til Sverige. Biopellets og briketter gjør biobrenslet mer egnet for lagring, transport og bruk i automatiserte forbrenningsanlegg.

Elektrisk kraft

Boforholdsundersøkelsen i 1995, utført av SSB og Norges byggforskningsinstitutt, viste at 58 prosent av boligene hadde veggfaste og flyttbare elektriske ovner som viktigste oppvarmingskilde. Det har i perioden 1973-1998 vært en stor overgang (substitusjon) fra ovnsfyring basert på flytende brensel til veggfaste elektriske ovner som viktigste oppvarmingskilde, se figur 3.5.

Over halvparten av boligene med kun en oppvarmingskilde bruker elektrisik kraft til oppvarming. I boligene med to eller flere oppvarmingskilder er det mest vanlig med en kombinasjon av elektrisitet og ved.

Fjernvarme

Fjernvarme er en teknologi for å transportere varmt vann eller damp til husholdninger, næringsbygg og andre forbrukere. Transporten skjer gjennom isolerte rør, og varmen benyttes hovedsakelig til oppvarming av bygninger og varmt tappevann.

Fjernvarmeanlegg kan utnytte energi som ellers ville gått tapt, og som utvinnes fra avfall, kloakk, overskuddsvarme og overskuddsgass fra industrien. Varmt vann eller damp i fjernvarmeanlegg kan også produseres med varmepumper, elektrisitet, gass, olje, flis og kull. I 1998 ble om lag halvparten av nettoleveransen av fjernvarme produsert i avfallsforbrenningsanlegg, mens vel 8 prosent var overskuddsvarme fra industrien.

Forbruket av fjernvarme var i 1998 på om lag 1,4 TWh. Av dette ble rundt 63 prosent brukt innen tjenesteytende sektorer, mens husholdninger og industri brukte henholdsvis 20 og 17 prosent hver .

Figur 3.7 Forbruk av fjernvarme i ulike forbrukergrupper

Den totale fjernvarmeproduksjonen i 1998 var på 1,9 TWh. En viss andel av brutto produksjonen blir avkjølt mot luft og går tapt under transport.

Fjernvarme er mest utbredt i Oslo, Fredrikstad og Trondheim. I disse områdene leveres rundt 80 prosent av fjernvarmen som brukes i Norge. Det er til sammen 21 fjernvarmeverk i Norge. Sammenlignet med andre skandinaviske land, benyttes fjernvarme i svært liten grad i Norge. Mens fjernvarme utgjør rundt 2 prosent av energileveransen til oppvarmingsformål i Norge, er den tilsvarende andelen i Danmark og Sverige på rundt 50 og 35 prosent.

Det produseres beskjeden mengder fjernkjøling, som er et biprodukt fra fjernvarmeproduksjon og brukes til kjøling i stedet for oppvarming. Det er foreløpig bare to fjernvarmeverk som produserer fjernkjøling i Norge.

Fjernvarme er regulert gjennom Energiloven, se kapittel 4. For fjernvarmeanlegg med tilknytningsplikt er det ikke tillatt å ta høyere pris enn for tilsvarende mengde elektrisk energi i samme område.

Tiltak for å begrense energiforbruket

Energiøkonomisering (enøk) har vært en del av den norske energipolitikken siden oljekrisen på 1970-tallet. I dette avsnittet omtales tiltak for å begrense energiforbruket som finansieres over statsbudsjettet, energiverkenes egne tiltak som er lovpålagte, og andre statlige tiltak som påvirker energiforbruket.

Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er ansvarlig for gjennomføringen av enøkpolitikken. I sitt arbeid har de på enkelte områder valgt å bruke operatører (eksterne konsulenter). Nettselskapene er også pålagt en egen rolle gjennom etablering av regionale enøk-sentre.

Tiltak over statsbudsjettet

Myndighetenes midler over statsbudsjettet er rettet inn mot informasjon og kunnskapsoppbygging hos ulike samfunnsgrupper, kombinert med tilskuddsordninger. I 1998 ble det brukt 88 mill kroner til tiltak for å begrense energiforbruket.

Informasjon og opplæring

Informasjons- og opplæringsvirksomheten skal gjøre ulike energibrukere oppmerksomme på de muligheter som finnes for å begrense energibruken, og gi råd om hvordan konkrete tiltak kan gjennomføres.

Informasjonen er rettet mot ulike grupper i samfunnet. Det distribueres informasjonsmateriell, det gjennomføres kampanjer og det avholdes kurs. Et annet sentralt tiltak er innføringen av en strømregning som gir forbrukerne bedre oversikt over utviklingen i eget elektrisitetsforbruk.

Industri

I 1989 ble det etablert et bransjenettverk for industrien. Bedriftene som deltar i nettverket representerer et energiforbruk på 35 TWh/år. Det er i dag 600 medlemsbedrifter, fordelt på 13 bransjer. Gjennom medlemsskapet i nettverket får bedriftene blant annet tilbud om:

 faglig og økonomisk støtte til å gjennomføre energianalyser  informasjon om energiforbedringstiltak  deltakelse på fagseminarer, kurs og utveksling av erfaringer med andre bedrifter  sammenligning av eget energibruk med bedrifter i tilsvarende bransjer.

I tillegg har NVE utviklet en analysemodell som fokuserer på energiforbruket i hovedprosessene i industribedrifter. Videre utprøving av modellen vil foregå i 2000.

Bygg

Det er etablert nettverksgrupper for byggforvaltere i privat og offentlig sektor. NVE yter støtte mot at deltakerne forplikter seg til å gjennomføre visse aktiviteter. NVE dekker maksimalt 50 prosent av kostnadene.

Aktivitetene her kan være:

 etablering av en energibruksplan for hele bygningsmassen  etablering av energioppfølgingssystem  gjennomføring av enøk-analyser  rådgivning (prosjektering og mindre utredninger til prioriterte tiltak i enøk-plan og analyser)  informasjon og opplæring  rapportering av energibrukstall til Statistisk sentralbyrå.

Det kan innenfor en nettverksprosess gis støtte til utviklingsprosjekter og forsøksbygging. "Øko-bygg" er et utviklingsprogram som ble startet i 1998. Programmet skal gjennom informasjon, veiledning og tilskudd fremme bruken av miljøeffektiv teknologi, herunder mer effektiv og fleksibel energibruk hos eiendoms-, bygg- og anleggsbransjen. Et pilotprosjekt for å utvikle konkrete tiltak som kan redusere energiforbruket i den delen av bygningsmassen hvor evnen til å finansiere omfattende tiltak er mindre, blir satt i gang i 2000.

Markedsintroduksjon

Myndighetene støtter også introduksjon av energieffektiv teknologi og teknologi som utnytter nye fornybare energikilder. Ordningen tar sikte på å styrke norske produsenters muligheter til å nå ut med salg av sine produkter på det norske markedet. Støtteordningen er primært rettet mot markedsintroduksjon av tilnærmet ferdig utviklede produkter og tjenester med lav teknologisk og produksjonsmessig risiko. Markedsrisikoen kan imidlertid være betydelig. Ordningen ble etablert i 1994.

Energiverkenes tiltak

Områdekonsesjonær (energiverk) med konsesjon tildelt etter 1991, er i henhold til energiloven og lovens forskrifter pålagt et særskilt ansvar for å medvirke til effektiv utnyttelse av energiressursene gjennom nøytral informasjon og veiledning om enøk overfor energibrukerne. Denne virksomheten omtales som lovpålagt enøk.

Energiverkene kan dekke utgiftene til lovpålagt enøk gjennom et påslag i overføringstariffen på 0,2 øre/kWh. E-verket kan i tillegg ta ut 0,1 øre/kWh ekstra for å finansiere felles enøk-prosjekter som koordineres av NVE i samarbeid med de regionale enøk-sentrene. Mange e-verk benytter de regionale enøk-sentrene til å utføre enøk-arbeidet. I dag er det etablert enøk-sentre i alle landets fylker. Til sammen ble det i 1998 gjennom disse sentrene brukt om lag 140 millioner kroner.

Innholdet i den lovpålagte enøk-virksomheten er forskjellig fra fylke til fylke, men omfatter normalt undervisning av skoleklasser, individuelle energianalyser av husholdninger og næringsbygg, kurs og veiledning i energioppfølging og utarbeidelse og distribusjon av informasjon. Noen få fylker har i tillegg etablert enøk-fond som har lagt grunnlag for mer investeringsrettede enøk-aktiviteter.

Andre statlige tiltak som påvirker energiforbruket

Bestemmelsene i plan- og bygningsloven, krav til merking og standarder for elektrisk utstyr, ulike støtteordninger på andre departementers budsjetter og avgifter påvirker også forbruket av energi.

Teknisk forskrift til plan- og bygningsloven regulerer krav til isolasjon og ventilasjon i nye bygninger, og vesentlige endringer og vesentlige reparasjoner i eksisterende bygg. Gjennom EØS-avtalen deltar Norge i internasjonalt samarbeid om merking og krav til energieffektivitet.

Statens miljøfond er en låneordning som forvaltes av Statens nærings- og distriktsutviklingsfond. Fondet skal sikre finansiering av prosjekter som bidrar til å redusere utslipp av klimagasser og andre miljøskadelige gasser, og gi midler til enøk-investeringer. Husbanken har ulike låne- og tilskuddsordninger rettet mot redusert energibruk i boliger.

Avgifter og avgiftsfritak påvirker pris- og kostnadsforhold mellom ulike energibærere. Dette påvirker igjen energibruken. De viktigste avgiftene er:

 Forbruksavgift på elektrisitet er per 01.01.2000 på 8,56 øre/kWh. Om lag halvparten av elektrisitetsforbruket er fritatt for avgiften.  Husholdningene i Nordland, Troms og Finnmark er fritatt for merverdiavgift på elektrisitet.  Forbruksavgiften på fyringsolje er 53 øre/l (svovelinnhold 0,05-0,25 prosent).  En grunnavgift på fyringsolje på 19 øre/l er innført fra 01.01.2000.

1 SSB regner kraftkrevende industri som produksjon av primæraluminium, ferrolegeringer, jern og stål, andre ikke-jernholdige metaller og kjemiske råvarer. Det viktigste forbruket av kull og koks innen industrien skjer i den kraftkrevende industrien.

Det konsesjonsrettslige rammeverket

Innledning

Dette kapitlet gir en oversikt over juridiske og politiske rammevilkår for kraftsektoren.

I kapittel 10 blir det gitt en nærmere omtale av vannressursforvaltningen.

Utbyggeren må ha tillatelse etter vassdragsreguleringsloven (vregl.) for å foreta reguleringsinngrep i vassdraget. Vassdragsreguleringsloven gir også konsesjonæren hjemmel til å ekspropriere nødvendige eiendommer og rettigheter for å gjennomføre reguleringstiltakene. Industrikonsesjonsloven (ikl.) pålegger konsesjonsplikt dersom man erverver eiendomsrett eller bruksrett til vannfallet. Utbygging av vannfallet med bygging av kraftstasjon medfører som oftest konsesjonsplikt etter vassdragsloven. Energiloven har bestemmelser om konsesjon på alle anlegg for produksjon og fordeling av elektrisitet, helt fra kraftstasjonen til forbrukeren. En må også ha konsesjon etter energiloven for omsetning av elektrisk kraft.

Dette er lover som er av særlig betydning for energi- og vassdragssektoren. Andre generelle lovregler som har særlig betydning for virksomheten omtales også i dette kapitlet.

Figur 4.1 er en beskrivelse av det norske vannkraftsystemet fra vannet samles opp i et reguleringsmagasin i fjellet, og til elektrisiteten leveres hjemme hos forbrukerne.

Figur 4.1

Særskilte rammer for vannkraftutbygging

Ved utnyttelse av et vassdrag til kraftutbygging kan det oppstå konflikter mellom ulike brukerinteresser. I tillegg berører en utbygging ofte en rekke miljøinteresser. Vannkraftutbygging er derfor en aktivitet som har gjort det nødvendig for myndighetene å utvikle et omfattende lovverk som fastsetter konsesjonsplikt i flere sammenhenger. De viktigste rammene for kraftutbygging er gitt gjennom verneplanene, Samlet plan, industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven og vassdragsloven. Det er statsforvaltningens oppgave å forvalte vassdragene innenfor disse rammene.

Konsesjonsmyndigheten er de organer som er ansvarlig for behandlingen av en konsesjonssøknad og tildeling av konsesjoner. Konsesjonsmyndigheten omfatter Stortinget, Regjeringen, Olje- og energidepartementet (OED) og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE).

I saker der det kreves konsesjon etter industrikonsesjonsloven, vassdragsreguleringsloven eller vassdragsloven, forestår NVE det koordinerende arbeidet i søknadsfasen. I den såkalte meldingsfasen blir søknaden først lagt ut til offentlig ettersyn, og sendt på høring til lokale myndigheter og organisasjoner.

Deretter vurderer NVE, etter samråd med berørte kommuner og andre myndigheter, om tiltaket skal konsekvensutredes i medhold av plan- og bygningslovens regler om melding og konsekvensutredninger (KU-fasen). Er det ikke krav om melding i henhold til plan- og bygningsloven, skal konsekvensene av tiltaket likevel beskrives grundig som en del av konsesjonssøknaden.

Dersom det er krav om melding etter plan- og bygningsloven, fastsetter NVE endelig konsekvensutredningsprogram etter å ha forelagt dette for Miljøverndepartementet. Høringsinstansene mottar det endelige utredningsprogrammet til orientering.

Når utredningsprogrammet er gjennomført, presenteres dette sammen med konsesjonssøknaden. Søknaden vil, sammen med eventuell konsekvensutredning, bli sendt på høring til berørte myndigheter, organisasjoner og grunneiere før konsesjonsvedtak fattes. NVE foretar så en samlet vurdering av saken og oversender sin innstilling til departementet. Konsesjon for mikro- og minikraftverk gis av NVE.

Departementet tilrettelegger saken for Regjeringen i form av en tilråding som utarbeides på bakgrunn av søknaden, NVEs innstilling, berørte fagdepartementers syn og departementets egne merknader. Deretter fatter Regjeringen vedtak om utbygging og regulering i form av en kongelig resolusjon. Store eller kontroversielle regulerings- og kraftutbyggingssaker forelegges Stortinget i form av en stortingsproposisjon før konsesjonen formelt gis av Kongen i statsråd. Figur 4.2 illustrerer saksgangen og viser hva som skjer hos henholdsvis tiltakshaver, konsesjonsmyndighet, berørte myndigheter og i forhold til grunneiere og berørte interesser.

Figur 4.2 Saksgang for vannkraftutbygginger (over 40 GWh/år) med melding og etter plan- og bygningsloven

Større saker eller saker som medfører bestemte typer konsekvenser starter alltid med melding og konsekvensutredning etter plan- og bygningsloven

Saker som ikke skal behandles etter plan- og bygningslovens regler om melding og KU, starter med søknad etter vassdragsreguleringsloven og søknad etter energiloven om nødvendige konsesjoner for elektriske anlegg i tilknytning til kraftverket, inklusive kraftledning for tilkobling til eksisterende nett.

Ved behandlingen etter reguleringsloven kreves konsekvensutredning etter denne. For behandling av elektriske anlegg vises til figur 4.3.

Figuren viser hva som skjer på de ulike stadier i en sak og rekkefølgen i dette.

Verneplan og Samlet plan

Mange vassdrag er varig vernet mot kraftutbygging. Stortinget har vedtatt 4 verneplaner i årene 1973 til 1993. Planene er en bindende instruks til forvaltningen om ikke å gi konsesjon for regulering eller utbygging av bestemte vassdrag til kraftproduksjonsformål. I vurderingen av hvilke vassdrag som burde vernes ble det lagt vekt på å ta vare på et representativt utvalg av norsk vassdragsnatur. Særpreg og muligheter for friluftsliv i de enkelte områder ble også vektlagt. Til sammen er et kraftpotensiale på omkring 35 TWh/år vernet mot kraftutbygging.

Verneplan IV fra 1993 ,vedtatt 20 år etter Verneplan I, er ment å være den siste delen av en landsomfattende plan for vern av vassdrag mot kraftutbygging.

Samlet plan, jfr St.meld.nr 60 (1991-92), er en tilråding i form av en melding fra regjeringen til Stortinget. Planen angir en prioritetsrekkefølge for hvilke enkeltprosjekter som kan konsesjonsbehandles. Prosjektene er delt i to kategorier, der kategori I er åpen for konsesjonsbehandling nå. Kategori II inneholder prosjekter som kan utnyttes til kraftutbygging, men det er ikke adgang til å konsesjonsbehandle disse prosjektene ennå. Kategori I og II inneholder prosjekter tilsvarende om lag 17,5 TWh og 8,4 TWh i årlig produksjonspotensiale.

