SOU 1990:21

Den elintensiva industrin under kärnkraftsavvecklingen

Den elintensiva' industrin unde rg? ;

kärnkraftsavvecklingen

'. Betänkande från EL 90 SEE] 199021

& Statens offentliga utredningar ww 199021 & Miljö- och energidepartementet

Den elintensiva industrin under kärn- kraftsavvecklingen

?MLCyK/ncf; 16544 mt kg,—';,éwåäöu MK/"JM & råa-va

. , , ' ' ( _ Å/ ; hff—91.1 *. ("v/* 4:19!!sz » »

Betänkande från EL 90 Stockholm 1990

Allmänna Förlaget har utgivit en bibliografi över SOU och Ds som omfattar åren 1981 —— 1987. Den kan köpas från förlagets Kundtjänst, 106 47 STOCKHOLM. Best. nr 38-12078-X.

Beställare som är berättigade till remissexemplar eller friexemplar kan beställa sådana under adress:

Regeringskansliets förvaltningskontor

SOU-förrådet 103 33 STOCKHOLM Tel: 08/763 23 20 Telefontid 810 1200 08/763 10 05 1200 - 1600 (endast beställare inom regeringskansliet)

GRAPHIC SYSTEMS ISBN 91-38-10531-4 Stockholm 1990 ISSN 0375-250X

Till statsrådet och chefen för industridepartementet

Genom beslut den 22 december 1988 bemyndigade rege— ringen chefen för miljö— och energidepartementet att tillkalla en särskild utredare för att undersöka hur konkurrensförhållandena för den elintensiva industrin påverkas under kärnkraftsavvecklingen samt redovisa eventuella behov av åtgärder för att bibehålla rimliga internationella konkurrensvillkor för denna industri

samtidigt som kärnkraftsavvecklingen genomförs.

Med stöd av detta bemyndigande förordnades samma dag generaltulldirektören Ulf Larsson som utredare.

Utredningen antog namnet EL 90.

Till huvudsekreterare i utredningen utsågs den 1 februari 1989 avdelningsdirektören Sten Kjellman och som biträdande sekreterare kamrern Karin Alm

(fr. o. m. den 24 april 1989), kanslisekreteraren Gun Enlund (fr. o. m. den 1 februari 1989) och civilingen- jören Hans Ristborg (fr. o. m. den 24 juli 1989).

I sekretariatets arbete har vidare deltagit departementssekreteraren Anders Ahnlid, statistikchefen Urban Aspen, avdelningsdirektören Olle Björk samt departementsrådet Håkan Heden.

Genom beslut den 27 april 1989 gavs utredaren i upp— drag att med förtur utreda effekterna av nedsättninge—

reglerna inom ett system med mervärdeskatt, punkt— skatter och miljöavgifter på energi, samt att redovisa sina överväganden i denna fråga senast den 16 oktober 1989. Denna fråga behandlades i delbetänkandet (SOU 1989:82) Nedsättning av energiskatter.

Särskilda yttranden har lämnats av sakkunniga Kjell Fransson, Herbert Fritzsche, Claes Hellgren, Sven—Erik Malmeblad, Orvar Nyquist och Erik Wångby samt av experterna Anders Ahnlid, Gunnar Balsvik, Tord Eng, Lars Engström, Gunnar Lundberg och Hans Christer

Olson. Härmed överlämnar jag betänkandet (SOU 1990:21) Den elintensiva industrin under kärnkraftsavvecklingen

samt en bilagedel (SOU 1990:22).

Uppdraget är härmed slutfört.

Stockholm i mars 1990.

Ulf Larsson

/Sten Kjellman

Karin Alm

Gun Enlund

Hans Ristborg

SAMMANFATTNING SUMMARY

INLEDNING Direktiven

1 1. 1 Utredningsarbetet

mia

2 DEN SVENSKA INDUSTRIN: PRODUKTION ocn ELANVÄNDNING Källor och definitioner En översiktlig beskrivning av industri— utvecklingen åren 1971-1987 2.3 Den elintensiva industrin 2.3.1 Gruvindustrin

NN IUI—'

2.3.2 Massa- och paappersindustrin 2.3.3 Elintensiv kemisk industri 2.3.4 Järn—, stål— och ferrolegerings—

verk, samt ickejärnmetallindustri

2.4 Elintensiv produktion i andra branscher 2.5 Den elintensiva industriproduktionens regionala betydelse 2.5.1 Den elintensiva industrin 2.5.2 Elkrävande arbetsställen 3 ELMARKNADEN, FÖRBRUKNING OCH DISTRIBUTION 3.1 Elförbrukning 3.2 Elproduktion 3.2.1 Vattenkraft 3.2.2 Kärnkraft 3.2.3 Kraftvärme och fjärrvärmeunderlag 3.2.4 Industriell kraftproduktion 3.2.5 Kondenskraftverk 3.2.6 Gasturbiner 3.2.7 Dieselkraftverk 3.2.8 Vindkraftverk 3.3 Produktionskapacitet och drift 3.3.1 Drift av befintligt produktions—

system Samkörning av elproduktion Kraftöverföring

ww . ww oc QN

(D F- D.:

25

41 41 42

45 45

46 55 59 69 79

86 103

105 105 108

119 119 124 125 127 130 131 131 132 133 134 134

135 138 142

bäbi—

U'lU'lUlUlU'l

(JMI—'

ptauaw

Koncession 3.4.1 Koncessionsvillkor 3.4.2 Distributionsplikt

PRISSÄTTNING AV EL

Inledning

Viktiga särdrag hos elmarknaden Kostnadsbegrepp och prissättnings-

principer 4.3.1 Pris enligt genomsnittskostnad 4.3.2 Pris enligt kortsiktig marginal— kostnad 4.3.3 Pris enligt långsiktig marginal— kostnad Elprissättningen i Sverige 4.4.1 Högspänningstariffer 4.4.2 Lågspänningstariffer

STATENS INFLYTANDE PÅ ELOMRÅDET

Inledning

Beslut om kärnkraften Beslut om vattenkraften

Inflytande på elpriset genom ägandet

av Vattenfall

5.4.1 statsmakternas ställningstaganden avseende elprissättningen

.2 Förräntningskravet på Vattenfall nomiska styrmedel .1 Nuvarande beskattning .2 Förslag om miljöskatter, energi— skatter och miljöavgifter .3 Kommande förslag 4 Utredning om kraftföretagens vinster inistrativa styrmedel 1 Energiplanering .2 Energiproduktion 3

.4

k

UIUIFJUI 01010?

U1LJ1 UlU'l

d

Elanvändning i industrin Elanvändning i bebyggelse töd till forskning och utveckling m. m.

:mcxmcxä . .

A 5. 5. 5. 5. S

AKTUELLA UTREDNINGAR M. M. Ett miljöanpassat energisystem 6.1.1 Förutsättningar 6.1.2 Energisystemet år 2015 6.1.3 Basalternativen

6.1.4 Miljöscenarierna 6.1.5 Sammanfattning

Tillväxt och miljö en studie av målkonflikter

6.2.1 Förutsättningar för analysen 6. 2. 2 Utveckling utan miljöpolitiska

restriktioner

147 148 148

149 149 150

152 152

154

155 156 156 161

167 167 168 169

171

172 175 177 177

181 188

189 190 190 190 196 198 200

205 205 206 207 209 210 213

217 217

220

xlNl

6.2.3 Effekter av miljöpolitiska restriktioner

Reaktoravveckling 1995/96

6.3.1 Kostnaderna för samhällsekonomin

6.3.2 Modellsimuleringar Beräkningar avseende framtidens

elanvändningen

6.4.1 Kraftsams prognos för år 2000

6.4.2 Vattenfalls planeringsunderlag 6.4.3 Sammanfattning Förslag om tvåprissystem 6.5.1 Förslagets innehåll 6.5.2 Synpunkter från statens energiverk

INTERNATIONELLA ASPEKTER

Handelpolitiska spelregler 7.1.1 Inledning

7.1.2 EFTA:s regler om statsstöd 7.1.3 Regler om statliga stödåtgärder i frihandelsavtalen mellan Sverige och EG samt inom EG 7.1.4 GATT:s regler om subventioner EG, den inre marknaden och elpris—

utvecklingen

7.2.1 EG—ländernas elförsörjning och

elanvändning 7. 2. 2 Efterfrågan 7. 2. 3 Produktion 7. 2. 4 Internationell elhandel 7. 2. 5 Den inre marknaden 7. 2. 6 Det längre perspektivet 7. 2. 7 Slutsatser Internationella elpriser 7.3.1 Aktuella priser och specialavtal 7. 3.2 Elkostnader för storanvändare 7. 3. 3 Elpriser under nittiotalet 7. 3. 4 Elprisutvecklingen på längre sikt Sammanfattning

ALLMÄNNA UTGÅNGSPUNKTER FÖR UTREDNINGENS ÖVERVÄGANDE Bakgrund 8.1.1 Inledning 8.1.2 Industrin och elpriser 8.1.3 EG— och GATT—aspekter

v rväganden

1. Inledning 2 Avvecklingstakten 3 Elproduktionskapaciteten 4 Elhushållning 5 Prissättning på el 6

e 2. .2. 2. 2. 2. .2. Energibeskattningen m. m.

223 225 226 229

231 232 234 236 238 238 241

245 245 245 247

249 254

259

261 262 264 265 268 275 277 279 279 280 284 287 290

293 293 293 296 301 303 303 306 309 314 317 319

DUKTIONSKOSTNADER OCH DEN ELINTENSIVA TRI duktionssystemets utveckling Aktuella planer Utbyggnad efter åren 1995-1996 Kraftproduktionsscenarier Kalkylresultat Jämförelser mellan olika utvecklingar lintensiva industrin vid olika sutvecklingar Elproduktionskostnader och elpriser Elprisförändringars effekter på elanvändningen Priskänsligheten på kort sikt Kortsiktiga struktureffekter Långsiktiga effekter

ÖVERVÄGANDEN ocx FÖRSLAG

kostnad till pris

Effekter av höjda elpriser på industrin

sutvecklingen i konkurrentländerna ättning av el under kärnkrafts— klingen

Elproduktionssystemets sammansättning och miljöeffekter Effekter på sysselsättning och regioner

9 ELPRO INDUS

9. Elpro 9.1.1 9.1.2 9.1.3 9.1.4 9.1.5

9. Den e elpri 9.2.1 9.2.2 9.2.3 9.2.4 9.2.5

10 10.1 Från 10.2 10.3 Elpri 10.4 Priss avvec 10.5

10.6 10.7 Samma försl

Särskilda

av _ av " av _ av _ av ' av _ av ' av _ av

nfattning av rekommendationer och ag

yttranden

Ahnlid, Balsvik, Engström Fransson, Hellgren, Wångby Fritzsche, Nyquist, Malmeblad Tord Eng

Herbert Fritzsche Gunnar Lundberg Sven Erik Malmeblad

Orvar Nyquist

Hans Christer Olson

321 322 322 326 335 340

345

356 356

358 360 363 371

377 377 382 383

385

395 397

400

405 408 414 420 422 425 431 438 441

Bilagor i separat volym (SOU 1990:22)

Bilaga Bilaga

Bilaga

Bilaga

Bilaga Bilaga

Bilaga

Utredningens direktiv Statistik över elanvändningen i Sverige

Strukturomvandling och teknikanpassning inom industrin

Beroendet av elintensiv produktion i lokala arbetsmarknader

Konkurrentländernas elmarknader Uppskattningar av kapacitetsutvecklingen

Energienheter m. m.

SAMMANFATTNING

Betänkandets kapitel 1 innehåller en kort redovisning

av utredningens arbete.

Kapitel 2 är en beskrivning av den svenska industrin, där syftet främst är att ge underlag för bedömningar av hur olika branschers internationella konkurrens—

villkor påverkas av förändrade elpriser.

Intresset har främst riktats mot den elintensiva industrin. Till den elintensiva industrin räknas ett antal branscher där kostnaderna för el genomsnittligen utgör en stor andel av produktionskostnaderna (el- kostnaderna överstiger 3,5 % av saluvärdet): gruv— industrin, massa— och pappersindustrin, den elinten— siva kemiska industrin samt järn-, stål— och ferro- 1egeringsverk och ickejärnmetallindustrin.

År 1987 omfattade den elintensiva industrin 317 av industrins drygt 9 000 arbetsställen. Många av dessa anläggningar var stora. Tillsammans sysselsatte de drygt en tiondel av alla industrisysselsatta (ca

88 000 av totalt ca 750 000). Tabellen nedan visar den elintensiva industrins sammansättning och syselsätt— ningen i olika branscher år 1987.

Av de 317 arbetsställena i den elintensiva industrin var 194 stycken elintensiva. Vid dessa elintensiva arbetsställen arbetade år 1987 omkring 60 000 person—

er.

Antal arbetställen och antal sysselsatta i den elintensiva industrin år 1987.

Arbets— Syssel— Sysselsatta/

SNI Bransch ställen satta*) arbetsställe 2 Gruvor och mineralbrott 100 8 467 85 3411 Pappers— och massaindustri 84 39 416 469 35111+13 Elintensiv kemisk industri 45 5 196 115 371 Järn—, stål— och ferrolegeringsverk 80 31 050 388 37201—2 Ickejärnmetallindustri 8 3 937 492 Summa elintensiv industri 317 88 066 278

Det finns elintensiva arbetsställen även utanför den elintensiva industrin. Ca 21 000 personer sysselsattes vid sådana elintensiva arbetsställen (drygt 300

stycken).

Den elintensiva industrins produktion — i termer av dess förädlingsvärde utgjorde 15 % av den totala industriproduktionen. För att producera dessa varor togs drygt 60 6 av industrins totala elförbrukning i anspråk, 31 TWh av totalt 48 TWh.

Den elintensiva industrin är som helhet av stor be— tydelse för den svenska handeln med utlandet. I många branscher är exporten betydande jämfört med värdet av branschens import. Detta redovisas i branschöver— sikterna i kapitel 2. År 1987 svarade de elintensiva

branscherna för ca 21,5 % av den svenska exporten.

Av de ca 88 000 personer som år 1987 arbetade i den elintensiva industrin återfanns ca 32 000 (37 %) i Norrland och ca 26 000 (29 %) i Bergslagslänen. Vad gäller sysselsättningen vid elintensiva arbets— ställen (såväl i som utom den elintensiva industrin) så är även denna koncentrerad till Norrland och

Bergslagen. I 31 av landets kommuner översteg den elintensiva sysselsättningen år 1987 10 % av den totala sysselsättningen i resp. kommun. Omkring 40 000 personer arbetade vid elkrävande arbetsställen i dessa kommuner, och de utgjorde ca 17 % av alla sysselsatta i kommunerna. I 11 av kommunerna översteg andelen sysselsatta vid elkrävande arbetsställen 20 %. 18 av de 31 kommunerna ligger i Bergslagen. I 20 av landets kommuner utgör antalet sysselsatta vid elintensiva arbetsställen mer än hälften av alla industrisyssel—

satta.

Sysselsättningen vid de elintensiva arbetställena har också satts i relation till den totala sysselsätt— ningen i s. k. lokala arbetsmarknader. Denna analys har utförts som en särskild studie och redovisas i

bilaga 4.

I kapitel 3 beskrivs den svenska elmarknaden.

Mellan åren 1971 och 1988 mer än fördubblades elan—

vändningen i Sverige (från 60 TWh/år till 129 TWh/år). Det innebär en genomsnittlig ökningstakt om 4,6 % per år. Under åttiotalet var ökningstakten högre än under sjuttiotalet, ca 5,0 % per år.

År 1988 svarade industrin och hushållen tillsammans för ungefär två tredjedelar av den totala elanvänd— ningen. Industrins förbrukning ökade med ca 50 % från år 1971 till år 1987. I hushållen ökade elanvändning från 11,7 Twh år 1971 till 33,2 TWh år 1988 (ca

184 %). Framför allt ökade elanvändningen i elvärmda bostäder kraftigt.

I början av 1970—talet var det svenska elproduktions— systemet i princip baserat på vattenkraft med olje— kondens som spets— och reservkraft. Sveriges första

kommersiella kärnkraftverk togs i drift år 1972. Successivt har kärnkraften fått en allt större be— tydelse. Dess bidrag till landets energiförsörjning har blivit av sådan omfattning att behovet av att driva oljekondensanläggningarna blivit allt mindre trots en ökad elanvändning. Ersättningen av olje— kondens med kärnkraft har i hög grad bidragit till att elpriserna, trots oljeprishöjningarna, inte ökat realt. Tabellen nedan visar de olika kraftslagens

relativa betydelse i elproduktionen.

Olika kraftslags procentuella andel av den svenska elproduktionen

Kraftslag 1971 1980 1988 Vattenkraft 78,2 61,7 48,7 Kärnkraft 0,1 27,1 46,9 Konv. värmekraft 21,7 11,2 4,4 SUMMA 100,0 100,0 100,0 Total elproduktion (TWh) 66,5 93,6 141,4

Kapitel 4 behandlar prissättningen av el. Prissätt— ningen är av stor betydelse för ett effektivt ut—

nyttjande av produktionssystemet.

Tre principer för elprissättning diskuteras i be- tänkandet.

Vid genomsnittskostnadsprissättning sätts tarifferna efter den totala kostnaden för en kWh inom ett kraft-

bolag eller inom hela elproduktionen. Därvid inklude—

ras såväl rörliga som fasta kostnader.

Med den kortsiktiga marginalkostnaden avses kraft—

producenternas kostnad för att producera ytterligare en kWh inom ramen för den befintliga kapaciteten. Den

motsvaras således vid varje tillfälle av den rörliga

energikostnaden (inkl. bristkostnaden) för det dyraste

kraftslag som används.

Med långsiktig marginalkostnad menar man den genomsnittliga totala kostnaden per kWh för att ta i anspråk ny kapacitet under en viss tidsperiod. Den långsiktiga marginalkostnaden kan alltså snarare sägas motsvara den beräknade genomsnittskostnaden för en kWh i de tillkommande kraftverken under en viss period.

Statens vattenfallsverk (Vattenfall) är landets största råkraftproducent och svarar för omkring hälften av elproduktionen i landet. Dess prissättning kan därför antas vara vägledande för övriga säljare av högspänd elkraft. I kapitlet redovisas Vattenfalls normaltariff för högspänningsleveranser.

Kapitel 5 innehåller en översikt av statens inflytande på elmarknaden.

En grundläggande utgångspunkt för riksdag och regering är att elmarknaden skall verka utan direkt statlig reglering. Staten påverkar ändå på många sätt elmarknaden.

Särskilda beslut har fattats av riksdag och regering angående kärnkraftavvecklingen samt det framtida nyttjandet av vattenkraft. Efter en rådgivande folk- omröstning år 1980 beslöt riksdagen att den sista reaktorn skulle stängas senast år 2010. Vattenkraftens utbyggnad styrs av beslut och lagar fastslagna av riksdag och regering. Dels finns beslut som anger var och i vilken omfattning utbyggnaden skall ske, dels finns lagar som innebär att vissa älvsträckor skyddas från exploatering.

Kapitlet ger vidare en översiktlig redovisning av hur olika typer av statligt inflytande på elmarknaden utövas. De medel som berörs är av olika karaktär och har därför sammanförts i fyra grupper: inflytande genom ägande av Vattenfall, ekonomiska styrmedel, administrativa styrmedel samt stöd till forskning och

utveckling.

I kapitel 6 sammanfattas tre utredningar, vars resultat är av intresse för de frågeställningar EL 90 behandlar:

Statens energiverks och statens naturvårdsverks utredning om en miljöanpassad svensk energiförsörjning

Utredningen Tillväxt och miljö — en studie av målkonflikter (en specialstudie i anslutning till 1990 års långtidsutredning).

- Reaktoravveckling 1995/96, statens energiverks utredning om de samhällsekonomiska kostnaderna som följer av att två kärnkraftsreaktorer tas ur drift åren 1995 och 1996.

Analyserna i dessa utredningar visar bl. a. att effekten av kärnkraftsavvecklingen på den ekonomiska tillväxten är påtaglig, men att införandet av miljörestriktioner mångfaldigar dem. Struktureffekterna av de aktuella miljörestriktionerna är dramatiska för den elintensiva industrin.

I kapitlet ges vidare en sammanställning av olika bedömningar av elanvändningens utveckling under de närmast följande årtiondena. Slutligen beskrivs den idéskiss om ett s. k. tvåprissystem som utarbetats

inom Svenska elverksföreningen.

Den svenska elintensiva industrins konkurrenskraft är beroende av förändringar i omvärlden lika väl som i

Sverige.

I kapitel 7 behandlas olika internationella aspekter.

Det första avsnittet behandlar de handelspolitiska ramarna för svensk industri— och regionalpolitik.

Dessa ramar ges av, främst, tre regelverk:

* Konventionen om upprättandet av den Europeiska frihandelssammanslutningen (EFTA)

* Frihandelsavtalen mellan Sverige och de Europeiska gemenskaperna (EG), vars regler i viktiga avseenden ansluter till EG:s interna bestämmelser

* Det allmänna tull— och handelsavtalet (GATT) och dess subventionskod.

I det andra avsnittet behandlas integrationsprocessen inom EG och dess betydelse för elpriserna i EG—länder-

na.

Det tredje och sista avsnittet rör de aktuella och framtida elpriserna i några för den elintensiva industrin viktiga konkurrentländer (se även bilaga 5).

Det material som utredningen tagit fram om den inter- nationella utvecklingen av elpriserna klargör att den utbyggnad som efter hand erfordras i konkurrentländer— na i flertalet fall inte kan ske till lägre kostnad än vid utbyggnad med motsvarande kraftslag i vårt land. I alla länder växer också medvetandet om vilka krav som måste ställas på industri, energiproduktion och trafik

för att hindra en oönskad miljöpåverkan.

Den internationella övervakningen av subventioner på energiområdet kan förväntas ske på ett mer aktivt

sätt. En avveckling av subventioner kan därför antas leda till en press uppåt på elpriserna för elintensiv industri i andra länder.

Utredningen vill understryka att det material som kommit utredningen till del inte ger något stöd för uppfattningen att utländska kraftföretag i någon större omfattning tillämpar specialavtal som inklu— derar subventioner. Av de specialavtal som trots allt existerar har utredningen funnit att ett flertal kommer att löpa ut under tiden fram till sekelskiftet, och att nya avtal i stor utsträckning kommer att inne— bära elpriser i nivå med dem som i övrigt gäller.

Tre undantag från ovanstående bedömningar bör dock nämnas: Kanada, Frankrike och Norge. I dessa länder erbjuds för närvarande särskilda villkor till nyetablerad industri.

Sammanfattningsvis finner således EL 90 att man efter hand också i våra viktigaste konkurrentländer har att räkna med stigande elpriser (bl. a. till följd av ökade miljökrav). Det kommer dock i allmänhet inte att ske under de närmaste åren, främst beroende på en existerande överkapacitet vad gäller elproduktion i Västeuropa, i första hand i Frankrike. Vidare kommer det också att ta viss tid innan den skärpta discip— linen rörande subventioner av elpriset - t. ex. via

specialavtal — kan väntas få effekt.

I kapitel 8 redovisar utredningen vissa överväganden och slutsatser inför det fortsatta arbetets inrikt— ning. Där konstateras bl. a. att om de elprishöjningar vilka förutses i de utredningar som redovisats i kapitel 6 realiseras, så är det troligt att delar av den elintensiva industrin skulle läggas ned.

Utredningen drar slutsatsen att det syfte som anges i direktiven, att långsiktigt trygga den elintensiva industrins konkurrensförmåga, inte kan nås vid kärn—

kraftsavvecklingen om de övriga fastlagda miljöpoli— tiska restriktionerna skall gälla.

Mot denna bakgrund finner utredningen det nödvändigt att se sitt uppdrag ur ett bredare perspektiv och diskutera hur elkostnader och elpriser kan utveckla sig om man under kärnkraftavvecklingen avstår från att till fullo leva upp till de miljöpolitiska restrik— tionerna vad avser utsläpp av koldioxid och utnyttjan— de av ytterligare vattenkraft för elproduktion. I ett sådant perspektiv ter det sig naturligt att även be- handla vilken effekt avvecklingstakt, produktions— systemets sammansättning och elanvändningens utveck— lingen får för elkostnaderna.

I kapitel 9 redovisas scenarier över utvecklingen av den svenska elproduktionskapaciteten. Kostnaderna i kraftsystemet analyseras. Vidare görs en bedömning av

de alternativa scenariernas miljöpåverkan.

De uppskattade kostnaderna i kraftproduktionen redo— visas vid dels olika tillväxttakter i elförbrukningen, dels olika avvecklingstakter för kärnkraften. Enligt utredningens bedömningar kommer genomsnittskostnaden (vid dagens bränsleprisnivå och en ekonomisk tillväxt om ca 2 % per år) att ligga kring 21—23 öre per kWh under perioden 2000—2010. Den långsiktiga marginal— kostnaden, dvs. kostnaden för ny kraft, ligger då på nivån 27-28 öre. Den långsiktiga marginalkostnaden ligger vid en nivå kring 27 öre per kWh under nittio- talet oavsett om kärnkraftsavvecklingen inleds eller ej. Genom de redovisade kostnaderna definieras inter— vall inom vilka elpriserna kan antas utvecklas i de olika scenarierna. För varje scenario beskrivs också uppskattningar av kraftinvesteringarnas utveckling över tiden fram till år 2010, liksom kraftproduktions—

systemets sammansättning och miljöeffekter i form av koldioxidemissioner.

Kapitlets andra avsnitt behandlar effekten av pris— höjningar på den elintensiva industrin. Undersökningar redovisas av dels de kortsiktiga struktureffekterna på industrin, dels de mer långsiktiga konsekvenserna. Den elintensiva industrin är i hög grad kapitalintensiv, och utnyttjar i betydande utsträckning stordriftsför— delar för att nå ett konkurrenskraftigt kostnadsläge. Det innebär att de omedelbara anpassningarna är be— gränsade till mindre besparingsåtgärder inom de existerande processerna samt till eventuella struktur— effekter som berör marginella produktionsenheter. De omedelbara produktions— och sysselsättningseffekterna av en elprishöjning kan därför, även om den är av betydande storleksordning, antas bli relativt

begränsade.

I ett längre perspektiv torde dock konsekvenserna för industrin av större elprishöjningar vara av betydande omfattning. Enligt en utredning från statens energiverk kan en prishöjning till nivån för långsiktig marginalkostnad på längre sikt leda till nedläggning av ungefär en tredjedel av produktionen i gruvindustri, massa- och pappersindustri samt kemisk industri, medan effekten för järn— och stålindustrin skulle innebära en minskning av produktionen i landet

med två tredjedelar.

I kapitel 10 sammanfattas utredningens rekommenda—

tioner och förslag.

Utredningen har konstaterat att storleken på de el— prishöjningar som kan förväntas under nittiotalet i hög grad beror på faktorer som principerna för pris—

sättning av el och olika restriktioner för utbyggnad

av olika kraftslag. Kärnkraftsavvecklingen spelar i sammanhanget en mindre roll, även om dess förläggning i tiden är av betydelse för vid vilken tidpunkt pris— ökningarna inträder.

Vid bedömningen av kärnkraftsavvecklingstakten måste även andra faktorer vägas in, som möjligheterna att ersätta bortfallande kraftproduktion, investerings— situationen och effekterna för utrustningsindustrin.

Utredningen har studerat de effekter på industrins produktionsstruktur som kan väntas uppkomma vid de elprishöjningar som framkommit enligt de olika scenarierna i kapitel 9. EL 90 avråder från en pris— sättning av el som leder till priser på nivån för långsiktig marginalkostnad. En snabb och kraftig pris— höjning medför risker för onödiga eller förtida ned— läggningar av elintensiva arbetsställen med lokalt

svårbemästrade arbetslöshetsproblem som följd.

En rimlig prissättningsprincip är enligt utredningens mening att kraftindustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital, dvs. att tariffnivån även fortsättningsvis motsvarar kraftföretagens genom— snittskostnad. Detta torde innebära att samhället genom Vattenfall får bära ett stort ansvar för att ny elproduktionskapacitet skapas. De kraftigt ökade vinster i andra företag med äldre vattenkraftverk, som skulle uppkomma vid en höjd prisnivå, reduceras också

vid en sådan prissättning.

Eltariffer på genomsnittskostnadsnivå kan dock leda till att elhushållningen inte genomförs i önskvärd takt. EL 90 pekar på två vägar för att undvika detta problem. Det ena är att övergå till ett tvåprissystem, det andra att utnyttja punktskatterna på el. En pris— sättning efter genomsnittskostnad bör enligt utred—

ningen kunna kombineras med att man ställer krav på industrin att genomföra åtgärder för eleffektivise- ring. Regeringen bör därför ta upp överläggningar med den elintensiva industrin om ökade insatser för

energieffektivisering från industrins sida.

Ett alternativ är att genom beskattning av äldre vattenkraftsverk och motsvarande stöd till utbyggnad av nya kraftanläggningar stödja omställningen av produktionssytemet samtidigt som elpriset bibehålls vid genomsnittskostnadsnivån. De eventuella handels— politiska implikationerna härav har utredningen inte

kunnat bedöma.

I likhet med vad miljöavgiftsutredningen och EL 90 (i delbetänkandet SOU 1989:82) uttalat bör inte någon koldioxidskatt läggas på elproduktionen. Utredningen noterar vidare att den s. k. spillvärmeskatten har avförts från dagordningen i samband med skattere—

formen.

Nedsättning av energiskatter är ett verksamt instru— ment för att begränsa effekterna för elintensiva företag av sådana elprishöjningar som beror på förändringar av energiskatterna. Nedsättningsreglerna — liksom prissystemet - måste dock utformas så att de inte kommer i konflikt med de handelspolitiska spel— reglerna. Utredningen bedömer det därför som klart olämpligt att för svensk del övergå till en subven— tionslinje i fråga om elpriset; det skulle stå i strid med traditionell svensk handelspolitik. Sverige måste samtidigt uppmärksamt bevaka hur andra länder hanterar t. ex. olika former av specialavtal och verka för att elprissättningen sker enligt internationellt godtagna

riktlinjer.

Det är angeläget att så långt möjligt begränsa kraftproduktionssystemets miljökonsekvenser. Utred— ningen förordar därför en miljömässigt anpassad ut— byggnad av vattenkraft och vindkraft av den omfattning som angivits i kapitel 9, dvs. ca 10 TWh vattenkraft och 6 TWh vindkraft. Dessa energikällor har fördelen att de som inhemska och förnybara inte belastar bytes—

balansen.

Målsättningen om koldioxidutsläpp på en oförändrad nivå enligt riksdagens uttalande skulle leda till mycket stora problem för elkonsumenterna, och då främst för de elintensiva arbetsställena.

Utredningen har därav dragit slutsatsen att det inte är rimligt att upprätthålla riksdagsuttalandet, så mycket mindre som några operativa medel för hur det skall genomföras i praktiken inte har anvisats vid beslutet.

Enligt EL 90 finns starka skäl att ompröva och om— formulera uttalandet i arbetet med det program för att minska utsläppen till vad naturen tål. Enligt EL 90:s mening bör ett av målen i ett sådant program omfatta samtliga växthusgaser och dessutom mot bakgrund av koldioxidfrågans globala natur bör programmet ges en internationell profil. EL 90 vill t. ex. peka på den principiella möjligheten att ålägga kraftindustrin att vidta åtgärder för att på annat håll minska bidraget till atmosfären av koldioxid och andra växthusgaser i

samband med en utbyggd svensk kraftproduktion.

Mot bakgrund av de rekommendationer som utredningen redovisat i det tidigare har den inte bedömt det vara meningsfullt att lägga fram särskilda program av arbetsmarknads—, regional- eller näringspolitisk natur. Skulle sysselsättningsproblem uppstå - oavsett

24 skälet härtill måste enligt utredningens mening

insatserna anpassas till bl. a. rådande konjunkturläge

och förutsättningarna på de berörda orterna.

SUMMARY

Chapter 1 of these findings contains a brief presentation of the work of the commission.

Chapter 2 is a description of Swedish industry aimed at providing a basis for assessments of how the international competition situation for various

sectors is affected by changes in electricity prices.

Interest has chiefly been focused on electricity— intensive industry, in which a number of sectors are included where electricity costs on average constitute a substantial share of production costs (electricity costs are more than 3.5 % of the market value): the mining industry, the paper an pulp industry, the electricity—intensive chemical industry, as well as iron—, steel— and iron alloy plants and the non-

ferrous metals industry.

In 1987, 317 of industry's just over 9 000 work-places belonged to electricity—intensive industry. Many of these plants were large. Together they employed just over a tenth of all those employed in industry (approximately 88 000 of a total of 750 000). The table below shows the composition of electricity— intensive industry, as well as employment in the various sectors in 1987.

Number of work-places and employes in the

electricity-intensive industry in 1987.

Work— Blploy— Blployoaa/ SHI Sector places oes' ) work—place 2 Mining and minerals 100 8 467 85 3411 Paper and pulp industry 84 39 416 469 35111+13 Electricity—intensive shemi— cal industry 45 5 196 115 371 Iron—, steel— and iron alloy plants 80 31 050 388 37201—2 Non—ferrous metals industry 8 3 937 492 Total for electricity-intensive industry 317 88 066 278

Of the 317 places of employment within electricity— intensive industry, 194 were electricity—intensive. In 1987 approximately 60 000 people were employed at

these electricity—intensive work—places.

There are also electricity—intensive work-places outside electricity-intensive industry. Approximately 21 000 people were employed at such electricity— intensive work—places (about 300 in all).

Production within electricity—intensive industry — in terms of value added made up 15 % of total industrial production. Just over 60 % of industry's total electricity consumtion, or 31 TWh of a total of

48 TWh, was used to produce these commodities.

Electricity—intensive industry is, as a whole, of considerable significance to Swedish foreign trade. within many sectors, exports are significant in comparison with the value of imports. These facts are

presented in the sector surveys in chapter 2. In 1987,

electricity—intensive sectors were responsible for

0

approximately 21.5 % of Swedish exports.

Of the approximately 88 000 people employd in electricity—intensive industry in 1987, approximately 32 000 (37 %) worked in Norrland and approximately

26 000 (29 %) in the Berslagen counties.

In terms of employment at electricity—intensive work—places (both within and outside the electricity— intensive industries), the figures are again concentrated to Norrland and Bergslagen. In 31 of the country's municipalities, employment within electricity—intensive industry made up over 10 % of total employment figures within the municipality. About 40 000 people were employed at electricity- intensive places of employment in these municipalities, and they constituted about 17 % of all those employed. In 11 municipalities, the figure for employees at electricity—intensive work—places was over 20 %. 18 of the 31 municipalities are situated in Bergslagen. In 20 of the country's municipalities, more than half of all those employed in industry were

employed at electricity—intensive work—places.

Employment at electricity-intensive work—places has also been related to total employment within so—called local labour markets. This analysis was carried out in the form of a special study and is presented in appendix 4.

Chapter 3 describes the Swedish electricity market. Between 1971 and 1988, electricity use more than

doubled in Sweden (from 60 TWh to 129 TWh per year).

This constitutes an average annual increase rate of

4.6 %. During the eighties, the rate of increase was higher than during the seventies, or approximately

5.0 % year.

In 1988, industry and households together accounted for around two thirds of total electricity use. Industry's consumption increased by 50 % between 1971 and 1987. Households increased their electricity use from 11.7 TWh in 1971 to 33.2 TWh in 1988 (about

184 %). It was chiefly consumption in electrically— heated housing that increased substantially.

At the beginning of the seventies, the Swedish electricity-generating system was in principle based on hydro—electric power with oil-fired condensing power stations used for peak— or reserve power. Sweden's first commersial nuclear power station went into operation in 1972. Nuclear power has successively become more and more significant. Its contribution to Sweden's energy supply has become so substantial that the need for oil—fired condensing plants has decreased in spite of an increase in electricity consumption. The replacement of oil—fired condensing power by nuclear power has to a great extent contributed to the fact that electricity prices have not undergone any real increase, despite increases in oil prices. The table below shows the relative importance in

electricity production of the various power types.

Share of various power types in Swedish electricity

production

Power type 1971 1980 1988 Hydroelectric power 78.2 61.7 48.7 Nuclear power 0.1 27.1 46.9 Thermal power 21.7 11.2 4.4 TOTAl 100.0 100.0 100.0 Total electricity

production (TWh) 66.5 93.6 141.4

Chapter 4 deals with electricity pricing. Pricing is of great importance for the efficient utilization of the production system.

Three principles for the pricing of electricity are

discussed in these findings.

Pricing based of average costs means that tarriffs are set in accordance with the total cost of one kWh within a power company or within the entire electricity—generating system. Both variable and fixed

costs are included.

Short—term marginal costs reflect the cost to power producers of producing a further kWh within the framework of existing capacity. Thus this corresponds at any one time to the variable energy costs of the most expensive power type used (including shortage

costs).

Long-term marginal costs are the average total cost per kWh for the use of new capacity during a certain

period of time. Long—term marginal costs thus correspond more to calculated average costs during a certain period for one kWh produced in power stations

to be taken into use at a later stage.

The Swedish State Power Board (Statens vattenfalls— verk) is Sweden's largest power producer, responsible for about half of Sweden's electricity production. Its pricing principles may thus be assumed to be used as guidelines by other sellers of high—voltage electricity. Chapter 4 also presents the State Power

Board's normal tarriff for high—voltage deliveries.

Chapter 5 contains a survey of central government's

influence on the electricity market.

A basic starting—point for the Swedish parliament (riksdag) and government is that the electricity market should function without direct government regulation. Central government does however have an influence on the electricity market in a number of

ways.

Both parliament and government have passed special resolutions on the phasing out of nuclear power and on the future utilization of hydroelectric power. After a consultative referendum in 1980, parliament dicided that the last nuclear reactor should be shut down in the year 2010 at the latest. The expansion of hydroelectric power is governed by resolutions and laws passed by both parliament and central government: on the one hand there are resolutions defining where and to what extent expansion should take place, on the other there are laws requiring that certain stretches

of river be preserved from exploitation.

Chapter 5 also provides a survey and presentation of the ways in which various types of government influence are exercised on the elctricity market. The nature of the measures in question differs and they have therefore been classified into four groups: influence exercised through ownership of the Swedish State Power Board (Statens vattenfallsverk), economic regulating measures, administrative regulating

measures and support to research and development.

Chapter 6 provides a summary of three reports, whose findings are relevant to the issues taken up by EL 90:

— the Swedish Energy Administration's and the Swedish Environmental Protection Agency's (Naturvårdsverket) report on en energy supply for Sweden adapted to the environment.

the report "Growth and the Environment a Study of Conflicting objectives" (a special study carried out in connection with the 1990 medium—term

survey).

— Reactor shut—downs in 1995/96, the Swedish Energy Administration's report on the economic costs to society of taking two reactors out of operation in 1995 and 1996.

The analysis in these reports show, amongst other things, that the effect of the phasing-out of nuclear power on growth is substantial, but that the introduction of environmental restrictions doubles them many times over. The structural effects of the environmental restrictions in question are dramatic

for electricity—intensive industry.

Chapter 6 also provides an inventory of various assessments of the development of electricity use over the next decades. Finally the chapter describes an idea outlined by the Association of Swedish Electric

Utilities for a so—called two-price system.

The competitiveness of Swedish electricity—intensive industry depends on changes in the world at large as much as within Sweden. Chapter 7 deals with various

international aspects.

The first section deals with the trade—policy framework för Swedish industrial and regional policies. This framework is chiefly provided by three

sets of regulations:

* The convention on the establishment of the European

Free Trade Association (EFTA).

* The free trade agreements between Sweden and the European Communities (EEC), the rules of which conform in important aspects to the EEC's internal

regulations.

* The General Agreement on Tarriffs and Trade (GATT)

and its subsidies code.

The second section deals with the integration process within the EEC and its significance for electricity

prices in the EEC countries.

The third and final section deals with existing and future electricity prices in some of the electricity—intensive industry's most important competitor countries (see also appendix 5).

The material analyzed by the commission on the international development of electricity prices makes it clear that the expansion required at various stages in competitor countries cannot in most cases be achieved at a cost lower than that incurred by the expansion of the corresponding power type in Sweden. Awareness is also growing in all countries of the demands that must be made on industry, energy production and traffic in order to stop undesirable

environmental effects.

International monitoring of subsidies in the energy field may be expected to become more active. The phasing out of subsidies may thus be assumed to press electricity prices upwards for electricity—intensive

industry in other countries.

The commission wishes to emphasize that the material available to it does no provide any support for the view that foreign power companies make considerable use of special agreements which include subsidies. Of the special agreements which do exist, the commission has found that most will run out by the turn of the century, and that new agreements to a great extent will mean electricity prices on a par with those

applied elsewhere.

Three exeptions to the above should however be mentioned: these are Canada, France and Norway. Special conditions are at present offered in these

countries to newly established industry.

In summary, the findings of EL 90 are that our most important competitors will also have to tackle successively rising electricity prices (due amongst other things to increased environmental demands). This

will not, however, generally be the case over the next few years, due mainly to existing overcapacity for electricity generation in Western Europe, chiefly in France. It will also take a certain amount of time for better discipline i relation to subsidies of electricity prices — e.g. through special agreements — to take effect.

In chapter 8, the commission presents a number of reflections and conclusions relating to the direction of continued work in this field. One observation, among others, is that if the electricity price—rises foreseen in the reports surveyed in chapter 6 do become a fact, it is liekly that certain sections of electricity-intencive industry will have to be closed down.

The commission's conslusion is that objective set up in the directives given to it, i.e. to secure electricity—intensive industry's competitiveness in the long run, cannot be achieved when nuclear power is phased out if the other environmental restrictions passed by parliament are enforced.

Against this backdrop, the commission has found it necessary to see its task in a broader perspective and to discuss the development of electricity costs and prices if, during a nuclear phase-out, one were to refrain from fully following the environmental restrictions relating to carbon dioxide emissions and the utilisation of further hydroelectric power for electricity generation. Seen in such a perspective, it seems natural also to deal with the effects on electricity costs of the speed at which nuclear power is phased out, of the composition of the production system and of the development of electricity use.

Chapter 9 surveys a number of scenarios relating to the development of Swedish electricity—generating capacity. The costs within the power system are analysed. The environmental effects of alternative

scenarios are also evaluated.

The estimated costs for power generation are presented under various assumptions concerning on the one hand different growth rates in electricity consumption, and on the other different phase—out speeds for nuclear power. According to the commission's estimations, the average cost (at today's fuel price levels and with an economic growth rate of around 2 % per annum) will be around 21—23 öre per kWh during the period

2000—2010. The long—term marginal cost, i.e., the cost for new power, then lies at a level of 27—28 öre. The long-term marginal cost will lie around 27 öre per kWh during the nineties, regardless of whether or not the phasing out of nuclear power is begun then. On the basis of the costs presented, intervals are defined within which electricity prices will probably develop in the different scenarios. For each scenario estimations are also made of the development of power investments over the period up until the year 2010, as well as of the composition of the power-generation system and the environmental effects in the form of

carbon dioxide emissions.

The second section of this chapter deals with the effect of price increases on electricity—intensive industry. This includes a presentation of examinations of the short-term structural effects on industry on the one hand, and of the more long—term consequences on the other. Electricity—intensive industry is to a

considerable extent capital-intensive, and makes

considerable use of continuing returns to scale in order to achieve a competitive cost situation. This means that immediate adjustments are limited to minor savings within existing processes and to the structural effects, if any, affecting marginal production units. The immediate effects of an increase in the electricity price on production and employment may thus be assumed to be relatively limited.

In a more long—term perspective, however, the consequences for industry of substantial increases in the price of electricity are likely to be

considerable.

According to a report from the Swedish Energy Administration a price increase to the level of the long—term marginal cost could lead to the closing down of around one third of production in the mining industry, the pulp and paper industry and the chemical industry, while the effects on the iron and steel industry would mean a decrease in domestic production by two thirds.

Chapter 10 summarises the commission's recommendations and suggestions.

The commission was able to observe that the magnitude of the increases in electricity prices expected during the nineties depends largely on factors such as the priciples behind electricity pricing and various restrictions on the expansion of different power types. The phasing out of nuclear power plays a minor role in this context, even if its timing is of

importance to the point at which price rises occur.

In assessing the speed at which nuclear should be phased out other factors must also be taken into account. These include the possibilities of replacing lost power generation, the investment situation and the effects on the equipment industry.

The commission has studied the effects on the production structure of industry which may be expected to follow from the increases in electricity prices envisaged in the various scenarios in chapter 9. EL 90 advises against a pricing of electricity that leads to prices on a par with long—term marginal costs. A rapid and substantial prise increase would lead to risks for unnecessary or premature shut-downs of electricity— intensive work—places, leading to unemployment problems difficult to cope with locally.

A reasonable pricing principle, in the view of the commission, ensures the power industry a reasonable return on its collective capital, and means a tariff level which continues to correspond to the power companies' average costs. This means, in effect, that society, through the Swedish State Power Board (Vattenfall), must bear a large share of the responsibility for the creation of new electricity generating capacity. The substantially increased profits which would arise due to a higher price level in other companies with older hydroelectric power stations are also reduced if such a pricing principle

is applied.

Electricity tarriffs based on the average cost level may however lead to electricity not being conserved at the rate desired. EL 90 points to two ways of avoiding this problem. One is to switch to a two—price system,

the other is to impose specific taxes on electricity.

Pricing based on average cost should, in the view of the commission, be able to be combined with demands on industry that they should take measures to make their electricity use more efficient. The government should therefore open negotiations with the electricity— intensive industry concerning increased efforts in the

direction of energy efficiency on industry's part.

One alternative would be to support adaptation of the production system while at the same time keeping electricity prices at the level of average costs by taxing older hydroelectric power plants and supporting the expansion of new plants to a corresponding extent. The commission has not been able to assess the trade

policy implications, if any, of such a measure.

As the commission on environmental charges and EL 90 (in its partial results, SOU 1989:82) have already said, no carbon dioxide tax should be imposed on electricity generation. The commission also notes that the so-called "waste—heat tax" has disappeared from

view in connection with the reform of the tax system.

The lowering of energy taxes is an effective instrument for limiting the effects on electricity- intensive companies of increases in electricity prices caused by changes in energy taxes. The rules for this — like the price system - should however be such that that they do not conflict with trade policy rules. The commission therefore deems it clearly unsuitable for Sweden to switch to a system based on subsidies for electricity prices; such a system would be in conflict with traditional Swedish trade policy. At the same time Sweden must follow attentively the way in which other countries deal for exampel with various forms of

special agreements, and must attempt to ensure that

electricity is priced in accordance with

internationally accepted guidelines.

It is important to limit the environmental consequences of the power—generating system as much as possible. The commission therefore recommends an environmentally adjusted expansion of hydroelectric power and wind power of the size indicated in chapter 9, i.e., around 10 TWh for hydroelectric power and

6 TWh for wind power. These energy sources have the advantage of being domestic and renewable, and thus do

not affect the balance of trade.

The objective of keeping carbon dioxide emissions at an unchanged level in accordance with the statements made by parliament would lead to considerable problems for electricity consumers, and most of all for

electricity—intensive work—places.

The commission has therefore come to the conclusion that it is not reasonable to abide by the parliamentary statement. The fact that the decision does not contain any indication of operative measures whereby it should be enforced in practice makes

attemts to abide by it seem even less reasonable.

In the view of EL 90, there are strong reasons for reassessing and reformulating the statement in the course of the work being carried out on the programme for reducing emissions to what nature can tolerate. In the opinion of the commission, one of the objectives of such a programme should include all the hot—house gases. Against the background of the global nature of the carbon dioxide issue, the programme should also be given an international profile. EL 90 wishes to point,

for example, to the possibility which exists in

principle of imposing certain measures on the power industry, if it wishes to expand Swedish power production, measures which would then decrease the contribution of carbon dioxide and other hot-house

gases to the atmosphere in other places.

Against the background of the recommendations presented by the commission above, it has not been deemed necessary to suggest special programmes relating to labour—market or regional issues or of a commercial political nature. If employment problems should arise regardless of their reason it is the commission's view that efforts should be adapted amongst other things to the economic situation at the time and to the conditions prevailing in the places affected.

1 INLEDNING

1.1 Direktiven

EL 90 skall undersöka hur konkurrensförhållandena för den elintensiva industrin påverkas under kärnkraftsav— vecklingen samt redovisa eventuella behov av åtgärder för att behålla rimliga konkurrensvillkor för denna

industri samtidigt som kärnkraftsavvecklingen genom—

förs. Utredningen skall även kartlägga behovet av sär— skilda insatser inom arbetsmarknads—, regional— eller industripolitiken i orter och regioner som är särskilt beroende av elintensiv industri. Direktiven återges i

bilaga 1.

Parallellt med det utredningarbete som EL 90 bedrivit har statens energiverk, statens naturvårdsverk och statens industriverk haft vissa uppdrag, vilka också skall utgöra underlag bl. a. för regeringens energi— politiska proposition i höst. I den utsträckning detta utredningsmaterial blivit klart under EL 90:s arbete, har utredningen tagit del därav. Det gäller t. ex. om industriverkets rapport om vissa konsekvenser för industrin av ökade miljökrav, energiverkets och natur— vårdsverkets utredning om ett miljöanpassat energi- system och en rapport till långtidsutredningen om

tillväxt och miljö.

1.2 Utredningsarbetet

Under arbetet har utredningen bl. a. besökt vissa elintensiva företag (i Vänersborg, Borlänge, Sunds— vall, Skellefteå, Luleå och Surte). Vid de fyra först— nämnda besöken har länsstyrelser och kommuner varit representerade. Utredningens sakkunniga samt före— trädare för gruvnäringen har även bidragit med in— formation om de elintensiva branscherna. I bilaga 2 återfinns tabeller som belyser elanvändningen m. m. i de aktuella branscherna. Statistiska centralbyrån har bidragit med bl. a. uppgifter härom. Professor Börje Johanssons rapport Strukturomvandling och teknikan—

passning utgör bilaga 3.

I direktiven framhålls att en grundläggande uppgift är att bedöma el— och energikostnaderna för den svenska industrins internationella konkurrrenskraft. EL 90 har därför inhämtat uppgifter bl. a. med ambassadernas hjälp om de viktigare konkurrensländernas elmarkna— der samt om utvecklingen inom EG på energiområdet. Besök har genomförts i Paris vid OECD, IEA, industri— ministeriet och Electricité de France samt i Bryssel vid kommissionen och svenska EG-delegationen. Redovis— ningar har skett av bl. a. de handelspolitiska aspekterna på frågor i anslutning till utrednings— uppdraget. I bilaga 5 redovisas uppgifter om elpriser i vissa för den elintensiva industrin viktiga

konkurrentländer.

De elintensiva arbetställena återfinns främst i Norr— land och Bergslagen. Vid de nyssnämnda besöken har också de regionalpolitiska aspekterna belysts. I bilaga 4 återges en rapport av avdelningsdirektör Björn Tegsjö vid statistiska centralbyrån om orters

beroende av elintensiv industri.

Hushållningsaspekterna har länge markerats inom energipolitiken. Under arbetet har företrädare för Vattenfall belyst de insatser som där görs inom detta område, bl. a. genom Uppdrag 2000. Utredningen har vidare tagit del av det program för effektivare energianvändning som energiverket svarar för samt av energiforskningsutredningens förslag. Tillsammans med Lunds universitet engagerade sig Vattenfall i projektet Electricity; också detta har redovisats för

utredningen.

En faktor som påverkar elpriset är taxestrukturen. Företrädare för Vattenfall och Sydkraft har belyst denna fråga. Tanken på ett s. k. tvåprissystem har tagits upp med företrädare för Vattenfall och Svenska

Elverksföreningen.

Till de övriga frågor som behandlats inom ramen för utredningsarbetet hör kraftproduktionssystemet, bl. a. genom föredragningar om verksamheten vid STOSEB och om

vindkraftens ekonomi.

I utredningsarbetet har följande personer deltagit:

såsom sakkunniga utredningssekreteraren Kjell Fransson, verkställande direktören Herbert Fritzsche, förbundsekonomen Claes Hellgren,

direktören Sven Erik Malmeblad,

verkställande direktören Orvar Nyquist, ombudsmannen Erik Wångby

samt utredaren Peter Åsell (t. o. m. 1990—01—31)

såsom experter

departementssekreteraren Anders Ahnlid, avdelningsdirektören Gunilla U. Almqvist, statistikchefen Urban Aspen (fr. o. m. 1989—12—18), departementssekreteraren Gunnar Balsvik, avdelningsdirektören Olle Björk (fr. o. m. 1989—10—01),

avdelningschefen Tord Eng, departementssekreteraren Lars Engström, departementssekreteraren Monica Falck, departementsrådet Håkan Heden, departementsrådet Anders Holmgren (fr. o. m. 1989—12-18),

marknadschefen Gunnar Lundberg, departementsrådet Hans Christer Olson,

samt departementssekreteraren Mats Wadman.

