3 Kraftmarkeder i Norden og vesteuropeiske land – kostnadseffektivitet, handel og utslipp til luft

Eystein Gjelsvik 1

3.1 Innledning

I denne rapporten gjøres det rede for teori, metode, modeller og resultater av flere forskningsprosjekter som ble utført regi av Forskningsavdelingen i Statistisk sentralbyrå på 90-tallet. Disse modellene ble spesielt utviklet for å studere substitusjon mellom energibærere i Norges nære utenlandsmarkeder der vi både eksporterer mest og har størst potensiale. Fordi utslipp til luft har nær sammenheng med bruk av energi, er sammenhengene mellom energibruk, teknologi og utslipp lagt inn med spesielt sikte på å studere virkningene av innføring av CO₂ -avgifter og andre avgifter og inngrep i energimarkedene. Ikke minst er det viktig å studere hvordan ulike inngrep kan påvirke markedene og dermed både endelige resultater for utslipp og Norges eksportmuligheter.

For å studere disse problemstillingene valgte en tidlig å basere seg på relativt omfattende økonomiske modeller som er formulert slik at de best mulig kan simulere den observerte atferden i disse markedene. Det er således lagt mye arbeid i å teste ulike økonometriske varianter og i kalibreringer. Modellene er også utformet slik at de mest mulig direkte kan simulere virkningene av skatter og avgifter. Fordi erfaringen tilsier at den økonomiske strukturen er av stor betydning, er det lagt vekt på å beskrive de energi-intensive næringene spesielt, og det er en detaljert sektorinndeling som kan fange opp at både substitusjonmuligheter og dominerende energibærere varierer sterkt mellom land og sektorer. For at modellene skal være håndterlige har en latt hensyn til tilbakevirkninger på øvrig økonomisk aktivitet fare. Modellene er således partielle.

Fordelen med en modellbasert empirisk metode er at en kan holde konsistent styr på et svært sammensatt marked, og at metodene baserer seg på hevdvunne teorier som er etterprøvbare. Slike modeller kan naturligvis bare høyst imperfekt avspeile de myriader av beslutninger som tas av forbrukere og produsenter, og de kan heller ikke se inn i framtidas nye teknikker og omstruktureringer 2 . Modellenes prognose-egenskaper svekkes med tiden og med hvor store avvikene i viktige parametre er fra det som hittil er observert. På den annen side er modellene ikke utformet for å ta hensyn til kortsiktige svingninger i markedene. De egner seg best for å studere utviklingen på mellomlang sikt, og en beskriver typisk scenarier over perioden 1990-2010

I den grad en kjenner til andre tilsvarende arbeider i internasjonal litteratur er det også henvist til slike, da med sikte på å få fram alternative resultater som skiller deg fra Statistisk sentralbyrås. Det er to hovedmodeller som i ulike utforminger er brukt i simuleringene. Den ene omfatter Vest-Europa (SEEM) og er en landvis etterspørselsmodell etter primær energi, med vekt på fossile brensler. Handel modelleres ikke direkte. Den nordiske modellen er en handelsmodell for ledningsbundet energi der elektrisitet og gass konkurrerer med annen energi i sluttforbruket. I det følgende redegjøres det for modelloppbyggingen og resultater av simuleringer som er foretatt i forskjellige forskningsrapporter. Framstillingen er naturligvis summarisk med sikte på å få fram de viktigste og mest robuste resultatene. Den vesteuropeiske modellen behandles først.

I debatten om Norges politikk for å begrense CO₂ -utslipp er gasskraft kommet sterkt i søkelyset. Det fokuseres på konkurransedyktighet i forhold til andre alternativer og konsekvenser for utslipp nasjonalt og internasjonalt. Den nordiske modellen er spesielt utarbeidet med sikte på å belyse slike problemstillinger. Som ellers er målet det avgjørende for virkemiddelbruken. Om det fokuseres på nasjonale utslippsmål, vil gasskraft i Norge bli svært kostbart, da andre utslipp må reduseres i Norge for å kompensere for økte utslipp fra forbrenning av naturgass. Om målet er å begrense nordiske utslipp blir konsekvensene for virkemiddelbruken annerledes, og det er ikke nødvendigvis hensiktsmessig å ha samme CO₂ -avgift i Norge uavhengig av sektorens eksponering for utlandet (her Norden) og av utlandets bruk av virkemidler. På den annen side er det avgjørende at en eventuell CO₂ -avgift er felles for de land som handler med hverandre i modellen, fordi konkurransen mellom energibærerne er tilnærmet perfekt i et etablert ledningsnett. Den nordiske modellen egner seg nettopp for å belyse slike forhold. Problemstillingen lar seg generalisere og de gjelder i stor grad også for Vest-Europa.

3.2 Energimarkedene i Vest-Europa

3.2.1 Kort om modellen

SEEM-modellen er utviklet av Statistisk sentralbyrå 3 og er en energietterspørselsmodell med tilbudsside for elektrisitetsmarkedet. Tilbudssiden i de fossile brenselsmarkedene samt inntekten og produksjonen i økonomien er eksogene. Modellen har substitusjon mellom 4 energibærere; faste brensler (kull, ved m.m.), olje, naturgass og elektrisitet. Den omfatter 9 vesteuropeiske land; de 4 store (Tyskland (Vest), Storbritannia, Frankrike og Italia), gasslandet Nederland og 4 nordiske (Sverige, Danmark, Finland og Norge). Henholdsvis 80 og 90 prosent av norsk olje- og gassalg gikk til disse landene i 1991. Modellområdets andel av totalt energikonsum i OECD-Europa var om lag 80 prosent i 1989.

Hvert land er behandlet som en separat blokk i modellen. Det er ingen handel med energi mellom landene. Foruten kraftsektoren er fem sluttforbrukssektorer inkludert; industri, tjenesteyting, husholdninger og transport (all energibruk til transportformål er samlet her), og andre produksjonssektorer (landbruk, fiskerier m.m.).

Figur 1 gir en skisse av modellstrukturen for et land. I første trinn bestemmes sektorvis sluttforbruk av de respektive energibærerne. Behovet for varmekraftproduksjon bestemmes residualt som samlet elektrisitetsetterspørsel fratrukket gitte eksogene planer 4 for produksjon av elektrisitet fra atom-, vann- og annen fornybar kraft. Basert på kostnadene i varmekraftproduksjonen beregnes elektrisitetsprisene i alle sluttforbrukssektorene

I sektormodellene for industri, transport og tjenesteyting bestemmes først etterspørselen etter energi som funksjon av prisene på kapital, arbeidskraft og energi samt av økonomisk aktivitet. Dernest antas de ulike brenslenes andel av totalt energibruk å være avhengig av relative brenselpriser. Husholdningenes etterspørsel etter energi til oppvarming er modellert som en diskret kontinuerlig valgprosess. I den diskrete delen av modellen bestemmes fyringssystemet av relative brenselpriser. Gitt systemvalget bestemmes selve brenselbruken i den kontinuerlige delen av modellen. I alle sektormodellene er parametrene kalibrert, dels med utgangspunkt i egne estimater og dels med utgangspunkt i annen litteratur. Sektorvis forbruk av faste brensler, olje og gass bestemmes ved produksjons- og inntektsutvikling, og av relativ prisutvikling mellom energibærerne. Denne kobles så med utslippskoeffisenter for karbondioksid for beregning av CO₂ -utslipp, og med RAINS-modellen for beregning av landvise utslipp av SO₂ og NO_x .

3.2.1.1 Tilpasningen i elektrisitetsproduksjonen

Modellen fokuserer på etterspørselen etter fossile brensler i varmekraftproduksjonen. Som energiråvare konkurrerer de med andre alternativer som vann og kjernebrensel samt biobrensler, vindkraft og en rekke andre alternativer som i liten grad har fått kommersiell utbredelse da de fremdeles enten er for dyre eller for upraktiske sammenlignet med de dominerende kildene. Ved å trekke det som suppleres av alternative kilder 5 fra totalt sluttforbruk av elektrisitet fås etterspørselen etter fossile brensler, jfr fig 1. Banene for tilbudet utenom fossile brensler fastlegges eksogent i modellen.

Når det tas hensyn til depresiering av eksisterende kapasitet, bestemmer modellen banen for investeringene i ny kapasitet. Det antas at det ikke er substitusjonsmuligheter i de etablerte kraftverkene, slik at brenselsforbruket er bestemt av fordelingen i basisåret i hvert enkelt land. 6 Ny kapasitet velger brenselssammensetning etter kostnadsminimerende prinsipper i en modellformulering der brenselsandelene er funksjoner av relative marginale kostnader.

I simuleringene brukes to modellutforminger. I den planbaserte modellen er brenselsandelene spesifisert som Cobb Douglas funksjoner med marginale langsiktige brenselskostnader som argumenter. Parametrene er kalibrert slik at de nasjonale planene som landene innrapporterer til IEA oppfylles for de gitte baner for produksjon og priser som er forutsatt i referansebanen.

Denne utformingen reflekterer den regulerte statusen til elektrisitetsproduksjonssystemene i vesteuropeiske land. Myndighetene utarbeider slike planer i samarbeid med produsentene, som ofte er i offentlig eie, eller er strengt regulert. Referansebanen reflekterer planene slik de var i basisåret 1991. Mange hensyn teller i den nasjonale energiforsyningen, slik som leveringssikkerhet, avhengighet av få eksportører, fremme av nasjonale energikilder og teknologier (Kull i Tyskland og kjernekraft i Frankrike).