Prioriteringen av de ulike prosjektene er gjort ut fra samfunnsøkonomiske og konfliktmessige vurderinger. Dette betyr at man først ønsker å bygge ut de vassdragene som vil gi den billigste kraften og som samtidig er minst miljøinngripende. At et prosjekt er klarert gjennom Samlet plan, innebærer imidlertid ikke noe bindende forhåndstilsagn om konsesjon. Bestemmelser i vassdragsreguleringsloven og vassdragsloven gir konsesjonsmyndighetene hjemmel for å utsette behandlingen av søknader som i henhold til Samlet plan ikke bør konsesjonsbehandles nå. I forbindelse med den siste Stortingsbehandlingen av Samlet plan ble det besluttet at nye enkeltprosjekter som ikke inneholder vesentlige konflikter kan plasseres i Samlet plan av forvaltningen.

Industrikonsesjonsloven

For å utnytte vann til produksjon av elektrisk kraft kreves et fall hvor den potensielle energien i vannet kan utnyttes. Eier av et vannfall er den som eier grunnen. Erverv av eiendomsrett eller bruksrett til fallet for andre enn staten krever tillatelse etter industrikonsesjonsloven dersom det ved regulering antas å kunne utbringe mer enn 1000 naturhestekrefter (=736 kW), alene, eller sammen med andre fall som det er praktisk og økonomisk mulig å bygge ut under ett.

Da loven ble vedtatt i 1917, sikret man seg at statens og allmennhetens interesser ble tilstrekkelig ivaretatt. Dette skjedde blant annet gjennom regler om forkjøpsrett , tidsbegrensede konsesjoner og hjemfall til staten ved konsesjonstidens utløp. Hjemfall innebærer at staten vederlagsfritt overtar vannfall og produksjonsutstyr ved konsesjonstidens slutt. Forkjøpsrett innebærer at staten, fylkeskommunen eller kommunen kan tre inn i kjøpsavtalen.

Hjemfalls- og forkjøpsrettsordningen gjelder bare i forhold til private. Et kraftverk regnes som privat når den offentlige eierandel går under 2/3. Når denne grensen passeres, oppstår statens forkjøpsrett uansett om den private andel innehas av en eller flere eiere. Dersom staten velger å ikke gjøre forkjøpsretten gjeldende, vil selskapets tidsubegrensede konsesjon omgjøres til tidsbegrenset. Konsesjonstiden fastsettes i så fall til 60 år regnet fra da den opprinnelige konsesjon ble gitt med hjemfall til staten ved konsesjonstidens utløp.

Ved iverksettelsen av EØS-avtalen 1. januar 1994 ble statens forkjøpsrett til vannfall og kraftverk utvidet. Tidligere kunne forkjøpsretten bare nyttes ved førstegangs konsesjonsbehandling av erverv av vannfall og kraftverk, men nå omfattes også videresalg av kraftverk.

Den fylkeskommunale forkjøpsretten er knyttet til førstegangs konsesjonsbehandling av erverv av vannfall og kraftverk, og oppstår først dersom staten ikke benytter sin forkjøpsrett. Fylkeskommunens beslutning om å gjøre forkjøpsrett gjeldende må godkjennes av Kongen i statsråd.

I industrikonsesjonsloven er det obligatoriske grunnvilkår om konsesjonsavgifter og konsesjonskraft til de kommuner hvor vannfallene ligger. Konsesjonskraftvilkåret innebærer at kommunen får en rett til uttak av 10 prosent av den produserte kraften til en vanligvis gunstig pris. Det er også adgang til å pålegge vilkår av hensyn til bl a miljø og lokalsamfunnet.

Vassdragsreguleringsloven

For å kunne regulere produksjonen i kraftverket over året etter det varierende behovet, vil det være av stor og ofte avgjørende økonomisk betydning om man kan benytte et reguleringsmagasin for å kunne lagre vanntilførselen, jf kapittel 2. Selv om man har eiendomsrett til fallet, kreves det egen tillatelse etter vassdragsreguleringsloven for å utnytte vannet i et reguleringsmagasin når dette skal brukes til kraftproduksjon.

Vassdragsreguleringsloven omfatter reguleringstiltak som utjevner vannføringen i et vassdrag over året. Loven gir i all hovedsak hjemmel for å pålegge konsesjonæren de samme vilkår som etter industrikonsesjonsloven, men det kan også pålegges særskilte vilkår for å redusere skadene i vassdraget som følge av reguleringen. Det kan settes egne vilkår om opprettelse av blant annet fiskefond dersom reguleringen påfører skade på fiskebestanden i et vassdrag. Det fastsettes også et manøvreringsreglement som omfatter vilkår om minstevannføring og regler om hvilke vannmengder som kan slippes til ulike tidspunkt over året. Også høyeste og laveste tillatte regulerte vannstand fastsettes i dette reglementet.

Også i reguleringskonsesjoner gis det pålegg om konsesjonskraft og om å betale en årlig konsesjonsavgift til staten og den eller de kommunene som det regulerte vassdraget ligger i. Avgiftens størrelse beregnes etter mengden av den kraftøkning som reguleringen medfører, og skal være en kompensasjon for påførte ulemper.

Vassdragsloven

Selv om en kraftutbygger allerede eier fallrettighetene, og heller ikke trenger å regulere et vassdrag, kan inngrep i vassdraget som er nødvendige for å utnytte kraften kreve særskilt tillatelse etter vassdragsloven dersom allmenne interesser påføres skade. Vassdragsloven er en generell lov som gjelder alle typer tiltak i vassdrag. Hovedkriteriet for å gi tillatelse til å iverksette tiltak, er at tiltaket medfører større nytte for samfunnet enn de skader som offentlige eller allmenne interesser påføres. Også etter denne loven kan det settes en rekke vilkår som har til formål å kompensere for og avdempe de skadevirkninger som tiltaket medfører i vassdraget. Les mer om dette i kapittel 10.

Energiloven

Energiloven av 1990 gir rammene for organiseringen av kraftforsyningen i Norge. Loven legger til rette for konkurranse innen kraftproduksjon og omsetning. Loven regulerer gjennom ulike konsesjonsordninger blant annet bygging og drift av elektriske anlegg, fjernvarmeanlegg, kraftomsetning og monopolkontroll, utenlandshandel med kraft samt kraftforsyningsberedskap.

Myndigheten til å fatte vedtak etter energiloven er i stor utstrekning tildelt NVE. Det viktigste unntaket er at OED har beholdt myndigheten til å gi tillatelse til eksport og import av elektrisk energi.

OED er klageorgan for vedtak fattet av NVE med hjemmel i energiloven. Departementet vil derfor normalt bare behandle saker hvor det klages over konsesjonsvedtak fattet av NVE. I saker hvor departementet er førsteinstans (f.eks. konsesjon til eksport og import), vil Kongen i statsråd være klageinstans.

Fig. 4.3
Saksgang for konsesjonsbehandling av elektriske anlegg etter energiloven (kraftledninger, gasskraftverk, vindkraftverk m.v)

Figuren illustrerer saksgangen for konsesjonsbehandling av utbyggingssaker etter energiloven, jfr figur 4.2.

Saksgang etter energiloven

Saksgangen er nærmere illustrert i figur 4.3.

Eventuell saksbehandling etter plan- og bygningsloven vedrørende melding og konsekvensutredning er lik for tiltak etter energiloven og vassdragslovgivningen, jfr 4.2.

Hvis tiltaket ikke skal konsekvensutredes etter plan- og bygningsloven, for eksempel mindre kraftledninger, starter saken direkte med søknad til NVE etter energiloven. Konsekvensene av tiltaket skal i et slikt tilfelle utredes i forbindelse med søknaden og NVEs behandling av denne etter energiloven. NVE vil i forbindelse med behandlingen av søknad forestå høring og foreleggelse av saken for berørte interesser, avholde eventuelle offentlige møter m.v.

En viktig forskjell fra utbyggingssaker etter vassdragslovgivningen (jfr figur 4.2), er at NVE selv fatter vedtak i saker som behandles etter energiloven (jfr 4.3.1), og at det ikke avgis noen innstilling til departementet i disse sakene, med unntak av de saker hvor departementet etter loven er førsteinstans, jfr ovenfor under 4.3.1.

I tillegg har man etter energiloven ikke vassdragslovgivningens spesielle regler om forelegging av prinsipielle saker og klagesaker for Stortinget. Dersom det ikke klages over NVEs vedtak, vil konsesjonsvedtaket være endelig i den forstand at det ikke kan angripes på annen måte enn ved søksmål.

Dersom det klages over NVEs konsesjonsvedtak, iverksettes en ordinær klagebehandling etter forvaltningslovens regler. I klagebehandlingen er det vanlig at departementet har ytterligere høring dersom saken tilsier det, og i tillegg avholdes vanligvis offentlig møte og befaring. Når departementet har fattet klagevedtak vil konsesjonsvedtaket være endelig i den forstand at det ikke kan angripes på annen måte enn ved søksmål.

Områdekonsesjon

For bygging og drift av kraftledninger og elektriske anlegg for fordeling av elektrisk energi med spenning på 22 kV eller lavere, kreves det områdekonsesjon. Energiverk med områdekonsesjon trenger ikke søke om konsesjon etter energiloven for hvert enkelt anlegg. Denne ordningen er en forenkling i forhold til den mer omfattende saksgangen for anleggs-konsesjonene. Et av vilkårene i områdekonsesjonen er at energiverkene har plikt til å levere elektrisk energi til abonnentene innenfor det geografiske området som konsesjonen gjelder for. Det kan også stilles vilkår om at energiverkene skal medvirke til opplysning om og gjennomføring av energiøkonomiseringstiltak og energiplanlegging.

Anleggskonsesjon

Ved bygging av kraftverk, transformatorstasjoner og kraftledninger som ikke omfattes av områdekonsesjonsordningen som nevnt ovenfor, må det søkes om en egen anleggskonsesjon for hvert enkelt anlegg. Ordningen gjelder for alle elektriske anlegg, for eksempel gasskraftverk, vindkraftverk og elektriske anlegg i tilknytning til vannkraftverk, over konsesjonspliktig grense etter forskriften.

Denne konsesjonsordningen skal sikre en enhetlig praksis for bygging og drift av elektriske anlegg. Kraftledninger med høy spenning og transformatorstasjoner medfører ofte betydelige inngrep. I tråd med lovens formålsbestemmelse legges det ved konsesjonsbehandlingen blant annet vekt på samfunnsøkonomiske hensyn og hensynet til allmennhetens og privates interesser, for eksempel når det gjelder naturinngrep og miljø.

I konsesjonene kan det settes en rekke vilkår. Vilkårene er presisert i forskrifter til loven. Disse omfatter blant annet vilkår om at anlegget skal medføre en rasjonell energiforsyning, bestemmelser om påbegynnelse, bygging, teknisk drift, vilkår om utnyttelsen av det enkelte verk, vilkår om enøk, vilkår med henblikk på å unngå eller begrense skader på natur og kulturverdier, samt ytterligere vilkår der det er påkrevet i det enkelte tilfelle. Eksempelvis ble det i forbindelse med behandlingen av søknaden om bygging av gasskraftverk på Kollsnes og Kårstø satt vilkår om at det måtte legges til rette for at det senere kunne bli aktuelt med rensing av CO2-utslippene.

Energiverk som søker om konsesjon må utarbeide langsiktige planer for utvikling av kraftsystemet innenfor sitt område. Konsesjonærene plikter å samarbeide om nødvendig tilpasning av de enkelte kraftsystemplaner til hverandre, og om planenes innpassing i et nasjonalt kraftsystem.

Omsetningskonsesjon

En egen konsesjonsordning regulerer fysisk omsetning av elektrisk energi. Ingen andre enn staten kan stå for omsetning av elektrisk energi uten konsesjon.

Den største gruppen som omfattes av konsesjonsordningen er enheter som forestår detaljsalg av egenprodusert eller innkjøpt kraft over eget nett til sluttbruker i alminnelig forsyning innen et nærmere bestemt område, samt andre som eier fordelings- eller overføringsnett. En annen gruppe er de enheter som forestår driftskoordinering, f.eks. Statnett SF. Videre omfatter ordningen de enheter som deltar på kraftmarkedet med omsetning av kraft. Krafthandlere som kjøper og selger kraft i eget navn og tar en økonomisk risiko for eventuelle tap, må også ha konsesjon. Kraftmeglere som kun driver med ren megling, dvs som ikke påtar seg noe ansvar for de økonomiske forhold i en kontrakt, trenger derimot ikke omsetningskonsesjon.

Omsetningskonsesjonsordningen er en viktig forutsetning for den markedsbaserte kraftomsetningen. Ordningen skal sikre kundenes interesser ved å bidra til en økonomisk rasjonell omsetning av elektrisk energi, og til å kontrollere nettfunksjonen som naturlig monopol. Det er Norges vassdrags- og energidirektorat som gir omsetningskonsesjoner.

Ordningen gir det rettslige grunnlaget for å foreta kontroller av nettvirksomheten som er et naturlig monopol. Energiverkene kan ikke kreve høyere pris for overføringen av kraft enn det som over tid er nødvendig for å dekke kostnadene ved drift og avskrivning av nettet, samt en rimelig avkastning på investert kapital ved effektiv drift. Energiverk som får omsetningskonsesjon, må føre adskilte regnskaper for nettvirksomheten og den konkurranseutsatte virksomheten (omsetning og produksjon). Dette er nødvendig for at NVE, som står for monopolkontrollen, kan vurdere om prisen på overføring av kraft er rimelig. Det er videre vilkår i konsesjonene om at overførings- og fordelingsnettet skal stilles til disposisjon for andre som forestår elektrisitetsforsyning, og for produsenter og brukere av kraft. NVE har i forskrifter fastsatt nærmere regler om inntektsrammer, tariffering og måling og avregning av kraftomsetning. Det vises til kapittel 6 for nærmere omtale av monopolkontrollen.

Det kreves konsesjon for krafthandel med utlandet i henhold til energiloven. Konsesjonsplikten gir myndighetene tilsyn med utenlandshandelen for å ivareta allmenne samfunnshensyn som fornuftig ressursforvaltning, miljøhensyn og en sikker kraftforsyning. Det vises til nærmere omtale av utenlandshandelen med kraft i kapittel 7.

Fjernvarmeanlegg

Etter energiloven kreves det generelt konsesjon for fjernvarmeanlegg.

I forskriftene settes den nedre grense for konsesjonsplikt til anlegg med en samlet effekt på mer enn 10 MW. Det er derimot adgang til å søke konsesjon også for mindre anlegg dersom dette er ønskelig med tanke på å få adgang til tilknytningsplikt for aktuelle fjernvarmekunder etter plan- og bygningsloven.

Dersom det foreligger en konsesjon for fjernvarmeanlegget i henhold til energiloven, kan kommunestyret ved vedtekt pålegge tilknytningsplikt i henhold til plan- og bygningsloven. Bygninger som oppføres innenfor konsesjonsområdet må da tilknyttes fjernvarmeanlegget. En viktig konsekvens av at anlegget er konsesjonsbehandlet og at kommunestyret har fastsatt slik vedtekt, er at områdekonsesjonæren da kan velge om leveringsplikten etter energiloven skal oppfylles med fjernvarme og/eller leveranser av elektrisk energi.

Loven regulerer også blant annet prisen for leveranse av fjernvarme. Prisen for fjernvarme skal ikke overstige prisen for elektrisk oppvarming i vedkommende forsyningsområde. Dersom kunden er pålagt å koble seg til anlegget, gis det adgang til å klage til NVE over priser og andre leveringsvilkår.

Kraftforsyningsberedskap

På bakgrunn av kraftforsyningens store betydning for samfunnet og de allmenne interesser som er knyttet til kraftforsyningen, gir loven adgang til å kreve gjennomført sikringstiltak som erfaringsmessig er nødvendige for å beskytte anleggene mot skader som skyldes naturgitte forhold, teknisk svikt eller tilsiktede ødeleggelser i fred, under beredskap og krig. Bestemmelsene gjelder generelt for kraftforsyningen, uavhengig av om enhetene har konsesjoner etter loven eller ikke.

Under beredskap og i krig underlegges kraftforsyningen Kraftforsyningens beredskapsorganisasjon. I Kraftforsyningens beredskapsorganisasjon inngår de enheter som står for kraftforsyningen i fred. NVE skal samordne beredskapsplanleggingen under beredskap og krig.

NVE kan også pålegge Beredskapsorganisasjonen oppgaver i fred ved skade på kraftforsyningsanlegg som følge av naturgitte forhold, teknisk svikt, terror- eller sabotasjeaksjoner.

Annen lovgivning

Plan- og bygningslovgivningen

Plan- og bygningsloven gjelder i stor grad parallelt med energi- og vassdragslovgivningen. Det betyr at nesten alle saker skal behandles etter begge lovverk.

Konsekvensutredningsbestemmelsene i plan- og bygningsloven gjelder for alle tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen. Bestemmelsene innebærer i korthet at visse større tiltak alltid skal konsekvensutredes, mens mindre tiltak kan kreves konsekvensutredet dersom bestemte vilkår er oppfylt.