2 DEN SVENSKA INDUSTRIN: PRODUKTION ocn ELANVÄNDNING 2.1 Källor och definitioner

I detta kapitel beskrivs den svenska industrin med särskild tonvikt lagd på de branscher för vilka el- kraft är en betydelsefull insatsvara. Syftet är att ge en bild av industrin som skall kunna tjäna som under— lag för en bedömning av hur dess internationella kon—

kurrensvillkor påverkas av ändrade elpriser.

Framställningen inleds med en redovisning av huvud— dragen i det svenska näringslivets tillväxt och om— vandling under sjuttio- och åttiotalen. Därefter följer mer ingående beskrivningar av de elintensiva delarna av industrin. Tyngdpunkten har därvid lagts på att redovisa branschernas marknadssituation och el— beroende. Slutligen beskrivs den elintensiva indu- strins lokalisering och dess betydelse för syssel— sättningen i olika regioner och kommuner.

I texten hänvisas till bilagorna 2 och 4. Bilaga 2 innehåller bl. a. den statistik som utnyttjats som underlag för industribeskrivningarna. Utöver siffer— uppgifterna lämnas i bilagan vissa kommentarer till det statistiska materialet, bl. a. vad gäller dess användbarhet och begränsningar. I bilagans avsnitt 3 redovisas och diskuteras vissa definitioner, bl. a. av de i utredningen använda begreppen elintensitet,

elintensiv industri och elkrävande arbetsställen.

Industriell produktion anses här vara elintensiv när kostnaderna för elektricitet i branschen, eller vid arbetsstället, överstiger 3,5 % av saluvärdet. Ibland redovisas dessutom uppgifter för arbetsställen där

elkostnaderna överstiger 9,0 % av förädlingsvärdet.

Med den elintensiva industrin avses ett antal elinten—

siva branscher: gruvindustri, massa— och pappersindu- stri, elintensiv kemisk industri samt järn—, stål— och ferrolegeringsverk och ickejärnmetallindustri. Med elkrävande arbetsställen refereras till samtliga

arbetsställen i industrin som är elintensiva.

Mer detaljerade avgränsningar till dessa och andra begrepp, liksom kommentarer till dem, återfinns i

bilaga 2.

Bilaga 4, Orters beroende av elintensiv produktion, har utarbetats vid Statistiska centralbyrån, avdel- ningen för arbetsmarknadsstatistik. Den behandlar den elintensiva industrisysselsättningens betydelse i olika delar av landet. Sysselsättningen vid elkrävande arbetsställen sätts där i relation till den totala sysselsättningen, dels i kommunerna och dels på s. k. lokala arbetsmarknader. Avgränsningen av de senare bygger på studier av arbetspendlingsmönster i landet.

2.2 En översiktlig beskrivning av industri-

utvecklingen åren 1971—1987

I detta avsnitt redovisas översiktligt vissa aspekter av den utveckling som skett inom den svenska industrin under åren 1971—1987.

Några aspekter som lyfts fram nedan, och som utgör viktiga bakgrundsupplysningar för de frågeställningar

som utredningen behandlar, är:

Den elintensiva industrins andel av den totala industriproduktionen har minskat samtidigt som industrisektorn svarar för en minskande andel av samhällets produktion. Den elintensiva industrins andel av den svenska exporten har också minskat.

Industrins, och i än högre grad den elintensiva industrins, betydelse för sysselsättningen i landet har minskat.

Den elintensiva industrins specifika elanvändning (elanvändningen i förhållande till förädlingsvärdet) har ökat.

Från år 1971 till år 1987 ökade näringslivets produk— tion med ca 33 %, mått som förädlingsvärdet i fasta producentpriser. De expanderande delarna av närings— livet utgjordes av el- och värmeverk, kommunikationer, handel och tjänster. Industriproduktionen ökade med ca 26 %, varför industrins andel av landets totala pro— duktion minskade något. Jordbrukets och byggnads- industrins produktionsandelar minskade än mer. Figur 2.1 visar utveckingen för vissa näringar samt för den elintensiva industrin.

I den elintensiva industrin ökade produktionens värde, uttryckt i löpande priser, från ca 9 miljarder kr. till ca 38 miljarder kr., vilket i fast penningvärde innebär en ökning om ca 17 %. Dess andel av den totala

industriproduktionen minskade således.

Utvecklingen kan också illustreras med sysselsätt- ningsdata. Sysselsättningen minskade från år 1971 till år 1987 i jordbruket, industrin och byggnadsindustrin. Antalet sysselsatta i den elintensiva industrin minskade under samma tid med 20 % från ca 118.000 till ca 94.000. I näringslivets övriga sektorer ökade sysselsättningen. I figur 2.2 visas sysselsättnings—

utveckingen för vissa näringar och för den elintensiva industrin.

Figur 2.1 Produktionstillväxten i vissa näringar och i den elintensiva industrin åren 1971-1987. Index (1971 = 100).

180 Index Kommunikationer

160

Näringslivet

/

."

140

Indusui

120 . . . . Ehntensrv industn

' 00 Jordbruk

50 1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabell 3, bilaga 2.

Av figuren framgår att sysselsättningen i näringen offentlig förvaltning och andra tjänster (SNI 9) har ökat kraftigt under perioden (i absoluta tal från 1,08 milj. personer år 1971 till 1,67 milj. personer år 1988). Denna ökning kan helt hänföras till den offentliga tjänsteproduktionen, och den utgör även huvuddelen av den totala sysselsättningsökningen i näringslivet mellan åren 1971 och 1988 (från 3,86 milj. personer år 1971 till 4,47 milj. personer år 1988).

Den bild av näringsstrukturens förändring som skisserats ovan inbegriper bl. a. en kraftig expansion av den offentliga sektorn, ökande produktionsandelar för handel och kommunikationer samt minskande andelar för industri, jordbruk och byggnadsindustri. För den

elintensiva industrin noteras en i förhållande till hela industriproduktionen minskande andel. Industrins, och särskilt den elintensiva industrins, minskade andel av såväl produktion som sysselsättning är resultatet av en genomgripande omvandling av indu—

stristrukturen under åren 1975—85.

Figur 2.2 Sysselsättningen i vissa näringsgrenar och i den elintensiva industrin åren 1971-1987.

Index (1971=100) .

160 Index __ Offentlig förvaltning ”__M___.___....-- och andra tjänster 1 40 _____, ...... ___...” lf! K 'k . .! ommum ationer

120 ,wf' ,////

Total sysselsättning Handel

100 Industri ao Elintensiv industri 60 Jordbruk 1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabellerna 8 och 9, bilaga 2.

Efter femtio— och sextiotalen som karaktäriserades av en hög och stabil ekonomisk tillväxttakt, en låg arbetslöshet och en med dagens anspråk modest inflationstakt upplevde Sverige under 1970—ta1ets början en kostnadskris. Den förstärktes kring mitten och slutet av årtiondet genom en kombination av olika störningar, bl. a. ökade oljepriser och höjda löne- skatter. Under samma period minskade produktivitets-

tillväxten .

Under åren 1976 och 1977 genomfördes tre devalveringar i syfte att återställa industrins konkurrenskraft och vinstnivå. Den konjunkturuppgång som då följde bröts emellertid av den andra oljeprischocken åren 1979—80 och produktionen stagnerade åter. Under åren 1981 och 1982 devalverades äter den svenska kronan med samman- lagt ca 24 %. Det relativa kostnadsläget sjönk därmed till nivåer under dem som rätt i början av 1970—talet. Såväl kapacitetsutnyttjandet i industrin som investe— ringarna ökade snabbt och därmed också produktivite— ten. Arbetslösheten sjönk med viss eftersläpning. Under de senaste åren har industrins kapacitetsut— nyttjande legat på en hög nivå och arbetslösheten har varit låg.

Industriproduktionens utveckling illustreras närmare i figur 2.3. Hela industrins (SNI 2—3) förädlingsvärde växte i fasta priser med ca 26 % mellan åren 1971 och 1987. Hälften av denna tillväxt hade dock redan ägt rum år 1974, och samma produktionsnivå nåddes sedan

inte förrän år 1984.

Den elintensiva industrins produktion varierade mycket kraftigt under perioden. Åren 1973—75 låg förädlings— värdet i fasta priser på ungefär samma nivå som åren 1985—1987, medan det åren 1976—78 och 1981—82 låg vid

eller under 1971 års produktionsnivå.

Kostnadskrisen innebar att olönsamma och sårbara delar av industrin med tiden lades ned, och att andra delar blev föremål för omstrukturering och rationalisering. Den stagnation för hela industrin under perioden 1974—85 som figur 2.3 beskriver är i själva verket summan av såväl expansion som neddragning i olika branscher. I delar av den elintensiva industrin var

omvandlingsprocessen mycket omfattande.

Figur 2.3 Produktionsutvecklingen i hela industrin och i den elintensiva industrin åren 1971—1987. Index (1971 = 100).

130

Hela industrin 120 Elintensiv industri

110

100

90 1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabell 5, bilaga 2.

Omvandlingens effekter visas på en aggregerad nivå (SNI:s tvåsiffernivå) i figur 2.4. Mellan åren 1971 och 1988 minskade produktionen i gruv- och textil- industrierna samt i jord- och stenindustrin. I livs— medels-, och trävaruindustrierna, i järn— och stål— industrin samt i branschen "annan tillverknings- industri" ökade produktionen, men ökningen var lägre än genomsnittet för hela industrin. I massa- och pappersindustrin, den kemiska industrin och verkstads— industrin ökade däremot produktionen med mellan 32 % och 56 %, dvs. med mer än genomsnittet för industrin. Vad gäller de elintensiva branscherna minskade således produktionsandelarna för gruvindustrin och järn- och stålindustrin medan de ökade för massa- och pappers— industrin och den kemiska industrin.

Strukturomvandlingen medförde att produktiviteten ökade i så gott som hela industrin, såväl i expanderande som i minskande branscher. Förhållandet mellan förädlingsvärdet och antalet arbetstimmar - dvs. det värde som skapas per arbetstimme - ökade under perioden med ca 68 %. År 1971 låg kvoten mellan förädlingsvärdet och antalet arbetade timmar i flertalet industribranscher under genomsnittet för hela näringslivet, men år 1987 var detta fallet endast för textilindustrin och branschen "övrig tillverk- ningsindustri". Figur 2.5 visar produktivitets— utvecklingen i olika industribranscher.

Figur 2.4 Produktion i olika industribranscher åren 1971-1988. Index, 1971 = 100.

1 Go . . . Kemisk industri

Verkstadsindustri Massa— och pappersindustri

140

1 20 Iärn- och stålindustri

100

Gruvindustri

80 Jord- och stenindustri

6 0 Textilindustri

40 1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabell 5, bilaga 2.

Till en del motsvaras det minskade arbetskrafte- utnyttjandet inom industrin av en ökad energi— användning, främst av elkraft. I hela industrin ökade

användningen av el med drygt 50 % från år 1971 till år 1987 (tabell 12, bilaga 2).

Figur 2.5 Produktiviteten i olika industribranscher åren 1971-1987. Förädlingsvärde (tusental kr. i 1980 års priser) per arbetad timme.

140 Kr. / arb.timme

Massa— och pappersindustri , Gruvmdustn uv ' ' 120 samt tramdustn , ' Kemisk industri too Verkstadsindustri

Järn- och stålindustri Textilindustri

80 60 40

20 1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabell 11, bilaga 2.

I den elintensiva industrin har elförbrukningen vuxit med endast smärre avbrott från ca 22 TWh år 1971 till ca 31 TWh år 1987. Den ökade således med ca 44 %, vilket betydligt överstiger produktionsökningen. Elanvändningens förhållande till förädlingsvärdet, _de_n

specifika elanvändningen, ökade från 4,1 MJ el per krona förädlingsvärde år 1971 till 5,0 MJ el per

krona förädlingsvärde år 1987 (mätt i 1980 års prisnivå) . Figur 2.6 visar i indexform förädlings- värdets och elanvändningens utveckling över perioden 1971—1987.

Den elintensiva industrin är i stor utsträckning identisk med den energiintensiva industrin. En betydelsefull förklaring till den växande specifika elförbrukningen i den el- och energiintensiva industrin är att elkraft i stor utsträckning fått

ersätta andra energislag, vilket i sin tur är en följd

av såväl stigande relativa bränslepriser som höjda krav på arbetsmiljön. Samtidigt som den elintensiva industrins elförbrukning ökade med ca 44 % sjönk förbrukningen av inköpta bränslen med ca 46 % (mätt

efter bränslenas termiska energiinnehåll) .

Figur 2.6 Förädlingsvärde i fasta priser samt el- och bränsleanvändning i den elintensiva industrin 1971—87. Index (1971 = 100).

1 60 1 40 Elanvändning

1 2 o Förädlingsvärde

100 80 60 Bränsleanvändning 40 1970 1974 1970 1902 1986 År

Källa: tabellerna 7, 21 och 22, bilaga 2.

Den ökande elanvändningen kan också till en del förklaras av att den elintensiva industrins kostnader för elkraft sjunkit under åttiotalet. Från en genomsnittskostnad om 3,4 öre/kWh år 1971 steg elpriset till 11,4 öre/kWh år 1979, vilket i fasta priser är den högsta elkostnaden under perioden 1971-87 (5,3 öre/kWh i 1980 års prisnivå). Därefter sjönk genomsnittskostnaden till 4,5 öre/kWh år 1987, mätt i 1980 års penningvärde, eller till 18,2 öre/kWh

i löpande priser (figur 2.7).

Figur 2.7 De elintensiva industrins kostnader för elkraft åren 1971—87. öre/kWh i löpande priser och i 1971 års priser.

20 ÖmAth

1 8 Löpande priser 16

14

12

10

a

6

4 1971 års prisnivå 2

o

70 74 78 82 86 År

Källa: tabell 21, bilaga 2.

2.3 Den elintensiva industrin

År 1987 omfattade den elintensiva industrin 317 av industrins drygt 9 000 arbetsställen. Många av dessa anläggningar var stora. Tillsammans sysselsatte de drygt en tiondel av alla industrisysselsatta (88 066 av totalt 753 558). Se tabell 2.1.

Även inom den elintensiva industrin fanns mindre elkrävande arbetsställen. Av de 317 arbetsställena var drygt hälften, 194 stycken, elintensiva. Omkring 60 000 personer arbetade år 1987 vid elintensiva

arbetsställen inom den elintensiva industrin.

Det finns fler elintensiva arbetsställen utanför den elintensiva industrin än inom den. År 1987 arbetade

omkring 21 000 personer vid mer än 300 elintensiva

arbetsställen utanför den elintensiva industrin. Dessa elkrävande arbetsställen var således genomsnittligen betydligt mindre än de elintensiva arbetsställena inom den elintensiva industrin. Figur 2.8 ger en översikt av sysselsättningen i den elintensiva industrin och i

övrig industri år 1987.

Tabell 2.1 Antal arbetställen och antal sysselsatta i den elintensiva industrin år 1987.

Arbets— Syssel— Sysselsatta/

SNI Bransch ställen satta arbetsställe 2 Gruvor och mineralbrott 100 8 467 85 3411 Pappers— och massaindustri 84 39 416 469 35111 +35113 Elintensiv kemisk industri 45 5 196 115 371 Järn—, stål— och

ferrolegeringsverk 80 31 050 388 37201—2 Ickejärnmetallindustri 8 3 937 492

Summa, elintensiv industri 317 88 066 278

Figur 2.8 Sysselsättningen i elintensiv industri och vid elkrävande arbetsställen år 1987.

! Elintensiv sysselsättning EI Ej elintensiv sysselsättning

Ej elintensiv industri, 665 492 sysselsatta

Jäm- och stålindustri, 34 987 sysselsatta

.. ' 2/57/ 13274” '

.5/5 /;;/-////'/ /'/ Vy'f/j/ / ,f" 'x/ 44.2

Elintensiv kemisk industri, 5 196 sysselsatta

Massa- och pappersindustri, 39 416 sysselsatta

Gruvindustri, 5 467 sysselsatta

Den elintensiva industrins produktion - i termer av dess förädlingsvärde - utgjorde drygt 15 % av den totala industriproduktionen. För att producera dessa varor togs drygt 60 % av industrins totala elförbruk-

ning i anspråk, 31 TWh av totalt 48 TWh (se tabell 2.2).

Tabell 2.2 Produktion samt inköp av elkraft i och utom den elintensiva industrin år 1987.

&

Salu— Pörädl. värde värde Inköpt elkraft SNI Bransch Milj.kr. Milj.kr. GWh Milj.kr.

___—___

2 Gruvor och mineralbrett 6 462 3 808 2 452 432 3411 Massa- och pappersindustri 50 599 19 350 18 177 3 208 3511 +3513 Elintensiv kemisk industri 4 610 2 843 3 248 520 371 Järn—, stål— och

ferrolegeringsverk 28 522 10 796 4 913 1 060 37201—2 Ickejärnmatallindustri 4 844 1 509 2 053 288

Summa elintensiv industri 95 036 38 308 30 841 5 508 All industri 575 302 252 204 48 434 10 119

Andel elintensiv industri av all industri 16,5 15,2 63,7 54,4

Källa: tabell 18, bilaga 2.

Massa- och pappersindustrin förbrukar mer elenergi än de övriga delbranscherna tillsammans. Den elintensiva kemiska industrin är dock mer elkrävande än de övriga om branschens elkostnader sätts i relation till dess

saluvärde, medan elkostnaderna är högst i förhållande till förädlingsvärdet i ickejärnmetallindustrin. För hela den elintensiva industrin motsvarade elkostna—

derna år 1987 ungefär 6 % av dess saluvärde och 14 %

av dess förädlingsvärde (tabell 2.3).

Tabell 2.3 Elkostnadernas storlek i förhållande till salu- och förädlingsvärdena i och utom den elintensiva industrin.

Elkostnaden i procent av

SNI Bransch Saluvärdet Föräd1.värdet 2 Gruvor och

mineralbrott 6,68 11,33 3411 Pappers— och

massaindustri 6,34 16,58 3511+3513 Elintensiv

kemisk industri 11,28 18,29 371 Järn—, stål— och

ferrolegeringsverk 3,72 9,82 37201—2 Ickejärnmetall—

industri 5,95 19,11

Summa, elintensiv industri 5,80 14,38

All industri 1,76 4,01

Källa: tabell 18, bilaga 2.

Den elintensiva industrin är som helhet av stor betydelse för den svenska handeln med utlandet. I många av dess branscher är exporten betydande jämfört

med produktionens importinnehåll.

År 1987 svarade de elintensiva branscherna för ca 21,5 % av den svenska exporten. Motsvarande siffra var år 1980 24,6 % (fig 2.9).

I de följande fyra avsnitten ges en mer utförlig beskrivning av den elintensiva industrins olika branscher: gruvindustrin, massa— och pappersindustrin, den elintensiva kemiska industrin, järn— och stål—

industrin samt ickejärnmetallindustrin.

Figur 2.9 De elintensiva produkternas andel av den totala exporten under perioden 1980-87. (miljarder kr. i 1980 års priser).

300 Miljarder kr.

200

[:| Övrig indusuiexport Elintensiv indusuiexpon 100

1980 |98| l982 1953 l984 1985 l986 |967 År

Källa: tabell 24, bilaga 2.

2.3.1 Gruvindustrin

Produktion och sysselsättning

SNI—näringen "gruvor och mineralbrott" innefattar huvudsakligen anläggningar för brytning, sortering, anrikning och grövre bearbetning av mineraliska produkter. För enkelhets skull används i det följande beteckningen "gruvindustrin" som en kortform för

SNI—näringen gruvor och mineralbrott (SNI 2).

I SNI—klassificeringen indelas gruvindustrin i två delbranscher som vardera innehåller två undergrupper. Indelningen framgår av tabell 2.4 och figur 2.10 där data från 1987 års industristatistik redovisas.

Tabell 2.4 Arbetsställen (A) och sysselsättning (S) är 1987 i hela gruvindustrin samt 1 delar med hög elkostnadsandel.

Elkostnaderna större än

Totalt 3,5% av s.v.' 9,0% av f,v.'

SNI Bransch A 5 A 5 A 5 23 Malmqruvor 34 7 171 30 6 911 23 5 194 2301 Järnmalmsgruvor 7 3 874 7 3 874 5 2 645 2302 Ickojörnmalmsgruvor 27 3 297 23 3 037 18 2 549 29 Andra gruvor och

mineralbrott 66 1 296 24 772 8 187 2901 stenbrott 50 976 20 618 S 44 2909 övriga gruvor och

mineralbrott 16 320 4 154 3 143 2 Gruvindustrin 100 8 467 54 7 683 31 5 381 2—3 All industri 9 112 753 558 539 81 373 497 80 305

Gruvindustrin som

andel av industrin 1,10 1,12 10,02 9,44 6,24 6,70

.) s.v. = saluvärde. t.v. = förädlingsvärde.

Killa: tabell 17, bilaga 2

Figur 2.10 Fördelningen av gruvindustrins_saluvärde, förädlingsvärde och elförbrukning pa delbranscher.

Saluvärde Förädlingsvårde Elförbrukning 6 462 milj. kr. 3 808 milj. kr. 2 452 GWh

Jåmmalmsgruvor Ickejårnmalmsgruvor & Stenbron El Ovrigt

Källa: tabell 18, bilaga 2.

61 Gruvindustrin svarade är 1987 för 1,5 % av industrins samlade förädlingsvärde (ca 3,8 miljarder kr.) och sysselsatte drygt 1 % av de industrianställda (ca 8 500 personer). Omkring 5 % av industrins elförbruk— ning gick till gruvindustrin. Totalt använde man 2,5 TWh elkraft till en kostnad av 432 milj. kr.

För den största delen av branschens produktion svarade malmgruvorna (SNI 23). Denna del av branschen brukar indelas i två undergrupper, järnmalmsgruvor (SNI 2301) och ickejärnmalmsgruvor eller sulfidmalmsgruvor

(SNI 2302). Sulfidmalmsgruvorna har fått sin benämning av att malmmineralen oftast utgörs av metallsulfider. Därur utvinns koppar, bly, zink, guld och silver. År 1987 fanns fyra järnmalmsgruvor i drift: Kiruna, Malmberget, Grängesberg och Dannemora. De två sist— nämnda beräknas vara tagna ur drift efter år 1991. Industristatistiken redovisar dock fler arbetsställen, 7 stycken, vilket beror på att den totala verksamheten (brytning, anrikning, pelletering) i några fall har fördelats på fler än ett arbetsställe vid statistik— redovisningen. Knappt 4 000 personer var sysselsatta

vid järnmalmsgruvorna är 1987.

Samtliga sju arbetsställen i denna delbransch var elintensiva. Tillsammans förbrukades 1,45 TWh, i genomsnitt drygt 200 GWh per arbetsställe. Elkostna- derna uppgick genomsnittligen till 8,8 % av saluvärdet eller 12,2 % av förädlingsvärdet vid resp. arbets— ställe.

Sulfidmalmsproduktionen domineras av Boliden Mineral AB, som för närvarande har 16 gruvor i drift. Totalt är 20 sulfidmalmsgruvor i drift i Sverige. Industri— statistiken anger 27 arbetsställen för är 1987, varvid ett antal anrikningsverk har särredovisats. Drygt

3 000 personer sysselsattes i denna del av branschen.

Vid 23 av de 27 arbetsställena översteg elkostnaderna 3,5 % av saluvärdet. För delbranschen som helhet motsvarade elkostnaderna 5,5 % av saluvärdet, eller

12,8 % av förädlingsvärdet.

Det samlade produktionsvärdet i malmgruvorna (SNI 23) uppgick år 1987 till ca 5,7 miljarder kr. Exportvärdet för malmprodukter var samma är ca 3,2 miljarder kr., vilket motsvarar omkring 56 % av delbranschens produk— tionsvärde och ca 1,2 % av den totala varuexporten. Importinsatsen är liten i malmproduktionen. År 1980 var nettoexportandelen av produktionen nästan 40 % (se tabell 25, bilaga 2).

Exporten går i huvudsak till västeuropeiska länder med de nordiska länderna och Västtyskland som dominerande köpare. I malmexporten dominerar järnmalmsprodukterna. Sulfidmalmen förädlas till stor del inom landet.

I den del av gruvindustrin som inte är malmprodu— cerande, andra ruvorna och mineralbrott, ingår stenbrott, brytning av andra bergarter samt upptagning av torv. Många arbetsställen i denna del av branschen är små. Ca 1 300 personer sysselsattes år 1987 vid 66 arbetsställen, vilket ger ett genomsnitt om ca 20 personer per anläggning jämfört med drygt 200 personer per anläggning vid malmgruvorna. Förbrukningen av elkraft uppgick till 83 GWh. Delbranschen var år 1987 inte elintensiv enligt något kriterium, men vid 20 stenbrott och vid 4 andra gruvor eller mineralbrott översteg elkostnaden 3,5 % av saluvärdet. Dessa elkrävande arbetsställen sysselsatte en majoritet av

de anställda i delbranschen.

År 1987 var exportvärdet för delbranschens produkter ca 560 milj. kr. vilket är ca 76 % jämfört med

delbranschens saluvärde. Importvärdet för denna

produktkategori var samma är ca 1,36 miljarder kr., vilket innebar en nettoimport om ca 797 milj. kr. Importinsatsen är dock liten i den svenska produk— tionen, dess andel av produktionen var ca 6 % år 1980 (tabellerna 24 och 25, bilaga 2).

Produktions- och marknadsutveckling

Under stor del av 1980—talet rådde överkapacitet hos världens gruvindustri. Detta berodde delvis på alltför optimistiska prognoser för metall- och mineralkonsum— tion; en minskad förbrukningsintensitet, substitution av metaller med andra material liksom en ökad andel skrotbaserad ståltillverkning är faktorer som innebar att efterfrågan på stål och andra metaller utvecklades svagare än väntat. Som följd härav har finansiering av nya gruvprojekt avskräckts eller fördröjts.

Denna internationella marknadsutveckling har medfört genomgripande strukturrationaliseringar som resulterat i nedläggningar eller avstållning av gruvor, särskilt i industriländerna. För de svenska järnmalmsgruvorna innebar utvecklingen stora svårigheter att hävda sig på marknaden.

Redan under 1960—talet bröts Sveriges dominans på den internationella järnmalmsmarknaden. Fram till mitten av 1970—talet ökade dock konsumtionen så snabbt att Sverige, trots en krympande marknadsandel, kunde öka malmexporten. År 1974 var Sveriges "toppår" med en export på 33,2 Mt, dvs. nästan den dubbla nuvarande exportvolymen.

År 1975 "kollapsade" järnmalmsmarknaden. Under åren 1975—76 hölls produktionen uppe genom lageruppbyggnad. Lagren kunde sedan reduceras under konjunkturuppgången åren 1978—79. År 1980 försämrades marknaden ånyo och

man tvingades anpassa produktionen till en lägre produktionsnivå samt till en längre driven produkt—

utveckling.

Under de senaste två åren har dock järnmalmsmarknaden övergått från att vara en utpräglad överutbudsmarknad till att vara en marknad nära ett balansläge. År 1989 nådde världens stålkonsumtion en ny rekordnivå på över 780 Mt råstål, ca 4 Mt högre än är 1988. Enligt bl. a. EG—kommissionen kommer tillväxten inom de stålkonsume— rande branscherna inom EG att fortsätta i något för—

minskad takt under år 1990.

Den svenska järnmalmsproduktionens saluvärde år 1987 var ca 2,8 miljarder kr. jämfört med ca 1,6 miljarder kr. år 1971. Detta är, mätt i fasta priser, en minskning med mer än hälften från år 1971 till år 1987. Även antalet anställda minskade kraftigt under samma period, från ca 8 600 år 1971 till knappt 4 000

personer år 1987.

Efter utgången av år 1991 kommer det att finnas två järnmalmsgruvor kvar: Kiruna och Malmberget. Dessa producerar tillsammans 18-20 Mt järnmalmsprodukter, av vilka ca 90 % exporteras. För närvarande nyttjas kapaciteten vid dessa anläggningar fullt ut och man räknar med att kapacitetsutnyttjandet kommer att vara

högt även under de närmaste åren.

För sulfidmalmsgruvorna har utvecklingen varit mer positiv än för järnmalmsgruvorna, främst beroende på att efterfrågeutvecklingen varit något gynnsammare. Under den besvärliga tiden för järnmalmsgruvorna har sulfidmalmsgruvorna hela tiden ökat sin produktion. År 1983 översteg, för första gången i modern tid, mängden behandlad sulfidmalm mängden järnmalmsprodukter.

Sulfidmalmsproduktionens värde ökade från ca 350 milj. kr. år 1971 till ca 2,0 miljarder kr. år 1987. I fasta priser motsvarar detta en ökning med nästan 50 %. An— talet anställda ökade från drygt 3 100 år 1971 till knappt 4 100 personer år 1987.

Marknadsbilden är en annan än för järnmalmsgruvorna. Dels vidareförädlas det mesta av gruvornas produkter inom landet och dels innehåller många av gruvorna

s. k. komplexmalmer ur vilka alla tre basmetallerna utvinns. De olika metallernas prisvariationer är ofta inte i fas, vilket medför en viss utjämning av intäkterna över tiden. Flertalet komplexmalmsgruvor innehåller dessutom silver och guld, vilka under perioder med gynnsamma priser svarar för väsentliga andelar av produktionsvärdet. Svavlet i sulfidmalmerna utgör en betydande del av råvaran vid tillverkningen av svavelsyra i Sverige.

Figur 2.11 visar hur malmgruvornas saluvärde och exportvärdet för malmprodukter förändrats under åttiotalet. Exportvärdet låg under perioden mellan 65—80 % av branschens produktionsvärde, med högre andelar under de senaste årens högkonjunktur.

Gruvindustrin har idag ett antal problem som gör det svårt att bedöma hur branschen kan komma att utvecklas t. o. m. på kort sikt:

- Den nuvarande balansen på järnmalmsmarknaden kan bli kortvarig.

Underjordsbrytning som är förknippad med höga kostnader jämfört med konkurrentländerna som utvinner järnmalm i dagbrott. Gruvorna i Sverige ligger i genomsnitt på 300—400 meters djup och varje år sänks nivån med 10—15 meter.

Behov av stora investeringar för fortsatt gruvdrift.

Bland de positiva aspekterna kan man urskilja:

ökad mekanisering som har mångfaldigat produktionen per anställd.

Sverige är ett av de ledande länderna vad beträffar teknisk utveckling i underjordsbrytning.

— Låga kostnader internationellt sett för framställning av pellets. Det beror på att de svenska magnetitmalmerna har ett högt eget energiinnehåll varför behovet av externt tillförd energi blir mindre.

Branschen påverkas i hög grad av metallprisernas

liksom valutakursernas fluktuationer.

Figur 2.11 Malmgruvor: salu— och exportvärden under åren 1980-87.

6000 5000

4000

D Saluvärde Exportvärde

3000

2000

1000

i;?'* 35% % x,/ 5147 .,/

1982 1983 1984 1985 1986 1987 År

1980 198

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

Elanvändningens utveckling

Statens energiverk redovisade i en rapport (Elpriser och svensk industri, STEV 1988z7) nedanstående uppställning av elförbrukningens fördelning på olika processer och ändamål i gruvindustrin år 1985. Det är i princip malmgruvornas förbrukningsmönster som

beskrivs eftersom de svarar för 96 % av branschens totala elförbrukning.

GWh % E1 i processer Målning 485 20 Torkning 20 1 Summa processer 505 21 Övrig elanvändning Pumpar och fläktar 400 17 Tryckluftsanläggningar 120 5 Övriga motordrifter 1 195 49 Belysning 130 5 Summa övrigt 1 845 76 Elpannor för lokalvärme 70 3 TOTALT 2 420 100

Den specifika elanvändningen har ökat i gruvindustrin. År 1971 användes ca 2,1 MJ el per krona förädlings— värde (i 1980 års prisnivå) jämfört med ca 3,4 MJ el år 1987. Den specifika bränsleförbrukningen sjönk under samma tid, men endast i mindre utsträckning (från 1,2 till 0,7 MJ per krona förädlingsvärde). Figur 2.12 visar hur den specifika energianvändningen förändrats under perioden 1971—87.

Utöver den växande trenden i den specifika elförbruk— ningen resp. den avtagande trenden i den specifika bränsleförbrukningen kan man notera variationer från år till år som beror på förädlingsvärdets förändringar till följd av prisvariationer. Dessa förändringar beror främst på konjunkturförändringar, när priserna sjunker vid lågkonjunktur måste samma el— och bränsle— förbrukning relateras till ett lägre förädlingsvärde.

Figur 2.12 Gruvindustrin: förädlingsvärde (index, 1980=1) samt den specifika el— och bränsleförbrukningen (MJ per krona förädlingsvärde) .

Specifik elförbrukning

Förädlingsvärde Specifik bränsleförbnikning

1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabellerna 7, 21 och 22, bilaga 2.

Några viktiga orsaker till den långsiktigt stigande specifika elförbrukningen är:

— övergång från dieseldrift till eldrift på gruvmaskiner och fordon

konvertering av sligtorkar från oljeuppvärmning till el

ökad ventilation på grund av ökat djup samt ökade krav på bortförsel av spränggaser

stegrade uppfordringshöjder för berg och vatten

- längre gående förädling av färdigprodukter

2.3.2 Massa- och pappersindustrin

Produktion och sysselsättning

I tabell 2.5 och figur 2.13 redovisas data för massa—

och pappersindustrin (SNI 3411). År 1987 fanns i branschen 84 arbetsställen med sammanlagt 39 000

anställda.

Tabell 2.5 Arbetsställen (A) och sysselsättning (S) är 1987 i hela massa- och pappersindustrin samt i delar med hög elkostnadsandel.*)

Elkostnaderna större än

Totalt äl5% av s.v.* 9,0% av f.v.*

SNI Bransch A S A 5 A 5 34111 Massaindustri 21 9 120 18 7 836 19 7 976 341111 Ind. för mekanisk el.

halvkemisk massa 5 807 5 807 5 807 341112 Sulfatmassaindustri 13 6 658 10 5 374 11 5 514 341113 Sulfitmassaindustri 3 1 655 3 1 655 3 1 655 34112 Pappers- och papp—

industri 56 29 126 43 23 148 44 24 337 341121 Tidnings— och

journalpappersind. 7 6 099 7 6 099 7 6 099 341122 Kraftpapper— och

—pappindustri 14 9 735 11 s 536 13 9 423 341129 övrig pappers- och

pappindustri 35 13 292 25 8 513 24 8 815 34113 Träfiberplattind. 7 1 170 7 1 170 7 1 170 3411 Massa— och pappers—

industrin 84 39 416 68 32 154 70 33 483 2—3 All industri 9 112 753 558 539 81 373 497 80 305 Massa— och pappersindustrin som andel av industrin 0,9? 5,23 12,62 39,51 14,08 41,69 *) s.v. = saluvärde, f.v. = förädlingsvärde.

Källa: tabell 17, bilaga 2.

Figur 2.13 Fördelning av massa- och pappers— industrins saluvärde, förädlingsvärde och elförbrukning på delbranscher.

Saluvärde Förädlingsvärde Elförbrukning 50599nnUkn l9350nnUkn 18lT7GVVh

Massaindusm'

Pappers- och pappindustri [] Träilberplattindustri

Källa: tabell 18, bilaga 2.

I genomsnitt arbetade 469 personer vid varje arbets- ställe. Branschen består dock av såväl stora integrerade pappersbruk med 1 000 — 2 000 anställda som mindre massaindustrier och specialiserade pappers- bruk som sysselsätter mellan 50 och 200 personer.

Massa— och pappersindustrins förädlingsvärde uppgick år 1987 till drygt 19 miljarder kr., vilket motsvarar ungefär 8 % av industrins samlade förädlingsvärde. Totalt användes drygt 18 TWh elkraft, Vilket utgjorde omkring 38 % av industrins totala elförbrukning. Branschens samlade elkostnad uppgick till 3,2 miljar— der kr. För branschen som helhet gäller att elkostna—

den uppgår till 6,34 % av dess saluvärde resp. 16,58 % av dess förädlingsvärde. Vad gäller enskilda arbets—

ställen så är omkring 70 av de redovisade 84 arbets—

ställena elintensiva enligt de kriterier som används.

Massa— och pappersindustrin indelas vanligen i tre delbranscher: massaindustrin (SNI 34111), pappers- och pappindustrin (SNI 34112) samt träfiberplatt—

industrin (34113). Samtliga är elintensiva.

Industristatistikens näringsgrensindelning speglar en äldre industristruktur än den nuvarande. Struktur- ovandlingen under de senaste årtiondena har inneburit att en merpart av massa— och pappersindustrins produk— tion koncentrerats till ett mindre antal större anläggningar, där man utnyttjar de ekonomiska och tekniska fördelar som ligger i att integrera massa— produktion och pappersproduktion. Tillkomsten av de integrerade anläggningarna har medverkat till att en allt större del av massaproduktionen används för pappersproduktion inom Sverige. Andelen avsalumassa i produktionen har minskat från ca 60 % år 1965 till drygt 35 % år 1988. Vid årsskiftet 1987/88 tillverka— des massa i anläggningar som är helt integrerade med pappers— och pappfabriker på 22 platser, medan massa— produktion delvis integrerad med papperstillverkning skedde på 10 orter. Vid 17 anläggningar producerades

enbart torkad massa för avsalu.

I industristatistiken förs de integrerade massa- och pappersbruken till någon av delbranscherna massa— industri eller pappers— och pappindustri, eller också fördelas verksamheten på båda delbranscherna.

Till massaindustrin hörde år 1987, enligt industri— statistiken, 21 arbetsställen med drygt 9 000 anställ- da. Produktionen uppgick år 1988 till 10,3 milj. ton, varav avsalumassa svarade för 3,7 milj. ton. Samtliga anläggningar för produktion av mekanisk eller halv—

kemisk massa (SNI 341111) och sulfitmassa (SNI 341113) var elintensiva. Elintensiteten var lägre inom sulfat- massaindustrin (SNI 341112), där merparten av massa— och pappers— industrins mottryckskraft genereras. Elkostnaderna översteg 3,5 % av saluvärdet vid 10 av de 13 arbetsställena. Totalt inköptes 4,1 TWh elenergi för 761 milj. kr. inom massaindustrin.

Tillverkningen av blekt sulfatmassa har stigit från 1,3 milj. ton år 1965 till 4,1 milj. ton år 1988, och svarar därmed för 40 % av den totala massaproduk— tionen. En kraftig produktionsökning har också noterats för mekanisk massa inkl. halvkemisk massa, från 1,4 milj. ton år 1965 till 3,2 milj. ton år 1988.

o

Andelen av massaproduktionen uppgår därmed till 31 %.

Det är framför allt de mest elintensiva delarna av mekanisk massa, TMP och CTMP, som vuxit. Dessa processer har i stor utsträckning utvecklats i Sverige och branschen har därvid haft ett försprång i den internationella konkurrensen. TMP—processen introduce— rades vid de svenska tidningspappersbruken under andra hälften av 1970—talet. Fördelarna är bl. a. att styrkeegenskaperna är bättre än för slipmassa. Behovet av kemisk massa vid framställning av tidningspapper har därför kunnat sänkas. TMP kan vidare blandas in i flera pappersslag än vad som varit möjligt med med den traditionella slipmassan. Den högre energiförbrukning- en motverkas till del av att en stor andel (50—60 %) av den insatta elenergin kan återvinnas i form av ånga, som utnyttjas för torkning av papperet. TMP/CTMP svarade år 1988 för hela 65 % av produktionen av

mekanisk massa.

Pappers— och pappindustrin bestod år 1987 av 56 arbetsställen med drygt 29 000 anställda. Till produk— tionen åtgick 13,8 TWh el, som inköptes för 2,4 mil—

jarder kr. 7 arbetsställen i tidnings— och journal— pappersindustrin (SNI 341121) svarade för nästan hälften av pappers— och pappindustrins elförbrukning och för 20 % av dess sysselsättning. Här återfinns större integrerade mekaniska massa— och pappersbruk vilka tillhör branschens mest elintensiva anlägg—

ningar.

Kraftpapper— och kraftpappindustrin (SNI 341122) sysselsatte knappt 10 000 personer vid 14 arbets— ställen. Produktionen är i stor utsträckning integre— rad med produktion av sulfatmassa, som är mindre elkrävande än produktionen av mekanisk massa. Elinten— siteten är därför mindre i denna näringsgrupp. Av de 14 arbetsställena var 11 elintensiva. Totalt användes 4,6 TWh elkraft till en kostnad av 777 milj. kr.

I delbranschen övrig pappers— och pappindustri (SNI 341129) återfinns anläggningar som tillverkar flera olika kvaliteter papper och papp, t ex finpapper, mjukpapper, fluting och kartong. Drygt 13 000 personer arbetade år 1987 vid 35 arbetsställen. Den heterogena produktsammansättningen gör att elintensiteten varierar mellan olika arbetsställen. Den är hög främst vid den tillverkning av mjukpapper och kartong som är integrerad med tillverkning av mekanisk massa. El— kostnaderna översteg 3,5 % av saluvärdet vid 25 av de 35 arbetsställena. Totalt åtgick 2,9 TWh el som in— köptes för 577 milj. kr.

Produktionen av papper och papp uppgick år 1988 till 8,2 milj. ton, jämfört med 3,1 milj. ton år 1965. Pappersproduktionen har således ökat starkt under senare är. Integrationsgraden (andel av den totala massakapaciteten som utnyttjas för produktion av papper och papp) uppgick år 1988 till ca 65 %, vilket vid en internationell jämförelse är lågt. Marknads—

förhållanden och tillgången på vedråvara anses medge en fortsatt väsentlig ökning av pappersproduktionen i

Sverige.

Tidningspapper svarade är 1988 för 25 %, eller 2,1 milj. ton, av den totala papperstillverkningen. Tidningspapper redovisar också den största produk— tionsökningen. Under perioden 1965—1988 har tidnings— pappersproduktionen stigit med 1,4 milj. ton. Andra viktiga kvalitéer är träfritt tryckpapper, som svarar för nästan 15 % av pappersproduktionen, och kraft—

0

liner, som svarar för nästan 20 %.

I träfiberplattindustrin fanns 1 170 anställda vid 7 arbetsställen (en produktionsanläggning har sedan dess avvecklats). Alla var elintensiva, och tillsammans förbrukade de 0,3 TWh el till en kostnad av

59 milj. kr.

Produktions— och marknadsutveckling

Figur 2.14 visar branschens produktion under åren 1971-87, mått som förädlingsvärde i 1980 års priser och fördelad på tre delbranscher. Totalt ökade produktionen med ca 30 %, varvid produktionen av massa och träfiberplattor minskat medan produktionen av papper och papp ökat. Minskningen av massaproduktionen förklaras dock, som nämnts ovan, av den ökade integrationen av massa— och papperstillverkningen. Nämnas kan att Sverige är den tredje största produ— centen av avsalumassa i världen och den åttonde i

ordningen vad gäller papper och papp.

Merparten av massa— och pappersindustrin produktion exporteras (figur 2.15). År 1987 uppgick exportvärdet för branschens produkter till ca 36 miljarder kr., vilket motvarade ca 13 % av landets totala industri—

varuexport. Importinnehållet är mycket lågt i branschens produktion; år 1980 var nettoexportandelen i produktionen över 50 % (tabell 25, bilaga 2). Branschens betydelse för landets handelsbalans gentemot utlandet är därför större än vad enbart exportsiffrorna visar.

Figur 2.14 Förädlingsvärdet 1971-87 i massa— och pappersindustrins delbranscher (milj. kr. i 1980 års priser).

|2000 Milj. kr. 10000 .1 ”' I], ..... 7]: 'I. " ". __ 7,4 'I: __

8000 'I, m .,, Träfiberplattindusm'

6000 El Pappers- och pappindustri . Massaindustri

4000

2000

0 71 7273 747576 7778 79 8081 828384858687 År

Källa: tabell 7, bilaga 2.

Sverige är den tredje största exportören av såväl massa som papper. Merparten av exporten levereras till den västeuropeiska marknaden. År 1987 var de mest betydande avnämarländerna Västtyskland (20 %), Storbritannien (18 %) och Frankrike (10 %) Ytterligare 34 % av produktionen levererades till andra väst- europeiska länder.

Figur 2.15 Massa- och pappersindustrin: salu— och exportvärden under åren 1980-87.

60000 50000 40000

13 Saluvärde Exportvärde

30000

20000

10000

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 ÅJ

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

De viktigaste konkurrentländerna på den västeuropeiska marknaden är Kanada (massa och tidningspapper), USA (massa och liner), Finland, Portugal (massa) samt Västtyskland och Frankrike.

Den hittillsvarande utvecklingen med ökad andel pappersproduktion och stagnerande avsalumassaproduk— tion beräknas fortsätta. Branschens bedömning av efterfrågans utveckling är att tillväxten kommer att bli kraftig för lättare men styvare papper liksom för tunnare tryckpapper med förbättrade tryckegenskaper. För att uppnå dessa egenskaper krävs ökad inblandning av mekanisk massa. Vidare förutser man att marknaden för kemisk massa alltmer kommer att försörjas från regioner med billlig ved som är väl lämpad för ända— målet (Sydeuropa, Latinamerika, Australien)

Elanvändningens utveckling

Elanvändningen har stigit från 10,5 TWh år 1971 till 18 TWh år 1987. Den nästan fördubblade förbrukningen beror inte bara på att produktionsvolymen ökat, utan speglar dessutom bl. a. att de mer energikrävande

produkterna ökat sin relativa andel av produktionen.

De senare förändringarna i energiförbrukningsmönstret illustreras i figur 2.16 som visar den specifika el— och bränsleförbrukningens utveckling under åren 1971-87. över perioden har elförbukningen per krona förädlingsvärde (i 1980 års priser) ökat från 4,8 till 6,3 MJ/kr, medan den specifika bränsleförbrukningen sjunkit från 3,0 till 1,0 MJ/kr. Liksom för gruvindu— strin kan man också här vid sidan av de långsiktiga förändringarna notera kortsiktiga variationer som beror på prisförändringarnas inverkan på förädlings— värdet.

Figur 2.16 Massa— och pappersindustrin: förädlings— värde (index, 1980=1) samt den specifika el— och bränsleförbrukningen (MJ per krona förädlingsvärde).

7 hU/h ______,.- Specifik elförbrukning & _," _l _____ __ ---------- II- ___

5 _--a I,

l l I I

.! I, 4 ll !, '

3 "'"x

'x Specifik bränsleförbrukning

Förädlingsvärde

1970 1974 1978 1982 1986 År

Källa: tabell 7,15 och 22, bilaga 2.

Elkostnadens andel av saluvärdet för olika produkter har under 1980-talet uppgått till ungefär följande:

mekanisk massa för avsalu 14 17 procent blekt sulfatmassa för avsalu 2 — 4 — " — tidningspapper 13 - 17 - " - finpapper 4 6 — " — säckpapper 7 10 — " — kraftliner 5 7 - " - falskartong 5 8 — " —

I Statens energiverks rapport redovisades elförbrukningen i massa— och pappersindustrin (exkl. träfiberplattindustrin), fördelad på olika

ändamål är 1985:

TWh %

El i processer Malning, raffinering 4,9 29 Övrig elanvändning Pumpar och fläktar 7,9 47 Övriga motordrifter 2,6 16 Belysning 0,5 3 Summa övrigt 11,0 66 Elpannor m. m. 0,9 5

TOTALT 16,8 100

Närmare hälften av elförbrukningen åtgick till pumpar och fläktar, med tyngdpunkten på pumpar för vätske— transport. Denna elförbrukningsprofil kännetecknar kemisk massaproduktion, medan elektricitet för målning och raffinering dominerar förbrukningen i mekanisk

massatillverkning.

Följande uppställning visar den specifika elförbruk— ningen vid produktion av massa— och pappersprodukter.

Nettobehov från elnätet (kWh per ton):

blekt sulfatmassa (torkad) 200 slipmassa 1300 termomekanisk massa (TMP) 2200 — CTMP för kartong 1700 CTMP för fluff (torkad) 1500 tidningspapper av TMP 2400 —

" med 45 % returfiber 1600 obestruket journalpapper (exkl. sulfatmassa) 1500 — falskartong (exkl sulfatmassa) 1200 — vätskekartong 1300 säckpapper 1100

En fortsatt förändring av branschens produktinriktning mot virkessnåla pappersslag, i hög grad baserade på mekaniska massor, kommer att medföra en stigande specifik elförbrukning för branschen som helhet.

2.3.3 Elintensiv kemisk industri

Produktion och sysselsättning

Till den kemiska basindustrin räknas tillverkning av oorganiska och organiska kemikalier, industrigaser, basplaster samt halvfabrikat därav. De elintensiva delbranscherna i den kemiska industrin (SNI 35) - återfinns inom den kemiska basindustrin under be— teckningarna industri för oorganiska kemikalier (SNI 35111) och industri för oxygen och andra industrigaser (SNI 35113). Tillsammans sysselsatte de två del— branscherna ca 5 200 personer år 1987 och svarade för drygt 1 % av industrins samlade förädlingsvärde och för knappt 7 % av den totala industrielförbrukningen. Tabell 2.6 och figur 2.17 ger information om denna del av den kemiska industrin, som här kallas den elintensiva kemiska industrin.

300 1800 2500 1900

2600 1800 1800 1400

Tabell 2.6 Arbetsställen (A) och sysselsättning (S) är 1987 i hela den elintensiva kemiska industrin samt i delar med hög elkostnade— andel Elkostnaderna större än Totalt 3,5% av s.v.* 9,0% av f.v.* SNI Bransch A 5 A 5 A 5 35111 Industri för oorga- niska kemikalier 23 4167 14 2384 12 2277 35113 Industri för oxygen- o. a. industrigaser 22 1029 11 299 11 299 3511 Elintensiv +3513 kemisk industri 45 5196 25 2683 23 2576 2—3 All industri 9 112 753 558 539 81 373 497 80 305 Den elintensiva kemiska industrin som andel av industrin 0,49 0,69 4,64 3,30 4,63 3,21 *) s.v. = saluvärde, f.v. = förädlingsvärde.

Källa: tabell 17, bilaga 2.

Figur 2.17 Fördelning av den elintensiva kemiska industrins saluvärde, förädlingsvärde och elförbrukning på delbranscher .

' Saluvärde Förädlingsvärde Elförbrukning 4 610 milj. kr. 2 843 milj. kr. 3 248 GWh

Industri för oorganiska kemikalier

Industri för industrigaser

I industrin för tillverkningen av oorganiska

kemikalier fanns år 1987 23 arbetsställen med ca 4 200 anställda. Till denna delbransch hör bl. a. den mycket elkrävande produktionen av klor/alkali och klorater.

Totalt förbrukades 2,7 TWh elkraft, och elkostnaderna motsvarade drygt en tiondel av det samlade saluvärdet.

Industrin för tillverkning av industrigaser syssel-

satte omkring 1 000 personer vid 22 arbetsställen. Elintensiteten var även i denna delbransch mycket hög;

kostnaderna för elkraft motsvarade 15 % av saluvärdet. Totalt förbrukades ca 0,5 TWh.

År 1987 exporterades varor för ca 2,4 miljarder kr., vilket motsvarar ungefär 42 % av den elintensiva kemiska industrins produktionsvärde. Ungefär tre fjärdedelar av exporten levererades till europeiska

länder. Produktions— och marknadsutvecklipg

Figur 2.18 visar den elintensiva kemiska industrins produktion under åren 1971—87, mått som förädlings— värde i 1980 års priser och fördelad på de två delbranscherna. Produktionen av oorganiska kemikalier ökade med ca 67 och produktionen av industrigaser % ökade med ca 21 % under perioden.

De elintensiva kemiprodukterna är till övervägande del bulkvaror för vilka prisläget bestäms internationellt. Den växande internationella handeln har lett till mer internationaliserade marknader också för kemiproduk— ter. Marknadsvillkoren styrs till stor del, på såväl den internationella som på hemmamarknaden, av stora - ofta multinationella kemiföretag. Det gäller i särskild grad för baskemikalier med generellt likartade prestanda. Med små variationer härrörande

från transportkostnader, knapphetsvärden och liknande faktorer råder för dessa varor internationellt bestämda priser. Denna marknadssituation har medfört att man inom kemiindustrin i allt större utsträckning söker ge sin produkt ett speciellt tilläggsvärde genom antingen hög renhet (finkemikalie) eller genom utpräglad funktionsspecifikation (specialkemikalie).