Det kan reises tvil om antakelsen om kostnadsminimerende adferd under slike produksjonsforhold. Likevel vil f.eks. karbonskatter øke produksjonskostnadene som veltes over på konsumentene slik at mindre blir konsumert og etterspørselen etter fossile brensler blir redusert. Denne skalaeffekten er med i modellen. Dessuten er det ikke urimelig å anta at kostnadsøkninger reflekteres i investeringsplanene selv i strengt regulerte regimer som er pålagt andre restriksjoner, særlig når prisene er uttrykk for nasjonale målsettinger om utslipp.

I den kostnadsbaserte modellen antas det ikke at produsentene tar andre hensyn enn kostnader. Vi har en dual modell der det fokuseres på konkurransen mellom kull og gasskraft. Dette kan vi gjøre fordi oljebasert fyring er lite utbredt og i ferd med å bli utrangert, og dermed kan eksogeniseres. Brenselsandelene er spesifisert som logitfunksjoner. Funksjonen er kalibrert slik at investeringer i ny kapasitet fordeler seg likt mellom kull og gass når kostnadene er like. Videre antas det at 10 % av nyinvesteringene går til det brensel som gir 10 % dyrere marginal totalkostnad. (fig 2).

Denne spesielle kalibreringen er en av flere mulige, og er bare ment som referanse. Den kritiske prisen (break even) avhenger av faktorer som er landspesifikke og usikre. Kapitalkostnader avhenger av lokale faktorer som prisen på tomt, etableringskostnader, pris- og lønnsnivå og produktivitet (herunder offentlig saksbehandling) og rentenivå. Selv om selve kraftverket er et relativt standardisert nøkkelferdig produkt, kan derfor kapitalkostnadene bli nokså ulike, og dermed også den kritiske prisen for et gitt sett av energipriser.

Den kritiske prisen vil for gitte kapitalkostnader pr. enhet elektrisitet og for en gitt pris pr. enhet kull være en funksjon av prisen pr. enhet gass. Den kritiske prisen avhenger videre av slike forhold som brenselsuavhengige driftskostnader, gjennomssnittslast, avskrivning og diskonteringsrate. Siden gasskraft er mindre kapitalkrevende enn kullkraft, vil en endring i kapitalpriser påvirke det prisnivå som gir kostnadslikhet. En ofte brukt tommelfingerregel sier at gasskraft kan tåle dobbelt så høy pris pr. enhet energiråvare og likevel gå i balanse i forhold til kullkraft. En har forholdt seg til et bredt sett av anslag, og lagt seg på et forsiktig nivå for ikke å overdrive gasskraftens konkurransefordel. Med full sikkerhet om relevante kostnader og fremtidige priser er valget gitt; invester i det billigste alternativ. Gitt den usikkerhet som råder, er logitfunskjonen en hensiktsmessig tilnærming. Modellen kan lett omkalibreres, og brukeren kan ut fra kunnskap om variasjonsområdet fastlegge parametrene selv.

3.2.2 CO₂ -utslipp i Vest-Europa

3.2.2.1 Planbasert regime

Forutsetningene er redegjort for i detalj i underlagsrapporten. BNP vokser moderat i første halvdel av 1990-tallet, og vokser deretter noe raskere. Realprisen på olje og gass vokser med om lag 2 % p.a. EU-avgiften utgjør 3 $/fat i 1993 og stiger lineært til 10 $/fat i 2000, og halvdelen er ren karbonskatt, resten en avgift pr energienhet. Siden skatten er provenynøytral, antas det at den ikke påvirker de eksogene vekstanslagene. Dette kan være tvilsomt om kompensasjonen ikke er sektorspesifikk, da energi-intensive næringer vil bli rammet langt mer enn andre næringer.

Den planbaserte modellen er scenario 1 uten EU-avgift (referansebanen) og 1t med avgift, den kostnadsbaserte modellen er brukt i scenario 2 uten avgift og 2t med avgift. Forutsetningene og resultatene er samlet i vedleggstabell 1-3.

3.2.2.2 Resultater

I referansebanen øker CO₂ -utslippene moderat fra 1990 til 2000 (0,8 % p.a.) til et nivå som er 10 % høyere enn 1990-nivået som er gjeldende stabiliseringsmål i EU. Etter århundreskiftet aksellererer utslippene til 2,3 % p.a. Forbruket av alle fossile brensler øker raskere i den siste perioden. Dette er dels en følge av at den økonomiske veksten er sterkere, dels at kraftutbyggingen er liten på 90-tallet og behovet for ny kapasitet er større etter sekelskiftet.

Innføring av EU-avgiften medfører at stabiliseringsmålet nås i år 2000. Men stabilisering på lengre sikt krever en suksessiv økning i avgiften i takt med økonomisk vekst. Skyggeprisen på restriksjonen (stabiliseringsmålet) øker over tid når energiforbruket øker. Skatten reduserer ikke bare forbruket av kull, men også olje og gass. Dette skyldes at den negative skalaeffekten på etterspørselen dominerer substitusjonseffekten av høyere priser, og substitusjonseffekten er negativ for kull, om lag nøytral for olje og positiv for energibæreren med lavest karboninnhold, gass.

3.2.2.2.1 Tjener gassetterspørselen på karbonskatt?

Den sistnevnte effekten har ledet mange til å anta at karbonskatter vil øke gassetterspørselen. Selv om vi her simulerer en avgift som ikke er en ren karbonskatt, viser andre simuleringer på modellen at en ren karbonskatt i det planbaserte regimet gir liknende resultater 7 . Hovedgrunnen er at prisendringene i sluttforbruket blir for små (nedgang på 1 – 5 % for gass og oppgang på 1 – 3 % for kull) til å forskyve resultatet. Resultatet er på linje med mange andre studier, men ikke alle 8 .

Et sentralt trekk ved denne modelltypen, som vi kan kalle sektorinndelte brenselsvalgmodeller, er at de inneholder mange effekter som trekker i ulik retning. For kull gir innføring av karbonskatt både en økning i absolutt pris og i relativ fyringspris. Virkningens fortegn er derfor entydig i alle sektorer. Men størrelsen på effekten avhenger av størrelsen på elastisiteter ( prisfølsomheten). Siden denne varierer fra sektor til sektor, avhenger totaleffekten av næringsstrukturen. Til sist avhenger effekten av karbonskatten av dens størrelse relativt til nivået på den sluttforbrukspris som gjelder i utgangspunktet. Er avgiftsnivået fra før høyt, som for bensin, endrer selv en betydelig karbonskatt lite. Dette gjør at transportsektoren blir lite påvirket.

For gass betyr karbonskatten en absolutt prisøkning som har en negativ skalaeffekt, men en relativ prisreduksjon som gir en positiv substitusjonseffekt. Hvilken som blir størst avhenger av hvor prisfølsomme markedene er, og av sektorfordelingen. En nøkkelfaktor er sektoren for kraftproduksjon, som vi har fokusert på i den neste simuleringen. Det er i denne sektoren naturgassen har sine største fortrinn og størst potensiale.

Sammenlignet med referansebanen reduseres utslippene med om lag 10 % både i 2000 og 2010 når EU-skatten innføres. Kullforbruket reduseres med 15-18 %, oljeforbruket med 5-6 % og gassforbruket med 8 %. Årsaken til at effekten øker noe over tid selv om avgiften er konstant etter år 2000, er at det tar noe tid før effektene er uttømt i modellen.

Grunnen til at oljeforbruket endres minst, er at oljeforbruket er størst i transportsektoren, der substitusjonsmulighetene er små, slik at bare skalaeffekten virker. Det at transportsektoren avtar størstedelen av energiforbruket, og at olje er helt dominerende her, forsterker effekten 9 . Dessuten har vi effekten av at avgifter på transportbrensler alt er høye. Disse to effektene dominerer den relative priseffekten: Det forhold at den relative oljeproduktpris øker i forhold til gass.

3.2.2.3 Kostnadsbasert regime

Dette alternativet er utformet for å studere substitusjonsforholdene i elektrisitetsproduksjonen. Vi forutsetter nå at kraftverkene overalt i Vest-Europa står fritt til å velge mellom kull og gass etter rene lønnsomhetsvurderinger, og at det ikke er noen importbegrensinger på produksjonsfaktorene. Legg merke til at modellen ikke sier noe om hvor sannsynlig dette er, men bare studerer effektene av en slik deregulering og spesielt EU-avgiftens virkning.

Den årlige veksten i CO₂ -utslipp reduseres i alle perioder, sammenlignet med referansebanen. Utslippsnivået reduseres med 3-4 %. Som det framgår av tabell 3, skyldes dette at gass i stor skala erstatter kull i kraftsektoren, mens oljeforbruket er nesten upåvirket. Når kraftverkenes tilpasning frigis, er det altså naturgassen som tjener på det, fordi kull beskyttes av de årsaker som er nevnt i avsnittet Tilpasningen i elektrisitetsproduksjonen. Dette er oppsummert i kolonnen for dereguleringseffekt i vedleggstabell 3.

Kostnadsinnsparingene kommer elektrisitetsforbrukerne til gode i form av lavere priser. Forskjellen i elektrisitetsforbruk mellom scenario 1 og 2 kan tolkes som skalaeffekten av endret investeringspolitikk. Isolert sett fører det til økt elektrisitetsforbruk, dels på bekostning av direkte bruk av andre brensler. Men dette mer enn kompenseres av renere produksjon av elektrisitet.