Det pågår for tiden et arbeid for å harmonisere planbestemmelsene i plan- og bygningsloven med regelverket for kraftutbygging og fremføring av kraftledninger i energi- og vassdragslovgivningen.

Byggesaksbestemmelsene i plan- og bygningsloven gjelder i det vesentligste ikke for tiltak etter energi- og vassdragslovgivningen. Dette fremgår av forskrift om saksbehandling og kontroll i byggesaker som er fastsatt i medhold av plan- og bygningsloven.

Konkurranselovgivningen

Konkurranselovgivningen legger rammen for den konkurranseutsatte delen av kraftmarkedet, og gjelder på dette området ved siden av energiloven. Konkurranseloven inneholder regler som skal bidra til konkurranse mellom næringsdrivende for å sikre effektiv bruk av samfunnets ressurser.

Avtaler og samarbeid som vanligvis fører til at bedrifter ikke vil konkurrere fullt ut er forbudt i konkurranseloven. For eksempel vil prissamarbeid rammes av konkurranseloven. Andre former for virksomhet, avtaler eller samarbeid som i visse tilfeller kan være skadelig for konkurransen, kan forbys etter en vurdering av hver enkelt sak. Det er Konkurransetilsynet, som ivaretar konkurransekontrollen.

Diverse andre lover

Ved siden av konsesjonsbehandling etter energi- og vassdragslovgivningen og behandling etter plan- og bygningslovgivningen, kan energi- og vassdragstiltak også kreve tillatelser etter annet lovverk, som forurensningsloven, kulturminneloven o.a. Det gjelder for eksempel for gasskraftverk.

Eiere og organisering av kraftsektoren

Eiere og eierformer

Kommunene og fylkeskommunene eier om lag 57 prosent av produksjonskapasiteten i landet. Staten eier om lag 30 prosent, og private selskaper om lag 13 prosent.

Staten eier store deler av sentralnettet. I tillegg eier private selskaper, fylker og kommuner noe sentralnett. Sentralnettets utstrekning er skissert i vedlegg 5. Kommuner og fylkeskommuner eier det meste av regional- og distribusjonsnettene.

Aksjeselskap er den viktigste selskapsformen, og de senere år er mange energiverk blitt omdannet fra kommunale bedrifter til aksjeselskap. Vel 70 prosent av alle energiverk er nå organisert som aksjeselskap.

En årsak til at mange selskaper velger aksjeselskap som selskapsform er at energilovforskriften krever at omsetningskonsesjonær fører regnskap etter regnskapsloven. I et aksjeselskap har eieren også mulighet til å begrense sitt økonomiske ansvar. Eieren er ansvarlig for den innskutte aksjekapitalen, men ikke for gjeld som selskapet måtte ha. I (fylkes)kommunale bedrifter er eierne uansett ansvarlige for all virksomhet i bedriften, også gjelden.

Statens eierskap til sentralnettet forvaltes gjennom statsforetaket (SF) Statnett, og eierskapet til kraftproduksjon forvaltes gjennom statsforetaket Statkraft. Organisering som statsforetak innebærer blant annet at staten er ansvarlig for selskapets gjeld og at ingen andre enn staten kan være eiere.

Stadig flere selskap organiseres som konsern. Om lag 41 prosent av alle konsesjonærer er organisert i en konsernstruktur. Vel halvparten av morselskapene har selv konsesjonspliktig virksomhet, mens de resterende er rene holdingselskaper.

Per juni 1999 er det totalt 51 konsern med til sammen 112 datterselskap. Datterselskap som skal drive konsesjonspliktig virksomhet må ha egen konsesjon. Økningen i antall konsesjonærer de senere årene skyldes konserndannelser.

Til sammen er det 340 energiverk i Norge. Av disse er 257 helt eller delvis kommunalt eid. 64 av selskapene har kun private eiere. Om lag halvparten av disse er rene omsetningsselskaper, jfr avsnitt 5.2.4.

Energiverkene

Det finnes mange forskjellige typer energiverk. Omfanget av energiverkenes aktiviteter varierer mye når det gjelder produksjon, omsetning og overføring. Forskjellige betegnelser er produksjonsverk, nettselskap, vertikalt integrerte verk og industriverk. I tillegg er det etablert selskaper som bare driver med kjøp av kraft for videresalg til sluttbrukere og energiverk, samt selskaper som driver megling og formidling av kraftkontrakter. Alle som skal levere og omsette elektrisk energi, eller som kan stå i en eller annen form for monopolsituasjon (nettvirksomhet) må ha omsetningskonsesjon, jfr avsnitt 4.3.4.

Figur 5.1 viser antall energiverk med omsetningskonsesjon fordelt på ulike former for virksomhet per 25. august 1999. Sirklene som overlapper hverandre illustrerer i hvor stor grad energiverkene driver ulike former for virksomhet. Fra figuren ser en for eksempel at det er 84 selskaper som driver både produksjon, omsetning og nettvirksomhet, og at 54 selskaper driver bare nettvirksomhet. Totalt er det 340 energiverk som har omsetningskonsesjon. 1

Figur 5.1 Energiverk etter virksomhet

Produksjonsselskap

Det er i dag totalt 158 selskaper som driver kraftproduksjon i Norge. Av disse er det 24 selskaper som driver kun produksjon. Med en midlere produksjon på nærmere 34 TWh per år er Statkraft SF den klart største produsenten. De andre produksjonsselskapene er relativt små. Tabell 5.1 viser de 10 største kraftprodusentene per 1. januar 1999. De 10 største kraftprodusentene disponerer i underkant av to tredjedeler av total midlere produksjonskapasitet, og har installert omtrent den samme andelen av total effekt.

Tabell 5.1
De 10 største kraftprodusentene per 1. januar 1999

Produksjonsselskap

Middel

Andel pst.

Installert

Andel pst.

produksjon(GWh)

effekt (MW)

Statkraft SF

33 828

30,4

8 736

32,0

Oslo Energi Produksjon AS

6 912

6,2

2 098

7,7

BKK Produksjon AS

5 911

5,3

1 500

5,5

Lyse Energi AS

5 061

4,5

1 484

5,4

Norsk Hydro Produksjon AS

4 479

4,0

804

2,9

Trondheim Energiverk AS

2 922

2,6

725

2,7

Hafslund ASA

2 653

2,4

545

2,0

Vest-Agder Energiverk

2 547

2,3

614

2,2

Kraftlaget Opplandskraft

2 462

2,2

522

1,9

SKK AS

2 432

2,2

581

2,1

Kilde: NVE

Av de 158 kraftprodusentene er 109 organisert som aksjeselskaper. De fleste selskapene er eid av fylkeskommuner og kommuner. Ofte eier flere kommuner kraftselskaper i fellesskap.

Mange av de privateide produksjonsselskapene er industriverk som i all hovedsak produserer kraft til egen industrivirksomhet. Disse selskapene har omsetningskonsesjon etter forenklede vilkår. I 1996 var det 27 industriverk i landet. Selskapsformen er aksjeselskap.

Nettselskap

Et nettselskap kan eie lokalnett, regionalnett eller sentralnett. Totalt er det 217 selskaper som har nettvirksomhet på ett eller flere nivå. 54 av selskapene er rene nettselskaper. De øvrige selskapene driver i tillegg til nett også produksjon og/eller omsetningsvirksomhet, jfr figur 5.1. De fleste nettselskapene er helt eller delvis eid av en eller flere kommuner. Statnett SF, som har ca. 80 prosent av inntektsrammen i sentralnettet, er eid av staten.

134 av de 217 selskapene som driver nettvirksomhet er organisert som aksjeselskap (AS og ASA), 26 som andelslag og 33 som kommunale, fylkeskommunale eller interkommunale bedrifter.

Tabell 5.2 viser de 10 største nettselskapene og distribusjonsdelen av vertikalt integrerte verk per 31. desember 1998 fordelt etter sluttlevering og antall kunder.

Tabell 5.2

De 10 største nettselskapene per 31. desember 1998

Nettselskap Antall kunder Salg (GWh)
Viken Energinett AS 303 726 8 552
BKK Distribusjon AS 128 719 3 349
Østfold Energi AS 1) 88 642 2 144
Trondheim Energiverk AS 2) 83 119 2 216
Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk 74 412 1 991
Energiselskapet Asker og Bærum Nett AS 3) 72 183 2 282
Troms Kraft Nett AS 60 439 1 947
Vest-Agder Energiverk 4) 57 402 1 353
Stavanger Energi AS 5) 55 825 1 983
SKK Nett AS 53 304 1 449

Kilde: NVE

1) Nå Østfold Energi Nett AS, som følge av konserndannelse
2) Nå Trondheim Energiverk Nett AS, som følge av konserndannelse
3) Nå EAB Nett AS, som følge av konserndannelse
4) Nå Vest-Agder Energi Nett AS, som følge av konserndannelse
5) Nå en del av Lyse Nett AS, som følge av fusjon

Vertikalt integrerte verk

Vertikalt integrerte verk eier både lokale nett og kraftproduksjon. På samme måte som nettselskapene selger de kraft til sluttbrukere i det området der de har fordelingsnett. Ofte konkurrerer de også om kunder i andre energiverks områder. Det er totalt 163 selskap som driver både konkurranseutsatt virksomhet (produksjon og/eller omsetning) og nettvirksomhet. Av disse driver 84 selskaper både produksjon, omsetning og nettvirksomhet. 88 er organisert som aksjeselskap.

Gjennom konserndannelser oppstår nye former for vertikal integrering. For eksempel ved at rene nettselskapene er organisert under konsern hvor det er produksjon og omsetning i andre datterselskaper.

Omsetningsselskap

Omsetningsselskap kjøper kraft i markedet for videresalg, i all hovedsak til sluttbrukere. Dette tilsvarer i stor grad omsetningsvirksomheten i de tradisjonelle distribusjonsselskapene. Totalt er det 240 selskaper som driver kraftomsetning, 71 av disse selskapene har omsetning som eneste virksomhet. Omsetningsselskapene er dels eid av energiverk, dels av private aktører. Selskapene er organisert som aksjeselskap.

Kraftmeglere

Kraftmeglere kjøper ikke kraft selv, men formidler kjøp og salg av kraft på vegne av en kunde. Virksomhet som megler krever ikke omsetningskonsesjon. I mars 1999 var det registrert 21 norske megleraktører på Nord-Pool.

Statnett SF

Statnett SF har ansvaret for å bygge og drive sentralnettet. Foretaket eier store deler av sentralnettet, og er operatør for sentralnettet. Statnett SF har også systemansvaret på kort og lang sikt. Systemansvaret innebærer blant annet at de sørger for at produksjonen til enhver tid er lik forbruket av kraft i det norske systemet. Videre eier Statnett SF 50 prosent av Nord Pool ASA - den nordiske kraftbørsen. Kraftbørsen organiserer markeder for fysisk og finansiell krafthandel. Disse markedene er nærmere omtalt i kapittel 7.

1 Kommuner som videreselger konsesjonskraft til energiverk hvor de ikke har eierandeler, og selskap som har konsesjon med forenklede vilkår er ikke inkludert (industriverk).

Overføringsnettet

Innledning

Produksjon, overføring og omsetning er de tre grunnleggende økonomiske funksjonene i kraftforsyningen.

Overføringsnettet deles ofte inn i tre nivåer, jfr figur 6.1. Sentralnettet er hovedveiene i kraftsystemet og knytter produksjon og forbruk i ulike deler av landet sammen. Sentralnettet er også knyttet til utenlandsforbindelsene. Sentralnettet har vanligvis 300 til 420 kV spenning, men i enkelte deler av landet inngår også linjer på 132 kV. Regionalnettene er bindeleddet mellom sentralnettet og distribusjonsnettene. Den kraftintensive industrien og de fleste produksjonsverkene er knyttet til regionalnettene og sentralnettet. Distribusjonsnettene (lokalt nett) sørger normalt for distribusjon av kraft til sluttbrukerne innen husholdninger, tjenesteyting og industri. Distribusjonsnettene har normalt spenning opp til 22 kV, men kraften transformeres ned til 220 V for levering til vanlige strømbrukere. En del små produksjonsverk er koblet til det lokale nettet.

Figur 6.1. Kraftsystemet*

Det er store kostnader ved bygging av nett. Gjennomsnittskostnadene per transportert kWh synker med økende bruk av nettet inntil kapasiteten begynner å bli presset. Det betyr at det ikke er lønnsomt for samfunnet at det bygges parallelle overføringslinjer dersom det er tilstrekkelig transportkapasitet i de eksisterende linjene. Parallelle linjer kan også gi en uheldig arealdisponering, og være unødvendig skjemmende. Som følge av dette er nettvirksomheten karakterisert som et naturlig monopol. Det er ikke åpnet for konkurranse innenfor nettvirksomheten.

Energiloven av 1990 gir rammen for kraftforsyningen i Norge. Energiloven gir det juridiske grunnlaget for regulering av nettvirksomheten (monopolkontrollen). Energiloven er nærmere omtalt i avsnitt 4.3.

Monopolkontrollen

Fordi nettet er et naturlig monopol, er forbrukerne bundet til å kjøpe nettjenestene fra sin lokale netteier (energiverk). Både for å sikre brukernes rettigheter, og for å sikre en effektiv utvikling av nettet er det etablert monopolkontroll. Energiloven og OEDs og NVEs forskrifter legger rammene for overføringsvirksomheten. NVE står for kontrollen med nettvirksomheten.

NVE kan gi de pålegg som er nødvendige for å sikre etterlevelse av regelverk og konsesjonsvilkår vedrørende monopolkontrollen. NVEs avgjørelser kan påklages til OED.

Gjeldende forskrifter:

 Om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi m.m. av 7. desember 1990 (OED)  Om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og overføringstariffer av 11. mars 1999 (NVE)  Om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester av 11. mars 1999 (NVE)

Forskriftene pålegger netteier å stille ledningsnettets kapasitet til disposisjon for alle markedsaktørene på samme vilkår. Det skal ikke diskrimineres mellom nettkundene.

Punkttariffsystemet gir grunnlaget for å sikre alle kunder adgangen til nettet, jfr avsnitt 6.2.2.

Mange energiverk driver både monopolvirksomhet og konkurranseutsatt virksomhet. Disse plikter å føre eget regnskap for monopolvirksomheten. Dette gir et viktig grunnlag for monopolkontrollen. Hensikten er blant annet å kontrollere at kostnader knyttet til produksjon og omsetning av kraft ikke belastes nettvirksomheten (kryssubsidiering). I regningen til kundene skal nettselskapet blant annet opplyse om hvilke priser som gjelder for henholdsvis overføring og kraft.

Monopolkontrollen består for øvrig av to hovedaktiviteter. For det første fastsetter NVE inntektsrammer. Dette skal sikre effektiv utvikling av nettet og rimelige tariffer til kundene.

For det andre gir NVE rammene for oppbyggingen av punkttariffene.

Inntektsrammereguleringen

NVE fastsetter en inntektsramme for hvert enkelt nettselskap. Inntektsrammen gjenspeiler kostnadsforholdene i leveringsområdet, blant annet klima, topografi og bosetting. Inntektene, som er avhengig av punkttariffen, må ikke være høyere enn det NVE har fastsatt for selskapet. Gjennom denne reguleringen skal en sikre at nettselskapene ikke får en urimelig monopolfortjeneste, samt at kostnadsreduksjoner kommer kundene til gode.

For årene 1997-2001 har NVE fastsatt en inntektsramme basert på energiverkenes kostnader i 1994 og 1995. I utgangspunktet skal inntektsrammen ligge fast i denne perioden. Det foretas imidlertid årlige justeringer på bakgrunn av blant annet et generelt effektivitetskrav på 1,5 prosent, og et individuelt effektivitetskrav på mellom 0 og 3 prosent. I tillegg korrigeres det for den alminnelige prisstigningen. Det individuelle effektivitetskravet fastsettes på grunnlag av analyser som NVE har foretatt av nettselskapenes kostnader. Nettselskaper som er effektive får bare det generelle effektivitetskravet, mens nettselskap som er mindre effektive i tillegg ilegges et individuelt effektivitetskrav. Veid, samlet gjennomsnittlig effektivitetskrav for nettselskapene i 1999 er 2,6 prosent.

Effektivitetskravet pålegger ikke selskapene å effektivisere, men selskapene øker sin avkastning dersom de reduserer kostnadene. Nettselskapene er imidlertid sikret en avkastning på minimum 2 prosent og kan maksimalt ha en avkastning på 15 prosent.

Inntektsrammene justeres også årlig med halvparten av prosentvis økning i levert energi. Reduksjon i levert energi medfører imidlertid ikke reduksjon i inntektsrammen. Årsaken til at en har valgt å justere inntektsrammen med kun halvparten av eventuell økning i levert energi, er at en ønsker å stimulere nettselskapene til mer effektiv drift og å vurdere alternative tiltak til investeringer i økt overføringskapasitet.

Sammenslutning av nettselskaper medfører ikke endringer i inntektsrammene. Inntektsrammen til det nye selskapet blir lik summen av inntektsrammene til selskapene som slås sammen. Eventuelle effektivitetsgevinster ved sammenslåinger beholdes derfor i selskapet.