Figur 2.18 Förädlingsvärdet 1971—87 i den el— intensiva kemiska industrins delbranscher (milj. kr. i 1980 års priser).

2000 Milj.k1'.

1500 1000 Industri för industrigaser å Indusm' för oorganiska kemikalier 500

7172737475767778798081828384858687. År

0

Källa: tabell 7, bilaga 2.

Särskilt under den senaste tioårsperioden har svenska kemiföretag tillämpat denna specialkemikaliestrategi. Man söker därigenom uppväga den storleksnackdel som kännetecknat deras verksamhet mätt med internationella mätt. Tillverkningar av standardkemikalier (bulkkemi— kalier) har omstrukturerats eller lagts ned och nischer uppsökts, där bättre priser kunnat tas ut och där tilläggsvärden tillåtit en exploatering av kunska—

per genom utveckling hos användaren av kemikalierna. De svenska kemiföretagen har på detta sätt i viss mån kunnat minska sin känslighet för internationell

priskonkurrens.

Utvecklingen har sålunda med få delbranschundantag (som klor/alkaliindustrin) lett fram mot en stadigt ökande internationalisering av kemiindustrin. Flera företag har numera mer än 70 % av sin försäljning utanför Sverige. I figur 2.19 jämförs produktions— och exportvärdenas utveckling under åttiotalet. Värdet av branschens export låg under perioden mellan 30 och

40 % av produktionsvärdet. Den svenska importen av produkter hörande till denna delbransch är större än motsvarande export. Detta speglar i viss mån den nämnda internationella specialiseringen.

Figur 2.19 Den elintensiva kemiska industrin: salu— och exportvärden åren 1980-87.

6000

5000

4000

E] Saluvärde Exportvärde

3000

2000

1000

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 År

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

Kemibranschens utvecklingsmöjligheter, och då spe- ciellt de elintensiva delarna av den kemiska bas— industrin, är enligt branschens bedömningar i hög grad avhängig den ekonomiska tillväxttakten i industri— länderna. Som producent av insatsvaror till andra branscher styrs utvecklingen i hög grad av avnämar-

branschernas tillväxt.

Elanvändningens utveckling

Elanvändningen har stigit från 2,3 TWh år 1971 till 3,5 TWh år 1987. Det innebär, eftersom produktionen ökat förhållandevis mer, att den specifika elanvänd— ningen minskat något (se figur 2.20). Denna minskning förklaras sannolikt av två faktorer:

de mindre elintensiva produkterna i den kemiska basindustrin har varit föremål för en större efterfrågan än de elintensivare och har därigenom visat en snabbare produktionsutveckling.

— elrationaliseringar och elsparåtgärder.

Elkraft är emellertid ofta den enda möjliga energikällan i branschens tillverkningsprocesser, varför möjligheterna till elhushållningsåtgärder är begränsade. En betydande del av elkraftanvändningen vid tillverkningen av oorganiska kemikalier sker vid elektrolys. I denna produktion utgör elkostnaderna en stor del av de totala produktionskostnaderna. Vid produktionen av klorat är elkostnadsandelen drygt en tredjedel av saluvärdet, medan den vid produktionen av kloralkali utgör omkring en fjärdedel av saluvärdet. Vid tillverkningen av industrigaser åtgår mycket elkraft till kompressordrift.

Figur 2.20 Den elintensiva kemiska industrin: förädlingsvärde (index, 1980=1) samt den specifika el- och bränsleförbrukningen (MJ per krona förädlingsvärde).

Specifik elförbrukning

Förädlingsvårde

Specin bräns1eförbrukning År

Källa: tabellerna 7, 21 och 22, bilaga 2.

Den elintensiva kemiska industrin karaktäriseras således av en mycket elintensiv produktion där en stor andel av elförbrukningen är processrelaterad. Dessutom är elkraften ofta en ej utbytbar produktionsfaktor. På kort till medellång sikt kan därför endast mindre för— ändringar i branschens elförbrukning beräknas uppstå till följd av förändringar i den specifika elförbruk- ningen. Eftersom elkraften redan i nuläget utgör en så betydande kostnadspost är dessutom större delen av

rationaliseringsmöjligheterna uttömda.

2 . 3 . 4 Järn— , stål— och ferrolegeringsverk,

samt ickej ärnmetallindustri

Produktion och sysselsättning

Dessa elintensiva delbranscher innefattar hela SNI—bransch 37 Järn— stål— och metallverk utom halvfabrikats— och gjutgodstillverkningen av ickejärn— metall (SNI 37203—4) . Data för dessa elintensiva delbranscher redovisas i figur 2.21 och tabell 2.7.

Sammanlagt fanns år 1987 i dessa delbranscher 88 arbetsställen med närmare 35 000 anställda. Omkring

7 TWh elkraft drygt 14 % av industrins totala elförbrukning — inköptes. Kostnaden för denna elkraft

uppgick till ca 1,3 miljarder kr.

Figur 2.21 Fördelning av järn-, stål- och ferro- legeringsverkens samt ickejärnmetall— industrins saluvärde, förädlingsvärde och

el förbrukning på delbranscher .

Saluvärde Förädlingsvårde Elförbrukning 33 365 milj. kr. 12 307 milj. kr. 6 966 GWh

Jäm- och stålverk Ferrolegeringsverk Jäm- och stålgjuterier

Ickejämmetallindustri

Källa: tabell 18, bilaga 2.

Tabell 2.7 Arbetsställen (A) och sysselsättning (S) är 1987 vid järn—, stål- och ferrolege- ringsverk och i ickejärnmetallindustri samt i delar med hög elkostnadsande1.*

Elkostnaderna större än

Totalt 3,5% av s.v. 9,0% av t.v.

SNI Bransch A S A 5 A S 371 Järn—, stål— och

ferrolegeringsverk 80 31 050 39 16 293 34 16 598 37101 Järn— och stålverk 40 27 197 12 12 829 17 13 918 37102 Ferolegeringsverk 3 504 3 504 3 504 37103 Järn— och stål—

gjuterier 37 3 349 24 2 960 14 2 176 37201 Ickejärnmetall— +37zoz industri & 3937 3") 1081'*) 3 1151 371+ Järn—, stål— och 37201 ferrolegeringsverk, +37zoz ickejärnmetallind. se 34957 qz**) 17374'*) 37 17749 2—3 All industri 9 112 753 558 539 81 373 497 80 305 Järn-, stål— och ferro— legeringsverk samt icke— järnmetallind. som andel av industrin 0,97 4,64 7,79 21,35 7,44 22,10

______________________________________________________________________ *) s.v. = saluvärde, t.v. = förädlingsvärde.

**) Inkl. delbransch 37203, Valsverk, dragerier o dyl för ickejärnmetall.

Källa: tabell 17, bilaga 2.

Järn— och stålverk

Stål är samlingsnamnet för legeringar med järn som basmetall. Ur framställningssynpunkt skiljer man på malmbaserat och skrotbaserat stål. Det malmbaserade stålet framställs genom reduktion av järnmalm med koks och kol i masugn. Det skrotbaserade stålet framställes genom omsmältning av recirkulerat stål och skrot i elektrostålugnar. Allt efter den kemiska sammansätt— ningen brukar man dela in ståltyperna i handelsstål och specialstål.

stålet används huvudsakligen för

— infrastrukturuppbyggnad (byggnader, anläggningar, Vägar)

transportmedel (bilar, fartyg, tåg)

Den svenska stålindustrin har under de senaste decennierna genomgått en omfattande omstrukturering. Från ett läge där "alla gjorde allt" har ståltillverk— ningen specialiserats hårt. Handelsstålstillverkningen har koncentrerats till två företag. Specialstålstill- verkning sker vid ett fåtal företag med långt driven specialisering vad gäller stålkvaliteter och produkt—

former.

Mellan åren 1974 och 1985 sjönk råstålproduktionen från 6,0 till 4,8 milj. ton. Denna produktionsvolym representerar mindre än 0,7 % av världsproduktionen som år 1985 uppgick till ca 725 milj. ton. Omstruktu— reringen har dock medverkat till en höjd effektivitet. Detta avspeglas i att det trots den minskade råståls— produktionen producerades samma kvantitet färdig— produkter år 1987 som år 1974.

Mätt som förädlingsvärdet i fasta priser var produk- tionen år 1987 något större än är 1971, medan den har minskat något jämfört med år 1974 (se figur 2.22).

Antalet anställda i järn— och stålverken minskade genom omstruktureringen från 51 000 år 1974 till

ca 27 000 personer år 1987. Delbranschen bestod av 40 arbetsställen år 1987, genomsnittligen fanns vid vart och ett av dem knappt 700 anställda.

Figur 2.22 Förädlingsvärdet 1971-87 hos järn-, stål- och ferrolegeringsverk sa'mt ickejärnmetall— industrin (milj. kr. i 1980 års priser).

10000 Milj.kr. eooo ååå : _E%=E %%råraszvéaar29'7 6000 'Vi/['%'f/IV'IIIII ”Digg!/åé/zéalzåffz ///////////////// - I,,f/l/l/IIIIIIII E Ickejammetallverk .mofzzllzzllzszszf . .. /,////////,////// HJam-ochstålgjutener 2/14/114/1/41159/ än.-. ensamma 7172737475767778790081828384858687 År

Källa: tabell 7, bilaga 2.

Den svenska råstålsproduktionen fördelade sig år 1988

enligt följande:

Handelsstål 3 , 5 milj . ton varav: malmbaserat 2 , 5 " " skrotbaserat 1 , O " "

Specialstål 1 , 3 milj . ton varav skrotbaserat 1 , 3 " "

0

År 1985 exporterade de svenska stålföretagen 71 % (3 milj. ton) av producerat tonnage. Samtidigt till- godosågs den inhemska stålförbrukningen till 62 % (1,7 milj. ton) genom import. Exportvärdet ökade under åttiotalet mätt i löpande priser (figur 2.23), men har i fasta priser varit ungefär oförändrat. År 1980 var

branschens importinsats ca 45 % av dess export, vilket

gav en nettoexportandel om ca 29 % (tabell 25, bilaga 2).

Figur 2.23 Järn- och stålindustrin: salu- och exportvärden åren 1980-87.

30000 B&Hj.kn 25000 20000 15000

10000

|:! Saluvärde

5 0 0 0 Exponvärde

1960 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1967 År

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

o

Räknat i ton har exporten ökat med drygt 40 6 sedan år 1980. För denna ökning svarar framför allt handels— stålet som utgör 2/3 av exportvolymen. Motsvarande andelar för rostfritt resp. övriga specialstål är ca 10 resp. 15 %. Ser man i stället till exportens värde så förändras bilden. Av den svenska stålexporten på 14 miljarder kr. svarar handelsstål för drygt 40 %, rostfritt för ca 35 % och övriga specialstål för knappt 25 %. I jämförelse med den totala världs- handeln, där handelsstål svarar för omkring 90 %, har den svenska exporten ett produktinnehåll med relativt högt förädlingsvärde. Inget annat land har så hög

andel legerat stål i sin produktion som Sverige.

Ungefär hälften av den svenska exporten går till EG—området. Norden är en stor mottagare av svenskt handelsstål medan USA och Kanada är stora importörer av vårt specialstål. Av den svenska stålimporten, som

0

domineras av handelsstål, kommer ca 75 6 från EG.

Under efterkrigstiden fram till mitten av 1970—talet växte den kvantitativa efterfrågan på stål i OECD- länder i ungefär samma takt som bruttonationalproduk— ten. Därefter bröts sambandet och efterfrågan minskade (se nedan). Den kvantitativa minskningen har varit större än den värdemässiga.

Årlig procentuell förändring av BNP resp. stål— konsumtion i OECD—länder

1960—1973 1973—1979 1979—1984 BNP 5,0 2,7 1,9 Stål (ton) 5,3 -1,4 —3,1

Av världens stålproduktion kommer en ökande andel från de s. k. nya stålproducenterna, till vilka räknas utvecklings- och NIC—länder (Newly Industrialized Countries) som Korea och Brasilien. Tillsammans med öststatsblocket kan dessa på längre sikt bli betydande konkurrenter till stålverken i Västeuropa, Japan och Nordamerika. Under överskådlig framtid torde dock inte konkurrenshotet vara så stort. De västliga länderna har ett betydande försprång när det gäller högförädlat stål och det potentiella konkurrenshotet finns framför allt på områden för enklare handelsstålkvalitéer.

Prognoserna avseende stålkonsumtionens utveckling framdeles förutser i stort sett nolltillväxt inom de närmaste tio åren och att industrialiserade länder kan räkna med en minskning på några procent per år. Undantag kan finnas i form av vissa begränsade nischer där efterfrågan kan växa betydligt.

Viktiga faktorer som påverkar stålefterfrågans

utveckling är att:

BNP växer långsammare än tidigare.

efterfrågan förskjuts mellan sektorer med olika stålbehov (från infrastrukturbyggande till elektronik och tjänster som är mindre stålkrävande).

produkternas kvalitet blir bättre (mindre vikt ger samma prestanda).

- konkurrerande material ersätter stål i vissa applikationer (t. ex. plast, aluminium och betong)

system och konstruktioner blir bättre (rationellare produktionssystem hos användare ger mindre materialåtgång).

Den svenska stålindustrins situation är i dagsläget relativt stark. Lönsamheten är högre än någon gång tidigare under 80—ta1et. Strukturen är väl balanserad i förhållande till marknaden. Marknadspositionerna bedöms, särskilt på kvalificerade och snabbväxande segment och produktområden, vara goda.

Vad gäller förmågan att klara högre elpriser så kan det antas att vissa företag, som t. ex. nischinriktade delar av specialstålindustrin, åtminstone på sikt har möjligheter att kompensera ökade kostnader med höjda priser. Andra företag, med produktion av lågförädlade handelsstålkvalitéer, kan däremot få betydande svårig— heter redan efter mycket små förändringar av relativ— priset på el. Möjligheterna att bemöta prisföränd— ringar med stora besparingar och/eller byte av energislag är begränsade av tekniska och ekonomiska

skäl.

Järn- och stålverk: elanvändningens utveckling

År 1987 färbrukades järn— och stålverken 3,8 TWh elkraft, motsvarande ca 8 % av industrins totala

elförbrukning. Delbranschens produktion var inte till sin helhet elintensiv, knappt hälften av de 80 arbetsställen som redovisas i delbranschen är att betrakta som elintensiva enligt de definitioner som nyttjas. De elintensiva arbetsställena återfanns bland de skrotbaserade stålverken (se tabell 2.8).

Tabell 2.8 Sysselsättning samt el— och bränslekostnadernas andel av salu- och förädlingsvärdet i olika delar av stålindustrin år 1987.

Antal Elkostnad/ Elkostnad/ sysselsatta lsaluvärde /förädlingsvärde % % Malmbaserade handelsstålverk 3 940 1,65 5,43 Skrotbaserade handelsstålverk 5 887 4,18 10,50 skrotbaserade specialstålverk 17 370 3,51 8,91 Järn— och stålverk, totalt 27 197 3,20 8,60

Källa: Statistiska centralbyrån.

En betydande del av järn— och stålverkens elförbruk— ning åtgår vid skrotsmältning i ljusbågs- eller induktionsugnar (ca 30 % år 1988). Den specifika elförbrukningen för smältning av skrot är ca 580 kWh per ton råstål. Motorkraft, belysning m. m. svarar för mer än hälften av elförbrukningen, medan en tiondel åtgår i värmnings— och värmebehandlingsugnar.

I uppställningen nedan redovisas elanvändningen i olika delar av stålindustrin år 1988. Av denna kan utläsas att större delen av delbranschens elförbruk— ning sker i de skrotbaserade stålverken (i de malm—

baserade verken är kol den primära energibäraren).

Elanvändningen i olika delar av stålindustrin år 1988, GWh Malmbaserade skrotbaserade Järn— och

verk _ _ — cial- stålverk (handelsstål) stalverk stålverk Skrot—_ smältning — 540 770 1 310 Värmninå och värmebe andling 20 40 340 400 Motorkraft, belysnlng m.m. 900 500 1 100 2 500 Ångalstring — 90 90 TOTALT 920 1 080 2 300 4 300

Källa: Jernkontoret

Figur 2.24 visar att den specifika elanvändningen (inkl. ferrolegeringsverkens elförbrukning) sjunkit med ca 20 % under åren 1971—87. Den specifika bränsle— användningen minskade under samma period med omkring 40 %. Detta speglar utvecklingen mot en ökande andel

elkrävande specialstålproduktion.

Figur 2.24 Järn-, stål- och ferrolegeringsverk: förädlingsvärde (index, 1980=1) samt den specifika el- och bränsleförbrukningen (MJ per krona förädlingsvärde).

4 hÅJ/kr r--s_ I &. I & *w _______ .l' '" __— 'x ___ ,'—--—_ x 3 "Nr— ,” *s . ..» X”:— * -------------- s ecifik elförbruknin & E R o'”. * """"" -""' " Specifik bränsleförbrukning

W Förädlingsvärde

1970 1974 1975 1982 1905 År

Källa: tabellerna 7, 21 och 22, bilaga 2.

Ferrolegeringsverk

Ferrolegeringsverk (SNI 37102) är den mest el- och energikrävande delbranschen. Där används nästan enbart kol och elkraft — ungefär hälften av vardera i termer av energiinnehåll.

Tre arbetsställen - samtliga elintensiva — med till— sammans ca 500 anställda redovisades år 1987. Vid verken användes detta är ca 0,8 TWh elkraft.

År 1987 var emellertid ett omställningsår för den svenska ferrolegeringsindustrin. Ett av verken, som tidigare hade en betydande produktion av främst ferrokrom med låg kolhalt, avvecklade denna del av verksamheten under året. I Malmö startades ett nytt ferrolegeringsverk och i Vargön övergick ferrolege— ringsverket från schweiziska till svenska ägare. Verket i Malmö inställde produktionen i början av år 1990. Våren 1990 finns det således i branschen ett arbetsställe där det produceras ferrokisel, ferrokrom och ferrokiselkrom.

Strukturförändringarna återspeglas också i industri— statistikens uppgifter för år 1987 som skiljer sig markant från andra år genom låga produktionstal och relativt produktionsuppgifterna höga kostnader.

Uppställningen nedan visar industristatistikens uppgifter för år 1987 tillsammans med uppgifter som inhämtats direkt från företagen för åren 1988 och 1989 (prognos i september 1989). För de senare åren utgör elkostnaderna 17 % resp. 16 % av saluvärdet och 36 % resp. 31 % av förädlingsvärdet. Motsvarande andelar var betydligt högre under det exceptionella året 1987.

Salu— Förädl. Inköpt elkraft Elkostnad i procent av:

År värde värde GWh Mkr salu— förädlings— mkr. mkr. värde värde (1987 537 120 793 129 24,0 107,6) 1988 1 160 561 1 198 199 17,2 35,5 1989 1 335 684 1 165 212 15,9 31,0

Största delen av elförbrukningen är knuten till den elektrotermiska processen. Möjligheterna att ersätta den elkraft som åtgår i denna process med annat energislag är obefintliga. Delbranschens elförbrukning beror därför nu, liksom framdeles, i huvudsak på produktionvolym och produktsammansättning (beroende på legering varierar elförbrukningen från 4,0 till 9,0 MWh per produktton).

Ferrolegeringsverkens produkter används i huvudsak i stålindustrin (vid framställningen av specialstål). Delbranschens utveckling påverkas således i hög grad av utvecklingen inom järn— och stålindustrin. Större delen av produktionen vid de svenska ferrolegerings— verken avsätts på exportmarknaden (figur 2.25).

Figur 2.25 Ferrolegeringsindustrin: salu- och exportvärden åren 1980-87. 1000 Milj. kr.

800

600

400

200 C] Saluvärde

Exportvärde

W mm '

0 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1956 1987 År

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

Importinsatsen är relativt låg i produktionen. År 1980 var produktionens nettoexportandel ca 42 %. Samtidigt sker en import av ferrolegeringsprodukter som under åttiotalet motsvarat eller överstigit exporten. Vid en eventuell vikande efterfrågan från den svenska stål— industrin antas ferrolegeringsindustrins exportandel öka i motsvarande utsträckning.

Järn— och stålgjuterier

Gjuteribranschen är uppdelad på två delbranscher, järn— och stålgjuterier samt gjuterier för icke— järnmetall (metallgjuterier). Det är dock enbart den förra delbranschen, järn— och stålgjuterier (SNI 37103), som är elintensiv. År 1987 redovisades där 37 arbetsställen med tillsammans 3 349 anställda.

I delbranschen finns både större och mindre arbets— ställen, varav en del är kopplade direkt till större verkstadstekniska företag. Delbranschen är heterogen vad gäller företagsstorlek, produktionsmetoder samt

energianvändning.

År 1987 förbrukade järn— stålgjuterierna sammanlagt 0,3 TWh elkraft. Elkostnaden uppgick till 5,94 % av delbranschens saluvärde (10,48 % av förädlingsvärdet). Variationen kan dock vara betydande mellan olika anläggningar beroende på gjutgodsets förädlingsgrad och verksamhetens automatisering. Av de 37 arbets— ställena hade 24 stycken en elkostnadsandel som översteg 3,5 % av saluvärdet. De elintensiva arbets— ställena sysslsatte närmare 90 % (2 960 stycken) av det totala antalet anställda i delbranschen.

Järn och stålgjuterierna är en importkonkurrerande hemmamarknadsindustri. Liksom för järn— och stål- industrin, finns en internationell överkapacitet.

Produktionen av gjutgods uppgick år 1985 till 295 000 ton. Delbranschen är konjunkturkänslig då

möjligheterna att producera för lager är små.

Drygt 3/4 av den inhemska produktionen gick år 1980 till verkstadsindustrin. Många större gjuterier ägs av verkstadsföretag och har som huvuduppgift att säkra den egna koncernens försörjning av gjutgods. Dessa s. k. interngjuterier svarar för huvuddelen av den svenska gjutgodsproduktionen, men en stor del av deras produktion säljs också på den öppna marknaden. De flesta gjuterier är dock fristående och dessa är av stor betydelse för mindre och medelstora verkstads—

företag.

Exportandelen av den inhemska produktionen är låg, medan importandelen av den inhemska gjutgodsför— brukningen är betydligt högre. Figur 2.26 visar branschens produktions- och exportvärden under 1980-talet. Den låga exportandelen gäller dock endast direktexport av halvfabrikat. Av den svenska gjutgods- förbrukningen går 60—70 % på export som komponenter i

färdiga produkter.

En utveckling mot färre arbetsställen och färre sysselsatta har ägt rum sedan 1950-talet. Produktionen ökade emellertid ända fram till mitten av 1960—talet, då utvecklingen vände och även produktionssiffrorna började minska. Produktionsminskningen har dock

avstannat en bit in på 1980—talet.

För närvarande är utvecklingen positiv för gjuterier— na. Nya gjuteritekniska tillverkningsmetoder har ut— vecklats och nya högvärdiga material lämpade för gjut-

ning har kommit fram.

Figur 2.26 Järn- och stålgjuterierna: salu- och exportvärden åren 1980-87.

1500

1000

500

[] Saluvårde Exportvärde

1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 År

Källa: tabellerna 6 och 24, bilaga 2.

Elanvändningen i järn- och stålgjuterierna fördelades år 1985 enligt följande:

Ändamål GWh %

Smältning, värmning 130 44 Formning, avgjutning 35 12 Rensning 5 1 Yt— och värmebehandling 10 3 VVS och belysning 105 36 Övrigt 10 4

Totalt 295 100

Energianvändningen inom delbranschen har under det senaste decenniet kännetecknats av en utveckling mot en ökad elanvändning. Framför allt oljeanvändningen, men även användningen av kol och koks har minskat. Figur 2.27 visar den specifika el— och bränsleanvänd—

ningens förändring åren 1971—87.

Figur 2.27 Järn- och stålgjuterierna: förädlings- värde (index, 1980=1) samt den specifika el— och bränsleförbrukningen (MJ per krona förädlingsvärde) .

Speciflk elförbmkning

Förädlingsvärde

Specifik bränsleförbrukning

1970 1974 1970 1902 1986 Å;

Källa: tabellerna 7, 21 och 22, bilaga 2.

Den del av elförbrukningen som relativt enkelt kan ersättas med andra energislag är liten, endast 4-5 %. En övergång från elsmältning till smältning med fossila bränslen fordrar stora nyinvesteringar. Av den produktionsrelaterade elanvändningen kan en viss reducering ske genom effektivare elanvändning. Denna eventuell minskning torde dock motverkas av ökade kvalitets— och förädlingskrav som bedöms innebära en

ökad elanvändning .

Statens energiverk bedömde i rapporten Elpriser och svensk industri, STEV 1988z7, att en del mindre gjuterier skulle få svårigheter att klara högre elpriser och eventuellt komma att läggas ned. Större gjuterier med anknytning till verkstadsindustrin antas kunna klara sig bättre även på längre sikt.

Ickejärnmetallindustri

Ickejärnmetallindustrin (SNI 37201—2) innefattar industrier för ickejärnmetaller ur malm (primärmetall)

och ur skrot (omsmältning).

Delbranschen domineras av de två företag som är verksamma inom primärmetallindustrin (SNI 37201). Dessa två företag sysselsatte år 1987 ca 3 300 av de knappt 4 000 som arbetar i delbranschen. De svarade vidare för nästan 90 % av delbranschens totala elförbrukning på ca 2 TWh. Vid de övriga 6 arbets— ställena produceras ickejärnmetaller ur skrot. En särredovisning av de intäkts— och kostnadsuppgifter för malm— resp. skrotbaserade arbetsställen som finns i industristatistiken kan inte göras på grund av

sekretessreglerna.

Primärmetallframställningen vid de två nämnda anlägg— ningarna är inriktad på aluminium resp. koppar och bly. Primäraluminiumproduktionen svarar, på grund av den smältelektrolysprocess som används, för större delen av elanvändningen i ickejärnmetall- industrin. Elkostnaden utgör ca 19 % av saluvärdet. Vid koppar och blyframställningen utgör elsmältning den mest elkrävande posten.

Omsmältverkens energiförbrukning är mycket lägre per produktton, omsmältningen kräver endast 5 % av den elenergi som går åt i elektrolysprocessen. Vid omsmältverken används också i flera fall andra energi— källor än elkraft. De sex arbetsställena svarar därför

för en mindre del av delbranschens elförbrukning.

Aluminium används inom byggnadsindustrin för profiler, i förpackningar, burkar, folie m. m. Koppar används i elledningar på grund av sina goda ledningsegenskaper

och bly inom det bilelektriska området för batterier m. m. Med undantag för bly, kan man säga att det pågår en viss konkurrens såväl mellan delbranschens produkter som med andra produkter. På förpacknings- sidan finns alternativ såsom papper, glas och plast. På elledningssidan konkurrerar koppar med aluminium. Aluminium konkurrerar också med stål i byggnads— och i viss män i verkstadsindustrin (bilmotorer).

Produktionen av primäraluminium uppgick år 1987 till drygt 80 000 ton, produktionen av sekundäraluminium var något lägre. År 1988 utökades kapaciteten för primärmetall till ca 95 000 ton. Den årliga aluminium— förbrukningen ligger kring 150 000 ton.

Förbrukningen av koppar i Sverige är idag 110 000 ton. Man producerar 85 000 ton primärkoppar och 25 000 ton koppar av skrot. Produktionen av raffinerat bly uppgår till 60 000 a 70 000 ton, vartill kommer 30 000 a 35 000 ton sekundärbly från omsmältning av blyskrot, till största delen ur återvunna blybatterier.

För dessa produkter råder överkapacitet på Världs— marknaden. Trots det har efterfrågan utvecklats mer normalt än för t. ex. stålprodukterna. Branschens struktur har inte ändrats nämnvärt. På tio års sikt beräknas volymtillväxten i aluminumindustrin bli mellan 1 och 3 % per år i västvärlden. världsmark— nadstillväxten beräknas för koppar till mellan 1 och

2 % per ar.

Med undantag för aluminium, för vilken man importerar insatsvarorna, bryts och bearbetas de flesta övriga metallerna i Sverige. Närheten till gruvorna är en viktig faktor med tanke på de höga transportkostna— derna för såväl råvaror som färdiga produkter. Dess—

utom har man specialiserat sig på att genom smält—

reduktion nyttiggöra de komplexa malmer som finns i Sverige. Samspelet mellan gruvorna och smältverken är här mycket viktigt.

Framställningen av aluminium, som dominerar del— branschens elförbrukning, är baserad på elenergi. Elenergin är att betrakta som en råvara i produk— tionen, varför ersättningsmöjligheterna bedöms som obefintliga. Däremot är det möjligt att ersätta en del av elenergin vid framställning av koppar och bly. En möjlighet till minskad elförbrukning är vidare att andelen av omsmält aluminiumskrot ökar. Användnings— områdena är dock mer begränsade för sekundäraluminium på grund av dess lägre renhet. En ytterligare begräns— ning är tillgången på aluminiumskrot lämpat för om— smältning.

Liksom ferrolegeringsindustrin är alltså ickejärn— metallindustrins elförbrukning i mycket hög grad processrelaterad. Besparingspotentialen bedöms vara liten, ökad automatisering och högre förädlingsgrad torde snarare innebära en ökning av den specifika

elförbrukningen i branschen.

2.4 Elintensiv produktion i andra branscher

Tabell 19 i bilaga 2 innehåller uppgifter om el— intensiva arbetsställen i andra delar av industrin än den elintensiva industrin. År 1987 fanns 345 sådana arbetsställen med drygt 21 000 anställda. Det innebär att omkring 25 % av de sysselsatta vid elintensiva arbetsställena återfanns utanför den elintensiva

industrin.

I tabell 20 (bilaga 2) återfinns bland uppgifterna om de olika delbranscherna även deras genomsnittliga

elkostnadsandel av saluvärdet och förädlingsvärdet. I två delbranscher, industrin för gödselmedel, ogräs— och bekämpningsmedel (SNI 3512) och cement— och kalkindustrin (SNI 3692), är produktionen genom— snittligen elintensiv. I den första av dessa del— branscher är två arbetsställen med 500 anställda elintensiva (av delbranschens totalt fem arbetsställen med ca 1200 anställda). I cement— och kalkindustrin är 8 arbetsställen med 1 019 anställda elintensiva medan 3 arbetsställen med 64 anställda inte når gränsen för

elintensitet.

En förhållandevis hög elintensitet, mätt efter elkostnadsandelen av saluvärdet, finns också i den organiska kemiska industrin (SNI 35112), konstfiber— och plastindustrin (SNI 3513) och de tidigare ej nämnda delbranscherna i jord- och stenvaruindustrin (SNI 36 utom 3692). Med elkostnadsandelen av för- ädlingsvärdet som kriterium gäller detta också för fodermedelsindustrin (SNI 3122) och industrin för ickejärnmetallprodukter (SNI 37203—4). I dessa delbranscher finns omkring 40 000 anställda, av vilka ca 6 400 arbetade vid elintensiva arbetsställen.

I övrigt är de elintensiva arbetsställena fördelade över hela industrin. Omkring 400 personer arbetade vid elintensiva arbetsställen i livsmedelsindustrin, ca

1 000 personer i textilindustrin, ca 1 000 personer i den övriga kemiska industrin och ca 9 500 personer i verkstadsindustrin. I verkstadsindustrin finns de flesta elintensiva arbetsställena i metallvaruindu— strin (ca 4 000 personer), maskinindustrin (ca 2 000 personer), elektroindustrin (ca 3 000 personer) och transportmedelsindustrin (ca 1 000 personer).

2.5 Den elintensiva industriproduktionens

regionala betydelse

2.5.1 Den elintensiva industrin

Tabell 2.9 visar den elintensiva industrins länsvisa lokalisering år 1987. Dess geografiska spridning skiljer sig från hela industrins fördelning i landet.

Industrisysselsättningen har störst betydelse (sysselsätter mer än 15 % av befolkningen i åldern 18-64 år) i de södra östkustlänen från Kristianstads län upp till Gävleborgs län (utom Stockholms län) och i de södra inlandslänen från Älvsborgs län upp till Kopparbergs län. I västkust- och Norrlandslänen (utom Gävleborgs län) samt i Stockholms och Gotlands län utgör de industrisysselsatta en mindre andel av befolkningen i åldrarna 18-64 år.

Av de ca 88 000 personer som år 1987 arbetade i den elintensiva industrin återfanns ca 32 000 (37 %) i Norrland och ca 26 000 (29 %) i Bergslagslänen (Värmlands, Örebro, Västmanlands och Kopparbergs län). 66 % av alla sysselsatta i den elintensiva industrin återfanns i dessa områden, dock endast ca 28 % av landets industrisysselsatta.

Den elintensiva industrin utgör en betydande del av industrins sysselsättning i flera av de nämnda områdena. Det gäller framför allt i Norrland där ca 35 % av alla industrisysselsatta år 1987 arbetade i den elintensiva industrin. I Gävleborgs och Norr— bottens län var detta fallet för omkring 40 % av alla industrianställda.

Tabell 2.9 sysselsättning och elanvändning i den elintensiva industrin år 1987. Fördelning

på län. ______________________________________________________________ Antal Inköpt el Andel av Elintens., & av syssels. GWh 1000 kr industri- salu— törädl. syssels. värde värde _________________________________________________________________________ Stockholms län 2241 1342 223336 2,8 9,5 19,8 Uppsala län 2014 575 102407 12,3 4,7 12,2 Södermanlands län 3902 438 107953 14,4 2,1 6,2 Östergötlands län 3042 1869 339300 6,6 8,6 22,5 Jönköpings län 1967 186 45562 4,5 2,9 5,7 Kronobergs län 1486 168 41386 6,9 4,3 9,2 Kalmar län 1509 319 66955 5,3 3,4 9,2 Gotlands län 121 9 2616 4,4 3,8 4,4 Blekinge län 1113 330 65806 5,9 4,1 9,9 Kristianstads län 1420 386 76922 5,1 4,7 11,4 Malmöhus län 2442 504 109064 3,9 4,5 8,1 Hallands län 2390 1414 276278 12,4 8,7 24,0 Götebgs o Bohus län 1468 364 63776 2,3 4,2 9,2 Älvsborgs län 3925 1913 310644 7,4 8,6 19,6 Skaraborgs län 1166 116 21892 3,6 3,0 5,3 Värmlands län 7595 2680 457696 26,6 6,4 17,8 örebro län 5062 1140 231769 16,8 4,6 11,5 Västmanlands län 2562 376 94644 0,0 5,1 11,9 Kopparbergs län 10318 2806 553237 37,3 4,6 12,5 Gävleborgs län 11903 2653 511528 39,0 5,3 11,8 Västernorrlands län 7108 6667 1035892 31,9 9,6 25,4 Jämtlands län 124 4 855 2,2 8,4 25,1 Västerbottens län 5137 1518 253543 28,0 4,3 12,0 Norrbottens län 8051 3064 528148 46,3 5,6 12,7 HELA RIKET 88066 30844 5521209 11,7 5,0 14,4

______________—————-—-

Källa: Statistiska centralbyrån.

Bland Bergslagslänen har den elintensiva industrin störst betydelse för industrisysselsättningen i Kopparbergs län, där den svarade för ca 37 % av industriarbetsplatserna. I genomsnitt arbetade 22 % av Bergslagslänens industrisysselsatta i den elintensiva industrin.

I de industriintensiva södra östkustlänen och i västkustlänen spelade sysselsättningen i elintensiv

industri en mindre roll. Den var dock av större betydelse i Upplands, Södermanlands och Hallands län där fler än 10 % av de industrisysselsatta kunde hänföras till den elintensiva industrin.

Den elintensiva industrins specifika elförbrukning är mycket hög i Norrland där den svarade för ca 29 % av landets totala industrielförbrukning. I Bergslagslänen svarade den elintensiva industrin för ca 14 % av industrins elanvändning.

2.5.2 Elkrävande arbetsställen

I detta avsnitt redovisas den geografiska fördelningen av elkrävande arbetsställen, inom såväl som vid sidan av den elintensiva industrin. Definitionen på el- intensiv industriproduktion har vidgats något genom att här innefatta samtliga arbetsställen vid vilka elkostnaden översteg 3,5 % av saluvärdet eller 9,0 % av förädlingsvärdet. Det totala antalet sysselsatta i elkrävande produktion blir med detta kriterium ca

99 000.

I likhet med den elintensiva industrin skiljer sig den elkrävande industrins lokalisering från industrins som helhet (se tabell 2.10). Ca 30 000 (31 %) av de nästan

100 000 personer som arbetade vid elkrävande arbets— ställen år 1987 återfanns i Norrland och ca 28 000

(29 %) i Bergslagslänen (Värmlands, Örebro, Västman—

lands och Kopparbergs län).

Tabell 2.10 Sysselsatta i hela industrin och i elintensiv industriproduktion år 1987.

Elintensiv industri—

Antal roduktion* industri— Antal Andel av Län syssels. syssels. ind.syssels. Stockholms län 79130 3327 4,2 Uppsala län 16394 2087 12,7 Södermanlands län 27168 5365 19,7 Östergötlands län 45965 3980 8,7 Jönköpings län 43468 3185 7,3 Kronobergs län 21470 1891 8,8 Kalmar län 28691 1651 5,8 Gotlands län 2762 579 21,0 Blekinge län 18985 1193 6,3 Kristianstads län 27684 1758 6,4 Malmöhus län 62165 2926 4,7 Hallands län 19290 3750 19,4 Götebgs o Bohus län 62938 2529 4,0 Älvsborgs län 52933 5086 9,6 Skaraborgs län 32604 734 2,3 Värmlands län 28544 7862 27,5 Örebro län 30073 5953 19,8 Västmanlands län 32214 4536 14,1 Kopparbergs län 27697 10061 36,3 Gävleborgs län 30488 11715 38,4 Västernorrlands län 22308 8267 37,1 Jämtlands län 5531 480 8,7 Västerbottens län 18365 2900 15,8 Norrbottens län 16678 7045 42,2 HELA RIKET 753545 98860 13,1

') Arbetsställen där elkostnaden överstiger 3,5 % av saluvärdet eller 9,0 % av förädlingsvärdet.

Lokaliseringsmönstret är således likt det som gäller för den elintensiva industrin, men sysselsättningens koncentration till Norrlands— och Bergslagslänen är något mindre uttalad.

I Norrland arbetade år 1987 ca 33 % av alla industri— sysselsatta vid elkrävande arbetsställen. I Gävle- borgs, Västernorrlands och Norrbotttens län gällde detta för 38 %, 37 % resp. 42 % av de industrian— ställda. Bland Bergslagslänen var den elkrävande sysselsättningen av relativt sett störst betydelse i Kopparbergs län, där den svarade för ca 36 % av industriarbetsplatserna. I genomsnitt arbetade 24 % av Bergslagslänens industrisysselsatta vid elkrävande arbetsställen. I Södermanlands, Hallands och Älvsborgs län gällde detta för 20 %, 19 % resp. 10 % av de industrisysselsatta. Av de ca 2 800 industrisyssel- satta på Gotland arbetade var femte vid elintensiv produktion, men industrin som helhet var där av mindre betydelse.

I tabell 2.11 redovisas de kommuner där andelen sysselsatta vid elintensiva arbetsställen utgör mer än

50 % av antalet industrisysselsatta.

Statistiska centralbyrån har utfört en mer ingående undersökning av den elintensiva industriproduktionens betydelse för den totala sysselsättningen i olika regioner (kommuner och lokala arbetsmarknader).

Undersökningen redovisas i sin helhet i bilaga 4.

Som ett mått på den elkrävande produktionens betydelse för regionernas sysselsättning har använts förhållan— det mellan antalet sysselsatta i elkrävande produktion och det totala antalet sysselsatta. Det bör påpekas att detta mått alltid i större eller mindre utsträck—

ning innebär en underskattning. En viss underskattning

sker genom att inköp från utomstående (tjänster, transporter, etc.), som kan vara relativt nära bundna till den elkrävande verksamheten, inte räknas in i statistiken. I vissa fall kan dessutom mindre elkrävande arbetställen vara nära kopplade till och helt beroende av den elkrävande produktionen som leverantörer eller kunder till elintensiva anlägg— ningar. Inte heller den sysselsättningen kan påvisas med hjälp av statistiken.

Tabell 2.11 Kommuner där antalet sysselsatta vid elintensiva arbetsställen utgör mer än 50 % av antalet industrisysselsatta

Antal Andel av Kommun Län syssels. industri i elint. syssel- industri satta

Norrtälje Stockholms 1 527 57,1 Älvkarleby Uppsala 925 83,4 Munkedal Gbgzs o Bohus 483 64,7 Mellerud Alvsborgs 487 63,4 Lilla Edet — " - 878 87,0 Hammarö Värmlands 1 460 92,5 Grums - " — 1 413 82,7 Hagfors — " — 1 723 77,4 Hällefors Örebro 1 277 85,4 Ljusnarsberg — " — 365 69,0 Askersund — " — 1 081 81,6 Skinnskatteberg Västmanlands 268 55,3 Smedjebacken Kopparbergs 1 125 71,2 Hofors Gävleborgs 2 248 81,8 Sandviken — " — 4 374 63,5 Timrå Västernorrlands 1 045 85,9 Lycksele Västerbottens 543 61,2 Arjeplog Norrbottens 380 87,0 Gällivare — " 1 490 80,5 Kiruna — " - 2 072 80,4

Summa: 25 118

I bilaga 4 redovisas förhållandet mellan sysselsätt- ningen vid de elkrävande arbetsställena och den totala sysselsättningen i samtliga kommuner. Resultatet

sammanfattas i figur 2.29.

Redovisning per kommun år 1987

KOMMUNERNA I STOR—GÖTEBORG

KOMMUNERN A I STOR—STOCKHOLM

KOMMUNERNA I

Procentuell andel av samtliga sysselsatta boende i kommunen

D 0.99 % 1.00 % — 4.99 % & 5.00 % —— 9.99 %

Tabell 2.12 visar de 31 kommuner i landet i vilka den elintensiva sysselsättningen år 1987 översteg 10 % av den totala sysselsättningen i resp. kommun. Omkring

40 000 personer arbetade vid elkrävande arbetsställen i dessa kommuner, och de utgjorde ca 17 % av alla sys— selsatta i kommunerna. I 11 av kommunerna översteg an— delen sysselsatta vid elkrävande arbetsställen 20 %. Ca 21 000 personer arbetade vid dessa arbetsställen, och de utgjorde ca 24 % av alla sysselsatta i kommu- nerna. 18 av de 31 kommunerna ligger i Bergslagen, och i dessa kommuner återfanns den större delen (ca 70 %)

av de 40 000 elintensivt sysselsatta i kommunerna.

Kommungränser är i många fall inte några naturliga avgränsningar av arbetsmarknader. En elintensiv industrianläggning i en bruksort där alternativa sysselsättningar i stort sett saknas spelar natur— ligtvis en betydligt större roll för den lokala sysselsättningen än vad den skulle göra om den låg i en storstadskommun. För att också inkludera denna aspekt har kommunerna aggregerats till totalt 123 lokala arbetsmarknader.

Vid avgränsningen har statistik över de faktiska arbetspendlingsströmmarna utnyttjats. Metoden beskrivs ingående i bilaga 4, där också uppgifter om andelen sysselsatta vid elkrävande arbetsställen redovisas för samtliga lokala arbetsmarknader. Figur 2.30 samman- fattar undersökningen, och i tabell 2.13 räknas de lokala arbetsmarknader upp som enligt undersökningen är mest beroende av elintensiv industriproduktion.

Tabell 2.12 Kommuner där antalet sysselsatta i elkrävande industriproduktion utgjorde mer än 10 % av alla sysselsatta år 1987.

Elintensiv industriproduktion*

Antal Andel av total—

Kommun Län sysselsatta sysselsättningen Andel > 20 %: Älvkarleby c 925 21,8 Hammarö S 1 460 21,8 Grums S 1 413 29,5 Hagfors S 1 723 22,9 Hällefors T 1 277 29,8 Askersund T 1 081 20,9 Surahammar U 1 348 25,1 Borlänge V 4 702 21,2 Hofors X 2 248 41,4 Sandviken X 4 374 23,5 Arjeplog BD 380 21,3

Delsumma 20 931 24,3 Andel > 10 %: Lessebo G 467 11,6 Mönsterås H 650 10,8 Bromölla L 932 15,9 Bjuv M 1 151 17,0 Hylte N 992 19,7 Stenungssund 0 970 10,7 Mellerud P 487 10,6 Lilla Edet P 878 15,2 Säffle S 820 10,1 Degerfors T 760 14,0 Ljusnarsberg T 365 14,1 Lindesberg T 1 199 10,5 Skinnskatteberg U 268 11,7 Hallstahammar U 951 11,7 Smedjebacken V 1 125 18,9 Avesta V 1 105 10,1 Ludvika W 1 852 14,1 Timrå Y 1 045 12,0 Gällivare BD 1 490 13,0 Kiruna BD 2 072 16,0

Delsumma 19 579 13,2

TOTALT 40 510 17,3

Andel sysselsatta i elintensiv industri

Redovisning per lokal arbetsmarknad. Indelningen bygger på pendlingsstrbmmar över kommungräns år 1987.

Procentuell andel av samtliga sysselsatta boende i regionen

) |__—i — 0.89 %

Tabell 2.13 Lokala arbetsmarknader där antalet sysselsatta i elkrävande industri- produktion utgjorde mer än 10 % av alla sysselsatta år 1987.

Elintensiv industriproduktion” Lokal Ingående Antal Andel av total—

arbetsmarknad kommuner sysselsatta sysselsättningen

Andel ) 20 %:

Hagfors Hagfors 1 723 22,9 Hällefors Hällefors 1 277 29,8 Hofors Hofors 2 248 41,4 Arjeplog Arjeplog 380 21,3 Delsumma 5 628 29,6 Andel > 10 %: Hylte Hylte 992 19,7 Säffle Säffle 820 10,1 Lindesberg Lindesberg 1 199 10,5 Avesta Avesta 1 105 10,1 Ludvika Ljusnarsberg 3 342 15,4 Smedjebacken Ludvika Gävle Älvkarleby 7 345 10,6 Ockelbo Sandviken Gävle Gällivare Gällivare 1 490 13,0 Kiruna Kiruna 2 072 16,0 Delsumma 18 365 12,2 TOTALT 23 993 14,1

*' Arbetsställen där elkostnaden överstiger 3,5 % av saluvärdet eller 9,0 % av förädlingsvärdet.

I fyra lokala arbetsmarknader (Hofors, Hällefors, Hagfors och Arjeplog) är mer än var femte person på arbetsmarknaden sysselsatt vid ett elkrävande arbets— ställe. Var och en av dessa lokala arbetsmarknader

få invånare och är av bruksortskaraktär. Den samman— lagda sysselsatta befolkningen i dessa regioner utgör endast ca 0,4 % av rikets sysselsatta i åldrarna 20-64 år. En sysselsättningsminskning vid de elkrävande arbetsställena skulle sannolikt få allvarliga följder i dessa kommuner. Utpendlingen till andra kommuner var där lägre än 10 %, vilket indikerar praktiska

svårigheter att få alternativ sysselsättning utanför

resp. kommun.

Bland de åtta lokala arbetsmarknader där den elinten— siva sysselsättningen utgör 10-20 % av den totala sysselsättningen återfinns sex kommuner av bruksorts— karaktär (Hylte, Säffle, Lindesberg, Avesta, Gällivare och Kiruna). De båda övriga lokala arbetsmarknaderna (Ludvika och Gävle) omfattar tillsammans sju kommuner med sammanlagt ca 90 000 sysselsatta. Trots dessa arbetsmarknaders storlek arbetar mer än var tionde av de sysselsatta vid ett elkrävande arbetsställe. En minskande sysselsättning vid de elkrävande arbets— ställena skulle där innebära större kvantitativa problem, samtidigt som arbetsmarknadernas storlek torde innebära större anpassningsförmåga och större möjligheter att skapa ersättningssysselsättning.

Drygt fyra procent av landets sysselsatta (ca 180 000 personer) arbetar och bor inom de 12 lokala arbets- marknader där mer än 10 % av de förvärvsarbetande

arbetar vid elkrävande arbetsställen.

Inom 32 lokala arbetsmarknader arbetar mer än 5 % av de sysselsatta vid elkrävande arbetsställen (se bilaga 4). Knappt 600 000 personer, 14,5 % av den förvärvsarbetande befolkningen, är sysselsatta

i dessa regioner.

t

' glansen. ”save eb

- —' » matsalar.

3 ELMARKNADEN: FÖRBRUKNING, PRODUKTION OCH DISTRIBUTION 3.1 Elförbrukning

Under perioden 1971—1988 mer än fördubblades elanvänd— ningen i Sverige, från 60 TWh/år till 127 TWh/år (överföringsförluster oräknade). Det innebär en genom- snittlig ökningstakt om 4,6 % per år. Under åttiotalet var ökningstakten högre än under sjuttiotalet, i

genomsnitt 5,0 % per år.

År 1988 var Sveriges samlade elförbrukning - inkl. förluster på överföringsnätet 138,8 TWh. Jämfört med år 1987 innebar detta att förbrukningen steg med knappt 1 %. Om korrigering görs för de olika tempera- turförhållandena under åren 1987 och 1988 så ökade elförbrukningen med 2,4 % mellan åren.

Elförbrukningens utveckling i Sverige under perioden 1975-1988, inkl. förluster på överföringsnätet men exkl. egenförbrukningen inom kraftstationerna, visas i tabell 3.1. I tabellen anges även toppbelastningen, med en timmes varaktighet, i elförsörjningen sedan år 1975. Den 12 januari 1987 nåddes den hittills högsta belastningen, 26 200 MW.

År 1988 svarade industrin och hushållen tillsammans för ungefär två tredjedelar av den totala elanvänd- ningen (figur 3.1). Tjänstesektorns andel (inkl. handel och kommunikationer) var ca 22 % och i sektorn

e1-, gas-, värme- och vattenverk, förbrukades omkring 7 %. Resterande tre procent av den använda elkraften gick till jord- och skogsbruket samt byggnadssektorn.

Tabell 3.1 Elförbrukningll inkl. överföringsförluster (exkl.egenförbrukning i kraftstationerna)

ÅR FÖRBRUK— TOPPBELAST— NING TWH NING MW

1975 79,5 14 700 1976 86,2 - 16 100 1977 85,6 15 700 1978 89,3 16 800 1979 93,8 18 300 1980 94,0 18 300 1981 96.9 20 300 1982 99,5 19 900 1983 110,8 21 500 1984 120,2 21 300 1985 l31,1 24 700 1986 129.0 23 900 1987 l37,8 26 200 1988 138,8 25 100

1) Ej temperaturkorrigerade värden

Källa: Statistiska centralbyrån, SM E 11

Figur 3.1 Elförbrukningen år 1988 fördelad på samhällssektorer

Jordbmk, skogsbruk nanm El-, gas-, värme- och vattenverk Byggnads- och anläggningsverksamhet Hama Kommunikationer Övriga tjänster, service Gatu- och vägbelysning

Enskilda hushåll

EJEIM IIDIN Ill I

Källa: Tabell 12

Totalt ökade elanvändningen med ca 113 % under perioden 1971-1988. Figur 3.2 visar i indexform

elanvändningens utveckling fördelad på sektorer.

Figur 3.2 Elanvändningen i sektorer 1971-1988. Index (1971=1oo) .

El-, gas-, värme- och vattenverk 1988 = 1135

Övriga tjänster, service 3 00

Hushåll

Handel Jordbruk, skogsbruk .- —— Kommunikationer

200

Byggnads- och

! oo anläggningsverksamhet

Industri

1970 l974 1978 1982 l986 Ål"

Källa: Tabell 12

Den största ökningstakten (i genomsnitt ca 15,4 % per år) redovisas för sektorn el-, gas—, värme- och

vattenverk. Det är förbrukningen av el i avkopplings— bara elpannor som står för den stora tillväxten under

perioden.

I tjänste— och hushållssektorerna ökade elanvändningen snabbt över hela perioden (med 6,9 % resp. 6,3 % per år). Förbrukningen ökade relativt långsamt i den offentliga förvaltningen (4,3 % per år), medan den växte med 6-9 % per år inom andra områden (figur 3.3). Fastighetsförvaltningen (inkl. anslutna värmecentra—

ler) svarade för en betydande andel av elanvändningen,

ca 30 % eller 5,7 TWh år 1988. Sektorerna tjänster, bank- och försäkringsverksamhet, fastighetsförvalt- ning, m. m. (SNI 8—9) förbrukade sammanlagt 18,9 TWh el år 1988.