Vi får ikke bare en nedgang i forhold til referansebanen. Dereguleringen øker også effekten av EU-avgiften på lang sikt, jfr . figur 3. Mens avgiftseffekten er om lag den samme i år 2000 i de to regimene, er den 2,5 prosentpoeng større i år 2010 i scenario 2t. Fordi kullforbruket er konsentrert i kraftsektoren, vil det kostnadsbaserte regimet gi en avgiftseffekt på totalt kullforbruk på hele – 43,5 % i 2010, mot bare – 18,5 % i referansebanen. For gassforbruket er avgiftseffekten – 8 % i referansebanen, mot + 4,1 % i den kostnadsbaserte. Endelig har vi under disse forutsetningene fått en positiv effekt på gassforbruket av en (endog modifisert) karbonskatt. Legg merke til at dette resultatet er oppnådd uten å endre verken forutsetninger om elastisiteter i sluttforbruket, eller om næringsstrukturen. Resultatet kommer i sin helhet fra hvordan vi har antatt at kraftselskapene tilpasser seg.

3.2.3 Andre utslipp til luft

Framstillingen her bygger på arbeider (Birkelund og Aaserud (1994)) som bruker den samme modellen (SEEM) i kombinasjon med sur nedbør-modellen RAINS til å studere hvordan EU-avgiften påvirker andre utslipp til luft.

Resultatene viser at i tillegg til reduksjon i utslipp av klimagassen CO₂ oppnås reduksjon av sur nedbør-gasser som SO₂ og NO_x , samt økt eksport av naturgass. I Norge reduseres nedfallet av svovel og nitrogen med omkring 5 prosent i år 2000. Karbon-/energiskatten kan dermed gjøre det billigere å nå utslippsmålene for SO₂ og NO_x slik disse er nedfelt i internasjonale avtaler som Helsinki- og Sofiaprotokollene. Videre vil EU-skatten gjøre den gjennomgående favoriseringen av kullbasert produksjon av termisk kraft ekstra dyr. Dersom dette fremskynder en deregulering av varmekraftproduksjonen i Vest-Europa, kan det totalt sett gi en økning i naturgassforbruket og en mulig norsk gevinst i form av økt gasseksport. De økte kostnadene ved produksjon av varmekraft vil også kunne øke prisene det er mulig å oppnå for eksport av kraft fra Norge. For Norge som energieksportør må dette imidlertid sammenholdes med redusert oljeeksport til Vest-Europa som følge av skatten.

3.2.3.1 Reduserte SO₂ - og NO_x -utslipp.

Karbon-/energiskatten virker også gunstig på mulighetene for å nå målsettinger for utslipp av SO₂ og NO_x . Figurene 4 og 5 viser simulerte utslipp av henholdsvis SO₂ og NO_x i de tre scenariene. For SO₂ er målet i våre beregninger gitt som 30 prosent reduksjon i forhold til 1980-nivået for SEEM-landene samlet. NO_x -målet tilsvarer stabilisering på 1987-nivå. Disse SO₂ - og NO_x -målene korresponderer med de nasjonale målene slik de er uttrykt i henholdsvis Helsinki- (1985) og Sofia- (1988) protokollene.

Figur 4 antyder en nedgang i utslippene av SO₂ i referansebanen i simuleringsperioden. Nedgangen, på 6 prosent fra 1990 til 2000, kommer til tross for at forbruket av fossile brensler øker i tidsrommet. Dette henger sammen med at oljeforbruket reduseres i land med relativt høyt forbruk av svovelrik tungolje og øker i land som i større grad bruker lettere og mer svovelfattige oljetyper.

Innføringen av karbonskatten medfører at Helsinki-målet for SO₂ -utslippene nås for landgruppen i siste halvdel av 1990-tallet. I år 2000 er utslippene 7,4 prosent lavere i skattebanen enn i referansebanen. Dette skyldes særlig utslippsreduksjonen i varmekraft- og industrisektoren som følge av at skatten medfører mindre bruk av steinkull og tungolje i disse sektorene. En overgang til mer kostnadsbasert varmekraft vil gi en ytterligere reduksjon i SO₂ -utslippene. At denne reduksjonen er såvidt sterk skyldes at energibruken i den sektoren som slipper ut mest SO₂ , varmekraft, vris bort fra svovelholdig kull til naturgass som praktisk talt ikke slipper ut SO₂ .

Figur 5 indikerer at veksten i NO_x -utslippene i referansebanen om lag følger veksten i CO₂ -utslippene. Karbon-/energiskatten reduserer ikke NO_x -utslippene nok til at stabiliseringsmålet nås. Reduksjonen på 6,4 prosent fra referansebanens nivå i år 2000 er under halvparten av det nødvendige. Den beskjedne effekten av EU-skatten på NO_x -utslippene henger sammen med høye skatter på drivstoff i vegtransportsektoren i utgangspunktet. Det gjør at EU-skatten kun får en moderat prosentvis effekt på drivstoffprisene. I tillegg er det antatt begrensede muligheter for en overgang fra bensin og diesel til alternativt drivstoff. Disse forholdene er viktige for virkningen på NO_x -utslippene totalt, siden utslippene fra transportsektoren utgjør nesten 70 prosent av NO_x -utslippene i år 2000. Av samme grunn medfører ikke en deregulering i varmekraftsektoren noen vesentlig reduksjon av NO_X -utslippene.

3.2.3.2 Lokalisering

Mens lokaliseringen av CO₂ -utslippene spiller liten rolle, betyr lokaliseringen av utslipp av SO₂ og NO_x mye for skadeomfanget. Disse utslippene medfører lokal skade på naturen gjennom nedfall av nitrogen og svovel i nærområdene, men det gir også skader i andre land ved at sur nedbør transporteres med vinden. Lokalt nedfall og transport og nedfall av sur nedbør beregnes av RAINS-modellen. Vedleggstabell 4 viser gjennomsnittlig svovelnedfall i modellandene i de tre scenariene i år 2000. Sentralt beliggende land som Tyskland (vest), Nederland og Storbritannia har det største nedfallet pr. flate. Det er kun små forskjeller i virkningen av EUs karbon-/energiskatt på nedfallet i de ulike landa, i snitt reduseres nedfallet med om lag 5 prosent. Om en deregulering av varmekraftproduksjonen kommer i tillegg, får dette selvfølgelig størst virkninger i land med et visst innslag av varmekraft. Men, på grunn av langtransport av utslippene, reduseres det gjennomsnittlige nedfallet også i Norge, med 11 prosent i år 2000.

3.2.3.3 Karbonskatt reduserer rensekostnadene

RAINS gir videre en slags verdsetting av deler av de sekundære skattevirkningene knyttet til reduserte utslipp av SO₂ og NO_x . For gitt energibruk og utslipp av SO₂ og NO_x gir RAINS-modellen kostnadstall for diverse tekniske tiltak mot disse utslippene. Kostnadene er utelukkende teknologiske og inkluderer ikke kostnader knyttet til endringer i energibruken eller redusert økonomisk aktivitet. For hvert land er tiltakene rangert etter marginalkostnad. Basert på dette har vi konstruert en marginalkostnadskurve for rensing i SEEM-området totalt. I figurene 6 og 7 er disse kurvene inntegnet for hvert av scenariene for henholdsvis NO_x og SO₂ i år 2000. Stabiliseringsmålene er også angitt.

Med kostnadseffektive 10 tiltak vil en reduksjon av NO_x -utslippene fra referansebanens nivå i år 2000 og ned til målnivået medføre teknologiske kostnader på om lag 19 milliarder kroner (1993-priser) årlig. Etter innføring av EU-skatten reduseres disse kostnadene til 7,8 milliarder kroner. EU-skatten reduserer utslippsnivået i år 2000 og dermed behovet for rensetiltak. Nedgangen i rensekostnadene kan sies å gi en indikasjon på noe av sekundærgevinsten knyttet til innføringen av karbon-/energiskatten. Figur 7 antyder at for SO₂ -utslipp medfører EU-skatten at tekniske tiltak som rensing ikke engang er påkrevd for å nå utslippsmålet.

3.2.4 Konkluderende merknader

Effektene på samlete CO₂ -utslipp i de fire scenariene er illustrert i Figur 8. En kombinert politikk, som både inneholder en omlegging til et kostnadsbasert investeringskriterium i kraftsektoren og en EU-avgift kan sikre stabilisering av utslipp på 1990-nivå inntil siste halvdel av neste decennium. En ren karbonskatt ville være noe mer effektiv og nok innebære stabilisering til år 2010 11 . Etter dette tidspunkt må det kraftigere lut til for å holde stabiliseringsmålet. Uansett er det en betydelig virkning av både EU-avgift og kostnadsminimering.