Summen av inntektsrammene for alle nettselskaper i 1999 er 14,4 milliarder kroner. Av de samlede inntektene i nettvirksomheten tilfaller 15 prosent sentralnettet, 22 prosent regionalnettet og 63 prosent distribusjonsnettet.

Punkttariffer

Alle nettselskap skal benytte punkttariffer som betaling for overføring. Punkttariffer innebærer at en nettkunde betaler samme overføringstariff uansett hvem han kjøper kraft fra eller selger kraft til. Den enkelte nettkunde betaler bare overføringstariff til sitt lokale nettselskap. Forbrukere betaler n tariff for å ta kraft ut fra et punkt i nettet (uttakstariff), mens kraftprodusenter betaler n tariff for å mate kraft inn i et punkt i nettet (innmatingstariff). Punkttariffene gjør markedsadgangen enkel for kundene og legger dermed grunnlaget for et landsomfattende marked for kraft. I tillegg til begrepet punkttariff benyttes ofte overføringstariff eller nettleie.

Tariffene er satt sammen av flere ledd, og skal minimum ha to ledd. Ett ledd som varierer med kundens løpende innmating (produksjon) eller uttak (forbruk) av kraft (energiledd), samt et tariffledd som ikke varierer med løpende energi (faste ledd ). Punkttariffene for henholdsvis innmating og uttak er nærmere beskrevet i avsnittene 6.2.3 og 6.2.4.

Energileddet er det tariffleddet som avhenger av kundenes løpende innmating eller uttak av kraft. Det skal som hovedregel reflektere kostnadene ved økt tap av kraft som følge av at en ekstra kWh overføres (marginalt tap). Tapet kan bli betydelig når man nærmer seg kapasitetsgrensene i nettet. Verdien av tapet er satt lik prisen på kraft i elspotmarkedet.

I sentralnettet blir det fastsatt en tapsprosent for energileddet i hvert enkelt innmatings- og uttakspunkt. Tapsprosentene blir i dag beregnet 8 ganger i året, og det er en prosentsats for dag og en for natt og helg. Tapet varierer med belastningen på nettet og dermed med hvor innmatings- og uttakspunktene ligger geografisk plassert i forhold til andre innmatings- og uttakspunkt. En kraftstasjon kan være gunstig plassert i nettet slik at produksjonen reduserer tapet. I slike tilfeller er tapsprosenten og dermed energileddet negativt. I områder med stort produksjonsoverskudd er det høy tapsprosent ved innmating og negativ tapsprosent ved uttak. I de tilfeller hvor det er både innmating og uttak fra sentralnettet i samme punkt er tapsprosentene symmetriske om null. Tapsprosentene i sentralnettet varierer mellom + 10 prosent og - 10 prosent.

Faste ledd er en samlebetegnelse for alle ledd som ikke er energiledd. De faste leddene i tariffen skal sørge for tilstrekkelige inntekter i forhold til inntektsrammen. I distribusjonsnett skal dette leddet minimum dekke kundespesifikke kostnader.

Alle som er direkte fysisk tilknyttet sentralnettet blir fakturert for innmating og uttak fra sentralnettet. Sentralnettskostnadene inngår i kostnadsgrunnlaget for regionalnettselskapene når de beregner punkttariffer i regionalnettet. Kunder tilknyttet regionalnettet bidrar således til å dekke kostnadene i sentralnettet i tillegg til kostnadene i regionalnettet. Alle som er direkte fysisk tilknyttet et regionalnett blir fakturert for innmating eller uttak fra regionalnettet. Regionalnettskostnadene inngår i kostnadsgrunnlaget når punkttariffen i distribusjonsnettene beregnes. Kunder tilknyttet distribusjonsnettene bidrar til å dekke kostnader både i distribusjonsnett, regionalnett og i sentralnettet. Kunder som er tilknyttet distribusjonsnettene får dermed høyere tariffer enn kunder i regionalnettet. Tabell 6.1 viser gjennomsnittlig punkttariff ved å være tilknyttet ulike nettnivå.

Tabell 6.1 Gjennomsnittlig punkttariff ved ulike nettnivå

Nettnivå Gjennomsnittlig tariff, øre/kWh
Sentralnett-innmating 1,2 1)
Sentralnett-uttak 1,5 2)
Regionalnett 4 1)
Distribusjonsnett-næringskunder 15,8 3)
Distribusjonsnett-husholdninger 19,4 4)

Kilde: NVE

1) Ved 5000 brukstimer
2) Ved 5000 brukstimer
3) Eksklusive mva, forutsetning om 4000 brukstimer, 30 000 kWh
4) Forutsetning om 20 000 kWh, eksklusive mva.

Tilknytningen til overliggende nett er avgjørende for at kraftbrukere skal sikres god leveringssikkerhet, og for å kunne handle kraft på et landsomfattende marked.

Nærmere om punkttariffer for innmating av kraft

Faste tariffledd skal i følge NVEs forskrift være like for innmating på alle nettnivå, uavhengig av om produsenten er tilknyttet sentralnettet eller lavereliggende nettnivå.

De faste leddene i sentralnettstariffen består av:

 tilknytningsledd  effektledd

I 1999 er tilknytningsleddet for innmating på 12 000 kr/MW. Effektleddet for innmating er på 46 000 kr/MW.

Sentralnettstariffen har også et energiledd. For innmating skal det beregnes en individuell tapsprosent for energileddet i hvert enkelt innmatingspunkt, uavhengig av hvilket nettnivå innmatingen foregår på.

Nærmere om punkttariffer for uttak av kraft

Tariffen for uttak kan være satt sammen av flere ledd:

 Et fastledd som er et fast beløp per år  Effektledd som avhenger av maksimalt forbruk (kW)  Et energiledd som avhenger av kundens løpende uttak av energi

I noen regionalnett er det beregnet tapsprosenter for energileddet på tilsvarende måte som i sentralnettet. I andre regionalnett er det beregnet et gjennomsnittstap for hele nettet i et helt år for uttak. I distribusjonsnett er det beregnet gjennomsnittstap i hele nettet, over året for uttak, i tillegg åpner forskriften for at energileddet for uttak i distribusjonsnett kan være høyere enn de reelle tapskostnadene.

Både fastledd og effektledd er tariffledd som under punkt 6.2.2 er omtalt som faste ledd. Det er vanlig at små forbrukere som er tilknyttet laveste spenningsnivå i distribusjonsnett betaler et fastledd, og at større forbrukere som er tilknyttet høyere spenningsnivå betaler et effektledd, eller flere. På grunn av fastledd eller effektledd, synker tariffen målt i øre/kWh med økende forbruk. NVE utgir statistikk over overføringstariffer i regional- og distribusjonsnettet.

Tariffene for uttak (forbruk) av kraft varierer mellom de ulike nettselskapene. rsakene er at nettselskapene står overfor ulike naturgitte forhold som fører til at kostnadene ved å føre kraft fram til kundene varierer, i tillegg er det stor variasjon i hvor effektivt de ulike nettselskapene driver nettet. Vanskelige naturgitte overføringsforhold og spredt bosetning kan bidra til høye overføringskostnader. Lite effektiv drift bidrar også til høye overføringskostnader.

Husholdningskundene er tilknyttet laveste spenningsnivå i distribusjonsnettene. Husholdningskundenes overføringstariff består som oftest bare av et fastledd og et energiledd. Figur 6.2 viser overføringstariffer for husholdningskunder i gjennomsnitt for hvert fylke for 1999 eksklusive mva. Tariffene i de overliggende nettnivåene er inkludert. Det er lagt til grunn et gjennomsnittlig årlig forbruk på 20 000 kWh.

Figur 6.2 Overføringstariffer for husholdninger 1999

Gjennomsnittlig overføringstariff for en husholdningskunde med et forbruk på 20 000 kWh i året var i januar 1999 23,2 øre/kWh inklusiv merverdiavgift. Laveste overføringstariff var 16,3 øre/kWh, den høyeste 37,5 øre/kWh. Tariffene variere blant annet som følge av topografi, klima og bosetting.

For å jevne ut overføringstariffer for sluttbrukere på landsbasis, er det med virkning fra og med 2000 innført en ny utjevningsordning. Ordningen skal redusere overføringstariffene for sluttforbrukere tilknyttet distribusjonsnett i områder i landet med høye overføringskostnader. Pengene gis til distribusjonsverk som dermed må redusere tariffene.

Kraftmarkedet

Energiloven av 1990 ga rammene for omleggingen av kraftforsyningen i Norge. Sverige og Finland har senere gjennomført kraftmarkedsreformer etter de samme hovedprinsipper som Norge la til grunn. I EU er det under utvikling et mer åpent og integrert elektrisitetsmarked.

Norge, Sverige og Finland har i dag et felles kraftmarked. De tre landene har innført punkttariffer, og det er ingen særskilte tariffer for handel over landegrensene. Som følge av endringer i organiseringen av kraftforsyningen i Danmark den senere tid, har det danske markedet blitt mer integrert i det nordiske markedet.

Hvordan kraftmarkedet fungerer

Det er mange kraftprodusenter som leverer kraft inn på overføringsnettet. Etter at kraften er levert inn på nettet vil kraften fra de ulike produsentene flyte sammen.

Når en forbruker slår på strømmen vet han ikke akkurat hvor den kraften han benytter kommer fra. Den fysiske kraftflyten i nettet følger fysiske lover.

Markedet sørger for at det blir levert omtrent like mye kraft inn på nettet som det blir tatt ut. Det holdes nøye regnskap med hvor mye kraft den enkelte produsent leverer inn i nettet til enhver tid, og hvor mye den enkelte forbruker tar ut.

Dersom en forbruker skifter leverandør vil ikke dette i seg selv påvirke den fysisk kraftflyten. Derfor blir heller ikke overføringstariffen som kunden betaler påvirket, jfr kapittel 6. Det spiller ingen rolle om han handler med en produsent i Alta eller på Vestlandet. Kunden inngår bare en ny kontrakt der prisen og vilkårene er annerledes enn før.

For produsenten trenger det ikke være samsvar mellom hvor mye han selger til enhver tid og hvor mye han produserer. For å få høyest mulig inntekt fra produksjonen må han optimere produksjonen. Det gjøres ved å disponere vannet i magasinene ut fra spotprisen til enhver tid og forventninger om framtidig spotpris. For å få samsvar mellom produksjon og salgsforpliktelser kan han kjøpe og selge kraft i markedet.

Spotprisen varierer og gjenspeiler endringer i forbruket og produksjonsforholdene. Variasjoner i nedbør og temperatur bidrar til at spotprisen kan variere mye. Det er derfor stor økonomisk risiko knyttet til kraft. For å redusere risikoen kan produsenter og forbrukere inngå langsiktige kontrakter, både fysiske og finansielle.

Utenlandsforbindelsene

Overføringsforbindelsene legger grunnlaget for all krafthandel, både internt i Norge og mellom ulike land. Norge har overføringsforbindelser til Sverige, Danmark, Finland og Russland. Kartet i vedlegg 5 viser dette. Overføringsforbindelsene til Finland og Russland er små, og forbindelsen til Russland brukes bare til import til Norge. Størst overføringskapasitet har vi med Sverige, som på det meste utgjør om lag 2 500 MW. Mellom Norge og Danmark er overføringskapasiteten i dag på 1 000 MW.

Ved maksimal kapasitetsutnyttelse er det anslått at det teoretisk kan transporteres opp mot 20 TWh i løpet av et år mellom Norge og nabolandene. Drifts- og markedsmessige forhold vil imidlertid redusere de løpende overføringsmulighetene. Muligheten til å overføre kraft mellom Norge og andre land bidrar til å utnytte forskjellene i produksjons- og forbruksmønster i landene.

Det planlegges to nye kabler, henholdsvis til Tyskland og Nederland. Etter forutsetningene skal disse kablene være i drift i løpet av 2004. De to nye kablene vil gi en økt overføringskapasitet på 1 200 MW.

Omsetning av kraft

I kraftmarkedet skilles det ofte mellom engrosmarkedet og sluttbrukermarkedet. Sluttbrukermarkedet er nærmere omtalt i avsnitt 7.3.5.

Engrosmarkedet er markedet for handel mellom kraftprodusenter, nettselskap, større industri og andre større enheter. Handelen foregår bilateralt mellom ulike markedsaktører og over markedene til den nordiske elbørsen Nord Pool. Det er i dag flere foretak som megler standardiserte bilaterale kontrakter, men en økende andel omsettes over Nord Pools markeder. Bilaterale kontrakter har fortsatt den største delen av markedet.

Den fysiske handelen mellom Norge, Sverige og Finland skjer over elspotmarkedet. Det kan imidlertid inngås finansielle avtaler bilateralt mellom aktørene i de ulike landene. Handelen over kablene mellom Norge og Danmark er regulert gjennom langsiktige kraftutvekslingsavtaler.

Kraftsektoren i Norge oppfyller alle EUs krav i el-direktivet om markedsåpning.

Nord Pool

Nord Pool (den nordiske kaftbørsen) fastsetter time for time systemprisen (elspotprisen) i det fysiske markedet for Norge, Sverige og Finland, samt områdepris for Jylland og Fyn. Systemprisen er en prisreferanse for all annen krafthandel.

Det er i dag mer enn 250 aktører som handler i ett eller flere av Nord Pools markeder. Foruten nordiske aktører finnes det også aktører fra Storbritannia, Tyskland og Nederland som handler over børsen. Norske aktører utgjør i overkant av 60 prosent av Nord Pools kunder.

Nord Pool organiserer i dag fire markeder; Elspot, Eltermin, Elbas og Elopsjon.

Nord Pool tilbyr også clearing-tjenester for kraftmarkedet. Nord Pool "clearer" alle kontrakter som handles over elbørsen og tilbyr også clearing av bilaterale kontrakter. Clearing innebærer at Nord Pool trer inn i kontraktene til alle aktørene, og blir sentral juridisk motpart for alle parter. Nord Pool krever sikkerhet av partene og garanterer for oppfyllelse av kontrakten. Clearing bidrar til å minimere risikoen for kreditt- og oppgjørsproblem, for eksempel risikoen for at selger ikke kan betale på oppgjørsdagen eller går konkurs før oppgjør. I 1998 "clearet" Nord Pool i alt 500 TWh.

Nord Pools markeder:

Elspot Elspot er markedet for omsetning av fysisk el med levering døgnet etter. Prisen fastsettes på grunnlag av aktørenes samlede kjøps- og salgsanmeldinger. Det fastsettes pris for kjøp og salg for hver time i døgnet. Systemprisen er balanseprisen for de aggregerte tilbuds- og etterspørselskurvene. Elspot er prisreferanse både for elterminmarkedet og det øvrige kraftmarkedet.

Eltermin Eltermin er et finansielt terminmarked for prissikring av handel med kraftkontrakter. Eltermin består i dag av future- og forwardkontrakter med inntil tre års tidshorisont. Futurekontraktene har daglig markedsoppgjør både i handels- og leveringsperioden, mens forwardkontraktene akkumulerer resultatet av prisendringene gjennom handelsperioden og har daglig oppgjør i leveringsperioden.

Elopsjon Elopsjoner inngår som en del av Nord Pools finansielle marked og er et viktig instrument for risikostyring og budsjettering av fremtidige inntekter og kostnader knyttet til handel med elkontrakter. Opsjonshandel er en handelsrett man betaler for, samt forpliktelser man får betalt for. Handel med elopsjoner gir rett til kjøp og salg av et underliggende instrument. På Nord Pool kan man handle to typer opsjoner; europeiske (EEO) og asiatiske (AEO). Elbørsens elopsjoner er standardiserte og er dermed definert gjennom på forhånd fastlagte vilkår. Markedet ble etablert i oktober 1999.

Elbas Elbas er et kontinuerlig fysisk marked for balansejustering, dvs. handel av el inntil to timer før selve driftstimen. Dette markedet er kun tilgjengelig for svenske og finske aktører og er i disse landene et supplement til elspot-markedet. Elbas-markedet administreres fra Helsingfors. Markedet ble etablert i mars 1999.

Omsetningen på Nord Pool har økt betydelig siden oppstarten i 1993. Bare fra 1997 til 1998 økte omsetningen på Nord Pools elspotmarkedet med ca. 30 prosent, terminmarkedet økte med ca. 70 prosent, mens Nord Pools clearingsvirksomhet økte med nær 200 prosent.

Figur 7.1 viser utviklingen i elspotmarkedet og elterminmarkedet.

Figur 7.1: Omsetning

Håndtering av flaskehalser i nettet

Systemprisen (Nord Pools elspotpris) fastsettes som om det ikke er overføringsbegrensninger i nettet. Overføringsbegrensninger kan imidlertid oppstå mellom to geografiske områder.