Figur 3.3 Elanvändningen i sektorerna tjänster, bank- och försäkringsverksamhet, fastighets- förvaltning, m.m. (SNI 8—9) fördelad på ändamål 1971-1988.

1988 1987 1986 E Bank- O. fÖl'S.VCI'kS. 1985 B Fastighetsförv. & OHbmHanv 1984 Avlopps-o. reningsv. '953 |:] Undervisn.,forskn. 1952 I Hälso-oåldr.vård 1981 5 Övr. samhällsservice i.» m ' W 1976 I Övriga tjänster w71 0 10000 20000 va

Källa: Statistiska centralbyrån, SM E 11

Hushållens elanvändning ökade från 11,7 TWh år 1971 till 33,2 TWh år 1988. Fördelningen på olika bostads- typer framgår av figur 3.4. Framför allt ökade elan— vändningen i elvärmda bostäder kraftigt. För gruppen småhus med elvärme steg elförbrukningen med i genom- snitt ca 12,2 % per år, och i flerbostadshus med el— värme med ca 7,8 % per år. Dessa hushålls elkonsumtion är mycket klimatberoende, varför den var högre åren 1985—1987 än är 1988. En jämförelse mellan elanvänd— ningen år 1971 och år 1985 ger en genomsnittlig för- brukningsökning om ca 15,0 % per år. Den kraftiga ök- ningen kan framför allt förklaras med en fortgående ökning av antalet bostäder med eluppvärmning under

hela perioden. Antalet elvärmda lägenheter femdubbla— des mellan åren 1972 och 1987.

Figur 3.4 Elanvändningen i hushållssektorn fördelad på. ändamål 1971-1988.

. Elvärmda småhus E Elvärmda flerbosthus & Bostäder utan elvärme Fritidshus

0 10000 20000 30000 40000 GWh

Källa: Statistiska centralbyrån, SM E 11

Elanvändningen i fritidsbostäder ökade från ca 0,9 TWh år 1971 till ca 2,2 TWh år 1988. Det innebär en genom- snittlig ökning av förbrukningen om ca 5,6 % per år. I hus som inte har el som huvudsaklig värmekälla var förbrukningsökningen måttlig, ca 1,3 % per år i genom- snitt eller från ca 7,7 TWh år 1971 till ca 9,6 TWh år 1988.

I handeln och i jord- och skogsbruket låg elanvänd- ningens tillväxttakt nära den genomsnittliga för hela samhället, ca 4,6 % resp. ca 3,7 % per år. Elanvänd— ningen för kommunikationer, industri samt byggnads- och anläggningsverksamhet ökade inte lika mycket. De genomsnittliga årliga ökningstakterna låg kring 2,9 %, 2,7 % resp. 1,9 %. Elanvändningen i industrin behand-

las närmare i kapitel 2.

3.2 Elproduktion

I början av 1970—talet var det svenska elproduktions- systemet i princip baserat på vattenkraft med olje— kondens som spets— och reservkraft. Vid denna tid— punkt hade Sverige, bortsett från försöksanläggningen i Ågesta, inte någon kärnkraft. Sveriges första kom— mersiella kärnkraftverk startades i Oskarshamn år 1971; detta block var dock inte i full drift förrän

år 1972. Efter oljeprischockerna åren 1973 och 1979 har kärnkraften fått en allt större betydelse. Dess bidrag till landets energiförsörjning har blivit av sådan omfattning att behovet av att driva oljekondens— anläggningarna successivt har sjunkit, trots att elan— vändningen har ökat. Ersättningen av oljekondens med kärnkraft har i hög grad bidragit till att elpriserna, trots oljeprishöjningarna, inte ökat realt.

Den svenska elbalansens tillförselsida, inkl. netto- importen från grannländerna, för åren 1971, 1980 samt

1988 redovisas i tabell 3.2.

Tabell 3.2 Tillförsel av el, GWh

1971 1980 1988

PRODUKTION, NETTO, INOM LANDET 65 359 93 840 141 453 Vattenkraft 51 391 57 967 69 093 Vindkraft - 7 Kärnkraft 73 25 331 66 274

varav:

mottryck ( 20) ( —) ( -) kondens ( 53) (25 331) (66 274) Konventionell värmekraft 13 895 10 542 6 271

varav:

mottryck, fjärrvärme (2 665) (5 431) (2 727) mottryck, industriellt (2 819) (4 025) (2 925) kondens (8 354) ( 910) ( 377) gasturbin, diesel m. m. ( 54) ( 176) ( 50) NETTOIMPORT 1 631 535 - 2 607 SUMMA 66 990 94 375 138 846

Källa: Statistiska centralbyrån, SM E 11

Förändringen av de olika kraftslagens betydelse för kraftförsörjningen framgår tydligt av tabell 3.3. Där kan utläsas att såväl vattenkraftens som den konven— tionella värmekraftens relativa andelar har minskat under perioden 1971—1988 med ca 30 resp. 17 procent— enheter. Dessa minskningar motsvaras av kärnkraftens ökade andel; från att år 1971 ha svarat för 0,1 % av den svenska elproduktionen så uppgick motsvarande siffra år 1988 till 46,8 %. Vattenkraften svarar, trots dess relativt sett minskade andel, ännu vid periodens slut för närmare hälften av den svenska kraftproduktionen. Den konventionella värmekraftens relativa betydelse har successivt minskat; från att ha svarat för 21,7 % av tillförd kraft år 1971 till att

0

år 1988 svara för 4,4 %.

Tabell 3.3 Resp. kraftslags procentuella andel av den inhemska elproduktionen

Kraftslag 1971 1980 1988 Vattenkraft 78,6 61,8 48,8 Kärnkraft 0,1 27,0 46,8 Konv. värmekraft 21 3 11,2 4,4 SUMMA 100,0 100,0 100,0 3.2.1 Vattenkraft

Vattenkraftproduktionen svarar jämte kärnkraftproduk- tionen för huvuddelen av den svenska elkraftproduktio- nen. Vattenkraftproduktionen under 1980-talet framgår av tabell 3.4.

Tabell 3.4 Vattenkraftproduktionen, (inkl. pumpkraft) åren 1980-1988

År : 1980 1981 1982 1983 1984 TWh: 58,0 58,8 54,1 62,6 66,9 År : 1985 1986 1987 1988 TWh: 69,8 59,9 70,7 69,0

Den totala installerade effekten i vattenkraftstatio— ner uppgick vid årsskiftet 1987/88 till ca 16 000 MW. Med denna effekt kan vattenkraftproduktionen under ett år med normal vattentillrinning antas bli ca 63,5 TWh. De senaste åren har emellertid nederbörden varit större än normalt, vilket givit en onormalt stor vattenkraftproduktion. År 1988 överstegs exempelvis normalårsproduktion med 13 % vilket gav en elproduk— tion av 69 TWh. Det innebar dock en minskning jämfört med 1987 års rekordproduktion som uppgick till närmare 71 TWh.

Totalt finns i Sverige ca 1 000 vattenkraftverk med över 1 000 kW effekt. Av dessa har 197 över 10 000 kw effekt. Sammantaget produceras i dessa ca 60 TWh per

ar.

De största utbyggda älvarna och deras produktions—

förmåga redovisas i följande tabell:

ÄLV NORMALÅRSPRODUKTION, NETTO TWh

|_u

HPL—)NkOk—JNIXIMUJ

Lule älv Skellefte älv Ume älv Ångermanälven Faxälven Indalsälven Ljungan Ljusnan Dalälven Klarälven

s—ääxN—N—s

mmr-wummoxioom

|_- Göta älv ,

3.2.2 Kärnkraft

I Sverige finns (hösten 1988) tolv kärnkraftblock fördelade på fyra kraftstationer: Barsebäck

(ca 1200 MW), Forsmark (ca 3000 MW), Oskarshamn (ca 2100 MW), och Ringhals (ca 3400 MW). Totalt finns således ca 9700 MW installerad effekt i de svenska

kärnkraftverken.

Det första kommersiella kärnkraftverket, Oskarshamn 1, togs i drift år 1972. Mellan åren 1981 och 1985 togs de sista sex reaktorerna omfattande ca 5 900 MW i drift, dvs. knappt 1 000 MW per år.

Kärnkraftverken används för s. k. basproduktion vilket innebär att den årliga utnyttjningstiden är lång;

mellan 6 500 och 7 000 timmar. Kärnkraftverken svarar för ungefär hälften av den totala svenska kraftproduk—

tionen.

Den potentiella kraftproduktionen i ett kärnkraftverk bestäms av anläggningens maxeffekt och dess tillgäng— lighet. Medeltillgängligheten har successivt ökat och uppgår nu till ca 93 %. Maxeffekten bestäms i princip vid konstruktionen av verket men viss effektökning kan

ske på befintliga reaktorer. Hittills har effekten

höjts med sammanlagt ca 240 MW i Barsebäck 1 och 2, Oskarshamn 2 samt Forsmark 1 och 2 under 1980—talet. Ytterligare effekthöjningar planeras i Ringhals 1, Ringhals 2, Forsmark 3 och Oskarshamn 3. Dessa reak— torer skulle då få effekterna ca 780 MW, ca 860 MW,

1 140 MW resp. 1 140 MW, dvs. en sammanlagd ökning med ca 240 MW (tabell 3.5).

Kostnaden för de hittills genomförda effekthöjningarna uppskattas till mellan 100 och 200 kr./kW. Detta kan jämföras med investeringskostnaden för ny kolkon—

denskraft som är i storleksordningen 10 000 kr./kw.

I Sverige används lättvattenreaktorer. Dessa kräver avställning för bränslebyten och revision. Revision innebär inspektion och service på kraftverket. Revi— sionsavställningarna tar normalt mellan 4 och 8 veckor och förläggs till sommaren då elbehovet är lägst. Sam- tidigt med revision utförs bränslebyte, dvs. normalt en gång per år. Avställningstiden innebär att energi—

tillgängligheten minskar.

Tabell 3.5 Kärnkraftens kapacitet (hösten 1988)

Planerad Reaktor Eleffekt effekthöj— MW nin MW Barsebäck 1 600 Barsebäck 2 600 Forsmark 1 970 Forsmark 2 970 Forsmark 3 1 060 80 Oskarshamn 1 440 Oskarshamn 2 600 Oskarshamn 3 1 070 70 Ringhals 1 750 30 Ringhals 2 800 60 Ringhals 3 920 Ringhals 4 920

Totalt 9 700 240

Kärnkraftblocken planeras av ekonomiska skäl för driftcykler där effektnivån under en viss tid före kommande revision tillåts sjunka under nominell nivå. Detta medför en minskad bränslekostnad i storleksord- ningen 15—25 milj. kr. per block och år. Den sjunkande reaktiviteten under driftcykelns sista fas före revi- sion medför dock produktionsbortfall och därmed sam- manhängande merkostnader för alternativ produktion. Den resulterande vinsten av driftformen, "coast down— driften", reduceras därmed beroende på kostnadsnivån för ersättande produktion. För år 1988 ligger merkost- nadsvärdet i storleksordningen 5—15 milj. kr., vilket medför en blockvis totalekonomi av denna driftform på ca 10 milj. kr. Med bränsleoptimering avses enligt ovan en för kärnkraften optimal avvägning mellan möj— lig bränslekostnadsvinst och därav förorsakad merkost— nad för utebliven elproduktion. "Coast down-driften" medför en medveten begränsning av möjlig elproduktion i kärnkraft om totalt ca 3,0 TWh per är (ca 3,7 TWh år 1988).

Under vissa perioder är kraftbehovet mindre än vad kärnkraften och ännu billigare kraftslag kan pro— ducera. Då regleras effekten i kärnkraftverken ned. År 1988 minskades produktionen med sammanlagt

ca 0,9 TWh genom sådan nedreglering.

Om 0,9 resp. 3,7 TWh för nedreglering och "coast down" samt effektökningar motsvarande ca 1 TWh läggs till den faktiska produktionen på 66 TWh år 1988 kommer man upp i en möjlig produktion på ca 72 TWh. Det är dock inte lämpligt att planera för en så hög årlig produk- tion under längre perioder eftersom en allvarlig driftstörning på en reaktor kraftigt sänker den årliga

produktionen.

130 3.2.3 Kraftvärme och fjärrvärmeunderlag

I ett kraftvärmeverk produceras både elkraft och värme samtidigt. Värmen används i fjärrvärmesystem, som i allmänhet är kommunägda. Ett behov av värme är en för— utsättning för kraftvärmeproduktion. I Sverige finns ca 20 kommuner med kraftvärmeverk. Kraftvärmeverken finns i storlekar från ca 5 MWel i Hallsberg till

ca 580 MWel i Västerås.

År 1988 producerades ca 2,7 TWh el i kraftvärmeverk. Året dessförinnan uppgick elproduktionen till ca

3,2 TWh och år 1986 till ca 3,4 TWh. En anledning till att produktionen var lägre åren 1987 och 1988 var den mycket goda tillgången på vattenkraft. Detta kraftslag producerade 71 resp. 69 TWh vilket ska jämföras med en normalårsproduktion på ca 63,5 TWh. Den billiga vattenkraften trängde därmed undan en viss del kraft—

värme i kraftbalansen.

För närvarande finns möjlighet att producera ca

1 100 MW mottryckskraft baserad på olja och ca 800 MW mottryckskraft baserad på fasta bränslen i kraftvärme- verk. Flera kraftvärmeverk är utrustade med äterkylare eller 5. k. kondenssvans. På så sätt kan kondenskraft produceras även när värmebehovet är litet men elbe- hovet stort. Totalt kan ca 1 200 MW oljebaserad och

ca 230 MW fastbränslebaserad kondenskraft produceras i

kraftvärmeverk. Möjlig produktion från kraftvärmeverk år 1988

Eleffekt i mottrycksdrift: 1 100 MW oljeeldat 800 MW fastbränsleeldat Eleffekt i kondensdriftll: 1 200 MW oljeeldat, 230 MW fastbränsleeldat

Kapaciteten för mottrycksproduktion och för kondenskraftproduktion är ej tillgängliga samtidigt och kan således ej adderas

3.2.4 Industriell kraftproduktion

Industriell mottrycksproduktion har förekommit i Sverige sedan början av 1940—talet. Elproduktionen är här kopplad till ett behov av processånga vid till—

verkningen.

Idag finns över 80 mottrycksturbiner installerade inom industrin motsvarande en effekt på ca 900 MWel- Av dessa finns ca 800 MWel installerade inom massa— och pappersindustrin. Mer än 90 % av den årliga mottrycks-

produktionen sker inom denna bransch.

Den hittills största industriella mottrycksproduktio— nen av el skedde år 1979 då ca 4,3 TWh genererades. Under 1980—talet har den årliga produktionen pendlat mellan 2 och 3 TWh. Upp till denna nivå är produktio- nen relativt okänslig för förändringar i kraftbalansen då den till största delen baseras på bränslen för vilka en alternativ användning saknas eller innebär en kostnad. Dessa bränslen är främst bark och lutar. Pro— duktionen därutöver beror på rådande el- och

bränslepriser.

Inom industrin finns också ett antal fabriker med egna kondensturbiner. Totalt finns ca 20 stycken i stor— lekar mellan 2 och 35 MW. Flertalet anläggningar är byggda mellan år 1950 och början på 1970-talet. Den sammanlagda effekten är ca 215 MW. Den maximala årliga elproduktionen från de industriella kondensturbinerna uppskattas till knappt 1 TWh.

3.2.5 Kondenskraftverk

Oljekondenskraftverk används huvudsakligen i två syften i Sverige. För det första utgör dessa kraftverk

en reserv vid torrår samt då kärnkraftens tillgänglig—

het är låg.

Kraftproduktion i oljekondenskraftverken är dock av— sevärt dyrare, framför allt jämfört med vattenkraft. Det andra syftet med oljekondenskraftverken i dagens elsystem är att klara effektbalansen under höglasttid, framför allt vintertid och vid sen vårflod.

I Sverige finns ett antal stora oljekondenskraft— stationer med blockstorlekar mellan ca 20 MW och ca 340 MW. Flertalet är byggda mellan år 1950 och början på 1970—talet. Den årliga drifttiden för olje— kondenskraftverken är relativt kort. År 1988 produce—

rades endast ca 0,4 TWh i dessa anläggningar.

Statens energiverk uppskattar den möjliga årsproduk— tionen i befintliga kondenskraftaggregat till ca

20 TWh. Vid denna skattning har man dock inte beaktat existerande och kommande miljörestriktioner. Skulle kondenskraftverken nyttjas i högre grad än nu förut— sätter detta att betydande investeringar görs i re- ningsutrustning. Sådana investeringar har hitintills

inte gjorts i någon större utsträckning.

3.2.6 Gasturbiner

Gasturbinkraftverk används i det svenska elsystemet huvudsakligen som reservkraft ifall ett kraftverk eller en överföringsledning skulle haverera samt som spetslast, t. ex. under kalla vinterdagar. Det finns också möjligheter att använda gasturbiner för Viss produktion av elenergi under extremt torra år. Start— tiden från "kall" maskin till dess att den levererar full effekt är mycket kort, ned till ca 5 minuter. Verkningsgraden är relativt låg för gasturbiner. De

befintliga gasturbinkraftverken i Sverige har en verk— ningsgrad på ca 28 %. Verkningsgraden i nya anlägg-

ningar ligger strax över 30 %.

För gasturbinproduktion har hitintills gällt att ut— nyttjningstiden varit mycket låg på grund av god till— gång på billig basenergi samt relativt goda effekt- marginaler under högbelastningstid. Gasturbiner har hittills endast utnyttjats vid tillfälliga extrema be— lastningstoppar eller bortfall av kärnkraftaggregat vintertid. År 1988 producerades mindre än 0,1 TWh med

gasturbiner.

I Sverige finns för närvarande knappt 40 gasturbiner fördelade på ca 25 kraftstationer. Storleken på gasturbinerna varierar mellan ca 10 MW och ca 90 MW. Tillsammans kan de producera ca 1 680 MW, eller ca 3,3 TWh i termer av energi. Huvuddelen av gasturbi- nerna är byggda på 1960- och 1970—talen. Flertalet gasturbiner återfinns i syd— och mellansverige där

behovet av produktionsreserver är störst.

Det vanligaste bränslet för gasturbinerna är eldnings—

olja 1, men även gas och fotogen förekommer.

3 .2 .7 Dieselkraftverk

I Sverige finns tre stora dieselkraftstationer, i Visby och i Slite på Gotland samt i Skultuna utanför Västerås. Anläggningarna i Visby och Skultuna är konstruerade som kraftvärmeverk. Anläggningen i Slite är en konventionell kraftstation som bl. a. används som reservkraftverk för Gotland. I samtliga används

tung eldningsolja som bränsle.

Förutom dessa tre stora dieselkraftverk finns ett stort antal mindre aggregat som huvudsakligen används

som reservkraftverk på sjukhus, flygplatser etc. Storleken på dessa är normalt mellan 100 kW och 1 MW.

3.2.8 Vindkraftverk

Installerad vindkraft i Sverige inskränker sig idag till tre försöksanläggningar (Maglarp, Näsudden och Göteborg) samt ett antal mindre vindkraftverk, totalt ca 8 MW.

Vindkraftproduktion är beroende av vindförhållandena vilket medför varierande årsproduktionssiffror. Under år 1988 producerade de svenska vindkraftverken 7 GWh. Den sammanlagda medelårsproduktionen beräknas dock uppgå till 11 GWh.

3.3 Produktionskapacitet och drift

Kapaciteten i det svenska elproduktionssystemet år 1988 framgår av tabell 3.6. I denna tabell redovisas installerad effekt (MW) i olika kraftslag. För de väderberoende kraftslagen anges även medelårsproduk— tionen (TWh).

Tabell 3.6 Elproduktionskapacitet år 1988

Installerad Medelårs—

effekt produktion (MW) (TWh) Vattenkraft 16 112 62,6 Vindkraft 8 0,01 Kärnkraft 9 700 Konventionell värmekraft 7 861 varav: mottryck, fjärrvärme (2 531) mottryck, industriellt ( 989) kondens (2 641) gasturbin, diesel m. m. (1 700)

TOTAL INSTALLERAD EFFEKT 33 681

3.3.1 Drift av befintligt produktionssystem

Den absolut övervägande delen av elenergin produceras av ca 15 större företag och kommuner. statliga Vatten— fall är klart störst och svarar för omkring hälften av

produktionen.

När en produktionsanläggning tagits i drift bortser man ur produktionsekonomisk synpunkt från vad den kostat att bygga. Endast de rörliga kostnader som uppstår vid produktionen beaktas, eftersom det i detta

skede endast är dessa som kan påverkas.

De kraftslag, som ingår i det svenska kraftproduk— tionssystemet, har sinsemellan väsentligt olika kostnadsstruktur. Den rörliga kostnaden, dvs. huvud— sakligen kostnader för bränsle, uppgick i februari 1988 till ungefär de belopp som anges i tabell 3.7.

I kärnkraftens rörliga kostnader ingår kostnaden för hantering av utbränt kärnbränsle och slutförvaring av

radioaktivt avfall.

Tabell 3.7 Rörlig kostnad för olika kraftslag

Vattenkraft mindre än 1 öre/kWh Kärnkraft 4 — 5 öre/kWh Kolmottryck 6 - 8 öre/kWh Oljemottryck 8 12 öre/kWh Kolkondens ll 13 öre/kWh Oljekondens 15 - 20 öre/kWh Gasturbiner 25 - 40 öre/kWh

Vattenkraftens rörliga drift— och underhållskostnad är mycket låg, ca 0,5 öre/kWh, men tillgången på vatten är begränsad. En viss vattenkvantitet, som vid något tillfälle används för kraftproduktion i stället för att sparas i magasin, måste i allmänhet ersättas med

alternativ produktion vid ett senare tillfälle. Kost- naden för denna alternativa produktion ger ett värde på vattenkvantiteten i fråga, det 5. k. vattenvärdet. Detta vattenvärde varierar med nederbörd, temperatur och konjunkturläge. Vattenvärdet är av fundamental betydelse för driften av produktionssystem, som i lik— het med det svenska innehåller vattenkraft med lång— tidsmagasin. Det gör det nämligen möjligt att för vattenkraften ange ett marginalvärde, som kan jämföras med motsvarande för värmekraften. Den vid varje till- fälle bästa fördelningen mellan de olika kraftslagen

kan därmed bestämmas.

I figur 3.6 visas ungefär hur mycket som, med nuvaran- de produktionskapacitet, maximalt skulle kunna produ— ceras med resp. kraftslag och vilken rörlig kostnad per kWh produktionen betingar. I praktiken används inte den fulla kapaciteten annat än under korta tids-

perioder.

Figur 3.5 Produktionskapacitet och rörliga produk- tionskostnader för de olika kraftslagen

Kosmad öre/kVVh

Gaslurbin

Krahvärme

Kärnkran

Vattenkraft

50 100 Enerimängd TWhår

Källa: Vattenfall

Vattenkraft som har lägst rörlig kostnad - används, som nämnts, inte bara som basproduktion utan också som regulator i elsystemet. Därmed utjämnas de marginella produktionskostnaderna över hela året. De totala rör— liga kostnaderna för ett år blir lägre ju mer utjämnad produktionen med kärnkraft och konventionell värme— kraft blir. Detta beror på att kostnadsskillnaderna för de olika produktionsslag som utnyttjas är större

under vintern än under sommaren.

Kärnkraften har den näst lägsta rörliga produktions— kostnaden. Den används därför som basproduktion så länge som möjligt under ett år. säkerhetsskäl talar också för att man bör driva kärnkraften så jämnt som möjligt under året. När inte vatten- och kärnkraft räcker för att täcka elefterfrågan får därefter allt dyrare kraftslag tas i bruk. Beroende på hur välfyllda vattenmagasinen är kan viss konventionell värmekraft användas före den reglerbara vattenkraften. Mottryckskraften, där den tillförda bränsleenergin utnyttjas både till fjärrvärme eller industriella processer och till elproduktion är, jämfört med annan produktion av elkraft som baseras på samma bränsle, relativt billig eftersom en stor del (uppemot 90 %) av energin i det tillförda bränslet utnyttjas.

Oljekondensen är mycket dyrare eftersom ca 60 % av energin i det tillförda bränslet släpps ut som spill- värme. oljekondens utnyttjar tung eldningsolja till skillnad från gasturbiner där man oftast utnyttjar lätt eldningsolja. Dessutom har oljekondens högre verkningsgrad än gasturbiner. Detta gör att de senare får de högsta rörliga kostnaderna.

De kortsiktiga marginalkostnaderna för hela elproduk— tionssystemet bestäms av de rörliga driftskostnaderna för det dyraste kraftslaget som för tillfället an-

vänds. I det svenska systemet med mycket reglerbar vattenkraft bestäms de kortsiktiga marginalkostnaderna

ofta av det ovan beskrivna vattenvärdet.

En rangordning enligt den fasta kostnaden, dvs. i huvudsak kapitalkostnaden men även de drift— och underhållskostnader som inte varierar med elproduk— tionens storlek, ger helt motsatt ordningsföljd. Vattenkraft- och kärnkraftverk är alltså dyra att bygga men billiga att driva, medan motsatsen gäller för oljeeldade anläggningar.

I ett utbyggnadsskede eftersträvas naturligtvis att bygga de totalt sett, beaktande såväl kapital- som drifts— och bränslekostnader, billigaste anläggning—

arna.

3.3.2 Samkörning av elproduktion

Samkörning av elproduktionen sker i såväl Sverige som Norden (utom Island). I Sverige samkörs praktiskt taget all elproduktion. Målsättningen för samkörningen är att hela produktionssystemet skall utnyttjas opti— malt. Därigenom minimeras åtgången av bränsle (uran, olja, kol m. m.) och tillrinningen till vattenkraften utnyttjas på mest effektiva sätt.

Hela elnätet i de nordiska länderna utom Island är

sammankopplat.

Samkörning inom landet

Inom Sverige förekommer samkörning både mellan större elproducenter samt mellan de större elproducenterna och vissa av deras kunder som täcker en del av sina

elbehov med egen produktion (industrier, kommuner).

All samkörning är frivillig och överenskommelser om villkor träffas så snart två eller flera parter blir överens om att inleda samkörning. Eftersom man sällan vill äta sig stora och långvariga fasta kostnader för att arrangera samkörning förutsätter sådana överens— kommelser att man redan har fysiska möjligheter att utbyta kraft med varandra. Alla har dock kontakt med minst ett annat företag varför alla kan samköra med

någon annan.

Företag kan samköra även med avlägsna företag om det finns egna eller hyrda ledningar emellan dem. Att hyra delar av andras ledningar för att transitera kraft är vanligt på näten med de högsta spänningarna men tran- sitering förekommer även på andra spänningsnivåer.

Den samkörning som de större producenterna deltar i regleras av ett gemensamt avtal, samkörningsavtalet, och hanteras enligt avtalet av en nämnd, Samkörnings- nämnden, SKN. Företagen tillsammans kallas samkör- ningsföretagen eller SKN-företagen. De företag som direkt ingår i Samkörningsgruppen är: Vattenfall, Bålforsens Kraft AB, Graningeverkens AB, Skellefteå Kraftverk, Uddeholms Kraft AB samt Krångedegruppens Samkörnings AB (KGS). I KGS ingår flera företag vilka således indirekt är anslutna till Samkörningsgruppen. Dessa kraftföretag är: Gullspångs Kraft AB, Krångede AB, ASEA AB, Stockholm Energi Produktion AB, Stora Kraft samt Sydkraft AB. Vattenfall och KGS svarar för ca 50 % resp. 35 % av landets totala kraftproduktion. Omfattningen av kraftutbytet emellan de olika parterna

i Samkörningsgruppen framgår av tabell 3.8.

Tabell 3.8 Utbyte av kraft år 1988

Vattenfall KGS 1 525 GWh Vattenfall - "övriga" 1 711 GWh KGS "övriga" 593 GWh Mellan "övriga" företag 293 GWh Summa 4 122 GWh

Det samkörningsavtal som företagen i gruppen under— tecknat innehåller bl. a. bestämmelser efter vilka utbyte av tillfällig kraft skall ske, samt en överens—

kommelse om gemensam produktionsreserv.

Samarbetet syftar till att utjämna de rörliga produk- tionskostnaderna mellan elproducenterna. En producent kan vid en viss tidpunkt behöva använda t. ex. dyr oljekondens för att klara sina kunders behov medan en annan klarar sig med kärnkraft med låga rörliga kostnader. I detta fall säljer den senare el till den förra. Principen för prissättningen är att vinsten ska delas lika. Betalningen sker ofta (om inte startkost— nader, garantier etc. behöver beaktas för vinstdel— ningen) till ett pris som ligger mitt emellan resp. producents kortsiktiga marginalkostnader (mittpris), eller vid ett lägre takpris ifall skillnaden över- stiger ett fastlagt belopp. I princip innebär detta att det i varje ögonblick produceras el på det för

stunden billigaste sättet.

Ett krav som ställs på aktörerna i Samkörningsgruppen år att man har erforderlig leveranssäkerhet för både energi och effekt. Givetvis kan man inte med fullstän— dig säkerhet garantera leveranssäkerhet under alla tänkbara omständigheter. Det blir i stället frågan om att klara rimliga intervall för vattentillrinning,

konjunktur— och temperaturförhållanden samt produk— tionsbortfall. I stället för fullständig leverans— säkerhet diskuterar man leveranssäkerheten med en viss

sannolikhet.

Samkörning med grannländerna

I Norden har samkörning över gränserna förekommit sedan år 1915.

Villkoren för samkörningen avhandlas i stor utsträck— ning bilateralt mellan de aktuella svenska och utländ— ska företagen. Ett kompletterande forum är samarbets— organisationen Nordel och dess kommittéer. Alla länder i Norden är anslutna till Nordel. Av dessa är Danmark, Finland, Norge och Sverige hopkopplade för att man ska kunna överföra tillfällig och fast kraft mellan länd— erna. Genom dessa förbindelser kan stordriftsfördelar— na i hela Nordel-systemet utnyttjas och därmed de totala produktionskostnaderna sänkas för deltagande

länder.

Den totala överföringsförmågan från Sverige till de andra länderna är drygt 5 000 MW. Till Sverige kan knappt 4 700 MW överföras.

Årsvärdena för Sveriges utbyte med grannländerna åren 1971, 1980 samt 1988 framgår av tabell 3.9.

Tabell 3.9 Sveriges utbyte av elkraft med grann länderna, GWh

1971 1980 1988

Import, totalt 5 181 3 366 5 064

" från Danmark 1 519 702 189 " " Finland 17 1 162 409 " " Norge 3 645 1 502 4 466 Export, totalt 3 551 2 834 7 671

" till Danmark 726 1 174 3 475 " " Finland 2 116 670 3 058 " " Norge 709 990 1 138 NETTOIMPORT TILL SVERIGE 1 630 532 — 2 607 3.3.3 Kraftöverföring

Större delen av den svenska kraftproduktionen sker, såsom nämnts tidigare, i vatten- och kärnkraftverk. Vattenkraft produceras huvudsakligen i Norrland medan kärnkraftverken är lokaliserade till mellersta och södra Sveriges kuster. Eftersom elkraften normalt inte används i direkt anslutning till kraftstationerna måste kraften överföras till elkonsumenterna.

Diskrepansen mellan produktion och förbrukning inom

olika områden i Sverige framgår av tabell 3.10.

Tabell 3.10 Produktion och förbrukning inom olika elområden 1988, TWh

Vatten— Värme— Total Elför—

Elområde kraft kraft prod. brukning Övre Norrlands

elområde 29.4 0.8 30.2 16.6 Nedre Norrlands

elområde 27.0 0.6 27.6 12.1 Bergslagens

elområde 6.4 0.4 6.8 15.1 Östra

elområdet 2.6 23.5 26.1 38.9 Västra

elområdet 2.8 22.2 25.0 23.1 Södra

elområdet 1.5 24.6 26.1 24.3 Elnätet

Överföringen sker dels via högspänningsledningar som överför kraft mellan olika delar av landet och dels genom region- och lokalnät med lägre spänning som för

ut elkraften till kunderna.

Kraftledningar 30—400 kV indelas efter sin betydelse i två kategorier, nämligen stamledningar och regional—

ledningar.

Enligt särskilt riksdagsbeslut bygger och driver Vattenfall stamnätet för 400 och 220 kV. Alla stora kraftproducenter som utnyttjar stamnätet har lång- fristiga transiteringsavtal med transiteringsrätt, i princip baserade på självkostnaden för elöverföringen.

stamnätet består av Vattenfalls ledningsnät för 220 och 400 kV söder om Skellefteälven med tillhörande stationsanläggningar, samt ett fåtal anläggningar tillhörande andra företag. Samkörningsförbindelserna

med grannländerna ingår inte i stamnätet men kostna— derna för dessa bestäms och fördelas mellan berörda

företag enligt stamnätsavtalets principer. stamnätet består av ca 950 mil 400 kV-ledningar och ca 750 mil 220 kV— ledningar.

Överföringsbehovet är störst från mellersta Norrland till Mellansverige. Däremellan finns för närvarande sju stycken 400 kV—ledningar och sex stycken 220 kV—ledningar

Den maximala överföringsförmågan från norra Sverige är för närvarande ca 6 300 MW. Genom påbörjad resp. planerad utbyggnad beräknas överföringsförmågan öka till ca 6 900 MW. När denna utbyggnad skett kan en viss ökning av vattenkraftproduktionen ske, t. ex.

under vår och höst.

Planering och drift handhas av Vattenfall, men även andra företag (transitörer) har möjlighet att utnyttja stamnätet för kraftöverföring. Bestämmelser gällande transitering på stamnätet regleras i ett avtal

— 1981 års stamnätsavtal - mellan Vattenfall och ett antal kommunala och enskilda kraftföretag. Avtalet gäller t. o. m. 31 december år 2004.

Till 1981 års avtal har också knutits vissa allmänna bestämmelser SNAB-al liksom anvisningar för abonnemang och ekonomi. I SNAB-el behandlas bl. a. följande: organisation av stamnätsverksamhet, regler för abonnemang, driftledning, kostnader och avgifter, överföringsförluster, datatransmissionsnät, störningar

och skador.

Samråd i planerings-, drift— och ekonomifrågor sker i Stamnätsnämnden, där de parter som utnyttjar stamnätet är företrädda. Efter nämndens hörande fattar Vatten—

fall beslut i alla frågor utom sådana som gäller åt—

gärder i anläggningar som hyrts från andra företag.

När det gäller Vattenfalls planering av stamnätets utbyggnad har varje företag som önskar överföra kraft på nätet att göra anmälan minst fem år i förväg. Abonnemang träffas normalt för hela den resterande avtalsperioden, dvs. t. o. m. är 2004. På motsvarande sätt får Stamnätsnämnden också besked om Vattenfalls beräknade överföringsbehov. För kortfristiga abonne— mang tillämpas vanligen särskilda regler med förhöjda

transiteringsavgifter.

Då utrymme finns på stamnätet kan Vattenfall, förutom de kortfristiga abonnemang till förhöjt pris som med— ges i SNAB—81, även sälja tillfälliga abonnemang. Dy— lika abonnemang kan t. ex. förekomma vid tillfälliga överföringsbehov i samband med ombyggnads— eller underhållsarbeten och medges för en vecka i taget.

Eftersom det svenska stamnätet utgör en central del i det samkörande Nordel-systemet föreligger ett ömsesi- digt beroende mellan kopplingsåtgärder i stamnätet och produktionsförhällanden i Nordel-systemet. De nordiska länderna har i samråd fastställt kriterier för nätets stabilitet och frekvensreglering. Utifrån dessa kri— terier och efter behandling i Stamnätsnämnden bestäm- mer Vattenfall bl. a. den erforderliga momentana stör—

ningsreserven i Sverige.

I Vattenfalls driftledande funktion ingår även mätning och avräkning av överförd elenergi, överföringsförlus— ter och resulterande kraftleveranser mellan kraftföre—

tagen.

I transformatorstationer sänks spänningen från 400 och 220 kV till 30-130 kV (regionalledningar). Vid denna

spänning försörjs större kunder. Inför leverans till hushållskunder och övriga mindre kunder sker ytter—

ligare nedtransformering.

Den regionala kraftöverföringen från kraftverk och från uttagspunkter på stamnätet (stamstationer) till storkonsumenter och återdistributörer ombesörjs av såväl Vattenfall som kommunala och privata

kraftföretag. Förluster

De totala förlusterna vid överföring och distribution uppgår för närvarande till ca 10,7 TWh vid en årlig elproduktion på ca 130 TWh.

I storkraftnätet, 400 och 220 kV, motsvarar förluster— na ungefär 2 % av nettoelproduktionen. Inom region— och distributionsnäten pågår ett fortlöpande arbete med att sänka förlusterna till den ekonomiskt optimala nivån. För närvarande uppgår förlusterna i region— näten (130—30 kV) till ca 1,8 % av nettoproduktionen. I distributionsnäten (från 20 kV och ned till 0,4 kV) uppgår de till ca 4,4 % av nettoproduktionen.

Leveranssäkerhet

Det är viktigt både för kunder och leverantörer att elleveranserna kan ske med lagom säkerhet. För låg säkerhet blir dyrt för kunden genom avbrottskostnader i industri, service etc. För hög säkerhet leder till

onödigt höga elkostnader.

För att optimera säkerheten görs analyser av kostnader för avbrott (samhällsekonomisk värdering) samt kostna— der för att bygga ut elproduktion och elnät. Dessa vägs sedan mot varandra i beräkningar vars resultat

formuleras som optimerade bristrisker, en för effekt och en för energi. Riskerna uttrycks som sannolikheten för att brist skall uppstå.

För de företag som utnyttjar stamnätet och för SKN— företagen görs årligen kontroller av leveranssäker—

heten.

3.4 Koncession

För att dra fram eller begagna en elektrisk stark— strömsledning erfordras tillstånd koncession — av regeringen eller den regeringen bemyndigar. Regeringen har bemyndigat statens energiverk att fatta beslut i flertalet koncessionsärenden. Verkets beslut kan över-

klagas hos regeringen.

Koncession kan lämnas för viss ledning med en i huvud— sak bestämd sträckning, linjekoncession, eller för ledningsnät inom ett visst område, områdeskoncession.

Linjekoncession beviljas för stamledning (220—400 kV), regionledning (20—130 kV) och fördelningsledning (3—20 kV) .

Områdeskoncession beviljas för hög— och lågspännings— ledningar och andra närdistributionsledningar inom ett geografiskt begränsat område. Med stöd av en områdes- koncession kan koncessionsinnehavaren dra fram de hög- och lågspänningsledningar inom området som är nödvän—

diga för att förse området med erforderlig kraft.

3.4.1 Koncessionsvillkor

Enligt 2 5 2 mom. ellagen "må koncession ej meddelas med mindre anläggningen är behövlig och förenlig med en planmässig elektrifiering. Ifråga om områdeskon- cession för yrkesmässig distribution skall dessutom tillses att området utgör en med hänsyn till eldistri—

butionens ändamålsenliga anordnande lämplig enhet".

Områdeskoncession innebär i princip ensamrätt till distributionen inom visst område. Detta hindrar dock inte att exempelvis ett industriföretag med stort kraftbehov kan få linjekoncession för en ledning genom området, om företagets kraftbehov inte kan tillgodoses

från de ledningar som omfattas av områdeskoncessionen.

Koncession får icke överlåtas utan tillstånd av koncessionsmyndigheten. Den meddelas för viss tid.

Vanligen beviljas koncession för mellan 5 och 10 år.

3.4.2 Distributionsplikt

Den som innehar områdeskoncession för yrkesmässig distribution är skyldig att tillhandahålla ström åt envar som inom området har behov därav om det inte

finns särskilda skäl till undantag.

Den som innehar linjekoncession är skyldig att leverera ström till innehavare av områdeskoncession för att denne skall kunna fullgöra sina leverans—

förpliktelser.

4 PRISSÄTTNING AV EL 4.1 Inledning

Prissättningen är av grundläggande betydelse för ett effektivt utnyttjande av produktionskapaciteten inom en bransch. Detta gäller i hög grad för elmarknaden. Ett primärt krav på effektiva priser är att jämvikt erhålls mellan utbud och efterfrågan. Ett för högt pris på en marknad leder till att kapaciteten inte utnyttjas medan ett för lågt pris leder till överkon— sumtion eller köer. Eftersom konsumenter inte kan ställa sig i kö för att få elenergi är motsvarigheten till köer på elmarknaden en lägre leveranssäkerhet och periodvis överbelastning och kraftiga störningar på

elnätet.

I det närmast följande avsnittet karaktäriseras el— marknaden genom en uppräkning av skillnader mellan denna marknad och flertalet övriga varumarknader. Dessa skillnader har sin grund i varans speciella egenskaper och är en nödvändig bakgrund för att förstå

diskussionen angående prissättningen av el.

Prissättning kan dock baseras på olika principer; detta gäller i synnerhet vid prissättning av elkraft. I kapitlets senare avsnitt redogörs för vissa begrepp som år av grundläggande betydelse vid diskussion om olika prissättningsprinciper: genomsnittskostnad samt

kortsiktig resp. långsiktig marginalkostnad. Dessa begrepp används inte alltid entydigt. EL 90 anser det därför vara angeläget att närmare precisera vad som — åtminstone i denna utredning - avses med dem. Ambitio— nen är dock inte att göra en fullständig analys. För en mer heltäckande genomgång av den teoretiska grund— valen för prissättning på energi hänvisas till betänk- andet (SOU 1981:69) Pris på energi från kommittén om principerna för taxe— och prissättning inom energiom—

rådet.

Kapitlet avslutas med en översikt av det prissätt- ningssystem som för närvarande tillämpas i Sverige.

I denna utredning används begreppet elpris för att beteckna summan av alla avgifter som kunden betalar dividerat med den förbrukade volymen. Detta måste på— pekas eftersom man i andra sammanhang, t. ex. i det ovan nämnda betänkandet SOU 1981:69, med elpris avser

tariffens rörliga energiavgift.

4.2 Viktiga särdrag hos elmarknaden

Elmarknaden skiljer sig i många avseenden från andra, marknader. Dessa särdrag gör att man ofta kan vänta sig att förväntningar slår fel och att perioder med "överskott" eller "underskott" på kapacitet periodvis uppstår förutom de kortsiktiga variationer i kapaci- tetsutnyttjandet som beror på klimatvariationer, ar—

betstider, etc.

Följande uppräkning av vad som i hög grad karaktärise— rar elmarknaden och som skiljer den från många andra

marknader har i huvudsak hämtats från Hjalmarsson,

Veiderpass: Den svenska elmarknaden (Nationalekono— miska institutionen, Göteborgs universitet 1986).

Viktiga karaktäristika är:

Stora kapitalintensiva och ofta irreversibla investeringar på såväl produktions- som på distributions— och användningssidan.

Anläggningarna har en lång förväntad livslängd.

Produktionssystemet består av en blandning av olika anläggningar med olika nivå på de rörliga kostnaderna.

Osäkerheten om tillgängligheten vid en viss tid— punkt hos olika anläggningar är betydande. Varia— tioner i nederbörd mellan olika år påverkar vat— tenkraftens produktionsförmåga medan tekniska fel påverkar tillgängligheten hos alla kraftslag.

Eftersom både produktions— och distributions- anläggningar innebär omfattande miljöpåverkan är koncessionsförfarandet omständligt vilket leder till långa planeringstider.

Stora produktionsanläggningar tar lång tid att bygga vilket ytterligare bidrar till långa led— tider.

Konsumenterna efterfrågar både effekt och energi varför både effektkapacitet och energikapacitet måste beaktas. Prissättningen ska således balan— sera dels effektkapacitet och effektefterfrågan vid olika tidpunkter, dels energikapacitet och energiefterfrågan under året.

När elenergin väl är producerad kan den inte lag— ras. Samtidigt bestämmer konsumenterna själva inom vida gränser tidpunkt och omfattning av sin elkon— sumtion. Det är således en form av självbetjän- ingssystem där konsumenterna inte kan ställa sig i kö. Elsystemet tål inte heller någon överbelast— ning. Om inte konsumenternas efterfrågan håller sig inom ramen för tillgänglig kapacitet i produk— tion och överföring bryter systemet samman med ofta höga samhällsekonomiska kostnader som följd. Varken teknik eller institutionella förhållanden medger att oväntade efterfrågeökningar momentant kan mötas med högre pris utan eltarifferna fast— ställs för längre tidsperioder och förändras van—

ligen högst en gång per år. Om systemet har en be— gränsad effektkapacitet måste priset på effekt ligga på en tillräckligt hög nivå under högbelast— ningsperioder.

10. Även om elenergi i fysikalisk mening är en homogen produkt är elenergi som tjänst betraktad flerdi— mensionell. För en viss energimängd som konsumeras under en viss tidsperiod måste man således skilja mellan:

a) spänningsnivå

b) effektuttag vid olika tidpunkter

c) leveranssäkerhet

d) geografisk lokalisering av konsumtion.

Produktbegreppet är således mycket komplicerat och i princip kan man betrakta elenergi med olika egenskaper a)—d) som olika varor. Eftersom kostna— den för att producera elenergi varierar med dessa egenskaper bör detta reflekteras i prissättningen. Detta kan förefalla vara en gigantisk uppgift. Å andra sidan känner man inte till något alternativt system som på ett effektivt sätt skulle kunna för— dela elenergin mellan olika samhällsbehov.

De slutsatser om prissättning på elenergi som man kan dra från diskussionen ovan är att en effektiv tariff bör variera över tiden både mellan delar av dygnet och mellan årstider och över rummet med hänsyn till varia— tioner i överföringskostnader och överföringskapacite— ter. Den bör innehålla både ett effektled och ett

energiled. Priset bör också variera med hänsyn till

graden av leveranssäkerhet.

4.3 Kostnadsbegrepp och prissättningsprinciper 4.3.1 Pris enligt genomsnittskostnad

Genomsnittskostnad, självkostnad eller medelkostnad används ofta synonymt. Därmed avses den på något sätt beräknade totala kostnaden för en kWh inom ett kraft— bolag eller inom hela elproduktionen. Genomsnittskost—

naden inkluderar såväl rörliga som fasta kostnader.

Det är därför ett tillbakablickande kostnadsbegrepp, eftersom kapitalkostnaderna gäller förbrukning av resurser i förfluten tid. Kapitalkostnaderna för en verksamhet kan beräknas på olika sätt. De kan t. ex. baseras på historiska investeringskostnader eller avskrivningar till återanskaffningsvärde. Räntenivå och avskrivningstid blir därmed viktiga faktorer bakom

kapitalkostnaden.

En prisnivå baserad på självkostnad är således ingen entydigt bestämd prisnivå utan kan variera beroende på

hur kapitalkostnaderna beräknats.

Vid renodlad prissättning enligt genomsnittskostnad är således elpriset kopplat till summan av såväl fasta som rörliga produktionskostnader. Ur samhällsekonomisk synpunkt innebär det att det pris konsumenterna får betala kan bli såväl för högt som för lågt. Om kostna— derna för nyproduktion av el har stigit ger genom— snittspriset incitament till ett alltför högt elut— nyttjande. Å andra sidan kan genomsnittspriset vara för högt och leda till ett underutnyttjande av kraft— produktionssystemet (t. ex. om kraftproducenterna investerat fel och dragit på sig stora kapitalkostna- der).

Ett till genomsnittskostnaden kopplat elpris, som ger konsumenterna en mer korrekt information än ett ren— odlat genomsnittskostnadspris, får man genom att dela upp elpriset/tariffnivån i en rörlig och en fast del. Energiavgifterna kan sättas på nivån för de kortsik- tiga marginalkostnaderna, medan den fasta avgiften ut— nyttjas för att täcka gapet mellan marginalkostnad och genomsnittskostnad - om genomsnittskostnaden är högre än den kortsiktiga marginalkostnaden. Om däremot den kortsiktiga marginalkostnaden överstiger genomsnitts-

kostnaden skulle det kunna utgå - åtminstone i teo—

rin negativa fasta avgifter.

Genom energiavgifterna får kunderna med denna pris— sättningsmetod information om variationer i resursåt— gången inom elproduktionen. Genom prisnivån snedvrids dock, såsom beskrivits ovan, informationen om kostna—

derna för att expandera produktionssystemet.

4.3.2 Pris enligt kortsiktig marginalkostnad

Med den företagsekonomiska kortsiktiga marginalkostna— den avses kraftproducenternas kostnad för att produ—

cera ytterligare en kWh inom ramen för den befintliga kapaciteten. Den motsvaras således vid varje tillfälle av den rörliga energikostnaden för det dyraste kraft—

slag som används.

Den kortsiktiga marginalkostnaden varierar mellan olika säsonger, veckor, dagar och t. o. m. timmar. Variationerna beror dels på variationer i kraftsyste— mets belastning, dels på att produktionens sammansätt— ning ändras under året (t. ex. då tillgången på maga— sinerad vattenkraft varierar eller då kärnkraftverk ställs av för översyn). Ofta bestäms de kortsiktiga marginalkostnaderna av vattenvärden, dvs. vattenkraft— ens alternativvårde då den sparas för senare produk—

tion.

Den samhällsekonomiska kortsiktiga marginalkostnaden kan i vissa fall innehålla ytterligare kostnader som

ligger utanför företaget men som är kostnader för sam- hället. De samhälleliga merkostnader som uppstår vid produktion och distribution av el är framför allt miljökostnader och kapacitetskostnader. Med de förra

avses störningar och effekter på miljön, t. ex. luft- föroreningar till följd av förbränning av fossila bränslen som inte beaktas i företagsekonomiska kal- kyler. Kapacitetskostnader kan uppstå om efterfrågan stiger så att den existerande kapaciteten blir otill— räcklig. En överbelastning av produktions- eller över— föringskapaciteten kan medföra höga kostnader för en—

skilda kunder.

En renodlad prissättning enligt kortsiktig marginal— kostnad innebär att elpriset/tariffnivån vid varje tillfälle sätts lika med den samhällsekonomiska margi- nalkostnaden för att producera ytterligare en kWh inom den existerande produktionskapaciteten. Konsumenten får då genom priset information om alla kostnaderna i det befintliga produktions- och distributionssystemet.

4.3.3 Pris enligt långsiktig marginalkostnad

Med långsiktig marginalkostnad menar man den lägsta möjliga kostnaden för att producera ytterligare en kWh när alla produktionsfaktorer är variabla (dvs. när även produktionskapaciteten kan ändras. Den långsik— tiga marginalkostnaden för en kWh inkluderar således både energikostnaden för en utbyggnad samt den av ut— byggnaden beroende kapacitetskostnaden.

I praktiken har begreppet fått ett något annorlunda innehåll. Normalt avses med den långsiktiga marginal— kostnaden den totala genomsnittliga kostnaden per kWh för att ta i anspråk ny kapacitet under en viss tids— period. Den långsiktiga marginalkostnaden kan alltså snarare sägas motsvara den beräknade genomsnittskost-

naden (beräknad i fast penningvärde och med real

ränta) i de tillkommande kraftverken under en viss

period.

Tariffnivå/elpris enligt långsiktig marginalkostnad innebär med denna terminologi att energiavgifterna sätts på nivån för den kortsiktiga marginalkostnaden medan övriga tariffelement utnyttjas för att uppnå en tariffnivå som motsvarar de fasta kostnaderna i till— kommande anläggningar. Konsumenterna får information om energikostnaderna i det befintliga produktions— systemet men också - genom de fasta avgifterna - in— formation om den långsiktiga kostnadsutvecklingen. En sådan prissättningsprincip anses vara av stor betydel— se för korrekta investeringsbeslut hos användarna.

4.4 Elprissättningen i sverige 4.4.1 Högspänningstariffer

En beskrivning av det nuvarande prissättningssystemet kan ske med utgångspunkt från högspänningstarifferna, som är de tariffer som har den högsta detaljerings— graden. Lågspänningstarifferna kan betraktas som olika grader av förenklingar av högspänningstarifferna.

Högspänd elenergi säljs till industrier, återdistri— butörer och andra storförbrukare av el, vilka i all— mänhet har starkt varierande belastningsförhållanden. Köparna tecknar abonnemang för längre tidsperioder. Kontraktstiden kan vara ett eller flera år. Kraft— producenterna erbjuder försäljning efter ett system av tariffer, varvid skilda tariffer tillämpas för olika leveransspänningar och för olika geografiska områden.