Dette viser at det i vesteuropeiske energimarkeder er et potensiale for en dobbel gevinst. Denne består i at en reduserer vridninger som eksisterer i de nasjonale markedene, der både kull basert på nasjonale kilder og kjernekraft er subsidiert. En overgang til kostnadsbasert kraftutbygging kommer forbrukerne til gode i form av lavere priser og økt konsumentoverskudd. I tillegg kan stabiliseringsmålet oppnås inntil videre med EU-avgiften, men da på bekostning av lavere konsumentoverkudd i energimarkedene. Hermed er det potensiale for dobbel gevinst. EU-avgiften gir et samlet proveny på 532 milliarder 1988 $ i år 2010. Dette utgjør 11 % av USAs BNP i 1988, og vil antakelig være tilstrekkelig både til å eliminere budsjettunderskuddene i Vest-Europa og gi rom for skattelettelser på arbeid. I tillegg har vi gevinsten for de andre utslippene til luft, og vi kunne i tabell 1 gått videre med partikkelutslipp og andre mer lokale effekter. Men en slik omlegging av energimarkeder og skattlegging vil kreve store omstillingskostnader. Kullindustrien i Tyskland og andre deler av Europa vil bli hardt rammet. Omleggingen vil således innebære en trippel gevinst og en kostnad som må veies opp mot hverandre.

For Norge oppnås reduksjoner i globale utslipp, men også redusert langtransportert sur nedbør. I tillegg oppnås økt gasseksport, men jo mer globale CO₂ -avgifter, jo større negativ effekt får vi trolig på oljeprisen, særlig hvis kull skjermes i prosessen (som er tilfelle med EU-avgiften og ved praksis hittil).

Modellsimuleringene illustrerer at det er mulig å oppnå stabilisering av utslipp. bedre offentlige finanser, lavere kostnader i kraftproduksjonen og lavere skatt på arbeid i de vesteuropeiske land om en er villig til å ta omstillingskostnadene. Siden ideen med å bruke karbonskatt som virkemiddel er å utnytte markedsmekanismen, ville det være logisk samtidig å gjennomgå energimarkedenes virkemåte med sikte på å eliminere vridninger samtidig. Simuleringene viser at virkemiddelets effektivitet henger nær sammen med måten kraftmarkedene er regulert på.

3.3 Nordisk energimarkedsmodell

I de foregående avsnitt har vi anvendt modeller der handel med ledningsbundet energi ikke er modellert. Olje og kull leveres stort sett til enhver havn i verden til verdensmarkedspriser, og for den enkelte region er ikke tilgangen noe problem. Eksplisitt modellering av handelsmønsteret for disse tilfører derfor lite når vi studerer regionale utslipp. For ledningsbundet energi, elektrisitet og naturgass, spiller derimot lokalisering og handelsmønster en vesentlig rolle, fordi ledningsnettet er kostbart å utbygge. Gass og elektrisitet er derfor til en viss grad stedbunden, jfr. industrilokaliseringen i Norge og vannfallene. Vi skiller mellom lokale distribusjonsnett og tilhørende kostnader, og transmisjonsnett som overfører fra energikilden til storbrukerne enkeltvis eller småforbrukerne via lokale distribusjonsnett. Det er store kapitalkostnader knyttet til disse, og de variable kostnadene er knyttet til energitap i ledningene (spenningstap i elektrisitet og gassforbruk til kompressorer for gass) og ved transformering. For elektrisitet er kostnadene grovt sett proporsjonale med distansen og mengden. For gass er etableringen enda mer kapitalkrevende og det er stordriftfordeler knyttet til at transportkapasiteten øker mer enn proporsjonalt med rørdimensjonen, og at kostnadene øker mindre enn proporsjonalt med dimensjonen. Generelt krever derfor etablering av transportsystemer for gass større volum for å oppnå lønnsomhet. I spredte markeder og for mindre energivolum vil det derfor i regelen lønne seg å distribuere gass til sluttforbrukere i form av gasskraft.

I det første av arbeidene er scenariene basert på at det ikke etableres nye gassrørledninger i Norden. Dette gir svært høy utslippsvekst i referansebanen, der avgiftene er på 1991-nivå uten handel og harmonisering. Landene tar i bruk varmekraft basert på kull og olje. Virkningen av avgiftbeleggingen er svært følsom for utforming og nivå, og gasskraft utbygd ved kildene i Norge er det mest effektive botemiddel mot utslippsvekst, fordi andre kilder er begrenset. I de følgende arbeidene åpnes det for utbygging av gasstransportsystemer basert på direkte eksport fra Norge. En kjenner ikke til at det fins publiserte arbeider med modeller for energi-substitusjon på flersektornivå som inneholder handel med både gass og elektrisitet for hele Vest-Europa 12 . En slik modell ville kunne vise et utslippsmønster som avviker fra det som er rapportert i Energimarkedene i Vest-Europa foran. De prinsipielle skillelinjene mellom modeller med og uten handel framgår av framstillingen i det følgende. Spesielt ville elektrisitetsproduksjon på basis av dyre nasjonale kilder eller teknologier komme i faresonen når det åpnes for import. 13

Nordisk energimarkedsmodell, utarbeidet i Statistisk sentralbyrå og finansiert av Nordisk Ministerråd, er en handelsmodell for ledningsbasert gass og elektrisitet i Norden for stasjonær energibruk i konkurranse med annen primær energi som er tilgjengelig i Norden, inkludert biobrensler. En detaljert kartlegging av de nordiske kraftsystemer med vekt på varmekraft, vannkraft og atomkraft er foretatt, og de forskjellige teknologier konkurrerer om markedsandeler i fri handel eller autarki (ingen handel). Resultatene viser at handel med gass og el har stor betydning for oppnåelse av nordiske miljømålsettinger. Uten handel er produksjon lik forbruk av elektrisitet i hvert land, og samlete utslipp høye fordi priser varierer mellom forbrukere i landene. Ineffektive teknologier (både økonomisk og i miljøforstand) skjermes i tillegg mot konkurranse. Dette fører til at mulighetene for innsparing av utslipp og kostander reduseres. Med handel frigjøres bindingen mellom produksjon og forbruk i et land, og de mest effektive miljøteknologiene kan tas i bruk. Dette reduserer samlete utslipp. Men utslippene i Norge vil øke i de fleste tilfeller, fordi gasskraft dels tas i bruk i Norge, dels i utlandet basert på direkte gasseksport i nye rørsystemer. Resultatene avhenger av tredjepartsadgang til nettsystemene, som er naturlige monopoler. 14

Modellen kan også beregne velferdsvirkninger i form av konsument- og produsentoverskudd i de enkelte land og sektorer. De samlete velferdsgevinstene kan være betydelige, avhengig av CO₂ -skattens størrelse og utforming. Generelt vil norske konsumenter tape når vi er nettoeksportører av kraft, og grunnrenten i vannkraftsystemet øker betydelig. Dette gir et grunnlag for økt grunnrentebeskatning i Norge.

3.3.1 Modellen

Nordisk energimarkedsmodell er en partiell likevektsmodell. Partiell innebærer at modellen kun beskriver energimarkedet, dvs. sluttanvendelsen av olje og elektrisitet og bruken av innsatsvarene olje, gass, kull og biobrensler i kraftproduksjon. Modellen omfatter ikke energibruk til transportformål. Likevekt innebærer at tilbud og etterspørsel etter de ulike energivarene balanserer. Prisen på elektrisitet tilpasses slik at dette oppnås. For de andre varene gjelder verdensmarkedspriser eller konstante priser innenfor visse gitte tilgangsbegrensninger (spesielt naturgass og biobrensler). I modellen hersker frikonkurranse. Det vil si at alle priser i modellen svarer til en verdensmarkedspris eller til marginal produksjonskostnad. For hvert av de nordiske landene Norge, Sverige, Danmark og Finland beskriver modellen energietterspørselen i fem sektorer; kraftintensiv industri, treforedling, annen industri, tjenesteyting og husholdninger.

3.3.1.1 Etterspørselen etter elektrisitet og olje til sluttforbruk

Etterspørselsmodelleringen har tatt utgangspunkt i faktisk utvikling i disse sektorene gjennom de siste 15 årene, se Mysen (1994). Aktivitetsnivå (produksjons- eller inntektsutvikling), fyringsoljepris samt pris på elektrisitet er forklaringsvariable i etterspørselsfunksjonene for elektrisitet og olje. Det er estimert elastisiteter (prosentvis endring i etterspørselen når forklaringsvariabel endres med en prosent) for hver sektor og hver forklaringsvariabel. Elastisitetene varierer fra sektor til sektor og land til land, se tabell 2.

Dersom kraftprisen økes med en prosent reduseres etterspørselen etter elektrisitet med mellom 0,2 og 1,5 prosent (direkte priselastisiteter) avhengig av sektor og land. Dersom oljeprisen øker med en prosent vil kraftetterspørselen øke med mellom 0 og 0,8 prosent (krysspriselastisiteter). Effektene av endret aktivitetsnivå ligger mellom 0,7 og 1,0 prosent (skalaelastisiteter).

3.3.1.2 Tilbudet av elektrisk kraft

I utgangspunktet (basisåret 1991) har hvert land en bestand av kraftproduksjonsanlegg. For disse anleggene er investeringskostnadene såkalte sunk-costs. Det vil lønne seg å operere anleggene dersom markedsprisen på elektrisitet er høy nok til å dekke brenselskostnader, slitasjekostnader samt andre variable kostnader. Eksisterende anlegg er i gjennomsnitt antatt å ha en gjenstående levetid på 15 år, med unntak av vann- og kjernekraftanlegg som er forutsatt å ha lengre levetid. Det vil si at eksisterende kjerne- og vannkraftanlegg ikke faller bort i løpet av vår horisont som strekker seg frem til 2010. Hver teknologi er beskrevet ved et brensel med en tilhørende brenselspris, virkningsgrad og variabel kostnad. Brenslene er olje, kull, naturgass, uran samt biobrensler/torv. Det er lagt til grunn verdensmarkedspriser korrigert for transport- og mottakskostnader for uran, kull og olje. Biobrensler og torv finnes i begrensede mengder i hvert land, og prisene på disse brenslene er anslått på nasjonalt prisnivå. Pris på og tilgang av naturgass drøftes særskilt i kapittel 3. For eksisterende anlegg kan det for hvert land konstrueres en trappetrinns-stigende tilbudskurve, se Figur 9. I modellen (og figuren) har vi forutsatt lik virkningsgrad og like variable kostnader for alle anlegg innen samme teknologi.