Overføringsbegrensninger, ofte kalt flaskehalser i nettet, håndteres ved at det fastsettes prisområder på hver side av selve flaskehalsen. I tillegg til systemprisen fastsetter Nord Pool derfor områdepriser. I områder med produksjonsoverskudd blir områdeprisen lavere enn systemprisen, og i områder med produksjonsunderskudd blir områdeprisen høyere enn systemprisen. Områdeprisene skaper balanse mellom tilbud og etterspørsel når det er tatt hensyn til flaskehalsen.

I Norge benyttes i hovedsak prisområder for å håndtere interne flaskehalser innenfor landets grenser og flaskehalser på grensene mellom Sverige og Finland. Sverige og Finland bruker prisområder for å håndtere eksterne flaskehalser, men motkjøp som intern flaskehals-håndtering. Motkjøp innebærer at systemansvarlig betaler produsenter for å øke eller redusere produksjonen slik at det blir balanse i markedet.

Differansen mellom områdepris og systempris kalles kapasitetsledd. Kapasitetsleddet på volumet som transporteres over flaskehalsen er en inntekt for nettselskapene. De systemansvarlige i Norge, Sverige og Finland deler på flaskehalsinntektene som genereres i det nordiske kraftmarkedet.

Regulerkraftmarkedet

Regulerkraftmarkedet er et redskap som systemansvarlig (Statnett SF) benytter for å kunne opprettholde stabil frekvens og kontinuerlig balanse mellom produksjon og forbruk i Norge. Etter at priser og kvanta er fastlagt i elspotmarkedet, innhenter Statnett norske anmeldinger for opp- eller nedregulering. Slik regulering må skje på kort varsel, for eksempel ved plutselig utfall av produksjonanlegg og linjer, eller ved uventede endringer i etterspørselen. Statnett kan også utveksle regulerkraft med de systemansvarlige i Sverige og Finland. I Sverige og Finland benyttes også elbas i den kortsiktige reguleringen.

Konsesjon for handel med andre land

På norsk side krever all krafthandel med andre land konsesjon fra Olje- og energidepartementet. Konsesjonene benyttes for å legge til rette for en effektiv kraftutveksling.

Krafthandelen med Sverige og Finland foregår over Nord Pools fysiske elspotmarked. I tillegg kommer Statnetts handel med regulerkraft, jfr punkt 7.3.3.

Handelen over kablene mellom Norge og Danmark er regulert gjennom langsiktige kraftutvekslingsavtaler mellom Statkraft SF på norsk side og henholdsvis danske ELSAM og tyske PreussenElektra. Statkraft SF er operatør av ELSAM-avtalen på norsk side på vegne av seg selv og 17 andre norske kraftselskap. Avtalen mellom Statkraft SF (med øvrige avtaleparter) og ELSAM regulerer 60 prosent av kabelkapasiteten, mens avtalen mellom Statkraft SF og PreussenElektra regulerer de resterende 40 prosent av kapasiteten på Danmarkskablene. Innenfor ELSAM-avtalen er det åpent for børshandel.

Departementet har gitt konsesjon til nye langsiktige kraftutvekslingsavtaler mellom norske kraftprodusenter og nord-europeiske selskaper.

Kraftutvekslingsavtalene omfatter hovedsaklig forpliktelser om at norske kraftprodusenter skal levere kraft på dagtid. I tillegg skal partene utveksle kraft når prisen i det norske kraftmarkedet (elspotprisen) og de marginale kostnadene ved kraftproduksjon eller børspris i utlandet tilsier det. NVE er tillagt kontroll- og tilsynsfunksjonen i forhold til overholdelse av konsesjonsvilkårene knyttet til utenlandshandelen med kraft. Et viktig mål er å oppnå en mest mulig effektiv og fleksibel kraftutveksling. Dette innebærer at kraften eksporteres fra Norge når prisene i utlandet er høyere enn i Norge. Tilsvarende importeres kraft til Norge når prisene i Norge er høyere enn i utlandet.

Sluttbrukermarkedet

Alle som kjøper kraft til eget forbruk er sluttbrukere. Små sluttbrukere kjøper vanligvis kraft via et omsetnings- eller distribusjonsselskap. Store sluttbrukere, for eksempel industri, kjøper ofte direkte på engrosmarkedet.

Den totale strømregningen er satt sammen av flere deler; strømpris, nettleie, elavgift og merverdiavgift. For en gjennomsnittlig husholdningskunde kan en med dagens priser grovt si at strømpris, nettleie og avgifter, hver utgjør en tredel av den totale regningen.

Alle sluttbrukere må betale nettleie til det lokale distribusjonsselskapet de er tilknyttet jfr avsnitt 6.2.2. Sluttbrukere som har byttet strømleverandør, eller som bor et sted der distribusjonsselskapet er adskilt fra omsetningsselskapet, får to regninger; en fra strømleverandøren og en fra distribusjonsselskapet. De fleste sluttbrukere får imidlertid bare en regning hvor det er spesifisert hva som er nettleie og hva som er strømpris.

Elavgiften for 1999 er på 5,94 øre/kWh og merverdiavgiften er på 23 prosent. Fra 1. januar 2000 er elavgiften 8,56 øre/kWh. Elavgiften pålegges all elektrisk kraft som forbrukes i Norge, enten den er produsert innenlands eller den er importert. Industri, bergverk, og veksthusnæringen har imidlertid fullt fritak for elavgift. Husholdninger i Finmark og i enkelte kommuner i Nord-Troms har også fritak for elavgift. Husholdninger i Nordland, Troms og Finmark har fritak for merverdiavgift på elektrisitet.

Netteieren er pålagt å utforme regningen slik at kundene får informasjon om utviklingen i forbruket. Strømmåleren skal avleses minst fire ganger i året. Hvert kvartal skal regningen vise forbruket for siste periode og en sammenlikning med forbruk i tidligere perioder. Hensikten er at sluttbrukerne skal bli mer bevisst sitt eget strømforbruk, og at virkningen av sparetiltak raskere skal vises på strømregningen.

Alle sluttbrukere kan fritt velge hvilken strømleverandør de vil benytte. Større kunder har vanligvis timesmålere og avregningen av dem vil derfor være presis. For små kunder er det en sjablonmessig avregning. De kan derfor skifte leverandør uten at de må ha en timesmåler.

Husholdningskunder kan velge mellom ulike kontraktsformer for kjøp av strøm. Den vanligste kontrakten er variabel pris, som innebærer at leverandøren kan endre prisen etter et varsel. Per tredje kvartal 1999 hadde om lag 85 prosent av husholdningene kontrakt med variabel pris. Fastpris, for eksempel for ett år, innebærer at leverandøren ikke kan endre prisen i løpet av kontraktsperioden, selv om det skulle bli store prisendringer i engrosmarkedet. Det fins også kontrakter basert på elspotprisen, for eksempel en kontrakt hvor prisen er 1 øre/kWh høyere enn elspotprisen.

Per tredje kvartal 1999 hadde omtrent 7 prosent av husholdningskundene en annen kraftleverandør enn den dominerende i sitt område. Kraftleverandøren som er dominerende innenfor sitt område, har i gjennomsnitt en markedsandel tilsvarende 95 prosent.

Figur 7.2. viser utviklingen i gjennomsnittlige priser for husholdninger fra 1985 og fram til januar 1999. I 1993 ble det innført skille mellom strømpris og nettleie. Figuren viser også total sluttbrukerpris inkludert merverdiavgift og elavgift. Prisene til husholdninger har vært relativt stabile fra 1986 og fram til i dag. Den forholdsvis kalde vinteren 1995/96 kombinert med lite tilsig til vannmagasinene i 1996, førte imidlertid til en sterk økning i engrosprisene, som igjen ga en økning i husholdningsprisene. Prisene steg derfor fra 1996 til 1997. 1997 ble et relativt vått år, med stort tilsig til magasinene. Det vises ved at prisen falt ganske kraftig fra 01.01.1997 til 1997. Fra og med 01.07.1997 er det hyppigere observasjoner enn tidligere som viser at prisen generelt er lavere om sommeren enn om vinteren. Figuren viser også en generell prisnedgang fra 1997 til og med 1999.

Figur 7.2: Priser på elektrisk kraft til husholdninger 1985-1999. Øre/kWh, faste 1998 kroner

Prisdannelsen i det nordiske kraftmarkedet

Kraftprisen avhenger av tilbuds- og etterspørselsforholdene i det nordiske markedet, jfr figur 7.3 som viser en forenklet skisse av hvordan kraftprisen fastsettes. Den stigende kurven viser tilbudskurven for kraftkapasiteten i Norden ordnet etter stigende, kortsiktige produksjonskostnader. Den synkende kurven illustrerer etterspørselen etter kraft i Norden. Vannkraften og kjernekraften har de laveste produksjonskostnadene. For vannkraften vil nedbørsmengde og tilsig til vannmagasinene være viktig for hvor stor produksjonen kan bli, og dermed også for prisen. Varmekraftverk, som blant annet kullkraftverk og gasskraftverk, har høyere produksjonskostnader. Med dagens etterspørselsnivå er det ofte dansk kullkraft som "balanserer" markedet, og er dermed prissettende. I år med gjennomsnittlig vannkraftproduksjon vil derfor kraftprisen i stor grad bli bestemt av kostnadene ved å produsere kullkraft. I perioder med høyere forbruksbelastning vil det være kraftverk med høyere produksjonskostnader som er prissettende, for eksempel oljekondensverk eller rene gassturbiner. Disse kraftverkene fungerer som topplastverk, og er kjennetegnet ved at de bare er i drift i kortere perioder av gangen. I figur 7.3 vil slike kraftverk ligge på den sterkt stigende delen av tilbudskurven.

På etterspørselssiden vil blant annet temperatur og generelt aktivitetsnivå i økonomien være av betydning.

Figur 7.3: Prinsippskisse: Kortsiktige variable kostnader ved kraftproduksjon i Norden, øre/kWh

De nordiske landene vil få større utvekslingskapasitet med det øvrige europeiske kraftsystemet i årene som kommer, blant annet gjennom bygging av nye overføringsforbindelser mellom Sverige og Polen, Norge og Tyskland samt mellom Norge og Nederland. Kostnadene for kraftproduksjon på kontinentet vil dermed få økende betydning for prisdannelsen i Norge og Norden. Prisutviklingen i de ulike landene vil også bli bestemmende for hvordan den faktiske kraftutvekslingen blir mellom landene.

Figur 7.4 viser variasjoner i nominell elspotpris i perioden 1992-99.

Figur 7.4 Spotpriser - Nord Pools elspotmarked 1992-99

Bakgrunnen for krafthandelen mellom de nordiske landene

Norge har tradisjonelt vært netto eksportør av kraft, men har de siste årene vært en netto importør som følge av fortsatt vekst i forbruket og lite kraftutbygging de siste årene. Netto import per første halvår 1999 var 2,3 TWh. Figur nedenfor viser Norges import og eksport av kraft i perioden 1970-1998.

Figur 7.5: Norges import og eksport av kraft i perioden 1970-1998

Kilde: OED

Krafthandelen og utvekslingen mellom landene er primært begrunnet ut fra forskjellige produksjonsmåter i kraftforsyningen. Som følge av ulik kostnadsstruktur mellom vannkraftteknologi og ulike typer varmeteknologi, gir en kombinasjon av disse teknologiene gevinster ved handel med elektrisitet mellom Norge og andre land.

Kraftproduksjonen i de nordiske landene

Kraftproduksjonen i Norden var i 1998 på nær 384 TWh, en økning på ca. 14 TWh i forhold til 1997. Siden 1990 har kraftproduksjonen i Norden økt med 40 TWh, eller med om lag 12 prosent. Norge og Sverige har den største kraftproduksjonen av de nordiske landene.

Tabell 7.1

Kraftproduksjonen i de nordiske land fordelt på energibærere. 1998, TWh

Danmark

Finland

Island

Norge

Sverige

Geotermisk kraft

0,7

Vindkraft

2,7

0,0

0,0

0,3

Annet

3,4

0,5

Bioenergi

0,5

14,0

3,3

Naturgass

5,0

7,5

0,2

0,6

Olje

1,4

1,6

3,0

Kull

26,0

8,5

3,0

Kjernekraft

21,0

70,5

Vannkraft

0,0

14,6

5,6

116,3

73,7

Kraftproduksjon i alt

39,0

67,2

6,3

117,0

154,4

Kilde: Nordel

I Sverige utgjør vannkraft og kjernekraft de to viktigste formene for kraftproduksjon med til sammen ca. 90 prosent av den totale elproduksjonen i landet. Den resterende delen av den svenske kraftproduksjonen blir stort sett dekket av kraftverk basert på bioenergi og kull. Kraftproduksjonen i 1998 var på i overkant av 154 TWh, mens bruttoforbruket var i overkant av 143 TWh. I Sverige har man de siste årene avviklet nesten alt av tilgjengelig produksjonskapasitet basert på oljekondensat. I desember 1999 ble også den ene av totalt to kjernereaktorer i atomkraftverket BarsebŠck stengt etter pålegg fra den svenske regjeringen.

Dansk kraftproduksjon er i hovedsak basert på fossile brensler, særlig kull i tillegg til noe gass. Den totale produksjonen i 1998 var på ca. 39 TWh, mens bruttoforbruket var nær 35 TWh. Kraftvarmeverk, det vil si samtidig produksjon av el og varme, står for ca. 85 prosent av Danmarks kraftproduksjon. Vindkraft utgjorde i 1998 ca. 10 prosent av den danske elproduksjonen. Danske forbrukere har i dag relativt høye elpriser sammenlignet med de andre nordiske landene. Dette skyldes blant annet høye avgifter på forbruket. Det danske kraftmarkedet er under omlegging, og ny energilovgivning trer i kraft fra 2000. Den nye loven vil trolig også føre til at prisene på kraft vil kunne endre seg på grunn av innføring av CO2-kvoter i den danske elforsyningsloven.

Finlands kraftproduksjon er sammensatt av kjernekraft, vannkraft og kraftvarme. Den totale kraftproduksjonen i 1998 var på nær 67 TWh. Kjernekraft og vannkraft står for henholdsvis 31 og 22 prosent av produksjonen. Videre står varmekraft for 47 prosent av produksjonen, hvorav kraftvarme og fjernvarme (eksklusiv industri) dekker 19 prosent. Finland har kun overføringslinjer av betydning til Sverige av de nordiske landene. Finland er også importør av kraft fra Russland. Overføringslinjene mellom Russland og Finland brukes imidlertid utelukkende til import til Finland.

Danmark vedtok sommeren 1999 ny elforsyningslov. Fra og med 1. januar 2000 vil det bli innført CO2-kvoter i den danske elektrisitetssektoren. Det er i den forbindelse fastsatt et utslippstak for CO2 på 23 milll tonn/år fra de danske kraftverkene, fallende til 20 mill tonn/år i løpet av fire år. For utslipp over det øvre taket skal det betales en kvotepris tilsvarende 40 kr/tonn CO2. Dette utgjør nærmere 4 øre/kWh for el produsert i et kullkraftverk. Kvoteprisen vil øke til 50 kr/tonn innen 2004. Det er oppnådd politisk enighet opp lovens innhold frem til og med 2003. Etter fire år vil derfor loven måtte behandles på ny.

Forskning og utvikling

Energiforskning

Forskning og utvikling innenfor energi- og vassdragsvirksomheten har som mål å styrke langsiktig verdiskaping, sikre god ressursutnyttelse og ivareta miljøhensyn.

Norges forskningsråd forvalter det meste av de offentlige forskningsmidlene på området. Hoveddelen av midlene går til brukerstyrt forskning, organisert i programmer. Forskningsrådet gir også støtte til mer langsiktig grunnleggende forskning og kompetanseoppbygging i institutter og universiteter, som legger grunnlaget for andre og mer markedsnære prosjekter i samarbeid med næringslivet og andre brukere.

Forskningsprosjektene innenfor de brukerstyrte programmene skal være forankret hos brukerne for å sikre at resultatene kan tas i bruk dersom de er teknisk vellykkede. Eventuelt kan man søke det øvrige offentlige virkemiddelapparat om støtte i overgangen mellom utvikling og anvendelse av ny teknologi, i første rekke Statens nærings- og distriktsutviklingsfond (SND) og Statens veiledningskontor for oppfinnere.

Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er også ansvarlig for en del av energi- og vassdragsforskningen. Dette relaterer seg i første rekke til forvaltningsrettet vassdragsforskning.

I tillegg til den nasjonale forskningen deltar Norge i en rekke internasjonale forskningsprogrammer på energisektoren, jfr kapittel 9.

Tilskudd til energiforskningen

Innenfor energi- og vassdragsvirksomheten står offentlige forskningsbevilgninger for om lag halvparten av virksomhetens totale forskningsinnsats. For 1999 bevilger Olje- og energidepartementet 99,6 millioner kroner til grunnleggende strategiske og brukerstyrte forskningsprogrammer på energiområdet, jfr tabell 8.1. I tillegg kommer noen midler fra andre departementer som er øremerket enkelte programmer.