Vattenfall är landets största råkraftproducent, och därför kan dess prissättning antas vara vägledande för övriga säljare av högspänd elkraft. Vattenfalls nor— maltariff för högspänningsleveranser består av följ—

ande tariffelement:

En fast avgift som utgår i kronor per år, och som avspeglar de kostnader som är oberoende av elkonsu— mentens förbrukning (mätning, debitering, kundtjänst,

etc.).

En årlig abonnemangsavgift som utgår i kronor per kW, och som skall täcka den del av effektkostnaden som motsvarar den lokala effektberoende nätkostnaden.

En högbelastningsavgift som också utgår i kronor per kw. Den skall täcka effektkostnaden i produktionen och i det centrala nätet Den tas ut under de fem månader och under den del av dygnet som på grund av effekt- situationen bedömts kräva högre avgift (dvs. vardagar kl. 06—22 under tiden november-mars). Debiterings— grunden är för de större kunderna medelvärdet av de tre högsta effektvärdena (per timme) från skilda dagar

under en månad.

En energiavgift som utgår i öre per kWh och skall täcka den levererade energins produktionskostnader, dvs. den kortsiktiga marginalkostnaden, samt överför— ingsförluster. Energiavgiften varierar således med förbrukningen, men avgiften per kWh varierar också under årets och veckans delar. Avgiften för en kWh är högst på vardagar kl. 06—22 i månaderna november till mars, och är lägst under nätter och helger 1 månaderna maj till augusti.

Eftersom tariffen är beräknad för ett visst kostnads— läge, men kan gälla över en längre tidsperiod, till— fogas ett par prisregleringselement.

En indexklausul, som är kopplad till konsumentpris— index, kompenserar kraftproducenten för allmänna kostnadsstegringar genom ett procentuellt tillägg på samtliga tariffelement, medan energiprisklausuler som kopplats till uran- och oljeprisutvecklingen, kompen- serar för bränslekostnadsförändringar genom tillägg/

avdrag på energiavgifterna.

Tabell 4.1 visar den högspänningstariff (normaltariff) som Vattenfall under perioden 1989—1991 erbjuder högspänningskunder i Mellansverige.

Tabell 4.1 Vattenfalls normaltariff för högspänning i Mellansverige åren 1989-1991 vid leve— ransspänningen 130 eller 70 kV.

1989 1990 1991

Fast avgift (kkr.) 600 600 600 Abonnemangsavgift (kr./kW) 40 45 45 Högbelastningsavgift (kr./kW) högpristid nov.—mars 145 190 205 Energiavgifter (öre/kWh) nov.—mars vardag 06—22 23,0 23,0 23,6 övrig tid 16,0 16,0 16,4 april, sept.,okt. vardag 06—22 14,5 14,5 14,8 övrig tid 12,0 12,0 12,3 maj—aug. vardag 06—22 9,0 9,0 9,2 övrig tid 8,0 8,0 8,2

Indexklausul (Procentuellt tillägg

till ovanstående avgifter): 0,46(K—175) Energiprisklausuler

hela året — O,55(U—4,3) nov.—mars, vardag 06—22: 0,21(C—6,0)

medelvärdet av konsumentprisindex året före lev.

— " — kärnbränslekostnaden — "

" — oljepriset — "

OC:?C II II II

Utöver normaltarifferna, som är uppbyggda enligt den struktur som beskrivits ovan, har Vattenfalls större högspänningskunder också möjlighet att välja den s. k. PLUS—tariffen. Den skiljer sig huvudsakligen från nor— maltarifferna genom att högbelastningsavgiften baseras på effektuttaget under de dagar då elsystemet är högt belastat.

Inför varje sådan dag varslas kunden senast kl. 14 dagen innan. Medelvärdet av de högsta medeleffekterna (för timmarna mellan kl. 06 och kl. 22) under de vars— lade dagarna är avgiftsgrundande. Varsel kan ske för lägst 4 och högst 40 vardagar per år. Högbelastnings— avgiften är ca 3 % lägre än för motsvarande normal— tariff, medan kunden erlägger en högre fast avgift per

år.

Om kunden kan minska sin effektförbrukning under de varslade dagarna kan kostnaderna reduceras. Tariffen är främst tänkt för kunder som har möjlighet att flytta sin belastning i tiden, eller som har möjlighet

att tillfälligt starta egen elproduktion.

De flesta andra kraftföretagen tillämpar tariffer som i stor utsträckning liknar Vattenfalls. I tabell 4.2 redovisas vad elkostnaden skulle bli för ett stort integrerat massa- och pappersbruk enligt kraftföre— tagens tariffer för år 1989.

Kolumnen längst till höger i tabell 4.2 anger före— tagens elkostnader och de motsvarande tariffnivåerna. Det framgår av tabellen att elkostnaden för ett mycket stort massa— och pappersbruk ligger på 17-18 öre/kWh i Mellan— och Sydsverige och ett par öre lägre i Norr— land.

Tariffnivån varierar ganska lite mellan kraftföre— tagen. Vattenfalls tariffnivå ligger dock något under de andra företagen i Syd- och Mellansverige. Tariffer— nas uppbyggnad varierar mellan företagen. Vattenfall har den lägsta energiavgiften men tar ut något högre fasta avgifter än de andra kraftföretagen.

Tabell 4.2 Elkostnader år 1989 enligt kraftföretagens tariffer för ett stort integrerat massa- och pappersbruk. (150 MW, 1.000 GWh/år, 70—130 kV) .

Fast Abonn. Högbel. Energi- Summa Tariff—

- avgift avgift avgift avgift kostnad nivå FORETAG kkr. kr./kW kr./kW öre/kWhli kkr. öre/kWh ASEA—SEV 500 140 — 16.0 181748 18.2 SYDKRAFT 400 15 160 15.1 177840 17.8 VATTENFALLZ) 600 40 145 13.9 167741 16.8 GULLSPÅNG 420 24 138 15.1 175613 17.6 BÅKAB A 360 24 126 13.4 156887 15.7 BÅKAB B 360 24 130 14.0 163272 16.3 STORA LJUSNE 360 24 128 14.2 175613 17.6

1) Genomsnittlig vägd energiavgift över året. Kundens elför— brukning har schablonmässigt antagits vara jämn över året.

2) Mellansverige. I mellersta Norrland och i Norrbotten är Vattenfalls priser ca 10 % resp. 20 % lägre.

Energiavgifterna i eltarifferna är baserade på de kortsiktiga marginalkostnaderna i kraftproduktionen, inkl. överföringsförlusterna. En utgångspunkt för effektavgiften i högspänningstaxan är den långsiktiga marginalkostnaden för effekt i produktions- och nätut— byggnad. De fasta avgifterna skall täcka mätnings— och administrationskostnaderna. Tariffernas intäktsnivå stäms av mot medelkostnaden. Man anpassar i första hand den avgift som antas minst påverka kundernas

elanvändning.

4.4.2 Lågspänningstariffer

Eltarifferna för lågspänningsleveranser bestäms av varje enskilt distributionsföretag. Inom Svenska Elverksföreningen (SEF) sker dock ett samarbete i syfte att åstadkomma en såvitt möjligt enhetlig

tariffstruktur.

Lågspänningstariffer för större lågspänningsleveranser vid vilka mätning av effekten förekommer kallas effekttariffer och har en uppbyggnad som liknar hög- spänningstariffen. För flertalet lågspänningskonsumen— ter är tariffen däremot förenklad. Den fasta avgiften och abonnemangsavgiften är då sammanslagen till en av— gift, baserad på huvudsäkringens storlek, och högbe- lastningsavgiften inkluderas i energiavgiften. Effekt— mätning förekommer således inte, utan i stället till— lämpas en stegvis effektbegränsning genom mätarsäk— ringens dimensionering. Tarifftypen kallas därför van— ligen säkringstariff.

Från effektivitetssynpunkt är det önskvärt att säk- ringsavgiften täcker distributörens kostnader för mätning, debitering etc. samt delar av kostnaderna för det egna distributionsnätet, medan energiavgiften skall täcka råkraftkostnaden samt övriga kostnader för det egna distributionsnätet. Det förekommer dock att vissa distributörer tillämpar en säkringstariff som har en högre energiavgift och en lägre säkringsavgift jämfört med vad som vore motiverat av kostnadsskäl.

Till skillnad från högspänningstarifferna har låg- spänningstariffer vanligen inga indexklausuler. Därför finns heller ingen fastställd kontraktstid, utan leve—

rantören kan med kort varsel införa nya tariffer.

Som ett exempel visas i tabell 4.3 Vattenfalls aktuella lågspänningstariffer för regionerna Öst— sverige och Norrbotten, för vilka energiavgifterna är högst resp. lägst inom Vattenfalls distributionsområden.

Tabell 4.3 Vattenfalls lågspänningstariffer (säkringstariffer gällande från 1 januari 1989 inom regionerna östsverige och Norrbotten.

Energiavgift (öre/kWh)

Tariff Öst— Norr— sverige botten

T4 _ Tidstariffen

nov—mars, må—fr kl 06—22 45,0 36,5 övrig tid 18,0 15,5 E4 — Enkeltariffen 30,5 25,5 M4 — Mellantariffen 26,5 21,5 D4 — Dubbeltariffen

dag kl 06—22 37,0 31,0 natt kl 22—06 18,5 15,5

Säkringsavgift (kr/är)

Mätarsäkring (A) 161) 162) 20 25 35 50 63 80 100 125 160 200

Tariff

T4 540 1050 1500 1750 2100 2900 3700 4600 5800 7000 8700 11000 E4 340 850 1300 1550 1900 2700 3500 4400 5600 6800 8500 10800 M4 1020 1620 2100 2600 3300 4700 6300 8100 10400 13200 17300 22000 D4 540 1050 1500 1750 2100 2900 3700 4600 5800 7000 8700 11000

1) Lägenhet 2) Småhus

Förutom avgifterna debiteras kunden energiskatt om 9,2 öre/kWh i östsverige och 8,2 öre/kWh i Norrbotten. (fr. o. m. den 1 mars 1990 7,2 öre/kWh resp.

2,2 öre/kWh).

Mellantariffen har högre säkringsavgift och lägre energiavgift än enkeltariffen, och är därför lönsam för kunder med högre årsförbrukning. Dubbel- och tidstarifferna passar kunder som kan förskjuta en betydande del av elförbrukningen till natten.

Prisnivån skiljer sig betydligt bland landets detalj— distributörer. Det finns flera orsaker. Distributions— kostnaderna kan skilja sig beroende på exempelvis kundtätheten i distributionsområdet. En annan orsak kan ligga i kraftanskaffningskostnaderna som t. ex. kan vara lägre för distributörer med egen kraft—

produktion.

Tabell 4.4 är en jämförelse av eltarifferna för vissa

distributörer.

För den kommunala eldistributionen tillämpas taxeutjämning mellan tätorter och omgivande landsbygd. Även om eldistributionen inom en kommun är uppdelad mellan flera distributörer sker ibland en utjämning genom höjning till gemensam nivå eller genom kommunala bidrag till den del av distributionen där kostnaderna

är högst.

Det är ovanligt att eldistributörer tillämpar högre taxor än Vattenfall, även om kostnaderna på grund av

ogynnsam kundstruktur skulle motivera det.

Prisnivån påverkas också av priset vid överlåtelse av anläggningar. Många producenter och distributörer av el tillämpar avskrivningar på återanskaffningsvärdet. Detta innebär att kunderna genom de årliga avgifterna bidrar till en successivt ökad självfinansiering av investeringarna. Svenska Elverksföreningen rekommende—

rar i normerna för värdering av eldistributionsanlägg—

ningar att värdet reduceras med finansieringsbidrag

som erhållits genom årliga avgifter från kunderna.

Tabell 4.4 Eltariffer 1989-01-01 för 16 A villa eller

motsvarande

Normaltariff Mellantariff Tidstariff Företag kr./år+öre/kWh kr./år+öre/kWh kr./år+öre/kWh Bålforsen Kraft AB 810 28 1 550 23,5 1 110 39/18 Forsaströms Kraft AB 820 30,5/251) — — 1 120 44/19 Graningeverkens AB 850 28 1 620 24 1 050 41/17 Gullspångs Kraft AB 850 31 1 700 25,5 1 170 46/19 Hälsingekraft AB 840 30,5 1 680 26 1 400 44/19 Jämtkraft AB 500 23,5 1 200 19,5 — - Olofströms Kraft AB 780 30,9 1 740 25,3 1 176 47,8/18 Skellefteå Kraftverk 600 30 1 200 26 — — Smålands Kraft AB 850 31,8 1 670 27,3 — — Vattenfall Östsverige 850 30,5 1 620 26 1 050 45/18 Vattenfall Norrbotten 850 25,5 1 620 21,5 1 050 36,5/15,5 Stora Kraft 830 31 1 710 25,5 1 370 45/18,5 Sydkraft AB 620 30,9 1 740 25,3 1 000 47,8/17,5 Uddeholms Kraft AB 850 31,5 1 700 25,5 1 170 46/19 Viskans Kraft AB 800 29,5 1 500 25,5 1 050 45/18 Yngeredsfors Kraft AB 8402) 28 1 404 25 — —

1) Blockning vid 15 000 kWh/år för 16 A. 2) Min 20 A mätarsäkring.

Källa: Svenska Elverksföreningen, Tariffboken 1989.

Vid nyanslutning eller ökning av abonnemang tar Vattenfall ut en engångsavgift som bestäms av kostna— den för anslutningen, dock lägst enligt uppställningen nedan. Det förekommer betydande variationer mellan de

engångsavgifter som tillämpas av olika leverantörer.

Mätarsäkrings— intervall, A Grundavgift 16 25 7 500 kr. 35 63 10 800 kr. 80 125 15 500 kr. 160 200 21 500 kr.

> 200 A 108 x S kr. (effektmätning) a :

resp. säkringsintervall

S = mätarsäkring i A

MMGWMR—

Tilläggsavgift

—16 —32 -53 —85 a 425

mamma:

000 000 000 000 )( S

kr. kr. kr. kr. kr.

beräknad genomsnittlig anläggningskostnad inom

Elkonsument eller blivande kund kan begära prövning av elprisets skälighet hos Statens prisregleringsnämnd för elektrisk ström.

Statens pris- och konkurrensverk (SPK) följer

kontinuerligt prisutvecklingen och informeras av de större kraftföretagen om planerade prisändringar på

såväl hög— som lågspänd elenergi.

Vad gäller kommunala elverk finns besvärsrätt beträffande kommunala beslut om t. eltariffer.

5 STATENS INFLYTANDE pÅ ELOMRÅDET 5.1 Inledning

En grundläggande utgångspunkt för riksdag och regering är att elmarknaden skall verka utan direkt statlig

reglering. Undantagsvis har elpriserna — liksom pris— erna på andra marknader temporärt reglerats som ett

led i den allmänna stabiliseringspolitiken.

Staten påverkar ändå på många sätt — direkt eller in— direkt - produktion, konsumtion och prisbildning på

elmarknaden. I detta avsnitt ges en översiktlig redo- visning av hur olika typer av inflytande på elmarkna— den utövas. De medel som berörs är av olika karaktär

och har därför sammanförts i fyra grupper:

Inflytande genom ägande av Vattenfall

Ekonomiska styrmedel

Administrativa styrmedel

stöd till forskning och utveckling

Inledningsvis redovisas de beslut som fattats av riks—

dag och regering angående kärnkraftsavvecklingen samt det framtida nyttjandet av vattenkraft.

5.2 Beslut om kärnkraften

De fem riksdagspartierna enades år 1979 om en råd- givande folkomröstning rörande kärnkraftens roll i den framtida energiförsörjningen. Folkomröstningen hölls den 23 mars 1980. En majoritet av de röstande uttalade sig för att kärnkraften skulle avvecklas i den takt som är möjlig med hänsyn till behovet av elektrisk kraft för att upprätthålla sysselsättning och välfärd. Folkomröstningen medförde klarhet om kärnkraftspro— grammets omfattning. Tolv aggregat skulle utnyttjas under sin tekniska livslängd, vilken bedömdes vara ca 25 år från idrifttagningen. I 1980 års riksdagsbeslut (prop. 1979/80:170, NU 70, rskr. 410) slogs fast att

den sista reaktorn skulle stängas senast är 2010.

Avvecklingstidens längd hade aktualiserats redan före folkomröstningen. I förslaget från den linje som er- höll flest röster, Linje 2, (Förslag till avveckling av det svenska kärnkraftsprogrammet, publicerat den 13 februari 1980) fanns således ett program för energiförsörjningen under avvecklingsperioden. För åren 1990—2000 angavs bl. a. att "Kärnkraftverken börjar avvecklas mot slutet av perioden" och för perioden 2000—2010 angavs att "De sista kärnkraft— reaktorerna tas ur bruk". Slutligen angavs i en sam- manställning över energiproduktionen under avveck— lingsperioden att "år 2010 är kärnkraften avvecklad". I 1980 års riksdagsbeslut framhölls också att av— vecklingen förutsatte att 1980- och 1990-talen skulle nyttjas till att utveckla energisystemet så att ut- hålliga energikällor i framtiden kunde svara för huvuddelen av energiförsörjningen. Säkerhetsaspekter skulle vara avgörande för i vilken ordning kärnkraft— verken skulle tas ur drift.

Enligt riksdagens beslut är 1988 (prop. 1987/88:90,

NU 40, rskr. 375) skall kärnkraftsavvecklingen inledas genom att en första reaktor tas ur drift år 1995 och en andra år 1996 — en i Barsebäck och en i Ringhals. Enligt beslutet skall riksdagen år 1990, på förslag av regeringen, bestämma vilka två reaktorer som skall tas ur drift och i vilken ordningsföljd det skall ske.

I samband med 1988 års beslut begärde riksdagen en redovisning år 1990 av vilka åtgärder för energi— tillförseln som måste vidtas för att inte den tidi— garelagda avvecklingen av de två kärnkraftsreaktorerna skall resultera i elbrist eller osäker tillförsel av el vid mitten av 1990-talet. Vidare borde regeringen för riksdagen redovisa en bedömning av de samhälls— ekonomiska kostnaderna för avvecklingen på grundval av

ett så aktuellt material som möjligt.

Vid behandlingen våren 1989 av frågor om energi— politiken avslog riksdagen ett antal motionsyrkanden om ändring av 1988 års beslut om kärnkraftsavveck— lingens inledning (1988/89:NU 25, rskr. 273). Närings- utskottet anförde därvid bl. a. att det fäste stor vikt vid att avvecklingen i sin helhet genomförs på basis av en planering på lång sikt.

5.3 Beslut om vattenkraften

Vattenkraftens utbyggnad styrs av beslut och lagar fastslagna av riksdag och regering. Dels finns beslut som anger var och i vilken omfattning utbyggnaden skall ske, dels finns lagar som innebär att vissa älvsträckor skyddas från exploatering.

År 1986 antog riksdagen en lag om hushållning med naturresurser (prop. 1985/86:3, BoU 1986/87:3,

rskr. 34, SFS 1987:12). I denna lag fastslås bl. a. att ett antal älvsträckor skall skyddas från vatten— kraftsutbyggnad. Vattenkraftverk, vattenreglering eller vattenöverledning för kraftändamål får inte ut— föras i de fyra huvudälvarna (Torneälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven) samt i ett antal mindre

vattenområden.

Riksdagen lade åren 1984 och 1985 fast en plan för vattenkraftsutbyggnad (prop. 1983/84:160, BoU 30, rskr. 364, prop 1984/85:120, BoU 25, rskr. 364). Planen innehåller projekt m. m. motsvarande 3,8 TWh/är och syftar till att säkerställa en utbyggnad av vattenkraft omfattande minst 2,5 TWh till mitten av 1990—talet då en produktionskapacitet om 66 TWh/år vid

normal nederbörd skall nås.

Av de preciserade projekten hade vid årsskiftet 1989/1990 projekt om 371 GWh/år tagits i drift och projekt om 597 GWh/år börjat byggas. Tillstånd hade givits för ytterligare projekt om totalt 245 GWh/år. Sammanlagt hade alltså projekt om 1,2 TWh genomförts eller fått tillstånd. För fyra projekt i planen om sammanlagt 314 GWh har regeringen avslagit ansökan, och ett par projekt beräknas av andra anledningar ej bli genomförda.

Vid samma tidpunkt hade ansökningar inlämnats, men ej behandlats, för projekt om ytterligare 217 GWh/år. Vidare redovisas projekt motsvarande 239 GWh/år som varande "under planering". Om alla projekt som har

tillstånd eller planeras genomförs nås nivån 1,8 TWh.

Läget kan för närvarande vad gäller de i planen preciserade projekten sammanfattas:

Antal GWh/år

Idrifttagna projekt 26 371 Under byggnad 14 597 Tillstånd givna 13 245 Ansökan inlämnad 8 217 Under planering 17 239 Oklara projekt 28 747 Avslagna projekt 4 314 SUMMA 110 2 730

Statens energiverk, som av regeringen fått i uppdrag att följa genomförandet av vattenkraftutbyggnaden, drar i Elmarknadsrapport 1989 slutsatsen att det är tveksamt om målet för en utbyggnad motsvarande minst 2,5 TWh/år till mitten av 1990—talet kommer att kunna

nås.

5.4 Inflytande på elpriset genom ägandet av Vattenfall

Ramarna för statsägda Vattenfalls verksamhet utformas av riksdag och regering i enlighet med regeringens proposition (prop. 1987/88:87, NU 41, rskr. 376) om ny ekonomisk styrning av Vattenfall m. m.

Vad gäller prissättningen så har riksdag och regering i olika sammanhang angett riktlinjer för hur denna skall ske. Vattenfall producerar omkring hälften av all el i Sverige och är därigenom prisledande på den svenska elmarknaden. Staten kan, genom att påverka Vattenfalls prissättning, påverka elpriserna på hela

marknaden.

Indirekt påverkas Vattenfalls prissättning även genom att dess investerings- och finansieringsplaner (rull— ande, treåriga) årligen skall fastställas av riksdag— en. Med utgångspunkt från dessa planer fastställer

sedan regeringen bl. a. det förräntningskrav som skall

gälla för Vattenfall.

5.4.1 statsmakternas ställningstaganden

avseende elprissättningen

I prop. 1987/88:87 lämnas följande beskrivning av de tillämpade prissättningsprinciperna hos Vattenfall (sid 10):

Vattenfalls prissättning baseras enligt Vattenfall på marginalkostnader. För att åstadkomma ett samhälls— ekonomiskt effektivt utnyttjande av tillgänglig kapa— citet tillämpas kortsiktig marginalkostnad, dvs. energiavgifterna skall i princip motsvara den förvän— tade genomsnittliga marginalkostnaden för elproduk— tion. Tarifferna utformas enligt denna princip med varierande energipriser under olika perioder. Tariff— nivån i stort skall dock möjliggöra att statens för- räntningskrav för verksamheten totalt sett alltid kan tillgodoses. Uppfyllandet av kravet utgör följdakt— ligen en restriktion. Vid målkonflikt mellan avkast— ningskrav och tillämpad prissättningsprincip förut— sätter Vattenfall att tariffnivån kan anpassas till kravet genom fasta avgiftselement. Sådana höjningar har mycket begränsade styreffekter på energiefter- frågan. Eftersom Vattenfall har en prisledande roll påverkar avkastningskravet elpriset för hela landet.

I regeringens proposition (1987/88:90) om energipoli— tik inför 1990-talet görs inga direkta uttalanden om prissättningsprinciperna. I propositionen konstateras bl. a. att kärnkraftsavvecklingen innebär att en del av eltillförseln måste ersättas med annan elproduk— tion. Behovet av ny elproduktionskapacitet kommer att medföra ökade samhälls- och företagsekonomiska kostna—

der. Det är önskvärt att dessa ökade kostnader tillåts

påverka prisnivån. Endast då ges, enligt proposition— en, ekonomisk stimulans till en ökad energihushåll—

ning.

Vidare konstateras att den svenska elmarknaden karaktäriseras bl. a. av frånvaron av statliga regleringar av priset. Sverige skiljer sig i detta avseende från flertalet andra länder. I ett interna— tionellt perspektiv anses den svenska elmarknaden fungera väl när det gäller att effektivt utnyttja de sammanlagda produktions— och distributionsresurserna. Elmarknaden levererar el med god säkerhet till kunderna. Det finns därför, enligt miljö— och energi— ministern, inga skäl att ändra på elmarknadens grund— läggande funktionssätt.

Näringsutskottet underströk i sitt betänkande

(NU 1987/88:40) bl. a. att höjningar av elpriset på sikt är ofrånkomliga när ny produktionskapacitet med högre produktionskostnader tas i drift. Den framtida elprisutvecklingen beror på flera faktorer, varav kärnkraftsavvecklingen är en. Vidare är elprisutveck— lingen enligt utskottet beroende av de prissättnings- metoder som tillämpas. Utskottet framhöll att prin— ciperna för prissättning bör underordnas övriga över- gripande samhällsmål. Detta gäller enligt utskottet även tillämpningen av det höjda förräntningskravet på Vattenfall.

Utskottet anförde även att elpriserna skall möjliggöra ett effektivt utnyttjande av befintliga investeringar på såväl produktions- som användningssidan. De skall också ge förutsättningar för nya investeringar. I lik— het med vad som anfördes i propositionen ansåg utskot- tet att det inte finns skäl för regering och riksdag att inför den förestående omställningen av energisys—

temet ändra på elmarknadens grundläggande funktions- sätt. Direkta statliga regleringar av priset bör följ— aktligen undvikas som styrmedel i denna omställning. Principen om prissättning enligt långsiktig marginal- kostnad bör enligt utskottet underordnas andra sam- hällsmål, exempelvis att den elintensiva industrins

internationella konkurrenskraft skall bevaras.

Elanvändningsdelegationen tog i sitt betänkande (SOU 1987:68) Elhushållning på 1990—talet upp frågan om Vattenfalls taxesättning och kontraktsformer. Dele— gationens expertgrupp för elintensiv industri ansåg att prissättningen på el knappast kan sägas ske på en fri marknad. Det pris som de stora förbrukarna betalar sätts i och för sig efter förhandlingar med kraftpro— ducenterna. Vattenfall och de övriga stora kraft— producenterna har dock enligt expertgruppen en mono- polliknande ställning. Också mycket stora elförbrukare och kunder upplever sig vara i underläge gentemot kraftproducenterna i prisförhandlingarna. Med hänsyn till Vattenfalls monopolställning ansåg expertgruppen att det är skäligt att den kostnadsstruktur som ligger till grund för Vattenfalls tariffer redovisas mer öppet. Detta gäller bl. a. avvägningen mellan effekt— och energiavgifter i tarifferna.

Expertgruppen föreslog att statsmakterna för Vatten— fall markerar ett ansvar för att erbjuda kunderna flexibla kontraktsformer. Den typ av specialavtal som enligt expergruppen förekommer i vissa länder på kon- tinenten och i Nordamerika bör även kunna slutas i

Sverige.

Elanvändningsdelegationen underströk att kostnads— anpassade taxor är en grundläggande förutsättning för en rationell elhushållning. Så länge den förutsätt—

ningen är uppfylld bör enligt delegationen största möjliga flexibilitet eftersträvas av Vattenfall när det gäller kontraktsformer och avtal. Vattenfall bör eftersträva stor öppenhet i taxeförhandlingarna bl. a. avseende den grundläggande kostnadsstrukturen. Elan— vändningsdelegationen föreslog att regeringen i in— struktionen för Vattenfall skulle föreskriva att kunderna skall erbjudas avtal som anpassas till

kundens behov inom ramen för kostnadsanpassade taxor.

I regeringens proposition (prop. 1987/88:90) om energipolitik inför 1990-talet instämde miljö- och energiministern i delegationens bedömning att Vatten- fall likom den övriga kraftindustrin inom ramen för kostnadsanpassade taxor bör eftersträva största möj- liga flexibilitet när det gäller kontraktsformer och avtal. Miljö— och energiministern konstaterade att Vattenfall genom sin nuvarande instruktion har ålagts ett ansvar för att inom sitt verksamhetsområde verka för en avveckling av kärnkraften till senast år 2010. Det bör därför åligga Vattenfall att inom detta område pröva möjligheterna att genom nya typer av avtal åstadkomma en bättre anpassning till olika kundkate— goriers behov, om kärnkraftsavvecklingen härigenom kan underlättas. Miljö— och energiministern ansåg därför att det inte föreligger något behov av en instruk—

tionsändring enligt delegationens förslag.

5.4.2 Förräntningskravet på Vattenfall

Riksdagen har, som nämnts ovan, lagt fast ett nytt förräntningskrav på Vattenfall. Kravet innebär att en avkastning skall lämnas på realtillgångarna. Som en följd av det nya avkastningskravet kommer Vattenfall att, utöver inflationen, höja elpriset med 2—3 öre/kWh

under treårsperioden 1989—1991. Höjningen tas främst ut i effektavgifterna (se avsnitt 4.4).

I en tariffstruktur som inkluderar såväl fasta som rörliga element, där de senare speglar den kortsiktiga marginalkostnaden, kommer avkastningskravet att på— verka de fasta avgifterna. Det kan också uttryckas som att ett högre förräntningskrav höjer genomsnittskost- naden men inte påverkar den kortsiktiga marginalkost—

naden.

I propositionen om ny ekonomisk styrning av statens vattenfallsverk m. m. anförde miljö- och energi- ministern när det gäller prissättningsprinciperna

bl. a. att Vattenfall tillämpar en marginalkostnads- prissättning och att denna princip bör tillämpas även framgent. Vidare bör eltarifferna i ökad utsträckning spegla de olika produktionskostnaderna vid olika tider

på dygnet, veckan och året.

Genom tariffernas konstruktion kommer enligt proposi— tionen det nya förräntningskravet, i den mån det inte kan uppnås genom en höjd effektivitet, innebära att

eventuella prishöjningar inte blir lika stora för den

elintensiva industrin som för andra elanvändare.

Näringsutskottet anförde i sitt betänkande (NU 1987/88:41):

När det gäller de prishöjningar som trots en ökad effektivitet hos Vattenfall blir följden av det höjda förräntningskravet bör enligt utskottets uppfattning särskild uppmärksamhet ägnas åt konsekvenserna för den elintensiva industrin. I prop. 1987/88:90 pekas på de effekter som skulle uppstå inom den svenska elinten— siva industrin om elkostnaderna i förhållande till den internationella elkostnadsutvecklingen ökade kraftigt. Utskottet tar fasta på vad som sägs i prop. 1987/88:87 (s. 33) om elprishöjningar och den elintensiva indu-

strin. Det finns sålunda skäl att räkna med att, till följd av eltariffernas konstruktion, elprishöjningarna inte blir lika stora för den elintensiva industrin som för andra användare. Utskottet räknar med att rege- ringen noga följer hur den elintensiva industrins internationella konkurrenskraft och sysselsättningen inom denna industri utvecklas. Vid den kontrollstation år 1990 som regeringen räknar med bör särskilt mot bakgrund av utvecklingen i den elintensiva industrin övervägas om förräntningskravet på Vattenfall är väl avvägt och tarifferna lämpligt utformade i förhållande till övergripande samhällsmål och utvecklingen på energimarknaderna.

Regeringen uppdrog år 1989 åt statens energiverk att utreda de samhällsekonomiska kostnaderna som följd av att två kärnkraftsreaktorer tas ur drift åren 1995 och 1996. I uppdraget ingick även att göra en analys av de frågeställningar som näringsutskottet tog upp avseende förräntningskravet på Vattenfall. Statens energiverks

rapport refereras i kapitel 6.

5.5 Ekonomiska styrmedel 5.5.1 Nuvarande beskattning

Hela energiområdet, med undantag för flygfotogen, flygbensin och värme producerad i fjärrvärmeverk, be— läggs med mervärdesskatt fr. o. m. den 1 mars år 1990 (prop 1989/90:50, SkU 10, rskr. 95, SFS 1989:1027- 1031). Fjärrvärme har undantagits från mervärdesbe- skattning till utgången av år 1990 i avvaktan på en

samordnad reform på energiskatteområdet.

Större delen av energiområdet beskattas också med punktskatter. Elkraft som importeras eller produceras inom landet och som distribueras inom landet är i princip skattepliktig enligt lagen (1957:262) om allmän energiskatt (EL). Vissa undantag finns; skatte-

plikt föreligger t. ex. inte för elkraft som förbrukas i en s. k. avkopplingsbar elpanna. Skatten tas ut av den som förbrukar egenproducerad elkraft eller av den som distribuerar kraften. Antalet registrerade skatt— skyldiga uppgick år 1988 till 522 stycken. Statens inkomster från den allmänna energiskatten uppgick

samma år till 6,3 miljarder kr.

För att undvika dubbelbeskattning vid bränslebaserad elproduktion tillämpas vissa avdragsregler vid beräk— ningen av energiskatt. Bestämmelserna finns i 24 och 25 55 EL. Enligt huvudregeln medges avdrag för bränsle som används för elproduktion, medan elkraften beskat— tas. För egenproducerad mottryckskraft som används i egen industriell verksamhet får i stället avdrag göras för skatten på elkraften medan bränslet beskattas. Det innebär att beskattningen sker på olika sätt för olika

typer av anläggningar.

Ett kraftvärmeverk producerar både elkraft och värme. Energiskatt utgår på det bränsle som används för värmeproduktion, medan det bränsle som anses åtgå för elproduktion undantas från beskattning. Vid produktion i ett kondenskraftverk, där den värme som uppstår inte nyttiggörs, anses allt förbrukat bränsle ha använts för elproduktionen. Kondenskraftverket belastas därför i princip inte med någon bränsleskatt utan skatt beta— las på den levererade elkraften (en liten del av bränslet, ca 5 % beskattas eftersom det anses åtgå för att producera el som används internt i kraftverket).

Ett undantag från denna beskattningsprincip gäller för elkraft som produceras i en s. k. mottrycksanläggning och förbrukas i egen industriell verksamhet. För sådana anläggningar gäller att även det bränsle som förbrukas för produktion av elkraft beskattas, medan

avdrag får göras för skatten på elkraften. Särskilda bestämmelser gällande detta finns i 24 5 första st. g) och i 25 5 första st. d) EL.

Vid deklaration för energiskatt på elkraft får enligt EL avdrag göras i ytterligare ett antal fall. Det gäller bl. a. skatt på elkraft som levererats till järnvägar, spårvägar, o. d., och skatt på elkraft som förbrukats eller försålts för förbrukning för annat ändamål än energialstring. Den senare avdragsbestäm— melsen har stor betydelse för vissa typer av indu— striell produktion. Det gäller framför allt elektro—

lysprocesser och elektrotermiska processer.

Fr. o. m. den 1 mars 1990 gäller skattesatsen

5 öre/kWh för el som förbrukas i industriell verk- samhet. För övrig förbrukning är skattesatsen

7,2 öre/kWh utom vid förbrukning i vissa glesbygds- kommuner i Norrland och Bergslagen där skattesatsen är 2,2 öre/kWh.

Energiintensiv industri har idag möjlighet till en särskild nedsättning av den allmänna energiskatten enligt la en 1974:992 om nedsättnin av allmän energiskatt (NEL). Bl. a. kan regeringen enligt 2 5 andra st. NEL besluta om nedsättning. Regeringens beslut har för åren 1988-1990 inneburit att den sammanlagda energiskatten för elkraft och bränslen begränsats till 1,7 % av de tillverkade produkternas faktiska eller beräknade försäljningsvärde fritt fabrik. Enligt regeringens beslut får hela energi— skatten för elkraft, kolbränslen, gasol och naturgas beaktas. För olja får dock endast 291 kr. per m3 beaktas. Denna nedsättningsregel är aktuell för den energiintensiva industrin, främst cement—, kalk— och

tegelindustrin, massa- och pappersindustrin, järn— och

stålindustrin samt kemi- och gruvindustrierna. För är

1988 beviljade regeringen 115 industriföretag nedsätt—

ning.

Åven växthusnäringen medges, enligt 1 & NEL, nedsätt— ning av energiskatten till en skattesats som motsvarar 15 % av den skattesats som gäller för elkraft eller aktuellt bränsle. För en mer utförlig beskrivning av det aktuella nedsättningssystemet se EL 90:s delbe- tänkande (SOU 1989:82) Nedsättning av energiskatter.

Elkraft som inom landet framställs i ett vattenkraft—

verk med en installerad generatoreffekt av minst 1 500 kW är skattepliktig enligt lagen (1982:1201) om skatt på viss elektrisk kraft (vattenkraft) (SEL).

Skatten är 2 öre/kWh om elkraften produceras i ett vattenkraftverk som har tagits i drift före år 1973 och 1 öre/kWh om vattenkraftverket har tagits i drift under åren 1973-1977. Viss reduktion av skatten gäller för el från kraftverk med en årsproduktion som är mindre än 21 milj. kWh. Elkraft som framställs i ett vattenkraftverk som har tagits i drift år 1978 eller senare är i princip skattefri.

Enligt bemyndigande i 9 5 SEL kan regeringen medge dispens från vattenkraftskatten för kraft som förbrukas i en industriell verksamhet som drivs av den skattskyldiga eller ett av honom närstående företag. Enligt förarbetena kan dispens ges till förbrukare av s. k. processkraft. Med processkraft har vid tillämp- ningen förståtts elektrolytiska och elektrotermiska

processer.

Antalet skattskyldiga är 86 stycken. Skatteuppbörden uppgick under år 1988 till 1 miljard kr.

Särskild skatt skall enligt lagen (l983:1104) om särskild skatt för elektrisk kraft från kärnkraftverk

(LAE) erläggas för elkraft som framställs i ett kärnkraftverk inom landet. Skatten är 0,2 öre/kWh. Antalet skattskyldiga är 4 stycken. Under år 1988 uppgick Skatteuppbörden till ca 134 milj. kr.

För kärnkraftsproducerad el utgår även en avgift för att täcka kommande kostnader för slutförvaring av kärnbränsleavfall m. m. Avgiften uppgick under år 1988 till i genomsnitt 1,9 öre per producerad kWh el.

5.5.2 Förslag om miljöskatter, energiskatter

och miljöavgifter

Regeringen har under januari och februari i två lagrådsremisser redovisat förslag till miljöskatter och miljöavgifter inom energiområdet. Man har vidare föreslagit förändrade punktskatter på energi. För- slagen i lagrådsremissen överensstämmer i stort sett med de förslag avseende miljöavgifter och andra ekono- miska styrmedel inom energi- och trafikområdena som har redovisats av miljöavgiftsutredningen (MIA) i delbetänkandet (SOU 1989:83) Ekonomiska styrmedel i miljöpolitiken. De förslag som MIA lämnat omfattar

främst utsläpp av svavel, kväveoxider och koldioxid.

MIA har i uppdrag (Dir.1988:44) att analysera förut— sättningarna för att utnyttja ekonomiska styrmedel i miljöpolitiken och lämna förslag till utformningen av

sådana styrmedel.

MIAzs arbete skall ses mot bakgrund av bl. a. de gällande miljöpolitiska målen. Enligt dessa skall, relativt utsläppsnivån år 1980, utsläppen av svavel

minska med 80 % till år 2000 och utsläppen av kväve- oxider minska med 30 % till år 1995. Vad gäller kol- dioxid har riksdagen uttalat att utsläppen inte bör

öka över den nuvarande nivån.

I lagrådsremissen om reformerad mervärdesskatt m. m. föreslås bl. a. koldioxidskatt, skatt på svavel i

bränsle och förändrade punktskatter på energi.

Koldioxidskatt

En koldioxidskatt införs. Det skattepliktiga området bör i första hand omfatta de bränslen som vid förbrän— ning tillför fossilt bundet kol till kretsloppet mel— lan atmosfären och biomassan. Detta medför att de bränslen som är skattepliktiga enligt lagen (1957:262) om allmän energiskatt, EL, dvs. kol, fotogen med till- sats som möjliggör drift av snabbgående dieselmotorer, eldningsolja, motorbrännolja, naturgas och gasol också skall beläggas med koldioxidskatt. Skatt tas inte ut på biobränslen, avfall, torv samt metanol och etanol.

Koldioxidskatten bör regleras i en särskild lag om koldioxidskatt.

Koldioxidskatten bör motsvara 25 öre per kg utsläppt koldioxid. skatten blir för oljeprodukter 720 kr. per m3, för kol 620 kr. per ton, för naturgas 535 kr. per 1000 m3, för gasol som används för drift av motorfor— don 40 öre per liter, för gasol som används för annat ändamål än drift av motorfordon 750 kr. per ton samt

för bensin 58 öre per liter.

Vid uttagande av koldioxidskatt på bränsle eller bensin är bestämmelserna om skatt- och registrerings—

skyldighet, skattskyldighetens inträde, avdrag i de-

klaration m. fl. desamma som gäller vid uttagande av

allmän energiskatt och bensinskatt.

Har utsläppet av koldioxid begränsats genom reningsåt— gärd eller bindning i någon produkt i samband med för— brukning av visst skattepliktigt bränsle, får riks— skatteverket efter ansökan av den skattskyldige medge återbetalning av betald koldioxidskatt i förhållande till hur mycket utsläppet har minskat. För den som utan att vara skattskyldig har belastats med skatt och som har begränsat utsläppet av koldioxid på nämnda sätt ges en möjlighet till kompensation för betald koldioxidskatt. Återbetalning sker inte med belopp som understiger 1 000 kr. per kalenderkvartal.

Återbetalnings— eller kompensationssystemet gäller inte för koldioxidskatt på bensin eftersom det inte finns möjligheter att individuellt mäta koldioxidutsläppen vid användningen.

Den särskilda skatten för oljeprodukter, kol och bensin

Den särskilda skatten för oljeprodukter, kol och bensin slopas och omvandlas till allmän energiskatt

resp. bensinskatt.

Den allmänna energiskatten

Den allmänna energiskatten på kol, fotogen med till— sats som möjliggör drift av snabbgående dieselmotorer, olja, naturgas och gasol för annat ändamål än drift av motorfordon sänks med 50 %. Energiskatten på gasol som används för drift av motorfordon och bensinskatten

sänks också.

Den allmänna energiskatten på motorbrännolja och eld—

ningsolja differentieras i tre miljöklasser beroende

på innehållet av svavel och aromatiska kolväten samt oljans kokintervall. Motsvarande föreslås gälla för fotogen med tillsats som möjliggör drift av snabbgåen-

de dieselmotorer.

Industriell kraftvärmeproduktion

För kraftvärmeproduktion som används i egen indu— striell verksamhet skall finnas möjlighet att välja mellan att göra avdrag för skatten på bränsle eller skatten på elkraft. Samtidigt slopas den nuvarande anknytningen till mottrycksteknik. Avdraget blir där—

med oberoende av produktionsteknik.

Spillvärmeskatt En 5. k. Spillvärmeskatt som föreslagits av kommittén för indirekt beskattning (KIS) men som såväl MIA som

EL 90 avrått från införs ej.

Skatt på svavel i olja, kol och torv Svavelskatt skall erläggas på svavel i olja, kolbräns—

le och torvbränsle.

Svavelskatten skall betalas med 27 kr. per m3 olja för varje tiondels viktprocent svavel i oljan. Skatt tas bara ut för olja som innehåller mer än 0,1 viktprocent svavel. Vidare skall skatt betalas med 30 kr. per kg

svavel i kolbränsle och torvbränsle.

Reglerna om vem som är skatt— och registrerings- skyldig, när skattskyldigheten inträder samt vilka avdrag för svavelskatten som får göras i deklaration m. m. följer i huvudsak vad som är gängse vid uttagan— de av allmän energiskatt. Något avdrag för svavelskatt tillåts dock inte för svavelskattepliktiga bränslen som används för elproduktion. Undantag från skatten

görs tills vidare för metallurgiska processer för

framställning av mineraliska ämnen. Likaså undantas raffinaderibränsle och bränsle som används i soda—

pannor.

Har svavel avskilts genom reningsåtgärd eller genom bindning i någon produkt eller i aska i samband med förbrukning av skattepliktigt bränsle, får RSV efter ansökan av den skattskyldige medge återbetalning med 30 kr. per kg svavel i förhållande till hur mycket utsläppet har minskat. En möjlighet till kompensation för betald svavelskatt ges för den som utan att vara skattskyldig har belastats med skatt och som har avskilt svavlet på nämnda sätt. Återbetalning eller kompensation sker inte för belopp som understiger

1 000 kr. per kalenderkvartal.

Skattebelastning på vissa bränslen

Med beaktande av förslagen om koldioxidskatt, om omvandlingen av den särskilda skatten och om sänkta punktskatter blir den totala punktskattebelastningen av koldioxidskatt och allmän energiskatt resp. bensin— skatt som följer av nedanstående tabell. Till detta kommer för vissa bränslen en ökad belastning till följd av svavelskatten. Denna varierar och beror på bränslets svavelinnehåll. Dessutom tillkommer den mervärdesskatt som införs den 1 mars 1990 och som be—

räknas på energipriset inkl. punktskatter.

Energiskatten har således beräknats så att summan av den allmänna energiskatten och den särskilda skatten har reducerats 50 %. Sänkningen av den allmänna energiskatten på gasol som används för drift av motor— fordon är däremot inte procentuell utan sker med 7 öre per liter. Eftersom motsvarande sänkning av bensin— skatten inte heller är procentuell utan sker med

24 öre per liter höjs bensinskatten med hela den omvandlade särskilda skatten 6 öre per liter.

Punktskattebelastningen på bensin ökar däremot inte nu, eftersom skatten höjdes redan den 1 januari 1990.

Tabell. 5.1 Punktskattebelastning på vissa bränslen

Bränsleslag/ Energiskatt Koldi- Total skatte-

enhet inkl.omvand— oxid— belastning

lad särskild skatt kr. kr. kr. öre kWh

oljeproduk— ter/ m3 — miljöklass 1 190 720 910 9,5 — miljöklass 2 390 720 1110 11,6 miljöklass 3 540 720 1260 12,01 Kol/ ton 230 620 850 11,4 Naturgas/lOOOm3 175 535 710 6,6 Gasol — för drift av

motorfordon/1 0,85 0,40 1,25 18,4 annan/ton 105 750 855 6,7 Bensin/liter - oblyad 2,40 0,58 2,98 34,2 — blyad 2,64 0,58 3 22 35,8

I) 12 öre/kWh avser en genomsnittlig beskattning för tunna och tjocka eldningsoljor. Skatteintervallet ligger inom 11,8-12,7 öre/kWh.

Nedsättning av allmän energiskatt

—Industriell tillverkning

Koldioxidskatten på andra bränslen än bensin skall ingå i underlaget för industrins nedsättning av skatt. Detta överensstämmer med såväl MIA:s som EL 90:s

förslag.

-Yrkesmässig växthusodling

Koldioxidskatten på andra bränslen än bensin skall ingå i underlaget för nedsättning av skatt på bränsle som används för växthusuppvärmning. Förslaget överens-

stämmer med EL 90:s förslag.

Såväl MIA som EL 90 menade att olika skäl kan anses tala för en mer genomgripande förändring av nuvarande nedsättningssystem. EL 90 ansåg att en sådan föränd— ring bör föregås av ett särskilt utredningsarbete. I lagrådsremissen uttrycker finansministern att det finns starka skäl för att göra en fullständig översyn av den energiintensiva industrins skattenedsättnings- regler, och föreslår att en särskild utredare tillkallas för detta ändamål.

Miljöavgift på kväveoxid

I lagrådsremissen om miljöavgift på utsläpp av kväve— oxider vid energiproduktion redovisas förslag om av— gift på utsläpp av kväveoxider från stora pannor som används för energiändamål. Avgiften föreslås utgå med 40 kr. per kg utsläpp, räknat som kvävedioxid. Av— giftssystemet föreslås träda i kraft den 1 januari 1992.

De pannor som skall omfattas av avgiftssystemet är sådana som används för byggnadsuppvårmning, för elproduktion eller i industriella processer och som har en installerad effekt på minst 10 MW och en energiproduktion som överstiger 50 GWh per år. Avgift skall dock inte tas ut för utsläpp från skogsindustrins sodapannor.

Vidare föreslås att avgiftsmedlen årligen tillgodoförs de avgiftsskyldiga. Det belopp som skall tillgodoföras fördelas på varje avgiftsskyldig beroende på dennes

andel av den totala energiproduktionen hos samtliga avgiftsskyldiga. Härigenom undviks att energiproduk— tionen i stora pannor, främst inom fjärrvärmesektorn,

missgynnas.

5.5.3 Kommande förslag

Utöver de förslag som återfinns i lagrådsremisserna lämnade MIA vissa andra förslag gällande stöd till

miljövänlig energiproduktion; dessa förslag bereds

för närvarande inom regeringskansliet.

MIA hade också, genom regeringsbeslut i juni 1989, i

uppdrag att utreda förutsättningarna för införande av skatt på uran som används i kärnkraftverk. Detta upp- drag redovisades i det nämnda betänkandet.

Motivet för en beskattning av den primära energirå— varan för kärnkraftverk, uran, är att man härigenom skulle träffa även svinn och överföringsförluster med skatten, och därmed stimulera till en höjning av verk—

ningsgraden.

MIA fann att en eventuell beskattning bör utformas som en skatt på kärnkraftproducerad el. Den enda väsent- liga styreffekt som därmed kan uppnås är att kärn— kraftproduktionen blir relativt sett dyrare och därför kan förväntas minska som andel av den totala elproduktionen. För att kunna bedöma om kärnkraftproduktion bör träffas av en "övervinstbeskattning" måste, enligt MIA, ytterligare utredas om det finns skäl för en sådan beskattning.

I MIA:s pågående utredningsarbete behandlas bl. a. frågan om miljöavgifter på de utsläpp av svavel och kväveoxider som sker i samband med industriella pro—

cesser. Denna typ av utsläpp sker främst från massa- industrin, den kemiska industrin samt från järn-, stål— och metallverk. MIA:s övervägande och förslag gällande bl. a. dessa avgifter skall redovisas senast den 1 juli 1990.

5.5.4 Utredning om kraftföretagens vinster

Under kärnkraftsavvecklingen kommer ny produktions- kapacitet att behöva tas i drift. Investeringar kan i betydande utsträckning antas ske i relativt dyra kraftslag. I en sådan situation — där nya anläggningar har högre produktionskostnader - stiger priserna på el och därmed också värdet av äldre kraft med lägre pro— duktionskostnader, t. ex. vattenkraft. Detta kommer att medföra höga vinster i delar av den existerande kraftproduktionen.

Även av andra skäl kan elpriser och vinster inom kraftindustrin komma att justeras uppåt; exempelvis kan det nya föräntningskravet på Vattenfall innebära en press uppåt på eltaxorna.

Mot bakgrund av vad som nämns ovan har en särskild utredare tillkallats för att utreda frågan om kraft- företagens vinster (Dir. 1989z63).

Utredaren skall bedöma storleken av de vinster som kan uppkomma i kraftindustrin som helhet eller inom vissa typer av kraftföretag. Om utredaren finner att dessa vinster blir betydande bör denna redovisa lämpliga åtgärder för att vinsterna i ökad utsträckning skall kunna komma hela samhället till del.

Utredaren skall redovisa sina överväganden före ut-

gången av år 1990.

5.6 Administrativa styrmedel

I detta avsnitt redovisas vissa lagar/regler som påverkar produktionen, distributionen eller

användningen av elkraft.

5.6.1 Energiplanering

Enligt lagen (1977:439) om kommunal energiplanering skall fr. o. m. den 1 januari 1986 i varje kommun

finnas en plan för tillförsel, distribution och användning av energi i kommunen.

5.6.2 Energiproduktion Den direkta regleringen av de miljöstörningar som tillåts från anläggningar för energiproduktion sker främst genom miljöskyddslagstiftningen.

Miljöskyddslagen (1969z387, omtryckt l989:363) och miljöskyddsförordningen (l989:364) är de författningar

som har störst betydelse för begränsningen av miljö— farliga utsläpp från produktionsanläggningar i energi— systemet. Koncessionsnämnden för miljöskydd eller

länsstyrelsen fastställer för anläggningar som är

tillståndspliktiga individuella maximivärden för vissa

miljöfarliga utsläpp. På energiproduktionsområdet

krävs tillstånd bl. a. för anläggningar för förgasning

eller förbränning med en tillförd effekt överstigande 10 MW.

Miljöskyddslagstiftningen innehåller inte några be— stämmelser om utsläppsnivåer, utom vid ett fall som

saknar betydelse i detta sammanhang.