I tillegg til allerede eksisterende kraftproduksjonsanlegg kan hvert land velge fra en meny av nye kraftproduksjonsteknologier. Det er i modellen spesifisert en lang rekke alternative teknologier med varierende forhold mellom drifts- og investeringskostnader. For en del av teknologiene vil det eksistere begrensninger i tilgangen av brensel. For eksempel vil tilgangen av biobrensler og naturgass kunne være begrenset av ressursens størrelse og eventuelle transportskranker. For vannkraft eksisterer det begrensninger med hensyn til egnede fossefall og mengden vann som kan ledes inn mot produksjonsanleggene. Tilbudskurven for vannkraft i Norge inkluderer modernisering av gamle anlegg. Andre land antas ikke å ha utvidelsesmuligheter. Tabell 3 viser investerings- og variable kostnader for ulike teknologier.

I modellen vil ny produksjonskapasitet bli bygget ut dersom markedsprisen overstiger variabel kostnad pluss faste kostnader (beregnet som årskostnad pr. kWh). Da er prosjektet lønnsomt. Modellen beskriver en langsiktig likevektsløsning slik at tidsforsinkelsen knyttet til kapasitetsøkning i produksjonssystemet er av mindre betydning. Det er sett bort fra den betydning usikkerhet og/eller strategisk tilpasning har for investeringene i ny kapasitet.

3.3.1.3 Transport av elektrisk kraft

Innenlands transport av elektrisitet for hvert land antas å bli gitt en pris som gir netteier kostnadsdekning. Ulike brukere tar ut kraft på ulike spenningsnivåer. Transportprisene varierer derfor mellom brukere.

Det finnes allerede betydelig overføringskapasitet for elektrisk kraft i Norden, se tabell 4.

Dersom en i modellen åpner for handel, er de eksisterende forbindelsene forutsatt å bli benyttet dersom betalingsvilligheten overstiger tapskostnaden knyttet til overføringen. I tillegg kan transportkapasiteten økes dersom betalingsvilligheten er høyere enn de samlede kostnadene knyttet til å utvide transmisjonskapasiteten. Kostnadene knyttet til nye linjer eller kabler vil være avhengig av geografiske forhold og avstand.

Enhetskostnaden i tabell 5 omfatter alle kostnader ved å øke linjekapasiteten, inklusive 7 prosents reell avkastning på investert kapital. Det er antatt at transmisjonsforbindelsene bygges for transport av kraft fra sentralt sted i leverende land til sentralt sted i mottakende land. Av tabell 4 går det fram at det i utgangspunktet finnes betydelig utbygd transimisjonskapasitet for elektrisk kraft i Norden. Dette er kapitalutstyr som er sunk. En samfunnsøkonomisk riktig tilpasning innenfor eksisterende kapasiteter vil være kjennetegnet ved pris lik kortsiktige marginale kostnader (taps- og variable driftskostnader). Dersom en nærmer seg kapasitetsgrensen for nettet vil prisen øke. Når prisen overstiger kostnaden ved å bygge ut ny nettkapasitet vil nyinvestering finne sted. Det er antatt at likevekt i modellen tilsier at nettverket blir utbygd slik at pris blir lik langtidsgrensekostnad.

3.3.1.4 Markedsklarering

Atferden til aktørene i modellen er kjennetegnet ved at produsentene maksimerer sitt overskudd og husholdningene maksimerer sin nytte. I tillegg skal kraftprisene være lik marginal produksjonskostnad tillagt eventuell transportkostnad. Det vil si at kraftprodusentene i modellen ikke nytter noen form for markedsmakt eller strategisk tilpasning. Tilgang (inklusive import) og bruk av elektrisitet i hvert land balanserer. Basert på løsningen av modellen kan konsument- og produsentoverskudd beregnes for hvert scenario. Det kan i modellen legges beskrankninger på handelen med kraft. Korrigert for transmisjonskostnader mellom landene vil prisen på kraft i en situasjon med handel være lik i de enkelte land.

3.3.2 Scenario 1: Ingen ny transport av gass i Norden.

3.3.2.1 Forutsetninger om eksogene variable

Detaljene er redegjort for i rapporten NEM1. Det er antatt noe varierende vekstrater for inntekt og produksjon, der metaller ikke vokser, og de andre sektorer er antatt å vokse med rater mellom 1 og 3 % p.a.(tabell 3.11 i NEM1). Brenselpriser og avgifter er holdt konstant på 1991-nivå, som er modellens basisår. I referansebanen antar vi at vare- og CO₂ -avgiftene er som i 1991, og at det ikke foregår handel med elektrisitet mellom landene. Dette er ment å avspeile situasjonen i 1991. Handelen mellom landene skyldtes overskuddskraft på basis av kortsiktige utvekslingsavtaler og hadde lite omfang. I det andre alternativet, kalt Avgiftsalternativet, antar vi at vareavgiftene er som i referansebanen, mens CO₂ -avgiften harmoniseres og trappes opp til størrelsen på den norske CO₂ -avgiften for bensin i 1993 (350 NOK/tonn CO₂ ) mellom 1993 og år 2000. Deretter holdes CO₂ -avgiften konstant. Fremdeles foregår ingen handel med elektrisitet. I Handels-skattalternativet åpnes det for fri handel, mens avgiften er som i Avgiftsalternativet.

Figur 10 viser de totale CO₂ -utslippene fra stasjonære utslippskilder i Norden under de ulike alternativene i tillegg til stabiliseringsmålet. Kurven for stabiliseringsmålet er fallende. Dette skyldes at utslippene fra transport øker som følge av økonomisk vekst og at substitusjonsmulighetene er sterkt begrensete i denne sektoren. 15 Denne økningen må kompenseres med lavere utslipp fra stasjonære kilder.

3.3.2.2 Referansealternativet

Figur 11 viser nasjonale og samlete utslipp i referansebanen. totale utslipp stiger fra 117 i 1991 til 137 millioner tonn CO₂ i år 2000 – en utslippsøkning på over 17 %. Fram til 2010 stiger utslippene med ytterligere 41,5 millioner tonn CO₂ . En stabilisering av utslippene på 1991-nivå oppnås ikke hvis landene beholder avgiftsstrukturen fra 1991, og det samtidig verken handles med kraft eller gass.

Utslippene stiger i alle land, men minst i Danmark og Finland. Sistnevnte har lavere produksjons- og inntektsvekst de første årene, og i begge land er det mindre ledig kapasitet i eksisterende verk, slik at ny etterspørsel møter høyere marginale kostnader, og nye verk forurenser mindre enn gamle.

Prosentvis øker utslippene mest i Sverige og Norge, og førstnevnte står også for den største absolutte økningen. Dette skyldes at kraftetterspørselen må dekkes ved økt varmekraftproduksjon. Sverige har også stor ledig kapasitet i eksisterende varmeverk som ble ledige etter utbyggingen av kjernekraften. Disse tas for en stor del i bruk og nyere og mindre forurensende verk tas i bruk seinere enn i andre land. I Norge øker utslippene sterkt på grunn av introduksjon av gasskraft som er billigere enn ny vannkraft.

3.3.2.3 Avgiftsalternativet

En forutsetning for å oppnå samfunnsøkonomisk lønnsomhet på nordisk nivå, det vil si å redusere Norden samlete bidrag til drivhuseffekten til en lavest mulig kostnad, er at CO₂ -avgiftene harmoniseres 16 . Vi har derfor valgt å se på et alternativ, Avgiftsalternativet, hvor CO₂ -avgiftssatsen er lik i alle land. Vi ser fremdeles bort fra handel.

Figur 12 viser CO₂ -utslippene i Avgiftsalternativet. I 1991 faller utslippene til 113 millioner tonn CO₂ på grunn av harmoniseringen (fra 117 millioner tonn CO₂ i referansebanen). Når den stigende CO₂ -avgiften begynner å bite, faller utslippene til 89 millioner tonn CO₂ , en reduksjon på nesten 22%, og nivået er da 35% lavere enn i referansebanen. Siden avgiften er konstant etter år 2000, stiger utslippene til nivået i basisåret i 2010 på grunn av etterspørselsveksten fra økt aktivitet.

Når landene ikke kan handle med kraft, vil det innenlandske prisnivået bli bestemt av innenlands langtidsgrensekostnad (inklusive avgifter). Den store CO₂ -avgiften medfører størst prisøkning der en mangler tilgang på gass- og vannkraft. På tross av en betydelig substitusjon bort fra gasskraft og oljeprodukter til stasjonære formål til fordel for vannkraft, vil også Norge få en stigning i kraftprisen på grunn av stigende langtidsgrensekostnad for vannkraft.