Tabell 8.1

Energiforskningsprogrammer 1999 finansiert av OED

Program Tilskudd (1000 kr)
Effektive og fornybare energiteknologier (NYTEK) 21 100*
Effektive energisystemer (EFFEKT) 33 000**
Samfunnsmessige rammebetingelser og virkemidler for norsk energi- og miljøpolitikk (SAMRAM) 7 700***
Program for grunnleggende energiforskning 10 300
Strategiske instituttprogrammer 10 000
Forvaltningsrettet vassdragsforskning 10 000
Internasjonale programmer 7 500

SUM 99 600

Kilde: OED

* I tillegg kommer 6,0 mill kr fra NHD
** I tillegg kommer 0,5 mill kr fra NVE
*** I tillegg kommer 1,5 mill kr fra MD/FIN/NVE

Forskningsprogrammer

Effektive og fornybare energiteknologier (NYTEK)

NYTEK (1995-2000) er et brukerstyrt FoU-program i regi av Norges Forskningsråd. Programmet har som mål å utvikle produkter og prosesser for effektiv energiteknologi og nye fornybare energikilder ved norske bedrifter. De viktigste områdene er bio-, vind-, sol- og bølgeenergi, samt varmepumper, enøkteknologier og hydrogen som energibærer. Programmet skal utvikle produkter og kompetanse som kan gjøre de nye fornybare energikildene til mulige og lønnsomme alternativer i deler av energimarkedet. Det legges samtidig vekt på prosjekter som kan gi grunnlag for ny næringsvirksomhet. Programmet må sees i sammenheng med bevilgningene som NVE forvalter til støtte for introduksjon av nye energiteknologier i markedet.

Effektive energisystemer (EFFEKT)

EFFEKT (1996-2000) er et brukerstyrt program i regi av Forskningsrådet som skal ivareta den offentlige satsingen på brukerstyrt FoU innen energiforsyning. Programmet dekker primært elektrisitet, men også andre energiformer der disse er relevante i samspill med elektrisitetsforsyning. Programmets overordnede mål er at det, innenfor en bærekraftig utvikling, skal bidra til økt avkastning i norsk næringsliv knyttet til elkraftsektoren.

Programmet skal gi:

 bedre utbytte av den nasjonale kraftutveksling med utlandet  mer effektiv drift og utbygging av overføringsnettet for kraft  styrke verdiskapning i bransjen ved at konkurranseevnen styrkes

Programmet har som mål å utvikle løsninger og produkter som reduserer investeringer og driftskostnader per kW med 10 prosent i forhold til tilgjengelig teknologi. Det er også et mål å øke eksporten av produkter og tjenester fra bransjen.

Samfunnsmessige rammebetingelser og virkemidler for norsk energi- og miljøpolitikk (SAMRAM)

SAMRAM (1996-2000) er et brukerstyrt program i regi av Forskningsrådet med hovedmål å bygge opp og vedlikeholde kunnskapsgrunnlaget for norsk politikk for en bærekraftig utvikling knyttet til produksjon og bruk av energi, i Norge og i et regionalt og globalt perspektiv. Programmet har som delmål at forskningen skal gi økt kunnskap om vilkår og virkemidler for en effektiv politikk på energi- og miljøområdet. Programmet skal bygge opp og videreutvikle kompetansen på disse temaene ved norske forsknings- og utdanningsinstitusjoner, slik at disse kan utdanne kandidater som kan hjelpe brukerne med å nyttiggjøre seg forskningsbasert kunnskap.

Program for grunnleggende energiforskning

Program for grunnleggende energiforskning (1996-2000) er et strategisk program i regi av Forskningsrådet. Programmet dekker langsiktige grunnleggende forskningsbehov innenfor hovedområdene nye fornybare energikilder og vannkraft. Prosjektene er relatert til hydrologiske, biologiske og miljømessige forhold ved vannkraften, effektiv transport og konvertering av energi samt elektrisitetsproduksjon basert på fornybare energikilder. Programmet retter seg primært mot universitetsmiljøene og instituttene der doktorgradsutdanning er et sentralt element i forskningprosjektene.

Strategiske instituttprogrammer

Norges forskningsråd støtter en rekke strategiske programmer ved universiteter og forskningsinstitutter. Innenfor energi- og vassdragvirksomheten er det i 1999 gitt støtte til følgende strategiske instituttprogrammer som retter seg mot grunnleggende problemstillinger knyttet til produksjon og bruk av energi:

 Fremtidens energisystemer  Isolasjon av høyspentkabler  Hydrotermiske kraftsystemer  Integrering av vannkraftproduksjon, planlegging og økonomisk risikoanalyse  Nye fornybare energiressurser og energieffektivitet  Analyse av havbølger

Forvaltningsrettet vassdragsforskning

Den forvaltningsrettede vassdragsforskningen går i regi av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) og har som mål å understøtte direktoratets oppgaver. Virksomheten er et supplement til Forskningsrådets aktiviteter og er koordinert med denne, blant annet gjennom deltakelse i Forskningsrådets prosjekter og programmer. Midlene går i første rekke til HYDRA-programmet (1996-2000) som har som formål å utvide kunnskapene om flom og forbedre beslutningsgrunnlaget for tiltak mot flom, til Vassdragsmiljøprogrammet (1997-2001) som skal øke kunnskapen om naturgrunnlaget og prosesser i vassdragsmiljøet og om miljøkonsekvenser av inngrep og tiltak i vassdrag, og til Museumsprosjektet (1999-2002) som skal bidra til å synliggjøre forvaltningshistorien, kulturminner, mv. for allmennheten.

Internasjonalt energisamarbeid

Dette kapitlet tar opp internasjonalt energisamarbeid på de områder som berører energi- og vassdragsforvaltningen. Internasjonalt samarbeid som retter seg spesielt mot olje- og gass er ikke tatt med. Norge deltar i et omfattende internasjonalt samarbeid på myndighetsnivå om energispørsmål. Bakgrunnen for dette er blant annet økt integrasjon av elektrisitetsmarkedene på tvers av nasjonale grenser og nye utfordringer på energi- og miljøområdet.

EØS-avtalen

Avtalen om Det europeiske økonomiske samarbeidsområde (EØS-avtalen) trådte i kraft 1. januar 1994. Formålet med EØS-avtalen er å sikre et enhetlig økonomisk samarbeidsområde grunnlagt på felles regler og like konkurransevilkår. Gjennom EØS-avtalen deltar EFTA-landene i EUs indre marked, samt i samarbeid på tilgrensende områder. EØS-avtalen omfatter både generelle prinsipper tilsvarende de som er nedfelt i Maastricht-avtalen og sekundærlovgivning rettet mot spesielle sektorer eller saksområder.

På elektrisitetsområdet er det så langt vedtatt et titalls forordninger eller direktiver som er omfattet av EØS-avtalen. Disse har ikke påvirket hovedrammene for norsk energipolitikk.

For å sikre en balansert regelverksutvikling innenfor EØS-området, er Norge forpliktet til å innlemme ny relevant EU-lovgivning i EØS-avtalen. EU er på sin side forpliktet til blant annet å ha kontakt med EFTA-landene underveis i beslutningsprosessen. Europakommisjonen skal starte samarbeidet med eksperter fra EFTA-landene når det utvikles nytt regelverk på et like tidlig stadium som samarbeidet med eksperter fra medlemslandene i EU. Informasjons- og samrådingsfasen skal dekke fasen der Europakommisjonen har fremmet sitt forslag og saken er oversendt Rådet. EØS-avtalen gir imidlertid ikke rettigheter til å delta i de forhandlinger som pågår om nye direktiver i Rådet. Den formaliserte kontakt i EØS skjer under EØS-komiteen og mellom EFTAs arbeidsgruppe for energispørsmål og Europakommisjonens DG-Energi (Directorate Generale -Energie).

Regelverk for det indre energimarked

Innen EU pågår det et arbeid for et mer åpent og sammenhengende elektrisitetsmarked.

Tre direktiver er særlig sentrale i denne forbindelsen. Direktivene er en del av EØS-avtalen.

Rådsdirektiv 90/547 av 29. oktober 1990 om transitt av elektrisitet over høyspentnettet er ment å bedre adgangen til transitt. Med transitt menes all transport av elektrisk kraft gjennom høyspentnett der transporten krysser minst en landegrense. De rettigheter og plikter som er nedfelt i direktivet er knyttet til de ansvarlige nettselskaper, som for Norges vedkommende er Statnett SF. I direktivet er det bestemmelser som forplikter nettselskapene til å åpne forhandlinger om betingelser for transitt. Det er også nylig etablert et meglingsorgan som skal bidra til å løse uenighet vedrørende transittspørsmål i saker som involverer parter fra både et EU- og et EFTA-land.

Rådsdirektiv 90/377 av 29. juni 1990 om prisinnsyn for gass og elektrisitet til industrielle sluttbrukere (pristransparensdirektivet) er ment å bedre innsynet i priser i markeder hvor det er liten grad av åpenhet. Økt åpenhet om prisene skal bidra til å unngå forskjellsbehandling mellom kundene. De rapporteringskrav som stilles i direktivet innebærer ingen utvidet offentliggjøring av el-tariffer i Norge. I Norge har vi en prisåpenhet som går lenger enn de krav som fastsettes i direktivet.

19. desember 1996 ble Rådsdirektiv 96/92 om felles regler for det indre elektrisitetsmarked vedtatt. Direktivet skulle implementeres i EU-landene innen 19. februar 1999. Dette er det mest sentrale direktivet vedrørende åpning av elmarkedene i EU. Det legges opp til at aktører som til sammen står for en viss prosentandel av landenes totale elforbruk skal kunne handle el fritt på det nasjonale marked eller i utlandet. Prosentandelen utvides gradvis fra 25 prosent i 1999 til 28 prosent i år 2000 og 33 prosent i år 2003. Direktivet aksepterer ulike modeller for organisering av markedsadgang. Det skilles mellom tre modeller; forhandlet tredjepartsadgang, regulert tredjepartsadgang og enekjøper.

I direktivet er det også regler for såkalte offentlige tjenesteforpliktelser; dvs. hvilke forpliktelser og oppgaver av allmenn samfunnsmessig betydning som kan pålegges kraftselskapene. Fra norsk side har vi gjennom organiseringen av det innenlandske kraftmarked gått lenger enn direktivets minstekrav. Direktivet er nylig blitt tatt inn som en del av EØS-avtalen.

Regelverk om energibruk

I EØS-avtalen inngår tre direktiver for tiltak på enøk området.

Rådsdirektiv 92/75 av 22. september 1992, omhandler angivelse av husholdningsapparaters energi- og ressursforbruk ved hjelp av merking og standardiserte vareopplysninger. Direktivet legger blant annet rammene for innføring av merking av visse typer husholdningsapparaters energiforbruk. Foreløpig har EU vedtatt direktiver for kjøle- og fryseskap og kombinasjoner av slike, vaskemaskiner og tørketromler og kombinasjoner av slike samt oppvaskmaskiner. Gjennomføringsdirektivene tas inn som en del av EØS-avtalen gjennom vedtak i EØS-komiteen.

Europaparlaments- og rådsdirektiv 96/57/EF omhandler energieffektivitetskrav til elektriske husholdningskjøleskap og frysere og kombinasjoner av slike. Det foreligger også forslag til energieffektivitetskrav for forkoblingsutstyr til lysstoffarmaturer.

Rådsdirektiv 92/42 av 21. mai 1992 setter krav til virkningsgrad for nye varmtvannskjeler som drives med flytende eller gassformig brensel. Alle ovennevte direktiver er gjennomført i norsk rett.

Deltakelse i EUs energiprogrammer

Norge deltar gjennom EØS-samarbeidet i flere av EUs energiprogrammer. EUs generelle forskningsprogram er omfattet av EØS-avtalen. Norge har i flere år deltatt i EUs forsknings- og demonstrasjonsprogram for ikke-nukleær energi, JOULE og THERMIE. I 1996 ble Norge deltaker i programmene for energieffektivisering og fornybare energikilder SAVE og ALTENER, jfr punkt 9.1.2. Deltakelse i programmene medfører at Norge bidrar finansielt og er med i styringen av programmene. Norske forskningsmiljøer og norsk industri har anledning til å søke om støtte til forsknings og demonstrasjonsprosjekter fra disse programmene. Dette må gjøres sammen med en eller flere partnere innenfor EU-området.

EU besluttet i 1998 å legge delprogrammene inn i det såkalte rammeprogramet for energi. SAVE og ALTENER vil bli en del av dette rammeprogrammet og er inne i en behandlingsprosess mellom Rådet og Parlamentet. Norsk deltakelse i andre delprogrammer innenfor rammeprogrammet vurderes fortløpende.

Nordisk samarbeid

Det nordiske energisamarbeid på myndighetsplan ligger under Nordisk Ministerråd. Samarbeidet er konsentrert om elektrisitetsamarbeid, gassmarked, energi og miljø, nærområdene, informasjonsutveksling om saker som står på EØS-dagsorden og forskning og utvikling, jfr avsnitt 9.10. Kraftselskapene som har ansvaret for systemsikkerheten i hvert enkelt land, samabeider gjennom sin organisasjon Nordel. Nordel ble stiftet i 1963.

Østersjøsamarbeidet

De nordiske statsministrene avga i Bergen i juni 1997 en erklæring om en bærekraftig energiforsyning rundt Østersjøen (Bergen-erklæringen). Et arbeidsprogram ble vedtatt på energiministermøtet i Østersjøregionen i Stavanger 1. desember 1998. Her ble det pekt på at energi er en nøkkelfaktor med hensyn til politisk stabilitet, økonomisk utvikling og bærekraftig utvikling. Målet er å sikre energiforsyningene til området på en mest mulig effektiv måte samtidig som det legges opp til en mer bærekraftig energiforsyning, det vil si økt bruk av fornybare energikilder, overgang til mer miljøvennlige energiformer samt større effektivitet i produksjon, overføring og bruk av energi. Det har også vært et mål å koordinere de ulike aktivitetene på dette området, herunder initiativ fra EU og Nordisk Ministerråd.

På det siste møtet mellom energiministrene i Østersjøregionen i Helsinki 25. oktober 1999 ble det lagt opp til et videre samarbeid i regionen. Energiministrene skal møtes ved behov og en arbeidsgruppe, bestående av et medlem fra hver av medlemsstatene i Østersjørådet og EU-kommisjonen, skal organisere og lede aktiviteter besluttet av energiministrene. Østersjøsamarbeidet vil i hovedsak konsentrere seg om integrering av el- og gassmarkedene, klimapolitikk, energieffektivitet og fornybar energi. Det skal også opprettes en sekretariatstjeneste for energisamarbeidet som skal være en del av sekretariatet til Østersjørådet. I egenskap av formannskap i Østersjø-området, leder Norge energisamarbeidet i ett år til 01.07.2000.

Kraftselskapene i Østersjøregionen har opprettet et eget samarbeid, BALTREL. Samarbeidet har satt igang arbeid når det gjelder felles handelsregler, infrastruktur, integrasjon av gass, elektrisitet og klimaspørsmål. Målet til BALTREL er å skrittvis bidra til et felles marked i Østersjøregionen. BALTREL vil også samarbeide med en tilsvarende organisasjon for gasselskapene, Baltic Gas.

Økonomisk kommisjon for Europa (ECE)

Den økonomiske kommisjonen for Europa er en del av FN. Den har en komit for bærekraftig energibruk der Norge deltar. Komiten er en møteplass for 58 land, både USA, Canada og Europa inkludert de fleste tidligere sovjetrepublikkene (CIS-land) deltar. Komiten har arbeidsgrupper for energiøkonomisering, gass og kull. I tillegg til at komiten diskuterer sentrale energipolitiske spørsmål av felles interesse, fokuseres det i arbeidsgruppene på informasjonsspredning og kunnskapsoverføring mellom landene, med særlig vekt på tiltak for energieffektivisering i Øst-Europa.

Det europeiske energicharter

Det europeiske energicharter danner den politiske rammen rundt et all-europeisk energisamarbeid som inkluderer republikker i det tidligere Sovjetunionen og i de øst-europeiske landene, samt Japan og Australia.

Det europeiske energicharter ble undertegnet i desember 1991. Formålet for charteret var å bidra til stabilitet og utvikling i den tidligere østblokken gjennom økt samarbeid på energiområdet.

Traktat om Det europeiske energicharteret ble undertegnet i Lisboa den 17. desember 1994. 50 land har undertegnet denne traktaten og en protokoll om energieffektivisering. Etter at 30 land hadde ratifisert avtalen om energicharteret og enøk-protokollen, trådte hele avtaleverket i kraft våren 1998. Norge har undertegnet konferansens sluttakt og undertegnet traktaten i 1995. Norge har per desember 1999 ikke ratifisert avtalen om energicharteret.

Annet bilateralt samarbeid

Under det norsk-russiske energiforum er det en arbeidsgruppe for energi. Hovedfokus har vært på elektrisitetssektoren, men det vil fremover rettes sterkere søkelys på samarbeid om energieffektivisering. Arbeidsgruppen for energi vil også være et forum for oppfølging av prosjekter i Russland som er finansiert over østeuropa-programmet, hovedsaklig opplæringsprogrammer og bioenergi.