När det gäller svavelutsläpp finns dock tvingande regler i den särskilda svavellagstiftningen (se nedan). Riksdagen har även vid flera tillfällen be— slutat om riktlinjer för de utsläppsnivåer som kan tillåtas. Riktlinjerna är formellt inte bindande vid tillståndsprövningen. Strängare eller lindrigare krav kan tillämpas om det i enskilda fall finns tekniska, ekonomiska eller andra skäl för avvikelser. Det som sägs i riktlinjerna om framtida skärpningar av kraven kan dock antas vara styrande för valet av teknik m. m. i kommande investeringar.

Ett tillstånd enligt miljöskyddslagen kan under vissa villkor omprövas. Givna villkor kan härigenom ändras eller upphävas. Nya villkor kan även meddelas. Möjlig- heterna till omprövning har utvidgats fr. o. m. den

1 juli 1989. En fortlöpande omprövning sker av äldre tillstånd. Riktlinjerna får således effekt även på

villkoren för befintliga anläggningar.

Reglerna om svavelutsläpp finns i lagen (1976:1054) och förordningen (1976:1055) om svavelhaltigt bränsle.

Från och med den 1 januari 1989 gäller att svavelut- släpp vid förbränning inte får överstiga 0,19 gram per megajoule (g/MJ) tillfört bränsle. För nya koleldade anläggningar gäller gränsvärdet 0,05 g/MJ som års—

medelvärde.

Riksdagen har fastställt riktlinjer för svavel- utsläppen från befintliga koleldade anläggningar. Enligt riktlinjerna bör utsläppsvärden i intervallet 0,05-0,10 g/MJ tillämpas för stora och 0,10—0,17 g/MJ

för mindre anläggningar (prop. 1984/85:127, JoU 28, rskr. 275).

I propositionen (1987/88:85) om miljöpolitiken inför 1990—talet aviseras ytterligare skärpningar av bestäm— melserna i förordningen om svavelhaltigt bränsle, så att utsläppsgränser för svavel införs vid förbränning av samtliga bränslen. Enligt propositionen bör gräns— värdena sättas till 0,05 g/MJ för de stora anläggning— arna och till 0,10 gr/MJ för de mindre. Kraven bör in— föras successivt med början i storstadslänen och i sydvästra Sverige från år 1993.

Riktlinjer för kväveoxidutsläppen beslutades våren 1988 av riksdagen (prop. 1987/88:85, JoU 23,

rskr. 373). Därvid angavs för nya stora anläggningar bl. a. att utsläppskraven för kväveoxider (NOX) bör fastställas inom intervallet 0,05—0,10 gram NOx per megajoule tillfört bränsle. För nya anläggningar som är större än 10 MW men som släpper ut mindre än 300 ton NOx per år är riktvärdet 0,10—0,20 g/MJ. Utsläpps— nivån för kväveoxider vid kolförbränning i nya anlägg— ningar bör dock sättas till 0,05 g/MJ.

För befintliga anläggningar skall de här redovisade värdena för kväveutsläppen tillämpas fr. o .m. den 1 januari 1995 med undantag för anläggningar i vissa

län.

Riklinjerna för kväveutsläpp sammanfattas i tabell 5.2.

Fastbränslelagen (1981:599) syftar till att minska landets oljeberoende genom att större eldningsanlägg- ningar skall utföras så att de kan eldas med fast

'bränsle och mindre anläggningar så att de kan eldas

med fast inhemskt bränsle, utan omfattande ombyggnads- arbete eller kompletteringar. Lagen kompletteras av fastbränsleförordningen (1981:972). Enligt lagen gäller tillståndsplikt för anläggningar avsedda för huvudsaklig eldning med kol. Sådant tillstånd ges endast om det är förenligt med av riksdagen antagna energipolitiska riktlinjer för introduktion av kol i

Sverige.

Lagen omfattar flertalet eldningsanläggningar för byggnadsuppvårmning, elproduktion eller användning i

industriella processer.

Hos statens energiverk görs för närvarande en

utvärdering av fastbränslelagens effekter.

Tabell 5.2 Riktlinjer för tillåtna utsläpp av kväveoxider (gram kväveoxider,räknade som Noz, per megajoule bränsle)

UTSLÄPP BRÅNSLE Från 1/7 Från 1/1 1988 1995 Kol —Befin1iga anläggningar (stora, >600 ton NOx/år) — 0,05—0,10 (mindre, 150-600 ton NOx/år) - 0,10—0,20 —Nya anläggningar 0,05 0,05 Övriga bränslen —Befint1iga anläggningar (stora, >600 ton NOx/år) 0,05—0,10 (mindre, 150—600 ton NOx/år) - 0,10—0,20 —Nya anläggningar (stora, >300 ton NOx/år) 0,05-0,10 0,05-0,10 (mindre,(300 ton NOx/år,>10MW) 0,10—0,20 0,10—0,20

För industriella och andra verksamheter av väsentlig betydelse för hushållningen med landets samlade mark— och vattentillgångar krävs lokaliseringstillstånd en—

ligt 4 kap. lagen (1987:12) om hushållning med natur—

resurser m. m., naturresurslagen (NRL). Bestämmelserna i denna lag skall tillse att marken, vattnet och den fysiska miljön i övrigt används så att en från ekolo— gisk, social och samhällsekonomisk synpunkt långsik— tigt god hushållning främjas. Beslut meddelas av rege—

ringen.

Tillstånd krävs bl. a. för vissa industrianläggningar samt för anläggningar för eldning med fossilt bränsle om anläggningen har en tillförd effekt om minst

200 MW. Tillståndet avser främst anläggningens loka- lisering. Beslutet om lokalisering kompletteras med miljövillkor för anläggningen som fastställs genom regeringsbeslut och i detalj vid den efterföljande

prövningen enligt miljöskyddslagen.

Enligt nu gällande regler får regeringen lämna till— stånd till en sådan anläggning endast om den berörda kommunen har tillstyrkt en lokalisering. Kommunens in— flytande i detta fall brukar kallas den kommunala

vetorätten.

Vid behandlingen av förslaget till naturresurslag ansåg riksdagen att det i vissa undantagssituationer måste finnas en möjlighet för regeringen att mot en kommuns avstyrkan lämna tillstånd till en lokalise-

ring.

När naturresurslagen utformades och antogs ansåg bostadsutskottet (BoU 1986/87:3) bl. a. att det fanns behov av ytterligare överväganden om det kommunala vetot och att regeringen därefter borde lägga fram ett nytt förslag. Riksdagen biföll bostadsutskottets hem— ställan (rskr. 1986/87:34).

Vid regeringssammanträde den 25 maj 1989 beslöts att en kommitté skulle tillkallas för att överväga och precisera det kommunala inflytandet vid regeringens tillåtighetsprövning av vissa industrianläggningar

m. m. enligt 4 kap. lagen (1987:12) om hushållning med

naturresurser m. m.

En utgångspunkt för kommitténs arbete borde enligt direktiven vara att kommunen liksom idag bör ha ett mycket starkt inflytande även över tillkomsten av

etableringar som är av stor betydelse för landet.

Kommittén som tog namnet vetokommittén presenterade sitt betänkande (SOU 1989:105) Prövning av industri— lokalisering enligt naturresurslagen den 4 december 1989.

Kommittén föreslår att lokalisering av anläggningar med uppgift att från hela landet ta hand om miljö- farligt avfall skall prövas enligt 4 kap. naturresurs— lagen. Detta innebär att regeringen skall pröva loka-

liseringen av sådana anläggningar.

Vidare föreslås att regeringsprövningen beträffande anläggningar för energiförsörjningen utvidgas så att även andra anläggningar med stor påverkan på omgiv— ningen än sådana som är avsedda för fossilt bränsle och har en tillförd effekt om minst 200 MW omfattas av prövningsplikten enligt NRL.

Den kommunala vetorätten skall finnas kvar. Endast i vissa noggrant definierade situationer och för vissa särskilt angivna anläggningar skall regeringen få meddela tillstånd utan att kommunen tillstyrkt etab— leringen. Det kan vara fallet om det är av stort nationellt intresse att en anläggning kommer till

stånd, om en etablering inom landet är nödvändig och om de lokala miljöeffekterna kan godtas. De anlägg- ningar som kommittén föreslår skall kunna undantas från den kommunala vetorätten är sådana som krävs för omhändertagande av kärnavfall eller miljöfarligt av— fall samt anläggningar som är av särskild betydelse

för den framtida energiförsörjningen.

En nyhet är att företaget i kontroversiella lokalise— ringsärenden måste redovisa flera lika väl utredda lokaliseringsalternativ i olika kommuner i sin

ansökan.

En annan nyhet är kravet på att det sökande företaget redovisar en s. k. miljökonsekvensbeskrivning för var och en av de platser man anser kan komma i fråga för

lokalisering.

5.6.3 Elanvändning i industrin

Till skillnad från bostadssektorn är industrins anläggningar så heterogena att någon allmän reglering inte varit aktuell. Prövning av energihushållnings— aspekter förekom däremot under åren 1975-1987 för enskilda projekt i enlighet med 136 a 5 byggnadslagen (1947z385). Prövningsskyldigheten omfattade bl. a. alla nyanläggningar i de mest elförbrukande branscherna. Något avslagsbeslut på grund av hög eller olämplig elförbrukning meddelades inte under perioden.

Sedan den 1 juli 1987 har etableringsprövningen enligt 136 a 5 byggnadslagen ersatts med prövning enligt

4 kap. i naturresurslagen (NRL). De generellt pröv- ningspliktiga nyanläggningarna inom de mest elförbruk- ande industribranscherna överensstämmer i huvudsak med

de som fanns upptagna i 136 a 5 byggnadslagen. Undan- tag från tillståndskravet kan medges av regeringen, om det finns särskilda skäl härtill. Hushållning med energi utgör inte någon självständig prövningsgrund men regeringen skall dock enligt förarbetena kunna väga in även andra allmänna intressen än dem som av- handlas i naturresurslagen, t. ex. energi— och indu—

stripolitiska mål.

Statens energiverk fick i mars 1986 i uppdrag av regeringen att utreda vissa frågor om användningen av el. Särskilt skulle möjligheten att reglera elförbruk— ningen i större energiförbrukande industrier under— sökas. Verkets ställningstagande redovisades år 1987 i rapporten styrmedel för att reglera särskilt elkrävan— de industriföretag. I direktiven till EL 90 anges

bl. a. att utredaren bör ta del av nämnda rapport och göra de ytterligare överväganden som detta material ger anledning till.

statens energiverks slutsats var att någon ny regle— ring eller myndighetsprövning i fråga om tillkomsten av speciellt elkrävande industri inte är erforderlig. Till stöd för slutsatsen anfördes följande.

— Nya industrianläggningar med mycket stor elförbruk— ning kommer i regel att prövas av regeringen enligt reglerna i 4 kap. naturresurslagen.

Prisutvecklingen för elkraft kan väntas motverka ineffektiv elanvändning inom industrin.

— Kraftindustrin kan utifrån eget intresse antas söka förhindra en i förhållande till den framtida produktionskapaciteten alltför hög elförbrukning.

I syfte att öka kraftindustrins och statens energi— verks möjligheter att främja en samhällsekonomiskt

effektiv elanvändning föreslog verket en viss modifie-

ring av den leveransskyldighet som nu enligt ellagen gäller för innehavaren av en linjekoncession och som innebär att den blir villkorlig. Som villkor för leve— ransskyldigheten föreslås gälla - förutom att för— brukarens verksamhet är av större betydelse för det allmänna att ett ändamålsenligt utnyttjande av el— energi skulle åstadkommas genom den aktuella kraft- leveransen eller transiteringen. Genom den föreslagna ändringen av leveransskyldigheten skulle statens energiverk få möjlighet att väga in samhällsekonomiska motiv vid prövning av meningsskiljaktigheter mellan koncessionsinnehavare och förbrukare. Mot denna del av förslaget reserverade sig en ledamot i verkets

styrelse.

5.6.4 Elanvändning i bebyggelse

Vissa regler har tillkommit för att styra utformningen av nya elförbrukande anläggningar. Det är främst byggnationen av bostadshus som reglerats på detta sätt.

I riksdagens beslut (prop. 1979/80:170, NU 70, rskr. 410) efter folkomröstningen slogs fast att åtgärder skulle vidtas för att förhindra direkt— verkande elvärme i ny permanentbebyggelse. På grundval av regeringens förslag (prop. 1980/81:90 och 1980/81:133) beslutade riksdagen därefter att en— och tvåbostadshus som är avsedda för annat än fritids— ändamål inte utan särskilda skäl får utföras för uppvärmning med direktverkande el. Enligt de riktlinjer som riksdagen godkände (NU 1980/81:60, rskr. 381) borde dock bl. a. särskilt uppvärmnings— snåla byggnader undantas från förbudet mot uppvärmning

med direktverkande el.

I den nya plan- och bygglagen (1987:10), PBL, är kraven på byggnaders energiegenskaper i huvudsak

oförändrade i förhållande till motsvarande bestäm— melser i den tidigare byggnadsstadgan. Nya tillämp— ningsbestämmelser vad gäller nybyggnad har dock an— tagits till PBL. De krav som tidigare gällde för direktelvärmda småhus tillämpas nu för alla bostäder,

oavsett uppvärmningssätt och hustyp.

När förslaget till ny byggnorm förelåg framfördes farhågor att användningen av direktverkande el åter skulle öka, eftersom all ny bostadsbebyggelse till följd av de nya normerna skulle komma att uppfylla kraven för direktverkande eluppvärmning.

Plan— och bostadsverket fick regeringens uppdrag att i samverkan med bl. a. statens energiverk komma med för- slag till ändringar vad gäller den generella dispensen för uppvärmning med direktverkande el, så att lång- siktiga bindningar till detta uppvärmningssätt und— viks.

Plan— och bostadsverkets redovisade sina överväganden och förslag till ändringar i PBL i en skrivelse den 21 november 1989, och regeringens förslag till ändringar av PBL har presenterats i 1989/90 års budgetproposi— tion (prop.1989/90:100).

Regeringen har funnit det lämpligt att ändra ifråga— varande regler i PBL i huvudsak i enlighet med plan— och bostadsverkets förslag.

Enligt PBL skall byggnader medge god hushållning med energi. I PBL ställs också krav på flexibilitet i uppvärmningssystemet. I dessa delar föreslås inga förändringar.

I budgetpropositionen föreslås bl. a. att

- direktverkande elvärme bör få installeras i byggna- der — med undantag för fritidshus endast om det finns särskilda skäl. Regeringen framhåller här att det är viktigt att prövningen av huruvida särskilda skäl föreligger bör vara restriktiv.

den restriktiva hållningen mot installation av direktel bör gälla även i fråga om befintliga bygg- nader. I befintlig bebyggelse kan det dock finnas större anledning att undantagsvis godta direktverk- ande elvärme.

— för att kunna motverka att direktverkande elvärme installeras, bör det i PBL införas ett generellt krav på bygglov för att installera direktel i alla byggnader utom fritidshus med högst två bostäder och tillhörande komplementbyggnader.

— de nya bestämmelserna bör träda i kraft den 1 juli 1990.

5.7 Stöd till forskning och utveckling m. m.

Staten söker påverka utbudet och efterfrågan på el- kraft genom stöd till forskning och teknisk utveck— ling, etc. Häri inbegrips både stöd för hushållninge- åtgärder, som beräknas få en snar inverkan på el— kraftsefterfrågan, och stöd till grundforsknings— inriktade projekt vars effekter kan vara mer lång—

siktiga.

En viktig del av energipolitiken inför kärnkrafts— avvecklingen är det elhushållningsprogram som startade sommaren 1988. Inom programmet har inrättats ett stöd till utveckling av ny elsnål teknik, som syftar till att stimulera upphandling av eleffektiva och elersätt- ande produkter, processer och system genom att tek— niska och kommersiella risker hos beställaren reduce— ras. De statliga insatserna för att främja forskningen

inom de områden som är av speciell betydelse för den

elvärmda bebyggelsen intensifierades genom ompriori— teringar inom energiforskningsprogrammet.

År 1988 inrättades en ny fond, energiteknikfonden. Stöd ur fonden skall kunna ges till projekt, vilkas ändamål är att utveckla eller förbereda kommersiell introduktion av ny energiteknik. Medel motsvarande den särskilda skatten på olja på 10 kr. per m3 tillförs fonden, vilket ger ett inflöde av medel om knappt

100 milj. kr. per år. I och med fondens inrättande avslutades bränslemiljöfonden och programmet för utveckling och introduktion av ny teknik inom energi—

området.

De statliga FoU-insatserna som berör elproduktion och elanvändning kanaliseras främst genom energiforsk— ningsprogrammet. Fem beslut om energiforskningsprogram har fattats fr. o. m. är 1975; nuvarande program löper till den 30 juni 1990. I löpande penningvärde har ca 4,85 miljarder kr. anslagits till det statliga energiforskningsprogrammet under perioden.

I regeringens forskningsproposition som presenteras våren 1990 föreslås att energiforskningsprogrammet för 1990/91 skall uppgå till totalt 372,4 milj. kr. Anslaget kommer fortsättningsvis att skrivas upp

årligen.

I propositionen lämnas även förslag gällande utveck— ling och kommersialisering av ny energiteknik, bl. a. föreslås att totalt 400 milj. kr. anslås till teknik— upphandlingsprogrammet och att Vattenfall får

370 milj. kr. år 1990 för utveckling och demonstra-

tion.

Vissa organisationsförändringar föreslås. Dessa syftar allmänt sett till att dels stärka samordningen inom energiforskningsprogrammet, dels underlätta samverkan mellan kraftföretagen när det gäller att utveckla och kommersialisera ny energiteknik. Bl. a. föreslås att statens energiverk ges ett samordnande ansvar för planeringen av framtida stöd i samverkan med övriga

myndigheter.

I energipropositionen (1987/88:90) erinras om att regeringen i instruktionen (1987:351) för Vattenfall betonat verkets roll som energitjänstföretag. Vidare framhålls att Vattenfall arbetar aktivt med elanvänd— nings— och effektiviseringsfrågor bl. a. inom ramen för projektet 2000.

Enligt de riktlinjer Vattenfalls koncernledning fastslog 1989 skall Vattenfall bl. a.

mer än tidigare arbeta för en bättre energihushållning

— mer aktivt driva forskning och utveckling av ny energiteknik.

Vattenfall driver arbetet med energihushållning bl. a. inom det nämnda projektet Uppdrag 2000. Detta projekt påbörjades för att bättre kunna bedöma möjligheterna att komplettera utbyggnadsplaneringen med insatser inom området rationell elanvändning, dvs. hushållning, konvertering och laststyrning. Målsättningen med projektet är att uppskatta de på ekonomiska grunder motiverade verkliga möjligheterna att begränsa landets

elanvändning i framtiden.

I Uppdrag 2000 ingår att i första hand via demonstra— tionsprojekt visa på hushållningseffekten av olika tekniska och beteendeanknutna insatser. Samtidigt

identifieras de möjligheter som kan underlätta ett förverkligande av motiverad hushållningspotential och föreslås medel för att öka dessa möjligheter. En vik- tig åtgärd för Vattenfalls del är att som energi— tjänstföretag i samarbete med kunden kartlägga och

initiera rationella energilösningar.

I Vattenfalls treårsplan för perioden 1990-1992 redovisas de satsningar som kommer att göras på olika områden.

Närmare 1000 milj. kr. kommer att avsättas under den närmaste femårsperioden i syfte att uppnå en effektiv energiförsörjning och inom ramen för denna en effektiv elanvändning. Hushållning ska prioriteras så länge det

är billigare än att bygga ut ny produktion.

Erfarenheterna från utvecklingsarbetet inom Uppdrag 2000 kommer att utnyttjas för marknadsföring av energihushållning som kommersiell affärsidé. Sats— ningen innebär bl. a. att erbjuda kommersiella in— vesteringar i kundernas anläggningar.

På utvecklingsområdet kommer Vattenfall att satsa

1000 milj. kr. under de kommande fem till tio åren för att klarlägga biobränslenas praktiska möjligheter för främst elförsörjningen. Projektet ska bl. a. omfatta en studie av tillgångar, transportsystem, ekonomi, ekologi och teknik för förbränning liksom anläggningar

för kraftvärme och elproduktion.

!

6 AKTUELLA UTREDNINGAR M. M.

Inför de energipolitiska beslut som skall fattas senare i år genomförs ett stort antal utredningar angående den framtida elförsörjningen i Sverige. Tre sådana utredningar, vars resultat är av intresse för EL 90:s arbete, har avrapporterats och beskrivs kort— fattat i detta kapitel. Kapitlets fjärde avsnitt är en sammanställning av olika bedömningar av elanvändning— ens utveckling under de närmast följande årtiondena. Slutligen beskrivs den idéskiss om ett s. k. tvåpris— system på elmarknaden som utarbetats inom Svenska el-

verksföreningen.

Utredningarna kommenteras senare i betänkandet, främst i kapitel 8.

6.1 Ett miljöanpassat energisystem

Statens energiverk och statens naturvårdsverk har haft regeringens uppdrag att klarlägga hur en miljöanpassad svensk energiförsörjning kan utformas och att redovisa ett antal scenarier för hur utvecklingen av det svenska energisystemet fram till år 2015 kan utformas.

Det omfattande utredningsmaterialet som redovisades i december 1989 innefattar ett stort antal rapporter. De följande avsnitten är en kort sammanfattning som kon—

centrerats kring utredningens slutsatser gällande energisystemet och den elintensiva industrins situa— tion. Väsentliga antaganden och resultat återfinns i

komprimerad form i tabell 6.5.

6.1.1 Förutsättningar

Ett miljöanpassat energisystems miljöeffekter ryms inom de ramar som ges av lokala, regionala och globala miljömål. Det övergripande miljömålet innebär att halterna av luftföroreningar skall vara så låga att de inte påverkar människors hälsa eller ger upphov till

andra olägenheter.

För utsläppen av svavel, kväveoxider och flyktiga organiska ämnen har målsättningen preciserats som en reduktion av dessa utsläpp till år 2015 med 80, 50 resp. 50 % relativt 1980 års utsläppsnivå. Den angivna reduktionen av svavel- och kväveoxidutsläpp motsvarar

det av riksdagen formulerade målet för är 2010.

I analysen utgår man också från riksdagens uttalanden vad gäller koldioxidutsläppen. Utsläppen skall således begränsas till 1987 års nivå. Detta mål lyckas man dock uppnå endast i det miljöscenario som baseras på en låg ekonomisk tillväxttakt (mer därom nedan).

I ett miljöanpassat system skall vägar, ledningar

m. m. inte göra intrång i områden som är särskilt värdefulla för naturvården, kulturminnesvården och friluftslivet. I övriga områden bör de utformas med hänsyn till geologi, vegetation och djurliv m. m. samt med hänsyn till kulturminnes- och friluftsintressen. Nämnda hänsyn gäller även vid uttag av energi, exem—

pelvis vid lokalisering av vindkraftverk, uttag av biobränslen och brytning av torv.

I rapporten pekar man på några grundläggande förut— sättningar som gäller vid en övergång till ett miljö— anpassat energisystem i Sverige.

Införandet av ett miljöanpassat energisystem under- lättas av att Sverige är ett industriland med avance— rat tekniskt kunnande och är glest befolkat. Det finns stora skogar som kan ge bränsle. Det finns plats för vindkraftverk, energiskog och andra utrymmeskrävande

alternativa energislag.

Samtidigt finns faktorer som försvårar en omställning. De hänger i stor utsträckning samman med att Sverige anpassats till en situation med god tillgång på billig energi, särskilt elenergi. Det avspeglar sig exempel—

vis i den svenska industrins sammansättning.

6.1.2 Energisystemet år 2015

De scenarier som presenteras utgör ögonblicksbilder av år 2015. Vägen dit beskrivs inte. För att teckna bild— erna har man studerat olika utvecklingsmöjligheter för

det svenska energisystemet.

Det energisystem som finns är 2015 kommer till största delen att vara uppbyggt mellan år 1990 och år 2010. För uppbyggnaden kommer man att kunna tillgodogöra sig teknikutvecklingen under de närmaste 10—15 åren, men inte mer. Energisystemet kan därför om 25 år i allt väsentligt antas bygga på teknik som idag är kommer— siell eller under utveckling.

I samtliga fall utgår man från att de orörda älvarna bevaras och att kärnkraften avvecklas. I pgg: alternativen antas att risken för klimatförändring inte påverkar samhällsutvecklingen varför inga åt— gärder vidtas för att påverka koldioxidutsläppen. I miljöscenarierna utgår man från att utsläppen av koldioxid inte får öka från 1987 års nivå.

Det finns två basalternativ och två miljöscenarier, vardera återspeglande olika tillväxttakter i ekonomin. I basalternativen antas BNP växa med 2,4 resp. 1,1 % per år. I scenarierna med oförändrade koldioxidutsläpp antas tillväxten bli en tiondels procentenhet lägre,

dvs. 2,3 resp. 1,0 % per år.

Elpriset antas i samtliga scenarier avspegla den lång— siktiga marginalkostnaden i elproduktionssystemet.

Givet förutsättningarna har man sökt det energisystem som till lägsta kostnad klarar energiförsörjningen. Man har således försökt räkna fram optimala energi- system vid givna miljökrav och andra förutsättningar. Ett viktigt undantag görs när man i miljöscenarierna undantar den energiintensiva industrin från de elpris— ökningar som följer av koldioxidbegränsningarna. Industrin får betala ett elpris motsvarande kostnaden för elproduktion i kondenskraftverk, dvs. den lång- siktiga marginalkostnaden utan koldioxidrestriktioner.

Arbetet med scenarierna har krävt antaganden om möj- ligheterna att effektivisera energianvändningen inom industrin, bostäderna och transportsystemet. Vid en låg ekonomisk tillväxt sker merparten av energi— och elsparandet genom strukturförändringar i industrin.

I de redovisade scenarierna förutsätts att miljö- motiverade restriktioner för energianvändingen inte införs i andra länder.

6.1.3 Basalternativen

I basalternativen ersätts kärnkraften till stor del

med naturgas— och kolbaserad kondensproduktion. Även kraftvärme baserad på kol och naturgas - byggs ut. Elpriset i producentledet stiger från dagens ca

15 öre/kWh till närmare 30 öre/kWh.

Vissa elintensiva branscher, främst gruvindustrin, metallverken samt järn— och stålverken, kan få svårt att upprätthålla produktionen på 1987 års nivå till följd av det höjda elpriset. En minskad tillväxt i de elintensiva branscherna förutsätts bli kompenserad av en ökad tillväxt inom bl. a. verkstadsindustrin.

I basalternativets högfall ökar utsläppen av koldioxid med 160 % och i lågfallet ökar de med 70 %. Vad gäller koldioxidutsläppen har alltså inte målsättningen för scenarierna kunnat uppfyllas. Mängden utsläppt koldioxid och dess fördelning mellan olika källor visas i tabell 6.1.

Svaveldioxidutsläppen hålls tillbaka av de skärpta krav som beslutats. Man har dock inte kunnat bedöma utvecklingen av svavelutsläppen från processerna i denna utredning. I fallet med hög tillväxt ökar ändå svavelutsläppen från fasta energiproducerande anläggningar jämfört med år 1987.

Tabell 6.1 År År 2015 Utsläppskälla 1987 Basalternativ Miljöscenario Hög Låg Hög Låg

Industri 13,3 17,4 10,1 17,1 10,9 Transporter 20,3 28,8 24,4 23,5 20,0 Bostäder,service 13,9 17,3 16,5 12,5 12,8 Elproduktion 2,0 76,9 37,8 8,8 4,6 Fjärrvärmeproduktion 7,6 14,1 13 2 12,3 12,8 Raffinaderier,

egenförbrukning 4,3 3,5 2,9 3,2 0,6

TOTALT 61,4 158,0 104,9 77,4 61,7

Procentuell ökning 157 71 26 0

Kväveoxidutsläppen från vägtrafiken kommer att minska under 1990-talet och början av 2000—talet till följd av skärpta avgaskrav. Effekterna av den förbättrade avgasreningen motverkas emellertid av trafikökningen. Kväveoxidutsläppen från de energiproducerande anläggningarna väntas — med utgångspunkt i nu gällande samt nu beslutade miljökrav - öka obetydligt i fallet med låg tillväxt men med drygt 50 % i fallet med hög tillväxt.

I tabell 6.2 nedan visas de utsläpp som beräknas ske av svaveldioxid och kväveoxid i basalternativen resp. miljöscenarierna. Av tabellen framgår även utsläpps- värdena för år 1987 samt de uppsatta målen vad gäller

utsläppsreduktioner.

6.1.4 miljöscenarierna

I miljöscenarierna antas kraftiga styrmedel sättas in för att bibehålla konstanta koldioxidutsläpp. De representeras i beräkningarna av höga

koldioxidavgifter.

Iåäåll_£12 Utsläppl av svaveldioxid och kväveoxider, 1000 ton "Mål" År År 2015 Utsläpp år 1987 Basalternativ Miljöscenario 2015 Hög Låg Hög Låg Svaveldioxid 66 120 140 95 90 68 förändring från år 1980 —80% —63Z -57% —71% —73% —79% Kväveoxider 49 72 111 74 78 60 förändring från år 1980 —50% —26% +14% —242 —20% —38Z

1) avser utsläpp vid förbränning av olja, gas samt fasta bränslen vid energiproduktion

I alternativet med hög ekonomisk tillväxt sätts kol— dioxidavgiften till 1 kr. per kg koldioxid och i låg— tillväxtfallet till 35 öre per kg. Vid den högre till- växten krävs starkare styrmedel eftersom koldioxidut—

släppen utan åtgärder då ökar betydligt mer.

Avgifterna innebär att kostnaderna för fossila bränslen ökar kraftigt. I högfallet ökar kol— och oljepriserna med ca 30 öre/kWh, i lågfallet är

motsvarande ökning ca 10 öre/kWh.

Samtliga scenarier förutsätter att 50 TWh naturgas

tillförs landet. Priset på naturgas för elproduktion antas sättas så att naturgasbaserad elproduktion får samma totala kostnader inkl. koldioxidavgift - som det billigaste alternativet.

Elpriserna påverkas mer än bränslepriserna av en kol— dioxidavgift när man förutsätter att de bestäms av kostnaden på marginalen för att producera mer el. Om t. ex. gaseldade kondensverk används i den marginella elproduktionen är verkningsgraden ca 50 %. En kol— dioxidavgift på bränslet slår därför igenom kraftigt

på elpriset. I utredningen antas att elpriset i produ— centledet höjs med 75—90 öre/kWh i högfallet och med 40-55 öre/kWh i lågfallet. Detta gör det lönsamt att bygga ut kraftvärmen kraftigt och även att utnyttja vindkraft i stor omfattning.

De elpriser som förutsätts i de olika scenarierna

framgår av tabell 6.3 nedan.

Tabell 6.3 ELPRISER (öre/kWh) Elint. Lätt El— Hus— Ser— indu— indu— värme håll vice stri stri m.m. 1987 Elpris 16 23 28 40 23 Skatt ca 3 5 7 7 7 Elpris inkl. skatt 19 28 35 47 30 Basalternativ, hög/låg Elpris 28 35 40 52 35 Skatt1 ca 3 7 9 9 9 Elpris inkl. skatt 31 42 49 61 44 Miljöscenario, hög Elpris 28 98 103 115 98 Elpris inkl. moms (23,46%) 28 98 127 142 98—121 Miljöscenario, låg Elpris 28 63 68 80 63 Elpris inkl. moms (23,46%) 28 63 84 99 63—78

1) Energibeskattning fr. o. m. 1989—07—01

Den energiintensiva industrin särskilt den elinten— siva - ställs inför betydande kostnadsökningar om kol— dioxidavgiften får slå igenom på de energi- och el— priser den betalar. Om Sverige ensamt begränsar kol— dioxidutsläppen kan kostnadsökningarna endast till

obetydlig del vältras över på exportpriserna. Stora omställningar inom industrin kan då bli fallet. I be— räkningarna skiljs mot denna bakgrund mellan två fall ett där den energiintensiva industrin undantas från avgiften, ett där den betalar avgift. I tabell 6.4 jämförs miljöalternativens industriproduktion och dess sammansättning år 2015 med 1987 års produktionssiff—

ror .

Tabell 6.4

Industrins produktion år 2015, miljöalternativ (1987:100)

Industrin skyddas Industrin Högalt. Lågalt. skyddas ej

Industrigren Högalt. Gruv 49 21 10 Livsmedels 136 132 127 Textil— o beklädnads 73 50 70 Trävaru 132 122 119 Massa— o pappers 160 82 60 Grafisk 170 132 160 Gummivaru 100 89 Kemikalie 130 43 60 Annan kemisk 240 174 180 Plastvaru 229 165 175 Petroleum— o kol 112 106 110 Jord- o stenvaru 112 82 65 Järn— o stål 95 43 20 Ickejärnmetall 49 32 20 Verkstads(exkl.varv) 300 165 287 Varvs 57 37 50 Annan tillverknings 229 189 200 TOTALT 200 125 180 6.1.5 sammanfattning

De miljöinriktade scenarier i vilka den energiinten— siva industrin skyddas (ej belastas med koldioxidav— gift) sammanfattas i rapporten i följande punkter.

o

- Energianvändningen minskar med 20-25 % jämfört med basfallen. I lågfallet används totalt sett ungefär

lika mycket energi som idag, i högfallet mer än idag.

Elanvändningen minskar också jämfört med basfallen, men i mindre grad än energianvändningen. I lågfallet används ungefär 30 TWh mindre el än idag, i hög- fallet knappt 10 TWh mer.

— Ny elproduktion baseras på industriellt mottryck, kraftvärme och vindkraft.

Användningen av biobränslen fördubblas i högfallet jämfört med idag. I lågfallet blir ökningen mindre.

- Koldioxidutsläppen förblir ungefär på dagens nivå i lågfallet. I högfallet ökar utsläppen med ca 25 %. Den antagna avgiften på en krona per kg koldioxid är alltså otillräcklig i det fallet.

- Industriproduktionen fördubblas i högfallet i för— hållande till 1987 års nivå. Eftersom de energi— och elintensiva branscherna undantas från den tänkta koldioxidavgiften kan även de elintensiva branscher— na - med några undantag - komma att expandera. Låg— fallet präglas av avmattningen i ekonomin. För flera branscher väntas produktionen minska under 1987 års nivå. Totalt växer dock industriproduktionen med 25 % jämfört med år 1987.

— Industristrukturen liknar basfallets både i hög— fallet och i lågfallet.

I tätare områden, som är lämpade för gemensam upp- värmning, byts elvärmen ut. I glesare områden effek— tiviseras den genom sparande och installation av värmepumpar.

Om även den energiintensiva industrin belastas med koldioxidavgift - och om Sverige antas vara ensamt om sådana åtgärder sker förändringar inom industrin som är dramatiska jämfört med det redovisade scenariet. Produktionen minskar i alla de energiintensiva branscherna, framför allt i massa— och pappersindu— strin. För att sysselsättningen skall kunna upprätt— hållas måste produktionen i verkstadsindustrin öka ännu mycket kraftigare än i de tidigare nämnda miljö—

inriktade scenarierna.

De båda verkens slutsats av de höga koldioxidutsläpp som beräknats i scenariet med hög ekonomisk tillväxt är att ett generellt styrmedel — i form av t. ex. en koldioxidavgift är otillräckligt. Det behövs ett

bredare åtgärdsprogram för att klara koldioxidmålet.

Vad gäller de beräknade effekterna för den energi- intensiva industrin drar man följande slutsatser

- I ett långt perspektiv är det ytterligt svårt för ett enskilt land att ensamt vidta långtgående åtgärder för att begränsa koldioxidutsläppen.

I ett kortare perspektiv kan enskilda länder behöva gå före bl. a. för att påverka andra länder. I sådana fall kan det vara befogat att undanta den energiintensiva industrin från avgifter eller andra styrmedel.

Undantag från en koldioxidavgift eller liknande hämmar el— och energieffektiviseringen inom de berörda branscherna och därmed möjligheterna att klara koldioxidmålet.

Det sistnämnda talar för att man bör försöka hitta

system för nedsättning av skatter och avgifter som ger

bättre incitament till energihushållning än i dag, samtidigt som den finansiella belastningen hålls på en låg nivå.

Sammanfattningsvis anger rapporten följande krav för att de miljömål som ställts upp för det svenska energisystemet skall kunna klaras i perspektivet till år 2015.

— ett kraftigt ökat elsparande,

utnyttjande av betydande mängder vindenergi och andra utsläppsfria tekniker för elproduktion,

- utbyggnad av ett decentraliserat kraftsystem med kraftvärme och mottryck,

en ändrad utveckling inom transportsektorn,

— en omfattande användning av biobränslen i stället för fossila bränslen.

Sådana förändringar inom energisystemet resulterar bl. a. i betydligt högre energipriser och en ändrad

industristruktur.

Tabell 6.5

Tabell 6.5. SCENARIER UTARBETADE AV STATENS ENERGIVERK, DEC. 1989 BASALTERNATIV, år 2015 HILJO'ALTERNATIV, år 2015 SEKIOR/PARAMETER År Mög ekon. Låg ekon. Hög ekon. Låg ekon. Hog ekon. 1987 utv. utv. utv. utv. utv. (ind.

(industrin skyddas') skyddas'e')

ANVÄNDNlNG (THh) Industri 51 69 42 60 36 49 Transporter 3 3 3 4 4 4 Bostaden—,service m.m 66 70 64 61 52 en FjärrvärmJaffinaderier 7 5 5 4 4 4 Distributionsförluster 11 13 10 11 B 10 IOIAL ANVÄNDNING 133 160 124 140 103 I28

T ! LLFÖRSEL (THh) Vattenkraft 71 66 66 66 66 66 vindkraft 0 2 2 23 8 20 Kärnkraft 64 O 0 0 0 [) Industriellt mottryck 3 7 6 15 B 10 Mottryck kraftvärme 3 12 10 34 20 30 Kolkondens 0 60 28 0 0 0 Naturgaskonbi 0 10 10 0 0 0 DI jekondens 0,7 2 2 2 2 2 Gasturbiner 0,08 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 TOTAL TILLFÖRSEL 133 160 124 140 103 128 BNPutv./år 2,4 x 1,1 x 2,3 X 1,0 % 2,3 % Elpris (se särsk. tabell) = nc = Hc = HC = Hc = MC Koldioxidavgift lkg 100 öre 35 öre 100 o're Elskatt punktskatter moms mus moms

') industrin betalar ej resp. betalar koldioxidavgift

6.2 Tillväxt och miljö - en studie av målkonflikter

Utredningen Tillväxt och miljö — en studie av målkon— flikter är en specialstudie i anslutning till arbetet på långtidsutredningen 1990. Den har utförts av professor Lars Bergman och har publicerats som bilaga 9 till LU 90. I utredningen analyseras effekterna på den svenska ekonomin av kärnkraftsavvecklingen och av de mål som riksdagen lagt fast med avseende på utsläpp av koldioxid, kväve och svavel. Speciellt söker man i kvantitativa termer belysa möjligheterna att realisera de miljöpolitiska målen samtidigt som en ekonomisk tillväxt om ca 2 % per år upprätthålls i den svenska

ekonomin.

6.2.1 Förutsättningar för analysen

Analysen är i stor utsträckning modellbaserad. Den modell som utnyttjats är en s. k. numerisk allmän jämviktsmodell där kapitalbildning, arbetskraftsutbud och teknologisk utveckling bestäms utanför modellen, medan man med modellens hjälp kan identifiera den sektorvisa fördelningen av tillgängliga resurser som vid en framtida tidpunkt gör att ekonomins samtliga produkt— och faktormarknader samt bytesbalansen är i jämvikt. För att ett jämviktsläge skall nås i modellen krävs bl. a. att lönerna är rörliga, såväl nedåt som uppåt.

Modellekonomin består av nio produktionssektorer och en aggregerad slutanvändningssektor. Produktionen sker

med fem produktionsfaktorer: arbetskraft, kapital,

skogsråvara, el och bränsle.

I analysen söker man även belysa miljöpolitikens in— verkan på industristrukturen genom att de mest el— och utsläppsintensiva delarna av basindustrierna sär— skiljs. Hela den elintensiva industrin inkluderas i modellen i de två produktionssektorerna Skogsindustri resp. Stål och baskemi. I dessa sektorer arbetar indu- strin under internationell konkurrens och har en stor nettoexport i förhållande till förädlingsvärdet. De antas i modellen vara "pristagare" och därmed sakna möjlighet att övervältra inhemska kostnadsökningar "framåt" på produktpriserna. Produktionstekniken är i båda sektorerna genomsnittligen elintensiv och medför ofta höga utsläpp av svavel, kväveoxider och kol— dioxid.

En väsentlig skillnad görs i modellen mellan de två sektorerna. Den inhemska skogsråvaran antas huvud- sakligen avsättas inom landet, och någon omfattande import kommer inte heller i fråga. Under dessa be— tingelser bestäms priset på skogsråvara av den in— hemska efterfrågan och det inhemska utbudet. I sektorn Skogsindustri har producenterna därför i viss mån möj— lighet att övervältra kostnadsökningar "bakåt" på priset de betalar för skogsråvaran. Någon sådan möj- lighet antas inte finnas för producenterna i sektorn Stål och baskemi.

I övrigt är verkstadsindustrin i modellen exportin- riktad, medan exporten är betydligt lägre för övriga sektorer. Genomgående förutsätts att svenska produkter är nära, men inte perfekta, substitut till motsvarande produkter tillverkade i andra länder. Det innebär att en exportökning förutsätter sänkta exportpriser.

Elsektorn har delats i två delar. I en del kan vid varje tidpunkt produceras en viss mängd elenergi från vatten—, kärn— och vindkraftverk samt från kraft— värmeverk. Denna mängd är i praktiken till stor del bestämd av politiska beslut och utbudet är helt oelas- tiskt. För år 2000 har tre alternativa nivåer för tillgången på el från denna del av elsektorn stude— rats: 155 TWh, 145 TWh och 105 TWh. De medger (exkl. överföringsförluster) en elanvändning om ca 139 TWh, 130 TWh resp. 94 TWh.

Modellens konstruktion är sådan att elanvändningen alltid anpassas till rådande prisrelationer så att ytterligare elbesparing på marginalen kostar lika mycket som ytterligare elproduktion.

Om det oelastiska utbudet av el vid ett tillfälle är fullt utnyttjad kan ny kapacitet tillföras. Priset be— stäms då av kostnaden för nyproduktion. Fyra alterna— tiv för ytterligare produktion behandlas i utredning- en: ny kärnkraft, kolkondenskraft, naturgaskombi och biobränslekondens.

För år 2000 har sex kombinationer av basproduktion av el och alternativa kraftslag för ny elproduktionskapa— citet studerats:

IA 155 TWh basel samt tillskott med kärnkraft IIB 145 TWh basel samt tillskott med kolkondens IIC 145 TWh basel samt tillskott med naturgaskombi IIIB 105 TWh basel samt tillskott med kolkondens IIIC 105 TWh basel samt tillskott med naturgaskombi IIID 105 TWh basel samt tillskott med biobränslekondens

Fallet IA blir således ett scenario utan kärnkrafts— avveckling, medan fallen IIIB, IIIC och IIID närmast

kan ses som snabbavvecklingsalternativ.

6.2.2 Utveckling utan miljöpolitiska restriktioner

I tabell 6.6 redovisas den beräknade nivån för BNP och elanvändningen år 2000 samt den genomsnittliga pro— centuella förändringen av dessa storheter mellan åren 1985 och 2000. Tabell 6.7 visar de kalkylerade faktor— prisförändringarna (uppgifter som betecknas med "R" behandlas i det följande avsnittet). BNP— och elanvändningsnivåerna skall jämföras med 1985 års BNP om 920,7 miljarder kr. resp. 1985 års elanvändning (exkl. förluster och export) om ca 120 TWh.

I samtliga fall stiger elpriserna med mellan 45 % och 88 %. Denna kraftiga ökning är ett uttryck för att skärpta miljö- och säkerhetskrav höjt kostnaderna för ny kraft, men är också en konsekvens av att den svenska elprisnivån var mycket låg vid mitten av 1980-talet. Även i fallet IA, där kärnkraft utnyttjas, stiger elpriset påtagligt beroende på att kraft— systemets marginalkostnad ligger betydligt över den tidigare rådande elprisnivån. Resultatet blir ett för— lopp med stigande elpriser och långsam ökning av elan— vändningen. Så småningom når dock elpriserna en nivå som gör investeringar i tillkommande kraft lönsamma. I samtliga fall erhålls ett liknande utvecklingsmönster, vilket leder till att tillskotten av kraft utöver bas—

produktionen är små.

Skillnaden vad gäller BNP—utveckling i fallen IA och IIID leder till en skillnad på ca 30 miljarder kr. (i 1985 års priser) i BNP år 2000. Mellan fallen IA och fallen IIB och IIC blir skillnaden ungefär en tredjedel så stor. Dessa belopp kan ses som en varaktig skillnad mellan de olika fallen, dvs. den kan ej hänföras till övergående anpassningssvårigheter.

Tabell 6.6 Beräknad utveckling av BNP och elanvändning.

_________________________________________________________ BNP år 2000 1985—2000 E1 är 2000 1985—2000

Miljarder kr. % per år TWh % per år IA 1254,2 2,06 140 1,03 IA—R 1197,5 1,75 140 1,03 IIB 1247,4 2,02 134 0,74 IIB—R 1178,7 1,65 131 0,06 IIC 1245,3 2,01 131 0,59 IIB—R 1178,7 1,65 131 0,59 IIIB 1234,1 1,95 133 0,71 IIIB—R 1157,3 1,53 102 —1,17 IIIC 1226,1 1,91 123 0,18 IIIB—R 1149,7 1,48 95 —1,58 IIID 1224,8 1,90 120 0,00

Tabell 6.7 Beräknade faktorpriser (1985=1,00).

KAPITAL ARBETSKRAFT EL SKOGSRÅVARA IA 1,018 1.332 1,452 0,905 IA—R 0,979 1,250 1,393 0,840 IIB 1,010 1,325 1,576 0,888 IIB-R 0,969 1,243 1,576 0,807 IIC 1,005 1,321 1,649 0,878 IIC—R 0,969 1,243 1,576 0,807 IIIB 1,018 1,318 1,582 0,888 IIIB—R 0,925 1,204 2,556 0,671 IIIC 1,004 1,305 1,833 0,855 IIIC—R 0,910 1,204 2,874 0,641

De i samtliga fall stigande elpriserna påverkar i hög grad kostnaderna i sektorerna Skogsindustri resp. Stål och baskemi, medan Verkstadsindustrin inte påverkas

nämnvärt. Som framgår av tabell 6.8 växer

o

verkstadsindustrin i samtliga fall med 3,7—3,8 % per år. I samtliga fall minskar produktionen i de två

elintensiva sektorerna.

Dessa resultat tyder på att tiden fram till sekel— skiftet, oavsett kärnkraftsavveckling och ytterligare skärpningar av olika miljökrav, kan innebära en be— tydande omstrukturering av näringslivet.

Tabell 6.8 Beräknad produktion i vissa sektorer år 2000 (miljarder kr. i 1985 års priser) samt produktionsförändringar 1985—2000 (2 per år).

SKOGSINDUSTRI STAL & BASKEMI VERKSTAD

1985 67,2 129,9 229,9

IA 63,1 —0,4 129,8 0,0 398,3 3,7 IA—R 59,5 —O,8 56,2 _5,4 437,5 4,4 IIB 62,2 _o,5 127,4 —0,1 4oo,9 3,7 IIB—R 56,9 —1,1 54,9 —5,6 441,4 4,4 IIC 61,5 —O,6 124,8 _0,3 402,4 3,7 IIC—R 56,9 —1,1 54,9 —5,6 401,0 3,8 IIIB 62,3 —0,5 136,5 0,3 401,0 3,7 IIIB—R 46,7 —2,4 40,0 —7,6 457,5 4,7 IIIC 59,5 —0,8 134,6 0,2 406,1 3,8 IIIC—R 44,5 _2,7 29,5 —9,4 464,4 4,8

Den konkurrensfördel som 1980-talets låga elpriser inneburit för elintensiv industri kan inte bibehållas om investeringar i tillkommande kraft skall under- kastas samma avkastningskrav som investeringar i andra sektorer och om alla elanvändare skall betala ett pris

som svarar mot elproduktionens marginella kostnader.

I fallet IIID antas att tillkommande el produceras med biobränslebaserad kondenskraft. Skogsindustrins pro— duktion sjunker därvid med ca 8 % per år, vilket för- klaras av konkurrensen mellan denna sektor och elpro— duktionssektorn om skogsråvaran. Resultatet är dock osäkert emedan det empiriska underlaget för fallet IIID är bristfälligt. Utredningen har därför inte vidare analyserat detta fall.

6.2.3 Effekter av miljöpolitiska restriktioner

I samtliga ovan refererade utvecklingsförlopp över— stiger de beräknade utsläppen år 2000 de formulerade målen med bred marginal. De uppgfter i tabellerna 6.6—6.8 som betecknats med "R" anger att kalkylförut- sättningarna också innefattar en av de miljöpolitiska målen given restriktion på utsläppen av SOX, NOX och c02 .

Utsläppen av SOX, NOX och COZ per producerad enhet kan begränsas genom bränslebyte, tekniska åtgärder och ändrad produktionsinriktning. I modellekonomin repre— senteras de direkta tekniska åtgärderna av tjänster producerade i sektorn Rening. Producenter i de övriga sektorerna köper således reningsåtgärder från denna sektor. Den marginella reala resursåtgången för att begränsa utsläppen av en viss förorening antas vara konstant och oberoende av utsläppsbegränsningens om- fattning. Representativa skattningar har gjorts av de marginella kostnaderna för utsläppsbegränsningar av SOX och NOX. Kostnaderna för dessa tjänster har satts till ca 35 kr./kg SOX och ca 45 kr./kg NOX i 1985 års priser. För C02 har ingen motsvarande kostnad kunnat fastställas.

I samtliga fall medför de miljöpolitiska restrik— tionerna minskningar av BNP innebärande en

57—77 miljarder kr. lägre BNP—nivå år 2000 än i motsvarande utveckling utan utsläppsrestriktioner.

o

Tillväxttakten i BNP sänks med 0,3—0,5 % per ar.

Tabell 6.7 visar att miljörestriktionerna leder till en reduktion av både reallöner och kapitalavkastning jämfört med motsvarande utvecklingsförlopp utan

restriktioner.

struktureffekterna av de aktuella miljörestriktionerna ter sig dramatiska. Det gäller särsilt sektorn Stål och baskemi där minskningen jämfört med 1985 års nivå uppgår till mellan 57 % och 77 %. Effekterna på produktionen i sektorn Skogsindustri dämpas av att kostnadsökningarna delvis övervältras på råvarupriset. För Verkstadsindustrin rör det sig i stället om en

kraftig ökning av export och produktion.

Analysen visar således att effekten av kärnkraftsav— vecklingen på den ekonomiska tillväxten är påtaglig, men att införandet av miljörestriktioner mångfaldigar dem. En slutsats av rapporten är att miljörestrik- tionerna inte är förenliga med en ekonomisk tillväxt

av ca 2 % per ar.

Det bör slutligen påpekas att de redovisade skillna— derna mellan olika utvecklingsförlopp endast illustre- rar de oundvikliga kostnader som en avveckling av kärnkraften och införandet av utsläppsrestriktioner leder till. En annan typ av kostnader kan kallas anpassningskostnader. De har att göra med dels "flaskhalsproblem" som accentueras vid en snabb omvandling av industristrukturen, dels "trögheter" i

anpassningen av produkt- och faktorpriser. Modell—

ekonomin når alltid en jämviktssituation, men förut— sättningarna att realisera denna jämvikt kan vara mycket olika. De utvecklingsförlopp som utredningen demonstrerar innefattar omfattande omstruktureringar av industrin och låga löneökningstakter. Därtill pekar resultatet på att två grupper i samhället i särskilt hög grad får bära anpassningskostnaderna. Det gäller de anställda i de mest el— och utsläppsintensiva delarna av basindustrierna, samt de hushåll som an— vänder direktverkande elvärme. Det är därför sannolikt att de omställningar i samhället som indikeras också

medför stora anpassningskostnader.

6.3 Reaktoravveckling 1995/96

Statens energiverk redovisade den 1 februari 1990 ett regeringsuppdrag att utreda de samhällsekonomiska kostnaderna som följd av att två kärnkraftsreaktorer tas ur drift åren 1995 och 1996. I uppdraget ingick att uppskatta kostnaderna för samhällsekonomin av de två reaktorernas avveckling i såväl ett medellångt som ett långsiktigt perspektiv, att analysera effekter på olika samhällssektorer och befolkningsgrupper, samt att analysera om förräntningskravet på Vattenfall är väl avvägt och tarifferna lämpligt utformade i för- hållande till övergripande samhällsmål och utveckling-

en på energimarknaderna.