I Norge får vi ingen utslipp fra kraftsektoren, da all ny kraft dekkes av vannkraft, i alt 10 TWh fra 1996 til 2003. Utslippene kommer utelukkende fra sluttforbruk av olje. Selv om det ikke bygges ut gasskraft, og oljeproduktene stiger i pris på grunn av den høye CO₂ -avgiften, makter ikke Norge å stabilisere utslippene. Tar en i betraktning vanskelighetene med å stabilisere utslippene fra transport og petroleumsutvinning, er det åpenbart at et nasjonalt stabiliseringsmål blir vanskelig å oppfylle. I de andre nordiske land blir tilgjengelig overskuddskapasitet i varmekraft utnyttet, men etter hvert delvis overtatt av nyere og mer effektive verk. Gasskraft og biobrensler blir tatt i bruk.

3.3.2.4 Handels-skattalternativet

I dette alternativet forutsetter vi at CO₂ -avgiftene er som i Avgiftsalternativet, men vi åpner for handel med elektrisitet. Handelens rolle demonstreres mer effektivt når avgiftene er harmonisert enn tilfellet var i referansebanen. Figur 13 viser resultatene.

De totale utslippene reduseres med over 7 millioner tonn CO₂ sammenlignet med Avgiftsalternativet i år 2000. Forskjellen i år 2000 er økt til 20 millioner tonn CO₂ . I år 2000 ligger utslippene 25% under basisiårnivået og i år 2010 er de 13 % lavere. Selv om vi tar hensyn til forventete økte utslipp fra transportsektoren, er dette mer enn tilstrekkelig til å sikre et nordisk stabiliseringsmål fram mot slutten av planleggingsperioden.

Det samlete forbruket av elektrisitet og oljeprodukter påvirkes imidlertid lite av handel. I forhold til avgiftsalternativet er elektrisitetsforbruket noe lavere i Norge i år 2010, og noe høyere i de andre nordiske land. Dette kommer av en priseffekt, som forbrukerne i eksportlandet taper på da prisene drives opp, og vise versa. Utslippsreduksjonene kommer således utelukkende fra mer effektiv sammensetning av produksjonen som følge av handel.

Det skjer en dramatisk omfordeling av utslipp fra import- til eksportland. Gasskraftproduksjonen i Norge øker kraftig. Gass fra Kårstø bygges ut i 1997 og fra Haltenbanken i 2004. Vannkraftkapasiteten utvides med 15 TWh alt i 1996. Norge eksporterer i år 2000 om lag 40 TWh og i år 2010 er den økt til 63 TWh. En viktig grunn til at eksporten fra Norge blir så stor er en forutsetning om at dansk gasskraftteknologi er dyrere enn norsk. 17 Gasskraft substituerer også kullkraft, som i Danmark reduseres til om lag tredjeparten av nivået i avgiftsalternativet. Utslippene fra Norge er forholdsvis stabile fram til gasskraft bygges ut i 1997, og stiger deretter jevnt slik at de i år 2010 er om lag femdoblet fra 1991-nivået.

I Handels-skattalternativet reduseres utslippene fra fossilt brensel i elektrisitetsverkene betydelig i både Sverige, Danmark og Finland. I år 2010 reduseres utslippene med henholdsvis 9, 26 og 8 millioner tonn CO₂ , sammenlignet med Avgiftsalternativet. I Sverige blir det lønnsomt å bygge ut flisbasert kraftproduksjon fra 2006 ( mot år 1998 i Avgiftsalternativet), og i Finland bygges det ut torvfyrte verk.

3.3.3 Scenario 2: Ny transport av gass i Norden 18 .

Norge og Danmark har nasjonal produksjon av naturgass. Finland importerer naturgass fra Russland, mens naturgass i Sverige importeres til verdensmarkedspris. I Danmark, Finland og Sverige setter dagens transportkapasitet og mottaksanlegg begrensninger på hvor mye gass som kan benyttes i kraftproduksjon.

De norske gassrørledningene er lokalisert til Nordsjøen hvorfra det går ledninger til Storbritannia, Tyskland og Belgia. Figur 14 viser også at det finnes gassrørledninger inn til fastlandet i Danmark og videre til Sverige, Malmö og Göteborgsområdet. Deler av disse rørledningene er bundet opp i leveranser til industrielle formål. I Danmark og Sverige er det i modellberegningene forutsatt at dagens anlegg kan gi en maksimal bruk av gass i kraftproduksjon på 0,4-0,5 Mtoe pr. år. Dette svarer til ca 2,5 TWh elektrisk kraft. I Finland setter transportkapasiteten på rørledningen fra Russland en grense for importen. Denne er antatt å ligge på 2,5 Mtoe pr. år (14 TWh). Utover disse kvanta må det etableres nye rørledninger. Vi har i denne analysen lagt til grunn to mulige gassrørledninger. Begge baserer seg på naturgass levert fra Nordsjøen.

Et alternativ baserer seg på naturgass produsert på Haltenbanken, i første rekke fra feltene Heidrun og Midgard. Fra Haltenbanken har vi forutsatt en maksimal årlig tilgang av naturgass på 3,8 mrd. Sm³ (svarer til om lag 20 TWh elektrisitet). Vi har anslått en pris på 75 øre/Sm³ for denne gassen levert feltet. Det andre alternativet er avtak av gass fra Trollfeltet lenger sør i Nordsjøen. Her har vi satt den maksimale tilgangen til 8 mrd. Sm³ (45 TWh) pr. år til en pris av 62 øre/Sm³ referert felt 19 . Ved økt uttak av gass fra Trollfeltet eller omkringliggende felt kan den maksimale tilgangen komme over 8 mrd. Sm³ . Det vil kunne øke Norges muligheter for eksport av naturgass eller gasskraft.

Vi har sett på to gassrørledninger for transport av gassen fra Haltenbanken og Troll til de øvrige nordiske land, se Figur 15.

Rørledningen fra Haltenbanken går til Tjeldbergodden der norsk metanolproduksjon etableres. Videre føres rørledningen over fjellet og inn i Sverige. Rørledningen føres til Gävle nord for Stockholm og videre til Turku i Finland. Rørledningen fra Trollfeltet føres til Danmark og videre til Sverige (sør for Stockholm) og derfra over Østersjøen til Finland.

Basert på anslag for kostnader knyttet til transport av gass i rørledninger i sjøen eller over land, er det beregnet transportpriser for naturgass til de ulike landene. For all landbasert naturgasstransport er det benyttet et anslag på 2,5 USD per 100 km per toe. For undervannstransport av naturgass er det benyttet anslag på fra 3,75-7,5 USD per 100 km per toe avhengig av lengden på undervannskabelen. Det lave anslaget er benyttet for ledningen fra Troll til Danmark. Det høye anslaget er benyttet for de andre rørledningene.

For alle transportstrekninger er det beregnet enhetskostnader for transport av naturgass som inkluderer alle kostnader og 7 prosent kapitalavkastning. Transportkostnadene legges til naturgasspris referert felt. Naturgasspriser referert mottagerland er vist i tabell 6.

Prisene på naturgass fra nasjonale kilder er anslag basert på markedsprisene i de enkelte landene.

3.3.3.1 Resultater

Når det i tillegg til fri handel med elektrisitet også åpnes for fri handel med naturgass (i praksis eksport av norsk naturgass), får dette viktige konsekvenser for det nordiske energimarkedet. I dette scenariet importerer både Danmark og Sverige norsk naturgass og produserer sin egen gasskraft. Den danske gasskraftproduksjonen i år 2010 er på 21 TWh mens den svenske er på hele 29 TWh. Den norske gasskraftproduksjonen i dette scenariet er på i overkant av 3 TWh mot nær 32 TWh i scenariet uten mulighet for handel med naturgass. I dette scenariet er kapasitetsgrensen for naturgass fra Trollfeltet nådd.

Sammenlignet med scenariet uten handel med naturgass erstattes kullkraft med gasskraft i Danmark, mens i Sverige erstattes kraftimport fra Norge og noe oljebasert varmekraft med gasskraft. I en tidligere simulering på modellen ble ikke norsk gasskrafteksport til Sverige erstattet av norsk naturgasseksport slik vi her ser. I den foreliggende modellsimulering er imidlertid den svenske fyringskoeffisienten for gasskraft satt høyere enn den norske for å ta hensyn til at Sverige kan kombinere sin gasskraft med fjernvarme, en mulighet som ikke Norge har uten til svært store kostnader. Dette medførte at norsk eksport av naturgass til Sverige blir utløst. I år 2010 vil den norske eksporten av naturgass til Danmark og Sverige samlet ligge på mellom 6 og 7 mrd. Sm³ . Dette er tilstrekkelige gassmengder til å kunne gjøre en gassrørledning lønnsom (rørledningsalternativet via Jylland til Vest-Sverige).