Det internasjonale energibyrået (IEA)

Energisamarbeidet i IEA omfatter 25 OECD-land. IEA ble etablert som et resultat av oljeforsyningskrisen i 1973/74 og har siden den gang utviklet seg til å bli en vesentlig del av det politiske og faglige internasjonale energisamarbeid mellom OECD-landene. Norge har en spesiell tilknytning til IEA gjennom en egen medlemsskapsavtale. Avtalen innebærer at Norge ikke har de samme forpliktelser som andre land i en eventuell oljeforsyningskrise. Norge deltar likevel på lik linje med andre i samarbeidet på en lang rekke områder og i styret og dets underkomiteer. Elektrisitets- og energieffektiviseringsspørsmål drøftes hovedsaklig under komiteen for langsiktig energisamarbeid (SLT).

Som en del av det langsiktige energisamarbeid gjennomføres det også analyser av produksjons- og etterspørselsforhold knyttet til ulike energibærere som elektrisitet, gass, kull og kjernekraft. Det pågår også arbeid i IEA innen energiøkonomisering og forskning.

Energi- og miljøspørsmålene er blitt mer framtredende på den energipolitiske dagsorden i IEA. Ikke-medlemsland har samtidig blitt viktigere for den globale energiforbruksutviklingen.

Bistand og forvaltningsteknisk assistanse

På bistandssiden bidrar Norge til oppbygging og utvikling også av elektrisitetssektoren. I utviklingsland er mangel på energi en av de største bremsene for økonomisk utvikling og dermed forbedring av levestandarden for befolkningen. Eksisterende energibruk baseres ofte på en lite bærekraftig produksjonsmåte som bl a fører til avskogning, og også til økt forurensning ved avbrenning av kull av lav kvalitet. Distribusjon av eksisterende elektrisitet er en annen stor utfordring, som krever både kunnskap og kapital.

Innenfor offentlig forvaltning og regulering av elektrisitetssektoren har Norge utarbeidet et omfattende lovverk som stammer fra begynnelsen av dette århundret. Lovverket er senere oppdatert i takt med utviklingen innenfor vannkraftsektoren. Ved innføringen av energiloven i 1991 tok Norge steget over til markedsbasert kraftomsetning som et av de første landene i verden. Det vises til nærmere omtale i kapittel 4.

Mange utviklingsland har behov for hjelp til utvikling av et godt lovverk og administrativt apparat for å skape en fungerende elektrisitetssektor og vannressursforvaltning. Det siste har større betydning i Afrika og Asia enn i Norge, da vannet i mange u-land har større verdi brukt til jordvanning enn til kraftproduksjon. Forvaltningsmessig assistanse innebærer at vertslandet for prosjektet får hjelp i forbindelse med utforming av egne styringsredskaper ved etablering og organisering av offentlige organer, utarbeidelse av lovverk og ved fremforhandling og utarbeiding av kontrakts- og konsesjonsvilkår. Det ytes forvaltningsmessig assistanse til flere land i Asia og Afrika.

Et lovverk som gir sikkerhet for investeringer kan være en avgjørende betingelse for at utenlandske investorer våger å satse på utbyggingsprosjekter. En fornuftig regulering av elektrisitetssektoren innenlands er også viktig for å få en mest mulig effektiv utnyttelse av ressursene. Norge bidrar med kompetanse på disse områdene.

Det meste av den utøvende virksomheten innenfor den bistandsorienterte delen av vannkraftsektoren utføres av NVE. NVE skal først og fremst bistå prosjekter der etaten besitter spesialkompetanse, og skal ikke konkurrere med private konsulentfirmaer. Blant oppgavene er prosjekter for NORAD og assistanse til å utvikle lovgivning og administrasjon innenfor vannressursforvaltning og elektrisitetessektoren. NVE bistår også innenfor hydrologi, damsikkerhet og databehandling.

Av prosjekter og land der NVE har vært involvert i den senere tid kan nevnes Palestina (vannressurser), utbygging av kraftverk i Tanzania og i Laos, utvikling av småkraftverk i Sør-Afrika, samt ulike prosjekter i Nepal, Pakistan og Etiopia.

Andre viktige områder er oppfølging av allerede påbegynte utbyggingsprosjekter. Videre arrangeres det seminarer og studieopphold for deltakere først og fremst fra utviklingsland.

Forskning og utvikling

I tillegg til den nasjonale forskningen deltar Norge i en rekke internasjonale forskningsprogrammer på energisektoren.

Nordisk energiforskningsprogram er i sin fjerde programperiode (1999-2002) etablert som institusjonen Nordisk energiforskning (NEFP) og vil utgjøre en del av Nordisk Ministerråds organisasjon. Programmet har som hovedmål å på lang sikt bidra til en kostnadseffektiv reduksjon av energiforbruket og utvikling av ny fornybar og mer miljøvennlig energiteknologi. Dette skal gjøres gjennom å styrke basis- og spisskompetansen innen utvalgte energirelaterte områder ved nordiske universiteter, vitenskapelige høyskoler og andre forskningsinstitusjoner, samt skape fungerende forskernettverk mellom de nordiske landene. Det skal også fokuseres på Norden og Nordens nærområder, dvs. Østersjøregionen og enkelte arktiske områder.

Gjennom International Energy Agency (IEA) deltar Norge i en rekke energiforskningsprogrammer og -prosjekter som går på sluttbrukerteknologier, fornybar energiteknologier og informasjonsutveksling.

Norge deltar også gjennom EØS-avtalen som fullverdig medlem i EUs femte rammeprogram for forskning og teknologisk utvikling (1998-2002), hvor vi på energisiden deltar i programmet ENERGIE som dekker forsknings- og demonstrasjonsaktiviteter innenfor områdene "Cleaner Energy Systems, Including Renewables" og "Economic and Efficient Energy for a Competitive Europe".

Vannressurs forvaltning

Innledning

Vassdrag med tilhørende innsjøer, vann og våtmarker er som oftest komplekse systemer og kan ha stor variasjon og artsrikdom av flora og fauna. De økologiske forholdene i et vassdrag forandrer seg fra fjell til sjø. Vassdragene inneholder en rik algeflora og mange typer bunndyr.

I tillegg til fisk og andre arter som lever i vannet, har vassdragene stor betydning for mange fugler og pattedyr.

Norge har svært mange vassdrag og vannfall. De er av stor betydning både for økonomiske interesser og allmenne interesser, som naturvern og friluftsliv. Flere lokalsamfunn er bygd opp rundt utnytting av vassdragene.

Det er mange kryssende interesser som møtes når det gjelder utnyttelse av et vassdrag. Vannforsyning er det eldste bruksformålet vi kjenner og er også den mest sentrale bruksinteressen i dag. Ellers er fiske, fløtning og ferdsel, jordvanning, kvern- og sagdrift, og senere vannkraftproduksjon de utnyttingsformer som er mest kjent og utbredt. Kraftproduksjon er den viktigste økonomiske utnyttingen av vassdragene, jfr kapittel 2. Betydningen av de ulike bruksinteresser og -formål varierer fra vassdrag til vassdrag, og bruksinteressene har også forandret seg gjennom tidene.

Når det gjelder utnyttelse av vassdragene til jordvanning og som drikkevann til husdyr gjelder prinsippet om grunneiers rett til vassdraget. Vann som flytende substans i naturen er ikke undergitt privat eiendomsrett, men selve grunnen og rådigheten over vassdraget hører til den faste eiendommen. Både nabohensyn og mer allmenne hensyn legger imidlertid viktige begrensninger i grunneierens rådighet over vassdrag.

Landbruket står i en særstilling når det gjelder bruken av vassdragene, som gjør nytte både i form av jordvanning og som eiendomsgrenser og naturlig "inngjerding" for bufe. Bading, båtliv, skøyting og fiske er viktige rekreasjonsaktiviteter tilknyttet vassdragene i dag - naturopplevelser som også betyr mye for turismen i Norge. På grunn av de mange bruksformål i vassdragene, kan det enkelte steder oppstå problemer på grunn av vannmangel.

Vassdragene er blitt utsatt for en rekke inngrep og tiltak som har påvirket forholdene. Menneskelige inngrep kan ha både positiv og negativ innvirkning på naturforholdene.

Vannressursforvaltningens ansvarsområde

Hydrologi er læren om vannets forekomst og bevegelse og virkning i naturen. NVEs hydrologiske avdeling driver undersøkelser av vannets kretsløp og utfører arbeid som gir grunnleggende kunnskap til bruk i forvaltningen av vannressursene.

Flomvarsling, erosjonssikring, bygging av flomverk og opprenskning i elveløpene er viktige forvaltningsoppgaver. Et annet viktig arbeid er å utføre biotopjusterende tiltak - naturgjenoppretting i vassdragene - som ofte er nødvendig etter tidligere inngrep. NVE driver en utstrakt virksomhet innenfor forskning og utvikling innenfor de fagområder som direktoratet er ansvarlig for.

Det finnes mange vannmagasiner som bl.a. benyttes til kraft- og vannforsyning. Vassdragsmyndighetene har ansvar for sikkerhet og tilsyn av slike anlegg. NVEs sikkerhetsavdeling utfører kontroller og gir veiledning og opplæring innen sikkerhet av dammer og anlegg.

En av de viktigste oppgavene til vassdragsmyndigheten (NVE/OED) er konsesjonsbehandling av tiltak som faller innunder vassdragslovgivningen.

Lovverket

Vassdragslovgivningen

Vassdragslovgivningen har aner tilbake til landskapslovene på 1100-tallet. Disse bygget på prinsippet om privat eiendomsrett, men det var klare begrensninger av hva eieren kunne foreta av inngrep. Dette gjaldt særlig i forholdet til fisket. De fleste av disse reglene ble videreført i Christian Vs Norske Lov fra 1687. Hensynet til tekniske og økonomiske nyvinninger utover 1800-tallet gjorde at man nedsatte en kommisjon som la grunnlaget for vassdragsloven av 1887. Dette er den første lov som kan sies å være direkte opphav til dagens rettstilstand på området. Loven av 1887 ble erstattet av vassdragsloven av 1940. Vassdragsloven er den generelle loven om vassdrag. I 1990 ble det nedsatt et lovutvalg som skulle legge frem en innstilling med forslag til en helt ny vannressurslov. Innstillingen ble overlevert departementet sommeren 1994 (NOU 1994:12). Departementet la våren 1999 frem for Stortinget et forslag til ny vannressurslov som skal erstatte vassdragsloven, se 10.4 nedenfor.

Konsesjonssystemet i vassdragsloven

De særskilte konsesjonsordningene for tiltak i vassdrag skriver seg fra begynnelsen av dette århundre. Offentlig forhåndskontroll i form av konsesjonsplikt sikrer en individuell vurdering av et tiltaks lovmessighet og konsekvenser. Den generelle loven om vassdragsforvaltning er vassdragsloven av 1940. Konsesjonsplikt etter vassdragsloven omfatter alle slags vassdragstiltak hvis tiltaket kan ventes å medføre skade eller ulempe av noen betydning for allmenne interesser.

Tidligere ble det stort sett bare krevet slik tillatelse i forbindelse med kraftutbygging, men bestemmelsene er i de senere år praktisert slik at også andre tiltak som kan medføre skader og ulemper for allmenne interesser konsesjonsbehandles, for eksempel større vannforsynings- og tørrleggingstiltak og vannuttak til fiskeoppdrettsanlegg.

Vassdragsloven inneholder nærmere regler om forvaltningens saksbehandling etter loven. Her gis bestemmelser om hva søknaden skal inneholde og hjemmel for å fastsette mer detaljerte regler i forskrift. Søkeren kan pålegges å bekoste sakkyndige undersøkelser under saksforberedelsen.

Det er bestemmelser om offentlig kunngjøring av søknader som kommer i tillegg til reglene om forhåndsvarsling. Søknaden legges ut for offentlig høring før NVE lager sin innstilling og under den departementale saksbehandlingen ved større kraftutbyggingssaker foretas også en høringsrunde blant fylkeskommuner, primærkommuner og de involverte departement.

NVE har utarbeidet retningslinjer for saksbehandlingen vedrørende en rekke inngrep i vassdrag, for eksempel akvakulturanlegg, utbygging av mindre kraftverk og opprusting og ombygging av kraftverk, bygging i eller over vassdrag, grusuttak, senkings-, forbyggings- og flomsikringstiltak. Det legges i retningslinjene stor vekt på å skille mellom små og store tiltak når det gjelder kravene til saksbehandling.

Tillatelse etter vassdragsloven ble tidligere gitt av Kongen, men er nå med unntak av større kraftutbyggingssaker delegert til NVE. Vedtak fattet av NVE kan påklages til OED som overordnet organ. Vedtak fattet av OED kan påklages til Kongen i statsråd.

Annen forvaltningsmyndighet og øvrig lovgivning

Foruten vassdragsloven, vassdragsreguleringsloven og industrikonsesjonsloven, finnes en rekke andre lover som har betydning for vannressursforvaltningen. Disse lovene forvaltes av andre myndiheter enn OED/NVE. Plan- og bygningsloven er den generelle lov om arealdisponering, og dens virkeområde omfatter også vassdrag og grunnvann. Loven inneholder bestemmelser om arealplanlegging, konsekvensutredninger og byggesaksbehandling. Øverste forvaltningsmyndighet er Miljøverndepartementet (MD).

Granneloven (naboloven) regulerer rettsforholdet mellom naboer, og ikke bare forholdet mellom tilgrensende eiendommer. Granneloven gjelder bare så langt ikke annet følger av "særlege rettshøve". Det har ut fra dette vært lagt til grunn at vassdragsloven går foran grannelovens regler på vassdragsrettens område. I lovforslaget til ny vannressurslov, jfr Ot prp 39 (1998 - 99) se egen omtale nedenfor, går imidlertid departementet inn for at granneloven skal gjelde også i vassdragsforhold.

Vassdragslovens alminnelige regler om konsesjonsplikt kan etter ordlyden også omfatte forurensning. Etter gjeldende rett er det imidlertid helt klart at disse reglene ikke skal omfatte forurensning, men at dette reguleres av lov om vern mot forurensninger og om avfall - forurensningsloven. Øverste forvaltningsmyndighet er også her MD, med Statens forurensningstilsyn som underliggende fagetat. I den nye vannressursloven foreslås en lovteknikk som skal sikre at forurensning fortsatt reguleres av forurensningsloven, og at annen påvirkning reguleres av vannressursloven ved at forurensning holdes utenfor vannressurslovens nøkkelbegrep "vassdragstiltak".

Mange av reglene i kulturminneloven har betydning for tiltak i vassdrag. I dag settes det vilkår i vassdragskonsesjoner om ivaretakelse av automatisk fredete kulturminner. Kulturminnehensyn ivaretas også på flere måter gjennom lovforslaget til den nye vannressursloven. Slike hensyn kan etter forslaget utløse konsesjonsplikt, bevirke at en konsesjonssøknad avslås eller at det fastsettes vilkår for å ivareta kulturminner. MD er øverste forvaltningsmyndighet med delegert myndighet til fylkeskommunen.

Lov om friluftslivet - friluftsloven - regulerer allemannsretten til ferdsel og opphold på andres eiendom. Når det gjelder allemannsretten i vassdrag, finnes reglene i vassdragsloven. I den nye vannressursloven foreslås at selve ferdselsretten i vassdrag reguleres i vannressursloven, men at de øvrige (bading, landsetting og fortøyning av båt) reguleres av friluftsloven. Øverste forvaltningsmyndighet er også her MD, med Direktoratet for naturforvaltning som underliggende fagetat.

Naturvernloven, viltloven, lakseloven og oppdrettsloven kan også bl a komme til anvendelse ved tiltak i vassdrag.

Forslaget til ny vannressurslov

Overordnede prinsipper

Vassdragsloven av 1940 er blitt lite tidsmessig i både form og innhold og er i stor grad basert på å løse andre problemer enn de vi står overfor i dag. Det er behov for klarere avgrensninger når det gjelder virkeområde for en lov om vannressurser. Bedre samordning med annen lovgivning på området er også nødvendig.

Våren 1999 la regjeringen frem Odelstingsproposisjon nr 39 (998-99) som er et forslag til ny vannressurslov. Dette forslaget skal avløse dagens vassdragslov som ble vedtatt i 1940. Lovens formål er å sikre en samfunnsmessig forsvarlig bruk og forvaltning av vassdrag og grunnvann.

Lovforslaget balanserer mellom hensynene til ressursene og til brukerne. Vannressursloven er mer ressursorientert enn sin forgjenger.

Vannressursene i seg selv er i utgangspunktet fornybare, men deler av det økologiske systemet langs og i vassdraget er ikke-fornybar natur. Det legges vekt på å bevare natur. Lovforslaget har generelle regler for opptreden i vassdrag og setter alminnelige krav og restriksjoner til bruk, planlegging og gjennomføring av tiltak i vassdrag. De fleste av kravene, som følger av de alminnelige bestemmelsene, er gitt av hensyn til forholdene i vassdraget.