Utredningen ägnas i stort sett åt den första av dessa

frågor. De övriga frågorna berörs endast översiktligt.

Vad gäller avkastningskravet på Vattenfall och Vatten- falls tariffsättning konstateras att det fastställda avkastningskravet snarare kan ses som ett sätt att

garantera rimlig lönsamhet för övriga elproducenter på

marknaden (eftersom Vattenfall är prisledande) än som ett medel att främja effektiviteten inom Vattenfall. Det är enligt utredningen viktigt att finna nya former för hur den interna effektiviteten ska kunna garante- ras, inte minst i en situation då ökade marginella produktionskostnader successivt påverkar elprisnivån

och därmed företagets vinster.

I utredningen diskuteras också det förslag till ett s. k. tvåprissystem som utarbetats inom Svenska elverksföreningen. Verkets synpunkter i denna fråga

sammanfattas i avsnitt 6.5.2 nedan.

6.3.1 Kostnaderna för samhällsekonomin

I utredningen har man identifierat tre slag av kostnader som uppstår till följd av avvecklingen av de

två reaktorerna:

- Direkta kostnader, dvs. kostnader för alternativ elproduktion och/eller anpassning på efterfråge— sidan

Miljökostnader till följd av förändringar i elproduktionssystemet

- Indirekta kostnader, exempelvis till följd av trögheter i omställningen till en högre elprisnivå

De två första slagen av kostnader kvantifieras i ut— redningen utifrån antaganden om elförsörjningssyste- mets framtida utveckling. Man räknar på två fall av tillväxt i elanvändningen. I ett fall (högalterna- tivet) krävs att hela den kapacitetsreduktion som upp— står vid avvecklingen måste ersättas med ny produk— tionskapacitet. Denna kalkyl är i själva verket till— lämplig i samtliga fall när elanvändningen år 1997 bedöms överstiga 142 TWh.

Lågalternativet är specificerat mer i detalj. I kort— het innebär det en högre elprisnivå, varvid elanvänd- ningen blir lägre än i högalternativet. Med tolv reak— torer i drift utnyttjas då inte den befintliga elpro- duktionskapaciteten fullt ut. När två reaktorer av— vecklas kan 4 TWh tidigare outnyttjad kapacitet tas i bruk. Ny kapacitet om 3 TWh förs in i systemet och 3 TWh sparas genom dämpad efterfrågan till följd av

ytterligare prishöjningar.

Tabell 6.9 Samhällsekonomiska avvecklingskostnader för olika tekniker år 1995 (öre/kWh).

___—ä

Kostnad för ny kapacitet Produktions— Miljö— Kärnkrafts Samhällsek. Kraftslag kostnad + kostnad — kostnad = kostnad _______________________________________________________________ Kondens: Kol 27,7 24,6 8,2 44,1 Olja 28,8 20,0 8,2 40,6 Naturgas 27,7 11,9 8,2 31,4 Flis 59,5 2,6 8,2 53,9 Kraftvärme: Flis (50 MW) 46,3 1,0 8,2 39,1 Natur— gas (50 MW) 33,3 7,0 8,2 32,1

De beräknade samhällsekonomiska kostnaderna för att ersätta kärnkraft med ny kraft anges i tabell 6.9. När befintlig överkapacitet kan utnyttjas blir kostnaderna lägre än när ny kapacitet måste byggas. Även ersätt— ning genom sparande uppskattas innebära lägre kostna-

der.

På längre sikt antas bränslepriserna utvecklas i enlighet med de förlopp som antagits i energiverkets

och statens naturvårdsverks utredning rörande ett miljöanpassat energisystem.

Miljökostnaderna har kvantifierats genom att applicera de av miljöavgiftsutredningen föreslagna miljöav— gifterna på utsläpp av koldioxid, svavel och kväve—

oxider.

Tabell 6.10 redovisar de uppskattade avvecklings— kostnaderna per år i högalternativet.

Tabell 6.10 Beräknade samhällsekonomiska kostnader. Högalternativet.

Samhällsekonomisk Samhällsekonomisk års- kostnad per kWh kostnad (Mkr) för 10 TWh Totalt Miljökostn.

Kondens:

Kol 44,1 4 410 2 460 Olja 40,6 4 060 2 000 Naturgas 31,6 3 160 1 190 Flis 53,9 5 390 260 Kraftvärme:

Flis 39,1 3 910 100 Naturgas 32,1 3 210 700

I tabell 6.11 summeras den framtida årskostnaderna när 10 TWh kärnkraft för att vid olika tidpunkter ersätts med olika kraftslag. Kostnaderna är beräknade med 6 % ränta. Man har i utredningen antagit att kärnkraftsreaktorernas livslängd är 40 år, vilket innebär att'de i kalkylerna beräknas ha kunnat

fortsätta producera el till år 2015.

I lågalternativfallet blir kostnaderna för att ersätta 10 TWh ca 2,5 miljarder kr. per år, vilket kan jäm— föras med 3—5 miljarder kr. i högalternativet. Om årskostnaden diskonteras erhålls en total avvecklings— kostnad i lågalternativet på 21,4 miljarder kr.

Tabell 6.11 Samhällsekonomiska avvecklingskostnader för två reaktorer vid olika tidpunkter. Högalternativet. Nuvärde år 1990 i 1987 års penningvärde. Miljarder kr.

Avveckling år

Alternativ 1995 2000 2005 2010 2015 _____________________________________________________

Kondens:

Kol 37,8 23,9 13,5 5,8 0 Olja 34,8 22,0 12,5 5,3 0 Naturgas 27,1 17,1 9,7 4,2 0 Flis 46,2 29,2 16,6 7,1 0 Kraftvärme:

Flis 33,5 21,2 12,0 5,1 0 Naturgas 27,5 17,4 9,8 4,2 0

M

6.3.2 Modellsimuleringar

Till utredningen har fogats ett antal modellsimule— ringar. Här berörs några som utförts med hjälp av ENMARK—modellen, en partiell jämviktsmodell som maxi- merar summan av producent— och konsumentöverskotten på elmarknaden och fem andra energimarknader för ett simulerat år. Modellen anger också totala utsläpp av svavel, kväveoxider och koldioxid, samt möjliggör

kostnadsuppskattningar när restriktioner läggs på

dessa utsläpp.

Nuvärdesberäkningar av den samhällsekonomiska avveck— lingskostnaden enligt modellkalkylerna visas i tabell 6.12. I detta fall har två beräkningar gjorts, dels en utan restriktioner beträffande utsläpp av svavel, kväveoxider och koldioxid, dels en där utsläppen i energisystemet inte får överstiga utsläppen med tolv reaktorer i drift.

Tabell 6.12 Nuvärdet år 1990 (i 1987 års priser) av den samhällsekonomiska kostnaden för avveckling av två reaktorer (miljarder

kr). Högfall Lågfall Ekonomisk utan med utan med livslängd restr. restr. restr. restr. 25 år 5,2 9,3 4,2 7,4 40 år 14,2 25,4 11 4 20,2

I detta fall redovisas även beräkningar av den sam— hällsekonomiska kostnaden för avveckling av två reak— torer när deras ekonomiska livslängd bedöms vara

25 år. Det framgår att såväl livslängdsantagandet som utsläppsrestriktionen starkt påverkar kostnadens stor— lek.

Livslängdsantagandet om 40 år får i dessa simuleringar effekten att avvecklingskostnaden i det närmaste tre— dubblas, jämfört med kostnaden när livslängden antas vara 25 år. Den största kostnadsposten för en avveck— ling efter 25 år skulle således utgöras av värdet av de aktuella reaktorernas fortsatta

produktionsmöjligheter.

6.4 Beräkningar avseende framtidens elanvändning

I detta avsnitt sammanfattas ett antal bedömningar av elförbrukningens utveckling. De studier som behandlas

är:

Kraftsams elprognos för år 2000

Statens energiverks basalternativ i utredningen om ett miljöanpassat energisystem

Beräkningsexempel med anknytning till Vattenfalls senaste treårsplan

Utredningen om ett miljöanpassat energisystem har redan presenterats ovan i avsnitt 6.1. Den berörs därför endast vid jämförelser med de två övriga studierna.

De olika framtidsbedömningarna skiljer sig betydligt i flera avseenden. Medan man i Kraftsams elprognos mer renodlat försöker förutse utvecklingen i framtiden, har de två andra beräkningarna mer karaktären av pla— neringsunderlag där scenarier beräknas utifrån olika antaganden. Ofta framhävs därvid några strategiska variabler genom att värdena för dessa varieras. I prognoserna betonas att dessa inte skall ses som för— utsägelser om framtiden utan snarare har till syfte att visa tänkbara utvecklingsbanor och därmed skall kunna utgöra en del av ett underlag för politiska beslut och planering av t. ex. produktionskapacitet.

Figur 6.1 visar elanvändningens utveckling i diagram— form enligt de alternativa framtidsbedömningar som studerats.

Figur 6.1

180 170

160 — — — — Kraftsam

150

140 —— Statens energlverk '30 -------- Vattenfall 120

110

100 1988 1992 1996 2000 2004 2008 2012 År

6.4.1 Kraftsams prognos för år 2000

Kraftsam räknar i med ett prognosintervall för elanvändningen år 2000 om 140—160 TWh. Redovisningen nedan, som sammanfattas i tabell 6.13, avser i

huvudsak referensalternativ A.

Tabell 6.13 Kraftsams elprognos år 2000 (TWh) Referensalternativ A

1988 2000 % per år ______________________________________________________ Industri 51,7 61 1,4 Elvärme 29,6 32 0,5 Hushållsel 13,8 15 0,5 Övrigt 26,4 34 2,2 Förluster 9,5 11 1,5 Totalt 131,0 153 1,3

Elpriserna förutsätts i detta alternativ öka med ca 30 % till år 2000, och BNP antas växa med i genomsnitt 1,9 % under samma period. Industriproduktionen och den

privata konsumtionen ökar då med 1,8 % resp. 2,0 % per år, medan den offentliga konsumtionen växer långsam—

mare, med 1,4 % per år.

Industrins elförbrukning ökar med ca 10 TWh från år 1988 till år 2000, dvs med ca 1,4 % per år. Det inne— bär ett trendbrott i den specifika elanvändningen som antas minska med 0,4 % per år jämfört med en trend— mässig ökning om 1,0 % per år under den senaste 20— årsperioden. Orsaken därtill antas vara dels ökad el— hushållning dels minskad produktionstillväxt i viss elkrävande industri.

Elvärmen ökar med 2 TWh, varav hälften antas ske i småhus. Elhushållningen blir relativt blygsam inom bostads— och lokalvärmeområdet beroende på dålig lön— samhet för mer omfattande investeringar i hushållning.

Hushållselökningen blir blygsam, ca 1 TWh, trots ökande folkmängd samt fler hushåll och apparater. Här bedöms den tekniska utvecklingen bidra till en kraftig elhushållning; man räknar med drygt 20 % effektivare apparater i bostadssektorn.

I servicesektorn beräknas elanvändningen öka med ca 8 TWh. Ett ökat behov av lokaler med förbättrad maskinell standard och arbetsmiljö leder till ökade elbehov.

Totalt räknar man med att elhushållning år 2000 givit besparingar på ca 10 TWh. Hälften av dessa hänförs till bostadssektorn, medan de i industrin uppgår till ca 4 TWh.

Den ekonomiska utvecklingens inverkan på elanvänd- ningen ger prognosintervallets spridning. Med en

BNP—tillväxt på 1,4 % per år när man år 2000 den lägre elförbrukningen (140 TWh), med den högre tillväxt— takten på 2,5 % per år blir elförbrukningen 160 TWh.

6.4.2 Vattenfalls planeringsunderlag

I arbetet med Vattenfalls treårsplanering diskuteras även elmarknadens långsiktiga utveckling. De beräk— ningar som därvid genomförs har det särskilda syftet att belysa osäkerheten vad gäller den framtida efter- frågan på elkraft. Man söker konstruera ett intervall med stor spridning vad gäller framtidens elanvändning, för att därigenom definiera ramarna för den lång-

siktiga planeringen.

Man har åstadkommit denna belysning av osäkerheten genom att sammanställa två alternativ. Hög- och lågscenarierna representerar därvid "rimliga extrem— värden" som man kan komma fram till vid bibehållande av nuvarande samhällsinriktning men med en större

variation av grundförutsättningarna.

Den ekonomiska tillväxten antas i högscenariet bli god. Industritillväxten blir 2,8 % per år vilket är mer än för perioden 1967—1987 då den var 2,0 % per år men mindre än de 3,2 % per år som vi har haft 1982—1987. Strukturomvandlingen och den specifika elanvändningen inom industrin antas avvika kraftigt från tidigare trender. En del av den elintensiva

industrin slås ut.

Elvärmen ökar något. Nytillkommande småhus förutsätts till betydande del bli elvärmda men energisnåla. Kvar— varande oljevärmda småhus övergår successivt till kombisystem och kombidrift. Ett relativt sett

förmånligt elpris och ej obetydligt ökande inkomster medför ett mindre intresse för hushållning och för

övergång från elvärme.

Den goda ekonomiska tillväxten antas även medföra en fortsatt ökning av lokalstandarden och elapparatut— rustningen. Insatser för arbetsmiljön såsom bättre ventilation och luftkonditionering ökar den specifika elanvändningen. Hushållningsåtgärder som effektivare och behovsstyrd belysning och ventilation reducerar ökningstakten.

I lågscenariet antas den ekonomiska tillväxten bli avsevärt lägre än i omvärlden. Industriproduktionen ökar med endast 1,0 % per år vilket skulle motsvara en blandning av medelgod period och längre krisperiod liknande den efter 1973/74 års oljekris. Den elinten— siva industrin läggs i relativt stor omfattning ner, eller stagnerar vad gäller massa och pappersindustrin. Genom den låga tillväxten (av ny icke—elintensiv industri) minskar den specifika elanvändningen inte så snabbt som i högscenariet.

Ett relativt högt elpris kombinerat med en dålig köpkraftsutveckling och låga oljepriser antas leda till större intresse för hushållningsåtgärder samt övergång från el till olja (fjärrvärme, naturgas) i delar av beståndet med elpannor och direktel. Fort— farande utnyttjas dock el som komplement under sommar— halvåret. De stora värmepumparna ersätts till större delen av andra energialternativ.

Den lägre ekonomiska tillväxten leder till en mindre ökning av aktiviteten inom servicesektorerna. Mindre resurser för förbättringar av arbetsmiljön och

apparatstandarden antas även bli följden. Detta till—

sammans med en ökad motivation för elhushållning via

sparkampanjer ger en stagnerande användning av driftel och hushållsel.

Ovanstående förutsättningar leder till ett osäkerhets— intervall för elanvändningen om 120—150 TWh för 1997 och 120—170 TWh för år 2010. Se tabell 6.14.

Tabell 6.14 Osäkerhetsintervall för elanvändningen på lång sikt

FÖRUTSÄTTNINGAR

Parameter Hög Låg BNP 2,5 % /år 1,5 % /år Industriproduktion 2,8 Z /år 1,0 % /år Konsumtion 2,4 % /år 0,8 % /år Lokalvolym Hög Låg OLjepris Högt Lågt Elpris Lågt(+3OZNät) Högt(+100%Nät) Elskatt ( Nu > Nu Industripolitik Ej spec. utslagn. Utslagning Elpolitik Marknaden styr Satsning på

hushållning

Teknisk utveckling Som tidigare Elbespar.tekn.

slår i enom

6.4.3 Sammanfattning

De redovisade bedömningarna skiljer sig i många avse— enden. Det gäller såväl syftet med resp. studie som de aspekter som beaktats vid beräkningarna. Gemensamt för dem alla är dock att energisektorn antagits förbli opåverkad av restriktionerna för koldioxidutsläpp medan målen för svavel— och kväveoxidutsläpp uppfylls. skattesystemet antas också i framtiden vara ungefär som idag, utom vid Vattenfalls beräkningar där el— skatterna förutsätts vara lägre i lågtillväxtalterna—

tivet, medan de ökar i högalternativfallet.

Den framtida ekonomiska tillväxt som antagits i de olika scenarierna, och den tillväxt i elförbrukningen

som beräknats, framgår av nedanstående översikt.

Ekonomisk Elanvändningens tillväxt tillväxt, % per år % per år Totalt Industri Kraftsam (1988—2000) hög 2,5 1,7 2,1 bas 1,9 1,3 1,8 låg 1,4 0,6 0,5 STEV 1987—2015 hög 2,4 0,7 1,1 låg 1,1 —o,25 —o,7 Vattenfall (1987—2010) hög 2,5 1,2 1,3 medel 0,5 0,6 låg 1,5 -o,3 0,0

Det finns ett starkt samband mellan den ekonomiska tillväxt som antagits i de olika scenarierna och den utvecklingstakt för elanvändningen som beräkningarna

o

resulterat i. Vid tillväxttakter kring 2,5 % per år ökar den totala elanvändningen med ca 1,5 ä 2 % per år i perspektivet fram till år 2000 enligt Kraftsam. Enligt samma bedömning blir elökningen 0 a 0,5 % per år vid låg ekonomisk tillväxttakt (1,5 % per år eller lägre). I de mer långsiktiga bedömningarna för vilka osäkerheten ökar har man räknat med att omstrukture— ring av industrin och effektivare elanvändning skall minska elbehovsökningen ytterligare dvs. till ca l ä 1,5 % per år vid hög ekonomisk tillväxt och oförändrad eller ca 0,5 % minskning per år vid låg ekonomisk tillväxt. Scenarierna från energiverkets utredning om ett miljöanpassat energisystem visar något lägre

tillväxttakter i elförbrukningen än de övriga, vilket kan förklaras av att deras perspektiv sträcker sig till år 2015. Man räknar därför med större möjligheter till energihushållning, vilket inverkar på den genomsnittliga tillväxttakten över hela perioden.

6.5 Förslag om tvåprissystem 6.5.1 Förslagets innehåll

Kärnkraftsavvecklingen i kombination med en eventuell ökande elanvändning medför behov av ny produktionska— pacitet under de närmaste årtiondena. Kostnaderna för denna tillkommande kapacitet är väsentligt högre än medelkostnaden för den befintliga kapacitet som även fortsättningsvis kommer att ingå i systemet. En enhet- lig prissättning baserad på genomsnittskostnad eller marginalkostnad kan väntas innebära stora vinster för vissa kraftbolag som främst producerar vattenkraft. En prissättning baserad på genomsnittskostnaden innebär vidare dels bristande incitament för tillskapande ny produktionskapacitet, dels bristande incitament till

elhushållning.

Mot bakgrund av vad som nämns ovan har Svenska El— verksföreningen presenterat en idéskiss gällande ut— formningen av ett framtida tariffsystem. Föreningens ambition har varit att utforma ett system genom vilket kunden skall få rätt prissignal från samhällsekonomisk synpunkt. Det innebär att det pris som kunden betalar "på marginalen" ungefär skall motsvara kostnaden för att försörja kunden med el baserad på ny elproduktion. Grundprincipen är att eltariffen skall innehålla två separata prisdelar vilka var och en skall beakta kostnadsskillnader under olika tider av dygnet, veckan

och året. Den ena prisdelen skall till sin nivå och struktur anknyta till kostnaden för ny elproduktion, dvs. den långsiktiga marginalkostnaden. Denna prisdel benämns tilläggsprisdel. Den andra prisdelen skall ha en nivå och struktur så att den totala nivån för båda prisdelarna tillsammans motsvarar medelkostnaden för

produktion och distribution av el. Denna prisdel benämns grundprisdel.

I Elverksföreningens förslag har även formulerats vissa huvudregler som man anser bör tillämpas om systemet införs.

Omfattning och undantag Prissystemet bör tillämpas för såväl engrosförsäljning som för försäljning till detaljkunder med undantag för kunder i bostäder utan elvärme och för kunder med mindre elanvändning än 10 000 kWh per år.

De undantagna grupperna omfattar mer än hälften av alla kunder medan deras andel av elanvändningen endast

uppgår till ca 10 %.

Individuella grundprisandelar

Storleken av varje kunds andel el som skall debiteras efter grundprisdelen fastställs med utgångspunkt från respektive kunds elanvändning under fem år före

leveransäret.

"Femårsregeln" har valts för att påverkan genom slumpmässiga förändringar under enskilt år skall dämpas. Regeln får till följd att en kund som markant ökar sin användning får betala en stor del av elan— vändningen till högt pris omedelbart vid investe- ringstillfället för att i ett längre perspektiv komma i åtnjutande av en högre bas för grundprisdelen.

På motsvarande sätt får en kund som markant minskar sin elanvändning stor gottgörelse första året som

sedan successivt minskar under de nästkommande åren till dess ett nytt fortfarighetstillstånd inträder

efter fem år.

Relationer mellan prisdelar

Den relativa andel el som skall debiteras efter grund— prisdelen bör vara fast och inte förändras periodvis. En ansats till grundprisdel kan vara t. ex. 80 % av femårsmedelvärdet enligt ovan. Detta leder till att skillnaden mellan priserna som baseras på marginal— och medelkostnader successivt minskar i takt med att andelen nya produktionsresurser ökar inom systemet. Om skillnaderna i ett längre perspektiv blir tillräckligt

små kan tvåprissystemet avvecklas.

Kunder som flyttar

För en ny kund som förvärvar en rörelse eller fastig— het anser elverksföreningen det vara mest naturligt att den nya kunden får "överta" den grundprisandel som den tidigare kunden haft på samma anläggning. Detta leder till att "tilldelningen" av elanvändning till

grundpris bör följa anläggningen och inte kunden.

Nya kunder

"Femårsregeln" enligt ovan tillämpas även för nya kunder på så sätt att all el första året betalas efter marginalpris, dvs. tilläggsprisdelen, eftersom medel— värdet av tidigare års förbrukning är noll. År två ingår det föregående året i medelvärdesbildningen osv. till är sex då förutsättningarna sammanfaller med

förutsättningarna för övriga kunder.

Elverksföreningen påpekar att detta kan ha en kon— serverande effekt, i och med att äldre byggnader,

industrier etc. får en konkurrensfördel på grund av lägre elpris. Det framhålls dock att en sådan strikt tillämpning av tvåprissystemets grundidé — att ny elanvändning skall prissättas efter långsiktig margi— nalkostnad innebär ett mycket starkt incitament för eleffektivitet vid investeringstillfället vilket är önskvärt och nödvändigt då det är investeringstill— fället som kommer att styra elanvändningen under lång tid framöver.

6.5.2 Synpunkter från statens energiverk

Statens energiverk har i sin rapport angående kon— sekvenserna av en avveckling av två kärnkraftsreak—

torer även behandlat förslaget om tvåprissystem.

Man ser två möjliga motiv för för ett tvåprissystem. Det säkerställer kraftföretagens övergripande ansvar för elprissättningen och samtidigt bidrar det till effektivare elanvändning och elhushållning, där even— tuella överskott tillgodogörs befintliga elkunder.

Energiverket anser att man ur en teoretisk synvinkel delvis förefaller ha lyckats med denna målsättning — åtminstone på kort sikt. Ur samhällsekonomisk effekti— vitetssynpunkt skulle tvåprissystemets konstruktion kunna vara förenlig med rationell hushållning med knappa resurser. En viktig förutsättning härför är emellertid att den s. k. tilläggsprisdelens marginal— priser baseras på kortsiktiga marginalkostnader i det befintliga kraftsystemet och inte på sådana kostnader i ett framtida system. En andra väsentlig förutsätt— ning, är att redan etablerade elkunder inte grundar sin elanvändning på genomsnittliga energiavgifter,

utan på marginella resonemang.

I ett längre tidsperspektiv anser dock verket att tvåprissystemet knappast kommer att leda till sam— hällsekonomisk effektivitet - än mindre rättvisa. Incitamenten att hushålla med elkraft är alltför ringa. Det är endast under det första året, i anslut— ning till en förändring av elförbrukningen, som en kund skulle komma att vidkännas hela den marginella kostnads— eller besparingseffekten. Om tvåprissystemet införs kommer det att bidra till att den befintliga samhällsstrukturer blir bestående och mer eller mindre

konserveras.

Energiverkets bild av tvåprissystemet blir något annorlunda då det betraktas med utgångspunkt från praktiska förhållanden och jämförs med en, i allt väsentligt, genomsnittskostnadsbaserad eltariff. Visserligen anser verket att intrycket förstärks vad gäller systemets snedvridning av konkurrensbetingel— serna för företag, som bedriver samma eller likartad verksamhet. Men i övrigt anser man att tvåprissyste— met, ur en praktisk synvinkel, förefaller ligga mer i linje med långsiktig än kortsiktig samhällsekonomisk effektivitet. På kort sikt torde anpassningsförmågan bland flertalet industriföretag vara alltför begränsad för att man skall kunna reagera på varierande energi- avgifter, utan att t. ex. riskera produkters kvalité. I ett längre tidsperspektiv föreligger större utrymme för företagen att effektivisera sin elanvändning.

Man pekar på tre kostnadsposter i det tvåprissystem

som presenteras i idéskissen.

l) Tvåprissystemet har en konserverande verkan på samhället. Enligt förslaget ska nya kunder fullt ut betala marginalkostnadsbaserade elpriser medan etablerade kunder endast betalar genomsnittsbaserade priser. I och med den föreslagna femårsregeln ovan

2)

sker dock en successiv anpassning av elkostnaderna jämfört med etablerade kunder.

Kraftsystemet tenderar att bli överdimensionerat eftersom vinsten respektive kostnaden av den förändrade elanvändningen, efter fem år, baseras på de genomsnittliga produktions— och distributions— kostnaderna.

De administrativa kostnaderna kan bli höga. För elleverantörerna behövs nya administrativa rutiner; detta är dock sannolikt den mindre kostnaden. Ett tvåprissystem kan användas mycket godtyckligt om det inte finns ett omfattande regelverk som anger hur de två prisnivåerna skall belasta olika kunder. För att övervaka att reglerna efterlevs kommer det att behövas någon form av statlig övervakning.

Sammanfattningsvis betyder detta att ett tvåprissystem

medför ökade samhällsekonomiska kostnader jämfört med

en marginalkostnadsbaserad prissättning. Kostnaderna

kan vidare bli både högre och lägre än de merkostnader

som fås om elpriserna enbart bestäms av de genomsnitt-

liga kostnaderna.

7 INTERNATIONELLA ASPEKTER

Den svenska elintensiva industrins konkurrenskraft påverkas av förändringar i omvärlden lika väl som i Sverige. I detta kapitel behandlas vissa internatio— nella aspekter. Det första avsnittet är en sammanfatt— ning av internationella överenskommelser, framför allt angående begränsningar av stöd och subventioner till exportkonkurrerande industri. I det andra avsnittet behandlas integrationsprocessen inom EG och dess be- tydelse för elpriserna i EG—länderna. Det tredje av— snittet rör de aktuella och framtida elpriserna i några för den elintensiva industrin viktiga konkur-

rentländer. Avslutningsvis ges en sammanfattning.

7.1 Handelspolitiska spelregler 7.1.1 Inledning

Detta avsnitt behandlar de handelspolitiska ramarna för svensk industri- och regionalpolitik. Dessa ramar ges av, främst, tre regelverk:

* Konventionen om upprättandet av den Europeiska frihandelssammanslutningen (EFTA)

* Frihandelsavtalen mellan Sverige och de Europeiska gemenskaperna (EG), vars regler i viktiga avseenden

ansluter till EG:s interna bestämmelser

* Det allmänna tull— och handelsavtalet (GATT) och dess

subventionskod.

Som undertecknare av dessa avtal har Sverige åtagit sig att följa vissa discipliner vad gäller bruket av subventioner och andra statliga stödåtgärder. EFTA och frihandelsavtalen med EG innehåller förhållandevis långtgående regler för ett begränsat antal länder i Europa. GATT ställer upp något vidare ramar för en

stor mängd länder i hela världen.

Subventioner kan påverka, och minska, handel på samma sätt som t. ex. tullar. Därmed kan subventioner också användas i protektionistiskt syfte. Mot denna bakgrund syftar de tre regelverken till att förhindra att sub- ventioner och andra stödåtgärder används så att förut- sättningarna för internationell handel snedvrids och handel därigenom hämmas. För att nå detta huvudmål an— ger regelverken dels, mer eller mindre precist, vilken typ av stöd som anses tillåten resp. otillåten, dels vilka motåtgärder eller sanktioner som kan användas

mot stater som bryter mot reglerna.

I det följande beskrivs gällande regler. Tillämpningen diskuteras i syfte att ringa in det utrymme för åt- gärder som reglerna medger. Härutöver berörs den för— väntade framtida utvecklingen inom resp. område. Ton— vikten läggs vid regler som är av direkt relevans för EL 90. "Specialavtal" mellan elleverantörer och el— intensiv industri diskuteras särskilt under avsnitten

om EG— resp. GATT—reglerna.

7.1.2 EFTA:s regler om statsstöd

Regler

Enligt de grundläggande bestämmelserna om statsstöd i EFTA—konventionens artikel 13 är stöd till export av varor till andra medlemsländer förbjudet. Enligt huvudregeln är även andra stödåtgärder förbjudna i den mån de motverkar de fördelar som andra medlemsländer är berättigade till under avtalet. Om reglerna över- träds kan EFTA—rådet auktorisera sanktioner.

År 1988 antog EFTA:s råd nya och mer precisa rikt- linjer för hur artikel 13 ska tolkas. Beslutet fatta— des dels som ett led i en ökad stöddisciplin inom EFTA, dels för att närma EFTA:s regler till de regler för statsstöd som gäller inom EG. Således ansluter ny— tolkningen av artikel 13 till EG:s tolkning av mot—

svarande bestämmelser i Romfördraget.

Med statsstöd avses, enligt riktlinjerna, åtgärder som, direkt eller indirekt, resulterar i en netto- överföring av medel från stat till mottagare. Exempel på åtgärder som ryms inom definitionen är subventioner till och skattelättnader för specifika företag eller

branscher.

Som stöd räknas ej krediter och lån på marknadsmässiga villkor eller tillskott av ägarkapital om avkastningen kan väntas motsvara den statliga upplåningskostnaden samt inte heller allmänt tillgängliga och likformigt implementerade skatteåtgärder.

Stöd som inte anses snedvrida konkurrensen inom EFTA tillåts enligt reglerna. Riktlinjerna säger att stöd till bl. a. FoU, regionalstöd, småföretagsstöd, stöd till miljöskyddsinvesteringar och tidsbegränsat stöd

till strukturanpassning på vissa villkor normalt är förenligt med artikel 13. Däremot anses bl. a. stöd för förlusttäckning och produktionsstöd till sektorer med överkapacitet normalt inte vara förenligt med

artikeln.

Som ytterligare en komponent i EFTA:s stödregim har regler om ökad transparens avseende statsstöd imple— menterats. Enligt dessa informerar medlemsländerna varandra i särskilda notifikationer om vilka stöd- åtgärder de vidtagit eller planerar. Notifikationerna

underkastas därefter granskning.

Tillämpning och framtida utveckling

Tillämpningen och övervakningen av EFTA:s regler om statsstöd har skärpts under senare år, och kan väntas

skärpas ytterligare i framtiden.

Reglerna om statsstöd står på agendan för förhandling- arna mellan EG och EFTA om upprättandet av "European Economic Space" (EES). Målet för dessa förhandlingar är att komma överens om gemensamma regler för hela EES. Utgångspunkten är därvid EG:s gällande regelverk

("l'acquis communautaire").

Som ett led i förberedelserna för EES har EFTA-länder- na arbetat fram ett nytt system för att övervaka offentliga stödåtgärder och förhindra att medlems— länderna använder stöd som snedvrider konkurrensen.

Den nya stödordningen är än så länge endast politiskt sanktionerad. Det formella antagandet har skjutits upp i avvaktan på utgången av förhandlingarna om statsstöd med EG. De nya reglerna ansluter dock nära till mot— svarande regler inom EG och har flera relativt långt— gående inslag. Transparensen avses ökas ytterligare

genom att medlemsländerna och EFTA-sekretariatet ges ökad möjlighet att skaffa information om stödprogram. Ett panelinstitut och en detaljerad procedur för granskning av stödprogrammens och enskilda stödåt- gärders förenlighet med EFTA—konventionen ska införas. Verkställighetsförbud ska råda så länge granskningen pågår. Majoritetsbeslut i fråga om förenlighet med konventionen avses införas. Rådet ska dessutom ges rätt att föreskriva att en stödåtgärd antingen ska slopas eller modifieras för att bringas i överens- stämmelse med konventionens regler eller, i sista hand, att "illegalt" stöd ska återbetalas.

EFTA-ordningen beaktar relevanta EG-regler på flera viktiga punkter. Detta gäller exempelvis reglerna om slopande eller modifiering av "illegalt" stöd, verk— ställighetsförbud och återbetalning.

Härutöver kan nämnas att EFTA och EG redan har på— börjat ett samarbete i syfte att undvika offentliga stödåtgärder som snedvrider konkurrensen. EG och EFTA-länderna har enats om att sinsemellan öka trans— parensen på området. Detta sker bl. a. genom utväxling av notifikationer. Parterna följer således utveck— lingen beträffande statsstöd inom varandras områden.

7.1.3 Regler om statliga stödåtgärder i frihan- delsavtalen mellan sverige och EG samt inom EG

Regler

Huvudregeln i såväl EG:s interna regelverk om stats- stöd som frihandelsavtalen mellan Sverige och EG är ett allmänt förbud mot statliga stödåtgärder som sned— vrider konkurrensförhållanden mellan medlemsländer

resp. parter. Reglerna ställer således upp relativt snäva ramar för statlig stödpolitik. Vissa undantag

medges dock från det allmänna förbudet.

De interna EG—reglerna, och tolkningen av dem, är av vikt dels på grund av EES—förhandlingarna, dels därför att EG förklarat att man vid en eventuell tvist under frihandelsavtalet med Sverige avser tillämpa sina

interna regler.

EG:s grundregler avseende statsstöd återfinns i artik— larna 92, 93 och 94 i Romfördraget, som ligger till grund för den Europeiska ekonomiska gemenskapen (EEC). Enligt artikel 92 är statliga stödåtgärder "av vad slag det vara må" som "förvanskar eller hotar att förvanska konkurrensen" genom att gynna vissa företag eller viss produktion oförenliga med den gemensamma marknaden och därmed förbjudna om de påverkar handeln

mellan EG—medlemmar.

Förbudet är begränsat till företags— eller bransch— specifika åtgärder. Allmänna, generellt tillgängliga, stödformer omfattas inte. Stöd som inte påverkar handeln inom gemenskapen ligger också utanför regler-

nas täckning.

EG—reglerna anger vidare vilka typer av stöd som dels anses tillåtna, dels kan tillåtas efter godkännande av kommissionen. Till den senare kategorin hör bl. a. regionalstöd och stöd till projekt som bedöms vara av intresse för hela gemenskapen eller som syftar till att rätta till allvarliga störningar i ett medlems—

lands ekonomi.

EG:s medlemmar är skyldiga att notifiera nya stödåt- gärder, liksom ändringar i gamla åtgärder, till kom— missionen. Kommissionen prövar därefter om åtgärden

står i överensstämmelse med Romfördraget. Så länge denna prövning pågår får åtgärden inte verkställas.

Romfördraget stadgar härutöver att kommissionen, tillsammans med medlemsstaterna, kontinuerligt ska granska alla stödåtgärder inom gemenskapen. Om kom— missionen finner att en viss åtgärd är oförenlig med den gemensamma marknaden kan den besluta att medlems- staten ska avskaffa, eller ändra, åtgärden. Om ett sådant beslut ej följs kan den subventionerande med— lemmen stämmas inför EG-domstolen.

Härutöver har EG:s råd beslutat om ett flertal före-

skrifter som närmare utvecklar EG:s stödregler.

Särskilda regler gäller för stöd till stålindustrin enligt fördraget om den Europeiska kol- och stålgemen— skapen (CECA). Även här gäller, enligt huvudregeln, förbud mot statligt stöd. Detta förbud undergrävdes dock i praktiken då de nationella subventionerna till stålindustrin ökade kraftigt från mitten av 1970- talet. Mot denna bakgrund utfärdade kommissionen år 1980 en första s. k. stödkod. Denna preciserade vilka stödåtgärder som skulle accepteras under en övergångs— period. I senare koder har möjligheterna till natio- nellt statsstöd successivt skurits ned. I den kod som gäller t. o. m. är 1991 är endast visst stöd i samband med nedläggningar, stöd till miljöskydd samt forskning och utveckling tillåtet. Dessa åtgärder undgår CECA:s huvudregel om förbud genom att klassas som s. k. gemenskapsstöd.

Frihandelsavtalen mellan Sverige och EG innehåller regler som nära ansluter till dem som gäller inom EG. I frihandelsavtalet mellan Sverige och EEC stadgas således förbud mot "offentliga stödåtgärder som för—

vanskar eller hotar att förvanska konkurrensen genom

att gynna vissa företag eller viss produktion". För att omfattas av förbudet ska en åtgärd påverka handeln

mellan Sverige och EG—länderna.

Om en av avtalets parter anser att motparten ger regelvidrigt statsstöd kan ärendet tas upp inför en

s. k. blandad kommitté som ställs upp av parterna. Kommittén kan, om den är enig, utfärda rekommenda— tioner och fatta beslut. Om påtalad åtgärd inte undan— röjs kan den klagande parten vidta skyddsåtgärder.

Bl. a. kan tullmedgivande återtas.

EEC har gjort en ensidig förklaring gällande fri— handelsavtalets regler om stödåtgärder. Enligt denna avser EEC, vid en eventuell tvist med Sverige, att tilllämpa sina interna, mer utarbetade, regler. Sveriges avtal med CECA är, beträffande statsstöd,

utformat på ungefär samma sätt som avtalet med EEC.

Tillämpning och framtida utveckling

Utveckling inom EG mot en mer strikt tillämpning och övervakning av gemenskapernas regler om statsstöd är entydig. Som framgått har utvecklingen inom EFTA gått i samma riktning. Riktlinjerna för det gemensamma arbetet mot EES är också att strikta discipliner av— seende statsstöd ska vidmakthållas.

EG-kommissionen har vid upprepade tillfällen betonat vikten av att medlemsländerna följer gällande stöd— discipliner inom ramen för arbetet med att fullborda

EG:s inre marknad till utgången av år 1992.

Den ekonomiska integrationen leder till ökad konkur— rens mellan företag inom gemenskapen. Kommissionen har pekat på risken för att medlemsländer, genom stödåt- gärder, söker kompensera företag som drabbas negativt

av denna ökade konkurrens. Kommissionen har framhållit att en sådan utveckling är oacceptabel och att man är beredd att använda sina befogenheter för att vidta åtgärder mot medlemsländer som bryter mot gällande

regler.

Under senare år har kommissionen också visat att man varit beredd att gå från ord till handling avseende övervakningen av EG:s regler om statsstöd. ökad vikt har således fästs vid kraven angående notifikation och verkställighetsförbud. I några fall har stödmottagare tvingats betala tillbaka utbetalade medel.

Även om stöddisciplinen har skärpts väsentligt an— vänder EG:s medlemsländer fortfarande allmänna, regio— nala och sektorvisa stödåtgärder inom många områden. Bil—, varvs-, och tekoindustri, kol- och stålindustri

hör till mottagarna av statsstöd inom gemenskapen.

Specialavtal

Som en del av genomförandet av den interna marknaden ska även energimarknaderna, inkl. elmarknaden, integ- reras. Ett prioriterat delmål härvid är att öka trans— parensen vad gäller priset på el till stora kunder. Detta som ett led i strävan att komma till rätta med de snedvridningar av konkurrensen som dessa 5. k. specialavtal kan ge upphov till.

Det s. k. Pechiney—fallet i Frankrike gav en finger— visning om EG-kommissionens ambitionsnivå och färd— riktning vad gäller specialavtal. Fallet gäller ett avtal som tecknats mellan den statliga elleverantören Electricité de France (EdF) och aluminiumtillverkaren Pechiney. Avtalet gav Pechiney rätt att köpa el på fördelaktiga villkor. Pechineys konkurrenter hävdade

att de avtalade priserna snedvred konkurrensförhållan—

dena på ett otillbörligt sätt och uppmärksammade kom— missionen på fallet. Hösten 1989 slog kommissionen fast att priserna under en period av det 25-åriga avtalet låg under vad som kunde bedömas vara kommer- siellt befogat. EdF och Pechiney ålades att ändra villkoren i avtalet, vilket de också, enligt uppgift, har gått med på att göra.

7.1.4 GATT:s regler om subventioner

Jämfört med EG- och EFTA—reglerna kan GATT:s sub— ventionsregler sägas ge något vidare ramar för stat— liga stödåtgärder. GATT—reglerna omfattas av ett betydligt större antal länder än de hittills disku— terade regelverken. Närmare hundra länder är anslutna till GATT. Bland dessa återfinns flertalet stora handelsnationer, exkl. Sovjetunionen och Kina (vars ansökan om anslutning dock för närvarande är under

behandling).

Regler

GATT:s huvudregler om subventioner finns i avtalets artiklar VI och XVI. Enligt dessa förbjuds, för det första, subventioner till export av industriprodukter. För det andra ges länder rätt att tillgripa motåt— gärder i form av s. k. utjämningstullar om en inhemsk industri "skadas" på grund av andra subventioner än

exportsubventioner i andra länder.

Huvudreglerna preciseras i GATT:s s. k. subventions- kod, som har undertecknats av 25 stater, däribland OECD—länderna, inkl. EG, Förenta staterna och Sverige, samt flera större u-länder som Brasilien, Indien och

Sydkorea.

Jämfört med EG— och EFTA—reglerna är GATT och subven- tionskoden mer oprecisa vad gäller subventionsbegrep— pet. Reglerna tolkas emellertid så att åtgärder som är generellt tillgängliga anses tillåtna, medan åtgärder som specifikt riktar sig till ett enskilt företag eller en viss bransch kan mötas med utjämningstullar. Härutöver ger subventionskoden Viss ytterligare väg— ledning genom att ange exempel på såväl exportsubven-

tioner som andra subventioner.

Enligt GATT är det förbjudet att "vare sig direkt eller indirekt, bevilja exporten av annan vara än råvara någon form av subvention", som gör exportpriset lägre än priset på hemmamarknaden. I subventionskoden ges exempel på förbjudna exportsubventioner. Bland dessa märks direkta statliga subventioner till ett företag eller en sektor som är knutna till exportut- vecklingen, stöd till transport av exportvara samt befrielse från direkta eller indirekta skatter eller

sociala avgifter för produktion av exportvaror.

Andra subventioner än exportsubventioner, ofta kallade interna subventioner, är tillåtna, men kan under vissa

villkor mötas med utjämningstullar.

Subventionskoden framhåller att interna subventioner är legitima medel för att nå sociala och ekonomiska mål. Exempel på sådana mål är regional utjämning och omstrukturering av en industribransch under socialt acceptabla former. Exempel ges också på subventioner som kan användas för att nå dessa mål. Bland dessa märks statlig finansiering av, eller tillskjutande av kapital till, affärsdrivande företag samt skattelätt— nader som ges till enskilda företag.

I nästa steg betonar subventionskoden att interna, specifika subventioner kan "skada" producenter i andra

länder och negativt påverka "normala konkurrensvill- kor". GATT—signatärer ska undvika att ge upphov till sådana verkningar. Då åtgärder övervägs åläggs signa— tärer att, "förutom att bedöma de centrala interna mål som skall uppnås, även såvitt görligt och med beaktan— de av det särskilda fallets art väga in möjliga nega-

tiva verkningar på handeln".

Om en subvention ändå ges så att den i GATT—kodens mening skadar producenter i andra länder har dessa rätt att begära "skydd" mot skadevållande import.

Sådant skydd får ges i form av en tull som "utjämnar" skillnaden mellan förhållandena för den subventione— rade producenten i exportlandet och den "drabbade" producenten i importlandet. Införandet av utjämnings- tull är kringgärdat av bestämda regler. Ett särskilt undersöknings- och konsultationsförfarande krävs. Här— utöver måste tre villkor uppfyllas för att tull ska få införas. För det första måste förekomsten av subven— tion konstateras. För det andra måste den inhemska industrin ha lidit "skada", vilket påvisas genom undersökning av dels import- och prisutveckling, dels inverkan på inhemsk industri. För det tredje måste

skadan ha orsakats av den subventionerade importen.

Utjämningstullens storlek får inte överstiga subven- tionsmarginalen.

GATT och subventionskoden innehåller slutligen sär— skilda regler för dels notifikation av stödåtgärder,

dels lösande av tvister.

Tillämpning och framtida utveckling

Av GATT:s signatärer är det, främst, Förenta staterna som utnyttjar möjligheten att införa utjämningstullar

på subventionerade varor. I mindre utsträckning före— kommer utjämningstullar även i EG, Kanada och Australien.

Svenska företag har varit föremål för tre subventions- undersökningar i Förenta Staterna. I ett fall, som gällde specialstål, hade den inhemska industrin inte lidit skada, varför undersökningen lades ned. I två fall beträffande rayonfiber och kallvalsad tunnplåt har utjämningstullar dock införts. Dessa är i kraft sedan år 1979 resp. år 1985.

I den nya amerikanska handelslagen från år 1988 ges administrationen ökade befogenheter att ingripa mot subventionerad import.

GATT:s regler om subventioner är föremål för översyn i den pågående handelsförhandlingen inom ramen för GATT, den s. k. Uruguay-rundan, som ska vara avslutad i december 1990. Förhandlingarna om subventioner syftar till att dels skärpa subventionsdiscipliner för att minska de negativa effekterna på den internationella handeln, dels skärpa reglerna för hur utjämningstullar får införas.

I förhandlingarna diskuteras möjligheten att i GATT:s subventionskod uttryckligen precisera tre kategorier av subventioner: förbjudna, tillåtna men "utjämnbara" samt tillåtna subventioner. Bl. a. har föreslagits att olika typer av stöd för strukturanpassning och energi- sparande samt miljöförbättrande åtgärder ska bli tillåtna, dvs. inte kunna medföra att utjämningstullar införs. De nordiska länderna står bakom dessa förslag. Främst Förenta Staterna har dock bestämt motsatt sig regler som tillåter denna typ av åtgärder. Härutöver diskuteras bl. a. mer precisa definitioner av sub- ventionsbegreppet.

Det är svårt att bedöma hur förhandlingarna kommer att sluta. Ett slutresultat som stramar upp subventions-

disciplinen är dock mer sannolikt än ett resultat som innebär större utrymme för subventionering i framtiden

än vad som i dag är fallet.

Specialavtal

Utjämningstullar har, såvitt EL 90 kunnat utreda, hittills inte införts i något land mot elpriser som subventionerats via specialavtal som förhandlats fram mellan elintensiva företag och statliga säljare av el. Övervakningen av staters subventionspolitik i GATT tenderar dock att skärpas. Risken för framtida in— gripande mot specialavtal kan därför inte uteslutas.

Förenta Staterna har infört utjämningstullar mot före- tag som köpt el från offentligt ägda leverantörer till subventionerade priser, men under andra former än rena specialavtal. Producenter av dels kimrök i Mexiko (1983), dels stålrörsfattningar i Thailand (1989) har drabbats av utjämningstullar av detta skäl. I dessa fall har det varit fråga om elrabatter - på 30 resp. 20 % som getts av regionalpolitiska skäl resp. i syfte att främja export. De uppmätta subventions— marginalerna har dock varit förhållandevis små, under en procent av produkternas resp. försäljningsvärde.

Av avgörande betydelse vid besluten om utjämnings— tullar i fallen ovan var att subventionerna ej var allmänt tillgängliga. Åtgärder som är allmänt till- gängliga, t. ex. system för prissättning av el som kommer alla producenter till godo på lika villkor, medger normalt inte införande av utjämningstull.

Av resonemanget ovan följer, sammanfattningsvis, att ett specialavtal mellan en statlig elleverantör och

ett visst företag, som innehåller en subvention av elkostnaden, sannolikt kan innebära risk för utjäm- ningstullar enligt GATT—reglerna. Hur stor denna risk är bestäms bl. a. av till vilket land exporten går, hur stor subventionen är, inriktningen på övrig stöd-

politik och rådande ekonomiska läge.

7.2 EG, den inre marknaden och elprisutveck- lingen

Den pågående integrationsprocessen inom EG har flera möjliga konsekvenser som utifrån utredningens utgångs- punkter och uppdrag är värda att beakta.

Utvecklingen inom EG och det närmande som nu sker mellan EG— och EFTA—länder är betydelsefull för den elintensiva industrins internationella konkurrensvill— kor. Särskilt betydelsefullt är hur integrations— processen, öppnandet av den inre marknaden, påverkar elprisutvecklingen i dessa länder. Mot bakgrund av en mycket kortfattad historik redovisas i det följande hur den aktuella situationen när det gäller prissätt- ning på el kan komma att påverkas av den inre markna- dens tillkomst.

Den europeiska gemenskapen EG har sitt ursprung i kol- och stålunionen (CECA), som reglerar och samordnar

medlemsländernas aktivitet på dessa områden.

I Romfördraget år 1957, som utgör grunden för den europeiska ekonomiska gemenskapen, förutsägs ingen gemensam energipolitik. Euroatom-avtalet från samma år reglerade dock samarbetet beträffande kärnkraftens utnyttjande. Sjuttiotalets oljekriser ledde till att allmänna men föga förpliktande riktlinjer för

EG—ländernas energipolitik formulerades. År 1975 an-

togs ett direktiv om begränsning i användningen av olja och naturgas för elproduktion. Överskottssitua- tion på gas— och oljemarknaderna under senare år har emellertid medfört att detta direktiv kommit att ifrågasättas då dess funktion är konkurrensbegränsan- de. Åtminstone på sikt skulle ett undanröjande av direktivet påverka elpriset neråt.

Efter 1960— och 1970—talens avveckling av tullar inom EG—området, har ambitionsnivån under 1980—talet höjts till att i högre grad än tidigare omfatta även icke— tariffära handelshinder. Genom avregleringar och har- monisering av konkurrensbetingelser syftar man nu till att tillvarata de effektivitetsvinster som står att vinna genom ökad rörlighet för varor, tjänster, arbete och kapital.

En plattform för dessa strävanden är den s. k. enhets- akten år 1985 som utvidgade ramen för EG:s målsättning

och även effektiviserade dess beslutsprocesser.

Dessa mål formulerades bl. a. i den s. k. vitbok som antogs år 1985, vilken angav en detaljerad tidsplan för utjämnandet av återstående handelshinder före 1992 års utgång.

Energiområdet omfattades inte direkt av vitbokens program. Medlemsländernas energiministrar gav därför kommissionen i uppgift att inventera och föreslå erforderliga åtgärder mot betydelsefulla hinder för skapandet av en inre marknad på energiområdet. Kommis— sionen redovisade sitt resultat är 1988 och har under år 1989 framlagt förslag till direktiv, vilka avses bli bindande för medlemsländernas lagstiftning.

Enligt kommissionens bedömning fordras främst åtgärder på gas- och elområdena. I det följande begränsas

diskussionen till elområdet.

7.2.1 EG—ländernas elförsörjning och elanvändning

Högspänningsnäten i EG:s medlemsländer är redan förbundna med varandra. Ett intressant kuriosum är Östdanmark som år förbundet med Västdanmark, och däri- genom med Västtyskland, via Sverige. Vissa av Italiens förbindelser går via EFTA—länderna Schweiz och Öster— rike. Även Grekland är förbundet till övriga EG—länder via dessa länder och Jugoslavien. Irland har förbin—

delse endast med Nord—Irland.

Graden av horisontell och vertikal integration i el— försörjningen varierar betydligt mellan länderna. Flertalet EG—länder uppvisar av historiska skäl be- tydande statligt eller annat samhälleligt inflytande över elsektorn. Inslaget av offentligt ägande har varit i huvudsak dominerande. Helt nyligen har bl. a. den planerade privatiseringsprocessen i Storbritannien emellertid inneburit ett brott i denna trend. De monopol- eller oligopolsituationer som delvis av naturliga skäl existerar, kontrolleras till en del genom offentliga regelbundna prissättnings— och/eller leveransprinciper. På det hela taget har den kontroll och insyn som medlemsstaterna kunnat utöva betraktats som tillräcklig för att förhindra ett otillbörligt ut— nyttjande av transmission- och distributionsföretagens

monopolställning.

En schematisk översikt av marknadsstrukturen med avseende på ägande och koncentrationsgrad återges

nedan.