Som det framgår av Figur 16 er den eneste handelen med elektrisitet i år 2010 den svenske eksporten til Finland på nær 6 TWh som erstatter den norske eksporten til Finland i scenariet uten handel med naturgass. Sammenlignet med det forrige scenariet er forbruket av elektrisitet høyere i Danmark og Sverige (1 TWh og 3,7 TWh) og lavere i Finland og Norge (0,8 TWh og 2,3 TWh). Motsvarende er de danske og svenske elektrisitetsprisene noe lavere (2,5 øre/kWh og 1,5 øre/kWh) og de finske og norske elektrisitetsprisene noe høyere (1 øre/kWh og 1,5 øre/kWh). Lavere priser i Danmark og Sverige skyldes at norsk naturgass og dermed billigere kraftproduksjon blir tilgjengelig. Høyere elektrisitetspris i Finland skyldes at import av svensk kraft, som nå blir eneste alternativ, er dyrere enn import av norsk kraft i det forrige scenariet. Økt etterspørsel etter norsk naturgass etter at det er åpnet for handel med naturgass gjør at taket på tilgjengelig gass fra Trollfeltet nås. Dermed øker den norske elektrisitetsprisen, men ikke så mye at ny og dyrere kraftproduksjon i Norge (vannkraft eller gasskraft basert på gass fra Haltenbanken) blir lønnsom.

I et scenario med handel med naturgass er de samlede CO₂ -utslippene i Norden i år 2010 nær 8 millioner tonn (ca. 7 prosent) lavere enn i scenariet uten denne handelen. Dette til tross for at den samlede elektrisitetsproduksjon er noe høyere i det førstnevnte scenariet. Hovedårsaken til det lavere utslippet er at dansk kullkraftproduksjon erstattes med gasskraftproduksjon basert på importert naturgass fra Norge.

3.3.3.2 Fri handel med elektrisitet og naturgass under et CO₂ -avgiftsregime

I de tre foregående scenariene er CO₂ -avgiftene holdt konstante på 1991-nivå. Det er således store variasjoner i avgiftsnivå mellom sektorer og land, se Bye et al. (1994). I dette scenariet harmoniseres CO₂ -avgiftene mellom sektorer og land. Avgiftssatsen framskrives lineært opp til et nivå på NOK 350 pr. tonn CO₂ i alle nordiske land i år 2000. Etter dette holdes avgiftsnivået konstant fram mot år 2010. Dette avgiftsnivået tilsvarer for øvrig dagens norske CO₂ -avgift på bensin (80 øre pr. liter).

Figur 17 viser sammensetningen av de nasjonale kraftsystemene i de 4 scenariene. Innføring av handel med elektrisitet og naturgass samt økt CO₂ -avgift bidrar hver for seg til å redusere bruken av kull i nordisk kraftproduksjon. Olje som i stor grad benyttes i fjernvarme-/mottrykksproduksjon i Sverige og Finland blir først redusert som følge av økt CO₂ -avgift. Det er biobrensler, hvis pris ikke påvirkes av CO₂ -avgifter, som overtar noe av oljens plass som brensel i fjernvarme-/mottrykksproduksjon. Handel med elektrisitet og naturgass bidrar til økt naturgassanvendelse i kraftproduksjon. Økt CO₂ -avgift derimot reduserer bruken av naturgass kraftig, men den er likevel mer brukt enn i tilfellet uten handel med elektrisitet/naturgass. De høye CO₂ -avgiftene gjør at den norske gasskraftproduksjonen faller helt ut. Til erstatning økes den norske vannkraftproduksjonen med 7,5 TWh. Det betyr at alle tilgjengelige norske vannkraftprosjekter er bygd ut. Utbyggingen av relativt dyr norsk vannkraft skjer fordi eksportprisen på elektrisitet øker betydelig. Den norske cif-prisen på elektrisitet i år 2010 er i dette scenariet på 35,5 øre/kWh, dvs. 10 øre høyere enn i scenariet med lavere CO₂ -avgiftsnivå.

Figur 18 og 19 viser at handelen med elektrisitet er noe høyere med høyt avgiftsnivå. Fortsatt er Finland importlandet, men i dette scenariet er det Norge som står for eksporten som nå er omkring 12 TWh. Med det høye avgiftsnivået er det mer lønnsomt for Finland å importere norsk vannkraft enn svensk gasskraft. Den finske kraftimporten er over dobbelt så høy som i det forrige scenariet. Det er ingen finsk gasskraftproduksjon basert på russisk naturgass men en biobrenselbasert varmekraftproduksjon på nær 6 TWh.

I et scenario med høye CO₂ -avgifter er cif-prisen på elektrisitet i de fire nordiske land om lag 10 øre høyere enn i scenariet med lave avgifter (figur 20), som medfører at det totale nordiske forbruket av elektrisitet er nær 35 TWh lavere. Utslaget er størst i Sverige med nær 20 TWh lavere forbruk. Det skyldes at gasskraft basert på norsk naturgass etter de høye CO₂ -avgiftene blir for dyr. I Norge er elektrisitetsforbruket 7,5 TWh lavere. Dette skyldes økt etterspørsel etter norsk vannkraftbasert elektrisitet for eksport. Økt eksport skjer ved at høyere priser fortrenger innenlandsk etterspørsel og utløser utbygging av mer og dyrere vannkraft.

Den betydelig lavere kull-, olje- og gassbaserte kraftproduksjonen i år 2010 sammenlignet med det forrige scenariet fører til at de stasjonære CO₂ -utslippene er sterkt redusert. Som det framgår av figur 22 går utslippene ned fra 117 millioner tonn i scenariet med lave avgifter til 86 millioner tonn i scenariet med høye avgifter (begge scenarier med handel med elektrisitet og gass). Dette representerer en nedgang på over 25 prosent. Av reduksjonen på 31 millioner tonn bidrar redusert sluttbruk av olje med om lag 3,5 millioner tonn. Vi ser av figuren at de relative utslippsreduksjonene er betydelige i alle landene og størst i Finland.

3.3.3.3 Kort om velferden i de enkelte scenariene

Et mål for økonomisk velferd er summen av konsument- og produsentoverskudd i et land eller en region. For hvert scenario beregnes dette målet for hvert land og for Norden samlet.

Resultatene viser at innføring av handel med elektrisitet øker summen av konsument- og produsentoverskudd i Norden med 1,4 milliarder kroner. Virkningene for enkeltsektorer og land er langt sterkere enn hva dette tallet tyder på. For eksempel tjener kraftkjøperne i Sverige og Finland om lag 3 mrd. kr. hver på at handel med elektrisitet innføres. Kraftprodusentene i de samme landene taper et beløp i samme størrelsesorden. Disse effektene skyldes at det er Sverige og Finland som i utgangspunktet (etter nasjonal deregulering men før handel) har de høyeste nasjonale kraftprisene.

Adgang til naturgasshandel øker totalt konsument- og produsentoverskudd med ytterligere 0,7 mrd. kr. De største enkeltvirkningene finnes i Norge, der kraftkjøperne taper og produsentene vinner som følge av økte norske kraftpriser når gasshandel etableres. Tilsvarende vinner kraftkjøperne i Sverige, mens kraftprodusentene taper som følge av gasshandel. Økt tilgang av rimelig gass fører til lavere kraftpriser i Sverige.

Den kraftige økningen av CO₂ -avgiften i det siste scenariet presser opp kraftprisene. Det bidrar til kraftig reduksjon i konsumentoverskuddet til kjøpersektorene. Alle kraftprodusentene får høyere produktpriser og noen høyere brenselspriser. Produsentene i Norge og Sverige har stort innslag av vann- og kjernekraft og tjener på avgiften. Kraftprodusentene i Danmark og Finland er mer avhengige av avgiftsbelagte innsatsfaktorer som gass, kull og olje og taper på avgiften. I sum for Norden lider imidlertid konsumenter og produsenter et tap på 43 mrd. kr. Nasjonenes inntekt fra CO₂ -avgiften utgjør 23,7 mrd. kr. Det vil si at nyttegevinsten av reduserte CO₂ -utslipp og de medfølgende reduksjoner i SO₂ , NO_X etc. bør overstige 19,3 mrd. kr. for at det skal være lønnsomt å innføre en slik CO₂ -avgift.

3.3.4 Sammendrag og konklusjoner

Tabell 7 gir en oversikt over de omtalte scenariene. Den viser at utforming, harmonisering og nivå på nordiske CO₂ -avgifter har stor betydning for utslippsnivået både i Norden og Norge. Også tilgangen på norsk gass har stor betydning. Om denne gjøres tilgjengelig ved utbygging av transportnett til de øvrige land i Norden (gasshandel), fås betydelig lavere utslippsnivå i framtiden. Den tredje faktoren som spiller inn, er tilgangen på et felles nordisk elektrisitetsmarked (elhandel).

I de tre første scenariene er det ikke tilgang på gass utover de allerede eksisterende gassledninger. I referansebane 1 (omtalt i avsnitt 3.2.2 som referansebanen) fås en kraftig utslippsvekst fordi landene må ty til eksisterende ineffektive verk og utbygging av kullkraft som er billigste alternativ når denne ikke utsettes for avgift, slik tilfellet er i dagens avgiftsregime. Også i Norge vil utslippene vokse, da det selv med høy CO₂ -avgift på gasskraft vil lønne seg å bygge noe ut. Med harmonisering av avgifter på norsk bensin nivå (350 NOK/tonn CO₂ ), vil avgiften begrense ny kraftutbygging basert på kull, og elforbruket faller kraftig med økte priser, slik at en unngår økning i utslipp fra stasjonær forbrenning. Internt i landene vil det føre til en riktig avveining mellom teknologier og mellom produksjon og forbruk, men tilgangsbegrensningene gjør at prisnivå og sammensetningen av teknologiene blir forskjellig.