Hensynet til bærekraftig utvikling og ivaretagelse av det biologiske mangfoldet og de naturlige prosessene i vassdragene er de hovedhensyn vannressursloven skal fremme. Vassdragets egenverdi, både som landskapselement og som levested for planter og dyr, er sentralt.

Prinsippet om bærekraftig utvikling ligger under flere av bestemmelsene i lovutkastet, for eksempel regler om bevaring av kantvegetasjon og om minstevannføring. Begge disse bestemmelsene tar sikte på å legge forholdene til rette for biologisk produksjon og mangfold i vassdrag. Uttaket av grunnvann skal ikke overstige tilsiget på lang sikt.

Sanksjonsbestemmelsene i vassdragsloven er vesentlig styrket i forhold til gjeldende regler. Strengere straffebestemmelser ved miljøkriminalitet i vassdrag hører med i den sammenheng.

Konsesjonssystemet

Hovedregelen i lovforslaget er at ingen må iverksette vassdragstiltak som kan være til nevneverdig skade eller ulempe for noen allmenne interesser i vassdraget eller sjøen, uten konsesjon. Bestemmelsen gjenspeiler at de allmenne interesser står sentralt i lovforslaget. Begrepet "allmenne interesser" favner vidt og omfatter blant annet vitenskap, kultur, naturvern, friluftsliv, landskap, fugletrekk, fisk, næringsliv og lokalsamfunn.

I lovforslaget er det lagt opp til forskjellige løsninger når det gjelder hvem som i de enkelte tilfelle skal være konsesjonsmyndighet. Tilgjengelige ressurser, fagkompetanse og sakstilfang vil være viktige grunnlag i denne vurderingen.

Når det gjelder konsesjonsmyndighet i større vassdragssaker, er det lite aktuelt å overføre myndighet slik at kompetansefordelingen blir annerledes enn i dag. Det kan være aktuelt å overføre konsesjonsmyndighet til fylkesmannen i saker av mer regional interesse. Det må også vurderes om kommunen kan opptre som konsesjonsmyndighet for enkelte mindre tiltak. Når det gjelder forvaltning av grunnvannsressurser vil det være viktig å bringe inn Norges geologiske undersøkelse (NGU) som fagorgan. Eventuell delegasjon (overføring) av forvaltningsmyndighet blir gjort i forskrift.

Særbestemmelser om tiltak i vernede vassdrag

Vern av vassdrag gjennom verneplanene har hatt som formål å hindre at verneverdier i vassdragene skal gå tapt som følge av kraftutbygging. Selv om et vassdrag er vernet mot kraftutbygging, kan andre typer inngrep forringe de samme verneverdiene. For å hindre at slike inngrep skal redusere verneverdiene i vernede vassdrag, er det i vannressursloven foreslått enkelte særregler for forvaltningen av vernede vassdrag. Den mest sentrale bestemmelsen er en lovfesting av prinsippet om at det ved alle avgjørelser etter vannressursloven som har betydning for vernede vassdrag, skal legges vesentlig vekt på verneverdiene i vassdraget. Dette vil blant annet føre til en strengere konsesjonsvurdering i vernede vassdrag enn i andre typer vassdrag.

Grunnvann

Det finnes i dag ingen lovregler om uttak av grunnvann, men dette er en naturressurs som vil få stor betydning i fremtiden. Grunnvannet må vernes mot forurensning og overforbruk og det må sørges for en samfunnsmessig riktig fordeling i den utstrekning det er knapphet på ressurser. Forurensningsloven og annet lovverk ivaretar stort sett den kvalitative påvirkningen. Det er derfor de kvantitative spørsmål som hovedsakelig foreslås regulert i vannressursloven.

Lovforslaget opprettholder dagens hovedregel om grunneierens rådighet i vassdrag og innfører regler om slik rådighet over grunnvann. Rådigheten over grunnvannet er en del av den alminnelige eiendomsretten. Det fastsettes likevel visse generelle rådighetsbegrensninger for utnyttelse av grunnvannet. Vassdragsmyndigheten vil være bundet av disse lovfestede begrensningene ved sin konsesjonsbehandling.

Lovforslaget viderefører ikke prinsippet i vassdragsloven om at den som først etablerer et grunnvannsuttak skal være beskyttet mot alle senere uttak som kan redusere førstemanns uttak. Både en såkalt prioriteringsbestemmelse og en bestemmelse om at vassdragsmyndigheten kan treffe nærmere vedtak om fordelingen av vann foreslås å gjelde også for uttak av grunnvann. Grunnvannsuttak må heller ikke føre til brudd på minstevannføringsbestemmelsen. Det er foreslått regler om konsesjonsplikt for uttak av og påvirkning av grunnvann. Det finnes ingen slik konsesjonsplikt etter dagens vassdragslov.

Bevaring av vassdragsinnretninger som kulturminner

Mange kulturminner er knyttet til utnyttelsen av vannressursene og ligger i umiddelbar nærhet til vassdragene - bl.a. fløtnings- og vannrenneanlegg, møller, kraftanlegg og kanaler. "Prosjekt Museumsordning" med fokus på formidling av forvaltningshistorien, kulturminner m.m. ble igangsatt i 1999. En slik museumsordning skal sørge for at NVE tar ansvar for sin del av den norske kulturarven. Målet er å gi vassdragssektoren en museumsordning på lik linje med olje-, post- tele- og vegsektoren. Den permanente museumsordningen skal belyse sammenhengen mellom energi- og vassdragsforvaltningen og den samfunnsmessige utvikling. Også fremtidsperspektiver skal presenteres. NVE legger til grunn at en ordning vil være på plass i løpet av 3-4 år.

Sammen med Riksantikvaren og eiergrupperinger vil Prosjekt museumsordning også ta initiativ til at det blir satt i gang arbeid med en landsverneplan for energi- og vassdragsrelaterte kulturminner. Målet med en slik plan er å presentere et utvalg av slike kulturminner som har nasjonal verneverdi og som foreslås bevart for fremtiden.

VEDLEGG

Vedlegg nr. 1

Energitekniske definisjoner

Energi

Energi er definert som evnen til å utføre arbeid.
Grunnenheten for energi er joule (J).
For elektrisk energi anvendes normalt enheten watt-timer.
1 wattsekund (Ws)=1 joule (J)
1 Watt-time (Wh)=3600 Ws
1 kilowatt-time (kWh)=1000 Wh
1 megawatt-time (MWh)=1000 kWh
1 gigawatt-time (GWh)=1000 MWh
1 terrawatt-time (TWh)=1000 GWh
1 kWh=3,6 MJ (Megajoule)
1 MWh=3,6 GJ (Gigajoule)
1 GWh=3,6 TJ (Terajoule)
1 TWh=3,6 PJ (Petajoule)

Effekt

Effekt er energi pr. tidsenhet.
Grunnenheten for effekt er 1 watt.
1 watt=1 joule pr. sekund

VEDLEGG

Vedlegg nr. 2

Energibalanse for Norge 1998.

Enhet: Petajoule=1015 Joule. Foreløpige tall.

Totalt

Kull

Koks

Ved, avlut, avfall

Råolje

Petroleums produkter

Naturgass og annen gass

Vannfallsenergi (1)

Elektrisitet

Fjernvarme

1.1. Produksjon av primære energibærere

8853

9

-

51

6053

311

1937

492

-

.

2. Import

282

27

29

0

81

115

-

-

29

-

3. Eksport

7915

8

3

0

5553

607

1728

-

16

-

4. Bunkers

43

-

-

-

-

43

-

-

-

-

5. Lagerendringer
(+ nedgang, - økning)

26

1

0

-

23

3

.

-

.

.

7. Netto innenlands tilgang
(1.1+2-3-4+5)

1203

29

26

51

605

-222

209

492

13

-

8. Omvandling til andre energibærere

1143

1

1

5

598

44

0

492

1

-

1.2. Produksjon av sekundære energibærere

1097

-

7

-

-

615

47

-

421

7

9. Forbruk i energisektorene

198

-

-

-

-

8

181

-

9

-

10. Energibærere forbrukt som råstoff

54

.

.

.

-

37

17

-

-

-

11. Svinn

34

..

..

.

..

..

1

-

32

2

12. Statistiske feil
(7-8+1.2-9-10-11-13)

66

-1

1

0

6

22

37

-

0

0

13. Netto innenlands sluttforbruk

805

29

30

46

0

283

20

-

393

5

13.1. Industri og bergverk

312

28

30

21

35

20

-

177

1

13.2. Transport

196

-

-

-

-

193

0

-

2

0

13.3. Andre sektorer

297

0

0

25

-

54

0

-

213

4

14. Forbruk som nyttiggjort energi

613

23

24

30

-

120

19

-

393

5

14.1. Industri og bergverk

288

23

24

13

-

30

19

-

177

1

14.2. Transport

53

-

-

0

-

51

-

-

2

-

14.3. Andre sektorer

272

0

0

17

-

38

0

-

213

4

15. Energitap hos forbruker
(13-14)

192

6

6

16

-

163

1

-

-

-

15.1. Industri og bergverk

25

6

6

7

-

5

1

-

-

-

15.2. Transport

142

-

-

-

-

142

-

-

-

-

15.3. Andre sektorer

25

0

0

9

-

16

0

-

-

-

Kilde: 1999 © Statistisk sentralbyrå

(1)Elektrisitet er behandlet som sekundær energibærer. Vannfallsenergien er primær energikilde for den elektrisiteten som blir produsert i vannkraftstasjonene. I 1998 ble det produsert 116 259 GWh i vannkraftstasjonene, noe som tilsvarer 419 PJ. Det antas at 15 prosent av den primære energien går tapt. Beregnet mengde produsert vannfallsenergi (inkl. tap) blir da 419 PJ*100/85=492 PJ

VEDLEGG

Vedlegg 3. Energipolitikk i Norge

I St meld nr 29 (1998-99) beskriver Regjeringen mål og strategier for energipolitikken;

Mål og strategier

Regjeringen legger opp til en energipolitikk som underbygger en ambisiøs miljøpolitikk. Politikken må gjennomføres med vekt på å finne effektive løsninger på de oppgavene en står overfor. Oppmerksomheten mot sikkerheten i elsystemet må økes når utnyttelsen av produksjonsanlegg og overføringskapasitet blir sterkere. Vannkraften står for en viktig del av verdiskapingen i landet, og denne skal komme alle til gode. Politikken skal kombineres med fortsatt å gå inn for å trygge virksomheten i lokalsamfunn som i stor grad er avhengig av kraftintensiv industri.

Regjeringens energipolitikk bygger på at miljømålene vil bestemme produksjonsmulighetene, og at det er nødvendig å føre en aktiv politikk for å begrense energiforbruket. Økt produksjon må i større grad baseres på nye, fornybare energikilder. Omleggingene må gjøres på en måte som ikke bare er effektiv, men også akseptabel for velferden.

Regjeringens energistrategi baserer seg på at det er et kraftmarked og at det er krafthandel mellom landene. Forutsetningen for å legge til rette for krafthandel er at produksjon og forbruk oppfyller kravene fra miljøpolitikken. Det er særlig viktig at energiprisene i størst mulig grad gjenspeiler miljøkostnadene. Krafthandelen og miljøutfordringene krever et utstrakt internasjonalt samarbeid. Det er lite hensiktsmessig å sette mål for hvor mye kraft som kan passere grensene.

Regjeringen vil følge opp forpliktelsene i Klimakonvensjonen og Kyotoprotokollen. Ut fra en helhetsvurdering vil regjeringen gå imot bygging av gasskraftverk som ikke baserer seg på en teknologi for rensing av CO2 som gir minimale utslipp. I denne sammenheng vektlegges både behovet for å stimulere til utvikling av ny teknologi og behovet for å gjennomføre nødvendige omlegginger av energiforbruk og energiproduksjon.

Norge har fortsatt gode muligheter til å bygge ut vannkraft, og gjennom forslaget til ny vannressurslov legges det opp til å opprettholde produksjonsmulighetene. Samlet plan og verneplanene legges til grunn for den fremtidige vannkraftutbyggingen. Plasseringen av prosjektene i kategori I er ikke ensbetydende med at det blir gitt konsesjon for utbygging i enkeltsaker. For å spare verdifull vassdragsnatur, kan det bli aktuelt å begrense eller si nei til enkelte prosjekter. Regjeringen har gått i mot utbyggingen av Øvre Otta.

Vi har store muligheter til å skaffe energi fra nye, fornybare energikilder og vi bør bruke mulighetene til å ligge i forkant av utviklingen. I de nærmeste årene vil Regjeringen stimulere til å utvikle fornybare energikilder gjennom et omfattende utviklingsprogram. Målet er en utbygging av vindkraft på 3 TWh/år, og mer vannbåren varme basert på nye fornybare energikilder, varmepumper og spillvarme på 4 TWh/år innen 2010.

Rammene for produksjon gjør at Regjeringen må føre en aktiv politikk for å begrense energiforbruket og redusere avhengigheten av elektrisk oppvarming. Omleggingen må utvikles over tid. Energiforbruket må begrenses vesentlig mer enn om utviklingen overlates til seg selv.

Omleggingen må utnytte de mulighetene som ligger i at prisene i kraftmarkedet balanserer tilgangen mellom produksjon og forbruk. Tariffene for eloverføring skal først og fremst understøtte effektiv bruk av nettet, men tariffene vil også bidra til riktig lokalisering av produksjon og forbruk, og miljøvennlig og fleksibel utnyttelse av flere energibærere. Regjeringen forutsetter at energiverkene vil interessere seg for å samarbeide med forbrukerne om lønnsomme energiløsninger som bidrar til å redusere energiforbruket, og vil bidra til å stimulere en slik utvikling.

Omleggingen forutsetter en energipakke med en opptrapping av elavgiften kombinert med tilskudd til investeringer innenfor en ramme på inntil 5 milliarder kroner over en tiårs periode. Dersom det skulle skje en utvikling av teknologi som øker lønnsomheten av nye fornybare energikilder vesentlig, så kan størrelsen på støtten vurderes. Uheldige fordelingsvirkninger av økt elavgift forutsetter kompensert ved lettelser i personbeskatningen og økt minstepensjon. Avgiften på fyringsoljer øker tilsvarende elavgiften.

Markeder for grønn energi og grønn el kan bli interessante virkemidler. Teknisk forskrift til plan- og bygningsloven er ett av flere virkemidler som kan bidra til omleggingen. Det vil bli satt ned et utvalg som skal vurdere strengere krav til bruk av energi i bygninger. Krav om vannbåren oppvarming, og krav til eksisterende bygg, er muligheter som skal utredes. Det er aktuelt å kombinere skjerpede forskrifter med tilskudd.

Regjeringen vil utvikle kommunenes og fylkeskommunenes rolle i energipolitikken. Arealplanleggingen og kollektiv varmeplanlegging er oppgaver der kommunene må spille en viktigere rolle i energipolitikken enn i dag. Dette må skje i samarbeid med energiverkene som har områdekonsesjon. Kommunene spiller også en viktig rolle for å utnytte lokale energiressurser. Norges vassdrags- og energidirektorat kan kreve at energiverkene legger fram energiplaner. Regjeringen vil søke etter ytterligere muligheter for å motivere kommunene til å ta en mer aktiv rolle i energiplanleggingen gjennom økonomiske insentiver. Utformingen av klima- og energistrategier i lokal Agenda 21- arbeidet vil støtte opp under denne utviklingen.

Regjeringen vil arbeide for å begrense oljeforbruket til oppvarming, men innser at oljen fortsatt må spille en rolle i oppvarmingen for å opprettholde en allsidig energiforsyning. På sikt må oljen i størst mulig grad begrenses til å ta topper i forbruket og sikre fleksibilitet i oppvarmingen.

Reduserte investeringer i energianlegg har gitt en høyere utnyttelse av elsystemet enn tidligere. Større oppmerksomhet må rettes mot sikkerheten i energiforsyningen. Det er Statnett SF som er ansvarlig for systemsikkerheten i det norske kraftsystemet. Statnett samarbeider med de andre nordiske nettselskapene. Regjeringen vil arbeide for å opprettholde systemsikkerheten i kraftleveringene, både for å mestre toppene i forbruket, og for å kunne ha en god evne til å klare forsyningen i år med vesentlig svikt i vannkraftproduksjonen som følge av lite nedbør. Et godt dimensjonert overføringsnett og et vel fungerende kraftmarked er forutsetninger for å mestre sikkerheten i elforsyningen. Nettselskapene må også vurdere tiltak rettet mot forbrukssiden. I tillegg kan det være aktuelt å ta i bruk for eksempel gassturbiner som reserveaggregater. Bedre muligheter til å veksle mellom ulike energibærere på forbrukssiden vil styrke sikkerheten i energiforsyningen.

VEDLEGG

Vedlegg 4 Kraftutveksling 1998, GWh