Når det åpnes for handel med elektrisitet, gjøres den norske gass- og vannkraften tilgjengelig for de landene som på marginen anvender uslippsintensive kraftverk. Gass- og vannkraft bygges ut i storskala i Norge på bekostning av kullkraft i andre land, slik at utslippene i Norden reduseres kraftig. Det blir harmonisering og kraftig fall i elpriser, noe høyere forbruksvekst, men dette mer enn veies opp av gunstigere produksjons- og forbrukssammenheng. Fordi tilgangen til billig norsk gasskraft er stor, blir effekten på utslipp stor. Utslippene i Norge øker relativt like mye som utslippene faller i andre land. For en enhet utslippsvekst i Norge, fås to enheter utslippsfall i Norden. Fra et provenysynspunkt er dette gunstig for Norge, som øker sitt proveny med over 6 milliarder kroner.

I det andre settet med scenarier er det forutsatt utbygd nye gassrørledninger. Det er også satt en høyere skyggepris på norsk gass fra Haltenbanken. Videre er fyringskoeffisientene på gasskraft satt høyere i Danmark og Sverige for å ta hensyn til at disse landene har fjernvarmenett som kan kombinere kraftverk med varmeproduksjon. Dette fører til en kraftig forskyvning av lokaliseringen av gasskraft fra Norge til de andre nordiske land, med tilhørende konsekvenser for utslippsmønsteret og avgiftsprovenyet.

Konsekvensene er store for referansebanen (2), der utslippsveksten nå blir langt lavere enn i tilfellet uten gasshandel. Siden gasskraft skattlegges i Norge, men ikke i øvrige land, blir det ekstra stor lønnsomhet av å transportere gassen.

Med harmonisering av avgiften på norsk nivå (Avgiftsalternativ 2) er slike incentiver eliminert. Dette gir utslippsreduksjon, og sammenlignet med tilfellet uten tilgang på gass (Avgiftsalternativ 1), ser vi at avgiften blir mer effektiv. Gasshandel har derfor mye av de samme virkningene som elhandel, men allokeringen og lokaliseringen blir forskjellig. Til slutt omtaler vi tilfellet med handel i begge varer og høy avgift. Vi får en noe mindre utslippsreduksjon enn tilfellet med bare elhandel. Årsaken er at med etablert gasshandel i basisåret, er det mindre potensiale å ta ut med avgift og elhandel enn det var for avgift og elhandel uten gasstilgjengelighet. Alt i alt gir dette alternativet lavest utslippsnivå, og stor nok reduksjon til å kompensere for forventet vekst i utslipp fra transportsektoren.

Det er verd å merke seg at introduksjon av gassnett i virkelige markeder er langt vanskeligere å få til i dagens markeder enn forutsatt i modellsimuleringene. Selv om modellen viser at transporten av gass blir stor nok til at de kostnader som er lagt til grunn kan forsvares, har det vist seg meget vanskelig å få til fordi kjøperne ikke vil kontraktsforplikte seg til tilstrekkelige kvanta. Den usikkerhet dette medfører, har ført til at forhandlinger om nordiske gassløsninger har strandet, og er lagt på is i påvente av kjernekraftsavgjørelse i Sverige.

Hvis det ikke kommer en bindende forpliktelse om kjernekraften snart, er det sannsynlig at dynamiske effekter vil sørge for at gassløsninger aldri blir kommersielt forsvarlige. Hvis langsiktige kontrakter for gass- og vannkraft blir forhandlet fram og garantert av et felles nordisk kraftmarked, vil disse til enhver tid sørge for at potensialet aldri blir stort nok for gassløsninger. Det er slike effekter som har gjort naturgassen så ulønnsom i Danmark, fordi man på forhånd og samtidig bygde ut og subsidierte vindkraft og fjernvarme basert på halm og andre faste brensler. Det ble derfor ikke rom for tilstrekkelige gassvolumer, og den danske gassen er blitt både dyr og ulønnsom.

Dette har ført til at gass har fått dårlig rykte (og skys av kraftprodusenter), mens det er den danske energiplanleggingen og politikken som burde hatt det. De store kostnadene brukes nå som argumenter for at Danmark ikke kan slutte seg til et nordisk elektrisitetsmarked.

Det er gjort simuleringer på modellen som analyserer konsekvenser av nedlegging av svensk kjernekraft (Aune m. fl (1995)). Det blir et kraftig fall i velferden slik den måles som sum av produsent- og konsumentoverskudd, og betydningen av alternativer som vannkraft og gasskraft øker. Resultatene er ikke presentert i en slik form at de lar seg gjengi her på en oversiktlig måte. Fallet i velferd blir større jo større ambisjoner en har for utslipp til luft.

Gitt at den styring, koordinering og langsiktighet som kreves for å etablere nordiske gassrørledninger mangler, er den klart mest effektive strategien å satse på mest mulig åpne kraftmarkeder og harmonisering av CO₂ -avgiftene. Det vil føre til stor gasskraftutbygging i Norge for eksport, og det vil være til hinder for fellesnordiske løsninger av klimaproblemet om det fokuseres ensidig på norske utslippsmål i denne sammenheng.

Et særskilt problem er de kraftintensive næringer som er avhengig av billig energi, særlig i tilfellene med høye CO₂ -avgifter. Det er forutsatt at den skjerming som ligger i den nåværende avgiftsdiskriminering på kjøpersiden opprettholdes, men ikke prisdiskrimineringen. Siden modellen er partiell, er det ikke mulig å få med totalvirkningene av de forskjellige avgiftsalternativene, og det er forutsatt at produksjonen ikke påvirkes.

Selv om noe av skjermingen opprettholdes, er dette neppe tilstrekkelig til å sikre fortsatt drift og utvikling i energi-intensive næringer i Norden, og Norge får et særlig problem med høyere prisstigning som eksportland. I den grad dette ikke gjennomføres overfor konkurrentene i andre land, vil disse få en konkurransefordel basert på en internasjonalt skjev avgiftspolitikk. Det vil derfor være behov for en økt skjerming for å opprettholde den produksjon som er forutsatt, særlig i scenariene med høye avgifter.

I kjøringene er det ikke tatt med noen ekspansjon i vindkraften, da dette så ut til å bli for dyrt sammenlignet med de alternativer som er lagt inn i modellen. De danske og amerikanske erfaringene tyder nå på at kostnadene er kommet betydelig ned, og det kan bygges ut vindkraft i Norge for om lag 40 øre/kWh ifølge nye anslag. Dette vil i så fall kunne dempe behovet for fossile brensler i scenarier med høy avgift. En må imidlertid regne med stigende kostnadsfunksjon for vindkraft på grunn av mangel på gunstige lokaliseringer.

Referanser

Agostini, P., M. Botteon and C. Carraro (1992): A carbon tax to reduce CO₂ emissions in Europe. Energy Economics, 14(4) pp 279-290

Berniaux, J.-M., J. P Martin, G. Nicoletti and J. Oliveira Martins (1991):The costs of policies to reduce global emissions of CO₂ : Initial simulations with GREEN. OECD Department of Economics and Statistics, Working papers No 103, Paris.

Birkelund, H., E. Gjelsvik and M. Aaserud (1993):Carbon/energy taxes and the energy market in Western Europe. Discussion Paper No. 81, Statistics Norway, Oslo.

Birkelund, H., og M. Aaserud (1994): EUs karbon/energi-skatt, sur nedbør og gassforbruk i Vest-Europa. Sosialøkonomen, nr 5 1994, Oslo

Birkelund, H., E. Gjelsvik and M. Aaserud (1994): The EU carbon/energy tax – Effects in a distorted enegy market. Energy Policy 1994 22 (8) pp 657-665

Birkelund, H., E. Gjelsvik og M. Aaserud (1992): Energiforbruk og CO₂ -utslipp i Vest-Europa – EFs karbon-/energiskatt analysert i en modell med energisubstitusjon. I Økonomiske Analyser nr.7 – 1992. Statistisk sentralbyrå, Oslo

Brubakk, L., M. Aaserud, W. Pellekaan and F. von Ostvoorn (1995): SEEM – an energy demand model for Western Europe. Rapporter Statistisk sentralbyrå 95/24, Oslo

DRI (Data Resources Institute) (1990a, 1991):Country Reports. DRI/McGraw-Hill. Lexington.

DRI (Data Resources Institute) (1990b):Green Europe: Economic Implications & Business Opportunities. DRI/McGraw-Hill. Lexington.

Bye, T. og T.A. Johnsen (1991):Effektivisering av kraftmarkedet. Rapporter 91/13, Statistisk sentralbyrå.

NEM 2:

Bye, T., E. Gjelsvik, T.A. Johnsen, S. Kverndokk og H.T. Mysen (1995): CO₂ -utslipp og det nordiske elektrisitetsmarkedet. En modellanalyse. Rapportserie TemaNord 1995:539 Nordisk ministerråd, København

NEM 3:

Bye, T., T.A. Johnsen, og H.T. Mysen (1995): Naturgass i et nordisk kraftmarked, Sosialøkonomen nr 2 1995, Oslo

Mysen, H. T. (1993):Nordisk energimarkedsmodell. Dokumentasjon av delmodell for energietterspørsel i industri. Kommer i serien Notater fra Statistisk sentralbyrå.

NORDEL (1991):Årsberettelse 1991.

Norges vassdrags- og energiverk (1993): Kostnader i kraftverksprosjekter pr. 01.01.92. Publikasjon nr. 20/93.

3A Tabellvedlegg