Strukturen och ägande hos EG—ländernas elsektorer år 1989

Struktur/ Ägande Centraliserad Decentraliserad Offentligt Irland, Frankrike, Nederländerna Grekland, Italien, Portugal, Stor— britannien Blandat - Danmark, Västtysk— land, Luxemburg, Spanien, Belgien Enskilt —

I exempelvis Frankrike, Italien och Spanien domineras elsystemet av stora och till stor del vertikalt in— tegrerade nationella företag. I andra länder, t. ex. Västtyskland, Nederländerna och Danmark, förekommer en betydande andel självständiga företag i produktions— och transmissionsledet. Geografiskt avgränsad distri- butionsplikt och leveransrätt är ett genomgående drag i EG—ländernas avsättningsled. Utöver dessa regionala eller lokala monopol förekommer en betydande egenpro- duktion av el hos stora industriföretag, vilka ibland

avsätter överskottsproduktion till näten.

De olika EG-länderna uppvisar betydande skillnader sinsemellan när det gäller såväl avsättningens för— delning på sektorer som produktionens fördelning på

energislag.

7.2.2 Efterfrågan

Graden av industrialisering och näringsstrukturen utgör de främsta bestämmelsefaktorerna på efter— frågesidan. Den totala elanvändningen varierar från

2 000 kWh per invånare och är i Portugal till nästan det tredubbla i Frankrike och det femdubbla i Luxemburg. För industrin noteras t. ex. lO-TWh/år i Portugal och drygt 100 TWh/år i Frankrike och 160 TWh/år i Västtyskland.

Efterfrågestrukturen är av betydelse för effektbehov och dimensionering av reservkapacitet. Huvuddragen i efterfrågemönstrets säsongsvisa variationer är lik— artade, medan EG-ländernas dygnsvisa svängningar är

mer varierade.

Efterfrågeutvecklingen har i ett längre tidsperspektiv ägt rum i samspel med ett kontinuerligt tillvaratagan- de av stordriftsfördelar, effektivare produktionsmeto- der och realt fallande bränslepriser. Denna utveckling ledde till en produktions— och användningsökning på

8 % per år under 1960-talet. Stordriftsfördelar i pro— duktionen kom under sjuttiotalet att balanseras av nackdelar när det gäller leveranstryggheten. Samtidigt steg bränsle— och oljepriserna och den ekonomiska tillväxten avtog. Elpriserna upphörde att falla; till- växten avtog i elanvändningen, 3 % per år under 1970- talet och 1980—talet. Kapacitetsutbyggnaden fortsatte emellertid, vilket dämpade prisutvecklingen och i slutet av åttiotalet föll elpriserna i flera länder realt som en följd av fallande bränslepriser och viss överkapacitet i elproduktionen. I vilken mån detta skeende återspeglas i förändrade villkor i de 5. k. specialavtalen för stora industrikunder kan man inte med säkerhet yttra sig om. Två allmänna tendenser i elmarknadens utveckling inom EG-området kan dock beläggas, dels att realpriserna fallit, dels att spridningen EG-länderna emellan avtar med tilltagande

leveransstorlek.

7.2.3 Produktion

På produktionssidan kan inledningsvis noteras att elproducenternas andel av primärenergianvändningen i flertalet EG-länder uppgår till mellan 30 och 40 %.

I figur 7.1 redovisas hur elproduktionskapaciteten fördelade sig på olika kraftslag i de viktigaste EG-länderna år 1988. Stora skillnader kan urskiljas mellan produktionsstrukturen för olika länder. I Frankrike och Belgien dominerar kärnkraften, i Nederländerna gas medan andelen kolkraft är hög i Danmark, Västtyskland och Storbritannien.

Figur 7.1 Elproduktionskapaciteten fördelad på energislag i EG—länderna år 1988 (GW)

STORBRITANNIEN %

SPANIEN PORTUGAL NEDERLÄNDERNA ITALIEN

IRLAND GREKLAND

VÄSTTVSKLAND ' ' "' %-

FRANKRIKE DANMARK BELGIEN

0 20 40 60 80 100 120

VATTENKRAFT, N.N. GW NETTO ÅR 1988

KÄRNKRAFT KOL

OLJA NATURGAS

[] EH IIEEIE

Den största diversifieringen mellan olika energislag har Italien och Spanien medan Danmark är nästan full— ständigt beroende av importerat kol för sin elproduk- tion.

7.2.4 Internationell elhandel

Fluktuationer i efterfrågan och kostnadsskillnader ger upphov till elhandel över gränserna. Denna varierar

betydligt över årstiderna och mellan olika är.

I tabell 7.1 nedan redovisas den internationella handeln år 1987. Även om de års- och säsongsvisa variationerna kan vara betydande rör sig i flertalet fall den internationella handeln kring cirka tio

procent av resp. lands elanvändning.

Italien är det främsta importlandet och Frankrike det största exportlandet. EFTA-länderna Schweiz och Öster— rike svarar för en betydande transitering.

I samband med förverkligandet av den inre marknaden har diskussionen kring dess för— och nackdelar vuxit i styrka. Härtill har förutom EG-kommissionens strävan- den att effektivisera EG—ländernas elsystem genom en ökad integration även enskilda länders bilaterala av- tal bidragit. Några exempel är den nya högspännings- kabeln mellan Storbritannien och Frankrike (som ger det statliga franska Electricité de France en betydelsefull försörjningsroll i Storbritannien), västtyska RWE:s export till Luxemburg samt den

planerade italienska importen av sovjetisk el.

!lboll 7.1 I I ! I I | A 7 I 0 I I L L | L I I I D I L I | U ! 0 P A , Å ! 1 9 I 7 ( G H h )

_________________________________________________________________________________..___________________________________—____________________

Inporterande land:

Total (1) (2) (3) ( ) (5) (6) (7) (|) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) export

_________________________—————————-———-—-—

Sxporterande land:

( 1) Belgien ". 4063 076 2040 - — - — - - — 7 779

Tabell 7 1

( 2) Västtyskland - ' 576 - 3062 5960 2193 3050 — - 146 — 15 795

( 3) Frankrike 1269 3009

' 11056 - — 6076 2400 - - 11672 — 37 170

( 4) Itali n — 432 "" - - 5 412 - - 021 - - — - 1 670 ( 5) Luxe-burg - 439 — - -" - - — - — - — 439

( 6) Nederländerna 4316 91 - _ -

- — _ - — — — - 4 407

( 7) Österrike - 5074 - 1121 - _ en. 44 — — 525 - - 1024 9 ( 0) Schweiz 0093 1550 10507 - - 120 nin _ _ _ _ _ - — 20 270 266

( 9) Spanien — — 901 - - - — ". 3701 - - - — 100 4 702 (10) Portugal - — - - — — — - 575 ... _ _ _ _ — 675 (11) Jugolllvien — - 1305 - — 325 — — "' 204 - 414 2 320 (12) Grekland - — - - - - - - - - 197 "' - — 167 364 (13) Storbritannien - - 37 - - - - — - '=' - 37 (14) Dan-ark - 1421 - — - - - - - - - ”" 332 1 753

(15) övriga[ - 62 - - — 1340 — 5 - 1152 664 — 4026 "' 7 257

___________.————————————-————————————_—

Total import 5505 10909 0359 24709 3930 0000 3999 11102 3160 3701 2695 940 11672 4172 2037 114 042

___—_—___————————_————

nettoexport #2194 —3194 20 11 —23119 -3499 -3601 +5309 +9096 +1534 -3026 -367 -504 -11635 -2419 +4420

.) övriga linde

: Albanien, Bulgarian, Borge, Sverige, Ungern, östtyskland, Run nian och Tjeckoalovakien

Den internationella elhandeln omfattar även en betyd— ande försäljning från t. ex. Norge och Sverige till Danmark inom ramen för NORDEL — de nordiska ländernas samarbetsorganisation på elområdet. Hittills har den europeiska handeln med några undantag utgjorts av kortsiktiga lastutjämningar mellan ett litet antal företag som har tillgång till det europeiska högspän- ningsnätet. Framför allt den omfattande utbyggnaden av kärnkraft i Frankrike har vidgat frågan till att om— fatta även mer varaktiga leveranser. EG-kommissionen har agerat pådrivande för att den inre marknaden skall fungera även på detta centrala område medan medlems— staterna ställer sig mer avvaktande.

Preliminära uppgifter för åren 1988—89 visar att handeln fortsätter att öka och i högre grad än tidi- gare präglas av mer långsiktiga åtaganden.

Den internationella elhandeln inom EG har hittills i huvudsak skett inom ramen för de stora elproducenteras internationella samarbetsorgan. Dessa är:

UCPTE: tolv länder i Mellan— och Sydeuropa

UFPTES: Frankrike, Spanien, Portugal

SUDEL: Österrike, Italien, Jugoslavien

NORDEL: Norden

Den största organisationens, UCPTE, syfte är att genom samarbete

- ställa effektreserver till förfogande vid kortsiktiga effektbrister

- tillvarata stordriftfördelar genom mer ekonomisk utbyggnad

- främja avtal om fastkraftleveranser som möjliggör bättre resursutnyttjande

Trots detta samarbete kännetecknas Europas elförsörj— ningssystem av en betydande grad av nationell autarki, vilken medför en betydande ineffektivitet sett från en övergripande europeisk utgångspunkt. Varje land söker

optimera sitt eget elsystem.

Det mera långtgående nordiska samarbetet inom NORDEL framstår vid en jämförelse som ett eftersträvansvärt

men ännu avlägset ideal för EG-länderna.

7.2.5 Den inre marknaden

EG:s politik på energiområdet har tidigare inriktats på formulering av gemensamma planer och målsättningar avseende exempelvis oljeersättning, energieffektivise— ring och självförsörjning. Strävandena mot en inre marknad har inneburit en betydelsefull omorientering av EG:s energipolitik. Från kvantitativt formulerade mål har EG—kommissionen nu gått mot en politik som i högre grad inriktas på att få marknader och resurshus- hållning att fungera effektivt. Centrala inslag i denna politik är att upphäva vissa av de nationella distributions- och produktionsmonopolens konkurrens- snedvridande förutsättningar samt att utjämna skillna- der i beskattning, finansiering, subventioner, säker- hetsföreskrifter och miljökrav. Genom att så långt möjligt skapa ensartade ekonomiska förutsättningar för medlemsländernas elproduktion och distribution vill EG åstadkomma en ökad internationell handel och en för hela Gemenskapen kostnadseffektiv elförsörjning. Olika förutsättningar på efterfråge— och utbudsidorna länderna emellan ger upphov till prisskillnader och en potential för handelsutbyte och därigenom lägre kost-

nader.

Detta illustreras av följande uppställning som visar elpriser till - icke elintensiv — industri i EG- länderna är 1988 (öre/kWh). Priserna avser represen— tativa leveranskontrakt med en abonnerad effekt på 2,5 MW och en årlig utnyttjningstid på 3 500 timmar (årsförbrukning 8 750 MWh).

Västtyskland 67 Portugal 52 Spanien 51 Italien 49 Grekland 48 Irland 46 Storbritannien 45 Belgien 44 Luxemburg 43 Frankrike 40 Nederländerna 34 Danmark 26

Källa: Electricity Council. (Uppgifterna ovan kan på grund av skilda förutsättningar inte direkt jämföras med elprisöversikten i bilaga 5.)

Kostnadsskillnaderna vilka uppgår till i50 % i förhållande till genomsnittet - härrör till betydande del från olika avgiftsystem. För Sverige uppgick kostnaden enligt Vattenfall till 25 öre för närmast jämförbara kundkategori.

Vidare förekommer betydande skillnader i produktionskostnader och priser t. ex. för bränsle:

Kolkostnad (US-dollargton)

Västtyskland Frankrike UK Italien Spanien Nederl.

123 42 84 50 40 55

Skälen till att dessa skillnader i pris och kostnader består är bl. a. de restriktioner som nationellt läggs på elsektorn:

* Politiskt reglerade priser och prisdiskriminering * Olika miljökrav

* Bundenhet till vissa energislag främst inhemsk kolproduktion

* Begränsningar av utnyttjande eller omläggning av kärnkraft

Särskilt de krav som föreligger främst i Västtyskland men även i andra länder, exempelvis Spanien och Storbritannien, när det gäller användningen av in— hemskt ångkol producerat till höga kostnader utgör en svår stötesten för EG:s strävanden.

Hänsyn till sysselsättningen och försörjningstrygg- heten motiverar enligt västtysk uppfattning att el— sektorn genom den s. k. Kohlepfennig subventionerar den inhemska kolindustrin som svarar för omkring hälften av primärenergileveranserna till denna sektor. Subventionens omfattning och framtid är dock omstridd

och har ifrågasatts av bl. a. EG—kommissionen.

Även i Spanien och Storbritannien subventioneras användningen av inhemskt kol genom övervältring av

höga produktionskostnader på elpriserna.

I samband med Storbritanniens privatisering av elsektorn har även frågan uppkommit om att sub— ventionera den brittiska kärnkraften. Det har visat sig att kärnkraftsverken måste förbli i statlig ägo då privat intresse saknas för att överta därmed för- knippade kostnader och risker.

EG-kommissionen har tagit initiativ till en gradvis avveckling av de västtyska Jahrhundertvertrag och delvis uppnått en viss anpassning från tysk sida. En granskning av eventuella åtgärder mot det spanska subventionssystemet förutses nu komma att ske.

EG-kommissionen har i sin analys av betydelsen av en inre marknad på elområdet sökt beräkna de ekonomiska vinster som skulle kunna uppnås genom en ökad integra- tion och avskaffandet av olika nationella restriktio— ner för produktionsteknik, bränsleanvändning m. m.

Dessa beräkningar pekar på att EG-länderna sammantaget skulle kunna reducera kostnaderna för sin elanvändning med £ 3,5 miljarder per år vid sekelskiftet eller att genomsnittskostnaderna för elgenerering skulle bli ca 16 % mindre vid en fullständig integration jämfört med ett bevarande av dagens struktur, konkurrens— och kostnadsförutsättningar. Beräkningarna bygger natur— ligtvis på långtgående förenklingar och får blott ses som grova och osäkra uttryck för de fördelar en full- ständig integration och optimering av EG:s elsystem i teorin skulle innebära. Det bör noteras att de beräk—

nade vinsterna avser total optimering och samkörning.

I sitt arbete med att söka realisera en inre marknad och därmed uppnå något av dessa beräknade vinster har EG-kommissionen valt en utpräglat ekonomisk ansats även om en utbyggnad av transmissionsnätet också nämnts som en viktig förutsättning för den inre el- marknaden.

Subventioner av bränslen - t. ex. kol - eller investe— ringar - t. ex. kärnkraft - från staten bör undan-

röjas.

Prissättningsprinciper och kostnadsberäkning bör

liksom avgifter, skatter m. m. harmoniseras.

För att säkra likabehandling och stimulera till en fri konkurrens när det gäller elhandel med oberoende pro— ducenter och avnämare bör de vertikalt integrerade el— företagen bli skyldiga att tillhandahålla överförings—

kapacitet utan prisdiskriminering för transitering av el från producent till andra distributörer eller stora slutanvändare inom exempelvis elintensiv industri.

särskilt det senare målet, s. k. common carriage dvs. tillgång till näten för tredje part —, har blivit föremål för omfattande kritik från elföretagen som pekar på en rad tekniska svårigheter och speciellt

frågan om leveranssäkerhet i en mer utbredd elhandel.

EG har bl. a. mot bakgrund av denna kritik valt att söka realisera de långsiktiga målsättningarna gradvis.

År 1989 framlade kommissionen direktivförslag rörande s. k. pristransparens, transitering av el och informa- tionsplikt beträffande investeringar.

l. Pristransparens

Det föreslås att beräknade genomsnittspriser även för större förbrukare av el (och gas) skall in— samlas och publiceras. Syftet är att undanröja omotiverad prisdiskriminering och genom att stärka avnämarnas förhandlingsposition förbättra markna- dens funktion. De största kontrakten skulle dock enligt det föreliggande förslaget undantas. För- slaget innebär att den övre gränsen för publice- rade uppgifter höjs från 25 MW till 75 MW.

2. Investeringsdirektivet

För att söka åstadkomma en förbättrad koordination av kapacitetsutbyggnaden inom EG och därigenom lägre behov av reservkapacitet och lägre produk— tionskostnader föreslås informationsplikt utan tvingande regler. Förslaget förutsätter att kom—

missionen yttrar sig över investeringsplanerna och

kan ses som ett försök att genom s. k. indikativ planering på längre sikt åstadkomma en för hela Gemenskapen optimal produktionsstruktur.

3. Transitdirektivet

Förslaget innbär att de företag som äger delar av det europeiska högspänningsnätet skall ha rätt och skyldighet att transitera el under vissa villkor. Rätten begränsas till internationell handel kraft— producenter och transmissionsföretag och omfattar således varken distributörer eller stora slutan— vändare. Därmed kan förslaget uppfattas som ett försiktigt första steg mot common carriage.

Kommissionens direktivförslag har behandlats i EG:s ministerråd. Förslaget om pristransparens mötte minst motstånd och kan komma att genomföras inom de närmaste

åren.

Investeringsdirektivet mötte ett betydande motstånd. Direktivet för transiteringsrättigheter mötte endast begränsat gensvar. Särskilt Västtysklands motstånd mot mer omfattande transithandel med el är markerat, vilket får ses mot bakgrund av den västtyska kolbryt— ningens situation. Kraftindustrin argumenterar - hit- tills framgångsrikt - för att olika regler för bl. a. investeringar, beskattning och upphandling skulle försätta dem i en mycket kringskuren situation utan möjlighet att klara konkurrens från andra utländska företag. Flera länder motsätter sig att förslaget upp— fattas som ett första steg mot common carriage. Tran— sitförslaget synes även ha stimulerat en ökning av de frivilliga samarbetssträvandena mellan de berörda företagen.

En utbredd bedömning är dock att svårigheterna är betydande att i en nära framtid förverkliga de kostnadssänkningar som en fullständigt fri elhandel

inom EG teoretiskt skulle innebära.

Kort sammanfattat kan man säga att Storbritannien och Frankrike varit de länder som i EG starkast före- språkat common carriage-principen. storbritannien, som avmonopoliserar sin elproduktionsindustri har sett detta som en betydelsefull princip. Frankrike har sett hur dess effektiva, kärnkraftbaserade elproduktion skulle kunna ge goda exportmöjligheter till exempelvis Västtyskland, Spanien och Portugal om dessa marknader öppnades genom common carriage. De två senare länder- na, som ser samma sak från motsatt håll, motsätter sig naturligtvis att få sina äldre, mindre rationella kraftverk utkonkurrerade av utländska producenter. Den tyska elverksföreningen har med eftertryck avvisat common carriage—principen, som man menar skulle sätta leveranstryggheten för kunderna i fara. Den elinten— siva industrin och dess organisationer har däremot i de flesta fall ställt sig bakom en princip som de hoppas skall ge lägre elpriser. I början av år 1990 synes Frankrike dock ha kommit att inta en mer av— vaktande eller t. o. m. avvisande hållning gentemot

common carriage.

Även i länder vilka i huvudsak ansluter sig till principen om ökad transitering är motståndet till en långtgående liberalisering bland statliga myndigheter och företag markerat. Detta gäller t. ex. franska EdF, även om det nu föreliggande direktivförslaget är direkt anpassat till det franska intresset visavi Spanien och Portugal, men även Italien och Neder- länderna. Att Spanien nu accepterat transitering av fransk el till Portugal kan ha bidragit till Frank—

rikes förändrade hållning.

Frankrike motsätter sig vidare en ökad offentlighet beträffande kostnader och finansiella transaktioner mellan staten och elproducenterna dvs., i detta fall EdF. En sådan öppenhet betraktas allmänt som en för— utsättning för realiserandet av en fri och effektiv elhandel inom EG.

Flera länder pekar på hur transitering utanför den krets som redan samarbetar inom befintliga organisa— tioner kan förorsaka merkostnader på grund av försäm— rad nättillgänglighet och leveranssäkerhet, vilket försvårar nationell samkörning och samtidigt ställer krav på ökad reservkapacitet.

7.2.6 Det längre perspektivet

Framtida användning

Elefterfrågan ökade inom EG år 1989 med 3,2 % och väntas år 1990 enligt aktuella prognoser öka ytter- ligare 4,5 %.

På längre sikt väntas ökningstakten bli lägre, drygt 2 % per år under de kommande tjugo åren, men under 1990-talet förutses (i EG:s studie "Energy 2010") en ökning med ca 3 % per år med en nästan konstant andel för industrin, från 36 % år 1987 till 35 % år 2010.

Framtida produktionskapacitet

För att tillgodose den efterfrågeökning som 2010- studien anger måste produktionen öka med ytterligare

1 000 TWh från 1987 års produktion på 1 650 TWh. I det kortare tidsperspektivet antas denna produktionsökning i huvudsak komma till stånd genom ökat kapacitetsut-

nyttjande. Flertalet EG—länder har för närvarande en

betydande överkapacitet i produktionsledet. Undantag

är Nederländerna och Italien.

Framtida elproduktionskapacitet (GW)

1985 1995 2000 2010 Kärnkraft 90 112 119 150 övrigt 321 329 348 387 Totalt 411 441 467 537

Källa: Energy 2010

Produktionen kommer även i det längre tidsperspektivet att domineras av kol- och kärnkraft, vilka sammantaget antas stå för ca 85 % av kapaciteten år 2010, varav

kolkondens nära 60 %.

Åtminstone under nittiotalet kan den marginella produktionsökningen huvudsakligen komma att baseras på kolkondensanläggningar, vilka har att uppfylla allt strängare utsläppsrestriktioner. Gaskraften, vars relativa betydelse kommer att öka kraftigt, kommer sannolikt att prissättas i paritet med kolbaserad

elproduktion.

Aven nytillkommen kärnkraft kan, där den är aktuell, väntas komma att bli dyrare än befintlig genom höjda säkerhetskrav och öppet redovisad finansiering på

marknadsmässiga villkor.

För att en effektiv common carriage skall komma att förverkligas med tillgång till transitering för stora användare, fristående producenter och distributions— företag fordras dels att frågan om reservkapacitet kan lösas, dels att de nationella och regionala vertikalt integrerade företagen delas upp i fristående transmis— sions-, produktions- och i förekommande fall distribu-

tionsled. Särskilt fordras att den tyska kolindustrins ställning får en politisk godtagbar lösning. Även om vissa framsteg har antytts i tysk—franska förhand— lingar synes dock en allmän bedömning vara att ett utvecklat common carriage—system knappast kan förverk— ligas före sekelskiftet.

Dess verkningar på elhandeln skulle då enligt vissa bedömningar komma att bli begränsade.

Transitpotentialen härrör ju till stor del från skillnader i rörliga kostnader, vilka kan skilja sig åt mellan olika länder på grund av exempelvis olikheter i kapacitetsutnyttjandet.

Långsiktiga transitavtal bygger snarare på skillnader i totala kostnader, vilka särskilt om den inre mark— naden förverkligas, kommer att utjämnas.

Vidare talar leveranssäkerhetsskäl och försörjnings— trygghet för att potentiella importländer undviker att i alltför hög grad bli beroende av t. ex. fransk kärnkraft. Ett sådant ensidigt beroende skulle öka behovet av reservkapacitet och därmed kostnaderna.

7.2.7 Slutsatser

Priserna på el för elintensiv industri i för Sverige viktiga konkurrentländer bestäms av en rad olika faktorer

prissättningsprinciper bränslepriser: i synnerhet kolpriser — specialavtal och statliga subventioner

Den aktuella integrationen inom EG och den s. k. inre

marknaden omfattar även elsektorn där utbytet av el

över gränserna har en begränsad men kortsiktigt viktig funktion. EG—kommissionen strävar efter att utvidga handeln och bereda utrymme för fler aktörer på markna- den, varigenom genomsnittliga produktions- och trans— missionskostnader skulle kunna minska och ge utrymme för en lägre elprisnivå. Dessa strävanden möter till- tagande motstånd från elproducenternas sida varför de ekonomiska vinster som integrationen medför sannolikt blir mindre än beräknat och förverkligas först längre

fram i tiden.

EG-kommissionen är i sitt arbete med att genomföra den inre marknaden även inriktad på att medlemsländerna skall avveckla statliga subventioner där dessa hämmar eller förhindrar rimliga konkurrensförhållanden. Det gäller dels de förmånliga villkor som elintensiv industri erhåller i vissa länder, dels de subventioner som användningen av inhemskt ångkol - producerat till kostnader högt över världsmarknaden - innebär i framför allt Västtyskland och Spanien.

De senare åtgärderna kan i sig väntas innebära en begränsad kostnadsminskning för elproduktionen i dessa länder. Ökad efterfrågan på importkol jämte tidigare oförutsedda produktionsminskningar och kostnadshöj- ningar i öststaterna (främst Sovjetunionen och Polen) kan komma att reducera denna kostnadssänkande effekt.

För den elintensiva industrin i EG-länderna strävar EG-kommissionen att undanröja den särbehandling som inte har sin grund i reella kostnadsskillnader. De specialavtal som förekommer inom EG-länderna kommer enligt vad utredningen inhämtat att gradvis avvecklas eller åtminstone inte förnyas. Huruvida den relativa kostnadsökningen, som utländska konkurrenter härigenom utsätts för i absoluta termer överstiger vad som kan

bli aktuellt i Sverige går knappast att yttra sig om med någon högre grad av säkerhet.

7.3 Internationella elpriser 7.3.1 Aktuella priser och specialavtal

I syfte att skapa en överblick av den svenska elintensiva industrins konkurrenssituation har utredningen studerat elpriserna i ett antal viktiga konkurrentländer. Resulatet sammanfattas i detta avsnitt, och redovisas i sin helhet i bilaga 5. Figur 7.2 är en sammanställning av officiella eltariffer som gällde den 1 januari 1989 för industrileveranser i de aktuella konkurrentländerna (utom Förenta staterna). Alla avgiftselement är inkluderade, även de fasta och effektberoende. I jämförelse med Sverige är beskatt- ningen av el i flertalet här aktuella länder mycket låg eller obefintlig.

Det lägsta priserna som redovisas gäller Quebec i Kanada, vilket torde vara den kanadensiska provins där elpriserna ligger lägst, samt Ardal i Norge. I Finland och Sverige är priserna 15-30 % högre, i de övriga länderna 180-275 % högre.

Det bör observeras att prisspridningen ofta är stor mellan olika områden och kraftföretag inom samma land. Prisskillnaderna kan bl. a. hänföras till lokala pro- duktionsöverskott i kombination med ett otillräckligt

överföringsnät.

I Förenta staterna skiljer sig elpriserna mycket mellan olika delstater. Genomsnittligen torde el- priserna i Förenta staterna ligga något över den

västeuropeiska medelnivån, men med stora variationer mellan olika delstater. Den relativt höga prisnivån

har givit upphov till en växande elimport från Kanada.

Figur 7.2 Officiella elpriser den 1 januari 1989 (25 MW, 175 GWh).

Öre / kWh

Väst- Fin- Frank- Norge Stor- Sverige Kanada tysk- land rike britan- Imm nkn

Källa: UNIPEDE Economics and Tariffs study committee.

7.3.2 Elkostnader för storanvändare

storförbrukare, som flertalet elintensiva företag, betalar genomgående priser som ligger något under det lägsta industripris som redovisas i tabellerna i bilaga 5. Utredningen har däremot inte kunnat påvisa att stora elkonsumenter regelmässigt erhåller priser som kraftigt underskrider de officiellt redovisade. Det finns dock exempel på elintensiv industri i andra

länder som har speciella villkor för sina kraft—

leveranser, vilket gör att elkostnaderna blir betyd- ligt lägre än vad de officiella tarifferna indikerar.

För storkunder är avtalet med elleverantören vanligen betydligt mer detaljerat än för småkunder. För den förra kategorin innehåller sådana kontrakt, utöver uppgifter om leveransstorlek, som regel detaljerade villkor för hur elförbrukningen tidsmässigt skall vara fördelad över är och dygn. Vidare innefattas ofta elkundens uppskattade framtida elbehov samt härmed sammanhängande optioner till framtida förändringar i elabonnemanget. Olika leveransvillkor för kunder inom samma leveransområde kan resultera i vitt skilda genomsnittspriser per levererad kWh.

Kunder med hög abonnerad effekt i kombination med lång utnyttjningstid har vanligen lägre genomsnittspriser

än andra.

Elpriset är också beroende av bl.a. leveransspänningen och kundens geografiska belägenhet i förhållande till produktionen. Andra viktiga faktorer är leveranssäker— heten och kundens möjligheter att fritt variera sina förbrukning över tiden. En industrikund kan också, mot viss rabatt, medge avkoppling eller själv minska sin förbrukning vid tillfällen då det är dyrt för leve—

rantören att upprätthålla leveransen.

Dessutom förekommer avtal av en helt annan art, vilka ibland kan ge kunden mer fördelaktiga villkor. I vissa fall har en del av kostnaderna för elleveranserna betalats som ett engångsbelopp, t.ex. när kraftföre- taget förvärvat en elproduktionsanläggning av kunden och i samband därmed gjort vissa förpliktelser angående den framtida elprissättningen. Samma för— farande kan tillämpas även i andra fall då kunden köpt in sig i en kraftproduktionsanläggning. Det finns

också exempel på att kraftföretaget tar ut ett lågt elpris, mot att det i gengäld får del i kundens vinst. Detta förfarande förekommer i aluminiumindustrins elkontrakt.

En vanlig orsak till de mycket låga elpriser, som noteras i flera länder, är förekomsten av mycket långsiktiga leveransavtal. Under 1950- och 1960-talet pågick en kraftig utbyggnad av industriländernas elproduktion. Genom att speciellt gynna elintensiv industri i långsiktiga leveransavtal, erhölls en betydande baslastefterfrågan, vilket gjorde det möj- ligt för kraftproducenterna att nå skalfördelar som annars inte hade varit möjliga att utnyttja. En bi— dragande faktor i sammanhanget var sannolikt också att den elintensiva industrins produkter (metaller, kemikalier, papper) ansågs vitala för den ekonomiska utvecklingen.

Detta mönster kan sägas ha varit giltigt fram till den första oljekrisen 1973/74. I och med att energi plöts- ligt blev en bristvara förändrades inställningen, och förändringen accentuerades vid den andra oljekrisen i slutet av 1970—talet. Förnyade kontrakt och kontrakt om utökade leveranser prissattes närmare normala vill— kor. Kontrakten fick också kortare löptider och mer verkningsfulla, marknadsmässiga priseskaleringsklausu—

ler.

Fortfarande finns dock kontrakt som slöts under sextiotalet eller sjuttiotalets början med för kunden mycket fördelaktiga villkor och med 20-25 års åter- stående löptid.

I vissa fall söker man främja nyetablering av industri genom att erbjuda elleveranser till mycket fördelak- tiga villkor. Åtgärder av detta slag kan, som framgått

av avsnitt 7.1, strida mot det handelspolitiska regel— systemet. Gynnsamma villkor förekommer bl. a. i Norge, där staten föreskriver hur prissättningen mot vissa kundkategorier skall ske, samt i Frankrike och Kanada där kraftföretagen ger tidsbegränsat stöd till ny— etablerade storkunder.

Mot bakgrund av vad som ovan sagts framstår tydligt problemen med att jämföra de kostnadsuppgifter gällande industrins elanvändning som är offentligt tillgängliga.

I det följande redovisade prisuppgifter, som utred— ningen erhållit från Vattenfall, får alltså ses mot bakgrund av de förbehåll som nyss nämnts. Uppgifterna belyser aluminium- och ferrolegeringsindustrin och är baserade på förhållanden är 1986.

För varje land avser de lägsta kostnaderna industrier med stor andel egen kraftproduktion och de högsta industrier utan egen sådan produktion. Industrin i

Sverige redovisas på samma sätt.

Uppskattad kraftkostnad:

Land öre/kWh Sverige 8,2-16,2 Förenta staterna 5,0-25,6 Kanada 2,6-7,7 Australien 3,8-9,7 Västtyskland 8,2-27,2 Frankrike 14,2 Storbritannien 3,2-16,4 Norge 4,8—10,4 Island 5,2-13,1 Brasilien 7,5-14,7 Venezuela 2,5-4,6

Massa- och pappersindustrin, järn- och stålindustrin samt gruvindustrin i de undersökta länderna har ofta inte samma förmånliga specialavtal med elproducenterna som icke—järnmetallverk, ferrolegeringsverk och el— intensiva kemiska basindustrier. De förras elpriser ligger i stället ofta i närheten av de officiella

elpriserna för stora elanvändare.

7.3.3 Elpriser under nittiotalet

Elprisutvecklingen i de länder som utredningen studerat är i många fall svår att förutspå på kort

occh medellång sikt.

Olika prissättningsprinciper ger också upphov till och utrymme för vissa prisskillnader mellan länderna, lik— som graden av beskattning i resp. land. I bilaga 5 redovisas för varje land vilken prissättningsprincip som där i allmänhet tillämpas. Man kan dock notera att trots dessa skiljaktigheter mellan länderna svarar skillnaderna mellan elprisnivåerna i de olika länderna ungefär mot kostnadsskillnader för nyinvesteringar i produktion och distribution. Det kan tolkas så att prissättningen i sista hand bestäms av företagsekono- miska krav.

I de flesta fall kan faktorer identifieras som på— verkar kostnads- och prisutvecklingen i olika rikt— ning. Nedan ges en kort sammanfattning för vardera av de aktuella länderna av sådana påverkansfaktorer. I det följande avsnittet diskuteras elprisutvecklingen i ett mer övergripande och långsiktigt perspektiv.

I Finland genomförs för närvarande inte något större kraftutbyggnadsprojekt. Mindre anläggningar byggs för torvmottryck (fjärrvärme), torvkondens, naturgas och oljekondens. En relativt kraftig användningsökning

under nittiotalet kan väntas bli tillgodosedd med ut— byggnad av kondenskraft och elimport. Ökade investe— ringskostnader för ny produktionskapacitet på grund av skärpta miljökrav gör att realpriset på el kommer att stiga, dock förväntas inga kraftiga ökningar.

De norska elpriserna har från sin mycket låga nivå ökat betydligt under åttiotalet. Samtidigt har den norska regeringen medvetet agerat för att hålla till- baka prisökningarna för den elintensiva industrin, och sökt utnyttja landets goda vattenkraftstillgångar som ett industripolitiskt medel. Detta gäller särskilt under de senaste åren då den dämpade industriella

aktiviteten minskat elförbrukningens tillväxt.

För närvarande föreligger ett potentiellt utbudsöver— skott av kraft i Norge som förväntas bestå till nit- tiotalets mitt. I Norge är förutsättningarna mycket

goda jämfört med flertalet andra länder för ett fort— satt lågt elpris för elintensiv industri, även när nu

gällande extremt fördelaktiga kontrakt löpt ut.

En stor andel av Frankrikes elkraft produceras med hög fast och låg rörlig kostnad, och man har en omfattande överkapacitet i produktionssystemet. Det omfattande utbyggnadsprogrammet fortlöper åtminstone till mitten av nittiotalet. Exporten av elkraft har också, till följd av lägre inhemsk efterfrågan än förväntat, ökat snabbt.

Under senare hälften av nittiotalet väntas elmarknaden bli balanserad. Samtidigt inleds avställningen av de första kärnkraftsverken, vilket kan komma att påverka de franska elproduktionskostnaderna. Efter realt svagt sjunkande priset under åttiotalet och nittiotalets

första hälft väntas priserna då åter börja stiga.

Nuvarande elpriser för den elintensiva industrin i Västtyskland anses vara orealistiskt låga. Det är en följd av felaktiga bedömningar vid upprättandet av kontrakt i början av 1970—talet. Den allmänna pris— nivån på el är i övrigt mycket hög i Västtyskland. För den elintensiva industrin måste kraftiga reala höj- ningar förväntas då de långa kontrakten med låga priser löper ut under de närmaste åren.

Även om efterfrågan förväntas öka mycket sakta måste en viss utbyggnad ske. Den antas, främst på grund av de politiska motsättningarna i kärnkraftsfrågan, komma att ske med kondenskraft. Ökade miljökrav bidrar till ytterligare reala prishöjningar. En påverkan på el— priserna i motsatt riktning skulle uppkomma om det kraftiga stödet till inhemsk kolproduktion upphör, varvid billigare importerat kol kan användas i kraft- produktionen och utbyggnaden ske med gaskraft. Om och när subventionsprogrammet avskaffas är dock osäkert.

Till osäkerheterna måste också läggas landets framtida relationer till Östtyskland, vars elförsörjning är bristfällig.

I Storbritannien bidrar ett flertal faktorer till osäkerheten om elprisutvecklingen i den närmaste framtiden. Bland dessa faktorer finns den pågående privatiseringen av kraftproduktionen. Det är svårt att förutse hur den kommer att påverka elpriserna för olika typer av kunder. De långsiktiga elprisavtal med metallindustrin, som innehåller efter brittiska för— hållanden mycket låga priser, väntas bli kraftigt höjda. En prisreglering har i början av år 1990 aktua- liserats. Prissättningsprinciperna, som hittills varit

mycket komplicerade, har vållat problem.

Den omvärdering av kostnaderna för kärnkraft som skett till följd av privatiseringen medför att tidigare utbyggnadsplaner måste revideras. Vad gäller kondens— kraftproduktionen, i huvudsak med kol, krävs stora investeringar i reningsutrustning för att Storbritan—

nien skall kunna nå de mål som satts upp inom EG.

I Kanada finns goda möjligheter till omfattande ut- byggnader av vattenkraft i vissa provinser. En allmän uppfattning är att elpriserna fram till år 1995 kommer att realt sjunka något för att sedan åter sakta öka. Ny vattenkraft måste byggas ut och en växande export

till Förenta staterna ökar konkurrensen om elkraften.

För Förenta staterna som helhet gäller att behovet av ny elproduktionskapacitet bedöms vara litet. Det är, tillsammans med möjligheten till ökad import från Kanada, orsaken till att man i Förenta staterna allmänt anser att elpriserna för den elintensiva industrin kommer att kunna förbli ungefär realt oförändrade fram till 1990—talets mitt.

De insatser mot luftföroreningar som planeras kommer sannolikt att under nittiotalet öka kostnaderna inom den amerikanska elproduktionen, särskilt i de del— stater där kol är det dominerande bränslet. Prisök— ningar på 15-20 % har förutspåtts. I de mest indust— rialiserade delstaterna väntas på grund av elproduk— tionens decentraliserade struktur ökningarna bli kraftigast.

7.3.4 Elprisutvecklingen på längre sikt

Den internationella elhandeln är ännu föga utvecklad. I Europa har dock de tidigare kortvariga belastnings— utjämnande transiteringarna i växande omfattning

kommit att kompletteras med mer långsiktiga leverans- avtal. Det är emellertid ännu alltför tidigt att tala

om ett enhetligt europeiskt elpris.

EG strävar efter harmonisering av skatter och avgifter och avskaffande av statliga subventioner till el— sektorn, vilket leder till en begränsad utjämning av produktionskostnader och eventuellt också till mer

likartade prissättningsprincciper.

På utbudssidan kan noteras att i det något längre perspektivet, när nu installerade kapacitetsöverskott tagits i anspråk i de länder där sådant existerar, kommer nya produktionsanläggningar att behöva byggas och ersättning av gamla anläggningar att ske. De kraftslag som då kan komma i fråga är främst vatten- kraft, kärnkraft samt kol— och gaskraft. För kontinen— tala Europa torde främst de senare komma ifråga eftersom den billigare vattenkraften i huvudsak är utnyttjad.

Ländervisa jämförelser av produktionskostnader är dock av flera skäl svåra att genomföra särskilt gäller detta kanske kapitalkostnaderna. I en nyligen publi- cerad jämförelse baserad på faktiska projekt redovisar IEA/NEA följande beräknade kostnadsförhållanden (varvid bränslepriserna förutsätts vara lika).

Vid 5 % diskonteringsränta visar fyra länder en kost- nadsfördel för kärnkraft, fyra länder en ungefärlig likhet och ett land en fördel för kolkondens. Flera betydelsefulla länder tillämpar en högre diskonte— ringsränta varför även kalkyler genomfördes med 10 % diskonteringsränta. Kolkraft blir då det billigaste alternativet i flertalet länder. IEA—studien anger även att gaskraft inte är konkurrenskraftig, men att

gaskombiverk blir ett alternativ vid lägre antagna

gaspriser. Såväl drifts-, kapital- som bränslekost- nader varierar naturligtvis beroende på lokala för-

hållanden.

En slutsats som torde kunna dras är att politiska förhållanden i hög grad kommer att vara avgörande vid valet av tillkommande produktionskapacitet, snarare än de rent ekonomiska. Vid en jämförelse med svenska förhållanden torde vidare kunna konstateras att de genomsnittliga elproduktionskostnaderna i andra länder i högre grad kommer att påverkas uppåt av ökade krav på säkerhet och utsläppsreduktioner i de fall kol och/eller kärnkraft är de dominerande produktionsmeto-

derna.

När det gäller fossilbränslebaserad elproduktion kan noteras att en dominerande uppfattning synes vara att de internationella kolpriserna fram till mitten av nittiotalet kommer att öka med kanske 10-15 % från dagens nivå, vilket skulle kunna betyda en ungefär hälften så stor ökning av den totala produktions— kostnaden för el. Prissättningen på naturgas för el— produktion väntas i huvudsak komma att indexeras till kolprisutvecklingen (ett möjligt undantag är even— tuellt inhemskt norsk gasanvändning för gaskraft- produktion).

I de fall elproduktion från vatten- eller naturgas— baserade anläggningar saknar alternativa avsättnings— möjligheter på grund av avsaknad av lokala marknader eller begränsade elller obefintliga överföringsmöjlig— heter kan elintensiv industri erhålla kraft till mycket låga kostnader. Detta kan dock på längre sikt endast bli fallet vid lokalisering utanför Europa och Nordamerika, i t. ex. Sydamerika eller Mellanöstern. Länder som Norge, Island och Kanada har dock möjlighet att erbjuda sådana villkor under en begränsad tid.

Befarade effekter på klimatet, den s.k. växthus— effekten, kan begränsa användningen av fossila bränslen och då särskilt kol. De metoder som nu diskuteras för att omhänderta koldioxidutsläpp kan komma att höja elproduktionskostnaderna med 50 %, men blir sannolikt aktuella först i ett mycket långt

perspektiv.

I sammanhanget kan dock noteras att medan industrins elanvändning i flertalet här aktuella länder är jäm— förelsevis lågt eller ej alls beskattad, har dock frågan om koldioxidavgifter under senare tid aktuali—

serats i några fall.

Den aktuella utvecklingen i östeuropa ger upphov till många frågor; kapacitets— och säkerhetsproblem kan påverka såväl priser som tillgången på kärnkrafts— baserad el i det korta perspektivet. På längre sikt är

utvecklingen mer svårbedömd.

7.4. Sammanfattning

Sammanfattningsvis kan konstateras att de elpriser som elintensiv industri i för Sverige viktiga konkurrent— länder betalar är betingade av flera olika svårbedömda faktorer. Flera av dessa är av politisk natur. El- skatterna är i flertalet fall för här aktuella kund- kategorier obetydliga eller obefintliga. Frågan om en av miljöskäl motiverad beskattning - t. ex. koldioxid— avgifter - kan dock aktualiseras i vissa fall. Till politiska och svårbedömda faktorer hör även förverk— ligandet av den inre marknaden och de strävanden och hinder som motverkar de intentioner som EG—kommissio- nen har. Det gäller dels avvecklingen av öppna eller dolda subventioner av kraftproduktionen eller den elintensiva industrin i sig, dels de integrations-

vinster som s. k. common carriage har beräknats ge

upphov till.

Utredningen gör bedömningen att dessa kostnadsreduk— tioner blir mindre och kan komma att uppnås senare än vad EG-kommissionen ursprungligen avsett.

EG:s politik när det gäller avvecklingen av subven— tioner kan däremot möjligen få effekter i ett något kortare tidsperspektiv.

Såväl EFTA:s som EG:s regler om statsstöd har under- gått en skärpning under senare år. Denna restriktiva hållning mot subventioner väntas komma att skärpas ytterligare i framtiden. Även inom GATT tenderar övervakningen av statlig subventionspolitik att skärpas.

På längre sikt väntas elproduktionskostnaderna för nya anläggningar i flertalet industrialiserade konkurrent— länder ungefär motsvara varandra. Till denna utveck— ling bidrar bl. a. en förväntad internationell utjäm— ning av allt mer restriktiva regler när det gäller el— produktionens säkerhet och miljöpåverkan. De för- hållandevis små kostnadsskillnaderna mellan fossil- och kärnkraft gör att valet mellan olika utbyggnads- alternativ blir i hög grad politisk betingat. En avvägning får då ske mellan fördelar och befarade risker förknippade med olika elproduktionsmetoder.

De för industrin viktiga frågorna om prissättnings— principer och prisdiskriminering är utomlands - liksom i Sverige - en fråga där politiska överväganden spelar stor roll. Man torde dock kunna konstatera att i takt med att produktionskostnaderna ökar exempelvis på grund av stigande bränslepriser — minskar utrymmet för prisdiskriminering. Särskilt gäller detta i länder som

redan i dag uppvisar stora prisskillnader för olika kundkategorier.

Utredningen har vidare funnit att många av de förmån- liga specialavtal, som utländsk industri av olika historiskt betingade skäl nu har, under det närmaste

decenniet kommer att löpa ut.

För flertalet länder talar således mycket för att produktionskostnaderna för el och även den elintensiva industrins kostnader kommer att stiga under senare delen av 1990-talet. Viktiga undantag är länder med gynnsamma naturliga förutsättningar såsom Kanada och

Norge.

Samtidigt kan noteras att Sverige och våra traditio— nella konkurrentländer i växande grad kan komma att utsättas för konkurrens från ny industri, vars el- produktion baseras på billiga men hittills till stor del outnyttjade energiresurser i t. ex. Mellanöstern och Sydamerika.

I det kortare perspektivet, dvs. innan den svenska kärnkraftsavvecklingen inleds vid 1990—talets mitt, väntas flera viktiga konkurrentländer ha överkapacitet när det gäller elproduktion, varför endast begränsade kostnadsökningar är att vänta. Mer betydelsefull men också svårbedömd är i detta perspektiv utvecklingen när det gäller pris- och subventionspolitik.

8 ALLMÄNNA UTGÅNGSPUNKTER FÖR UTREDNINGENS ÖVERVÄGANDEN

8.1 Bakgrund

8.1.1 Inledning

I mars 1980 ägde den fjärde folkomröstningen i Sverige rum. De röstberättigade hade då att ta ställning till frågan om kärnkraftens plats i det framtida svenska energisystemet. Ingen av de tre linjer som deltog förespråkade en ytterligare utbyggnad av kärnkraft ut— över de tolv aggregat som vid denna tidpunkt hade be- slutats. Två av linjerna satte upp en tidsgräns inom vilken kärnkraften skulle vara helt avvecklad. Flest röster samlade Linje 2 med 39,1 % av rösternal. Enligt denna linje skulle avvecklingen ske i den takt som bedömdes vara möjlig med hänsyn till behovet av elekt— risk kraft för upprätthållande av sysselsättning och välfärd. I ett förslag till avveckling redovisade rikskommittén för Linje 2 att de tolv aggregaten skulle få användas under längst sin tekniska livslängd, vilken bedömdes vara ca 25 år. De sista kärnkraftsreaktorerna skulle därmed tas ur bruk under perioden 2000-2010.

T_iven Linje 1 hade samma inriktning som Linje 2 beträffande avvecklingstakten men hade ej preciserat någon bortre gräns; denna linje samlade 18,8 % av rösterna. Linje 3, som fick 38,7 %, innebar avveckling inom högst tio år av de sex reaktorer som fanns i drift. Andelen blankröster var 3,3 %.

Under riksdagsbehandlingen samma år beslöts, på grund— val av en motion från Olof Palme m. fl., att den sista reaktorn i vårt land skall stängas senast år 2010.

Enligt ett riksdagsbeslut år 1988 skall kärnkraftsav- vecklingen inledas genom att en första reaktor tas ur drift år 1995 och en andra år 1996. I samband med detta beslut begärde riksdagen en redovisning av de åtgärder som måste vidtas för att den tidigarelagda avvecklingen av de två reaktorerna inte skall resul— tera i elbrist eller osäker eltillförsel vid mitten av 1990—talet. särskilt begärdes förslag till åtgärder med syfte att vidmakthålla rimliga arbetsvillkor för den elintensiva industrin.

I december 1988 tillkallade regeringen EL 90, med uppgift att undersöka hur konkurrensförhållandena för den elintensiva industrin påverkas under kärnkraftsav— vecklingen samt att redovisa eventuella behov av åt- gärder för att behålla rimliga internationella kon- kurrensvillkor för denna industri då avvecklingen genomförs.

Av direktiven framgår särskilt:

- Förslagen skall underlätta en anpassning till de elprishöjningar som mot bakgrund av högre kostnader i elproduktionen är nödvändiga och önskvärda av sam- hällsekonomiska skäl.

- Förslagen får inte innebära förändringar i de grund- läggande funktionssätt med bl. a. prisbildning utan statlig reglering som kännetecknar den svenska elmark-

naden.

- Förslagen skall ge incitament till en effektiv an—

vändning av el och energi.

- Förslagen får inte leda till att en industristruktur baserad på förhållandevis låga elpriser konserveras.

Principen om prissättning enligt långsiktig margi- nalkostnad bör underordnas andra samhällsmål, t. ex. bevarande av den elintensiva industrins internatio- nella konkurrenskraft.

- En redovisning skall göras av regioner, orter och arbetsställen som skulle kunna påverkas av höjda el- priser enbart i Sverige. Behovet av särskilda insatser inom arbetsmarknads-, regional— och industripolitiken skall kartläggas.

— Förslag får inte läggas som står i strid med Sveriges grundläggande frihandelslinje.

— Regeringens direktiv om utredningsförslags inrikt- ning och EG—aspekter i utredningsverksamheten skall beaktas.

Dessutom har riksdagen uttalat - i samband med behand- lingen av prop. 1987/88:87 - att det bör övervägas om förräntningskravet på Vattenfall är väl avvägt och tarifferna lämpligt utformade i förhållande till övergripande samhällsmål och utvecklingen på energi- marknaden.

Riksdagen har vidare lagt fast vissa restriktioner för hur energiförsörjningen skall ske. Elproduktionen skall, av miljöskäl, underkastas vissa villkor. Endast en obetydlig utbyggnad får ske av vattenkraften;

bl. a. är de fyra outbyggda huvudälvarna och Råneälven i lag skyddade från utbyggnad. Internationella åtagan— den har gjorts om minskning av utsläppen av svavel och kväveoxider. Riksdagen har uttalat att de svenska ut- släppen av koldioxid inte bör öka. Bakom dessa ställ—

ningstaganden, vilka skett vid skilda tillfällen, ligger bl. a. insikten om energiförsörjningens, pro- duktionens och trafikens inverkan på vår miljö. Ut- nyttjande av alla energislag innebär ingrepp i naturen och när det gäller fossila bränslen och kärnkraft av ändliga resurser. I vissa fall som då det gäller biomassa - råder fortfarande osäkerhet om effekterna

av en storskalig användning.

8.1.2 Industrin och elpriser

I betänkandet har uppmärksamheten centrerats till de branscher som brukar sammanfattas under begreppet elintensiv industri, dvs. gruvindustri, pappers— och massaindustri, elintensiv kemisk industri, järn—, stål— och ferrolegeringsverk samt icke—järnmetall- industri. Det totala antalet sysselsatta i dessa branscher uppgår till knappt 90 000 vid drygt 300 arbetsställen. Alla arbetsställen är dock inte el- intensiva enligt kriterierna härför. Antalet anställda vid de arbetsställen som är elintensiva (inemot 200) utgör ca 60 000. Härtill skall dock läggas 345 arbets- ställen med drygt 21 000 anställda vid elintensiva arbetställen inom andra delar av industrin. Dessa återfinns inom olika branscher, bl. a. livsmedels— och verkstadsindustrin, och är geografiskt inte koncentre- rade till någon särskild del av landet. I den allmänna debatten har intresset främst riktats mot den elinten- siva industrin, men en elprishöjning kan naturligtvis ge upphov till betydande konsekvenser även för de elintensiva företagen utanför den egentliga elinten- siva industrin. Utredningen har redogjort mer ingående för industrin och de elintensiva arbetsställena i kapitel 2.

Den elintensiva industrin använder något mer än 30 TWh el; det är nästan 2/3 av hela industrins elkonsumtion.

Denna industris betydelse i vår samhällsekonomi är stor, även om dess andel av den totala produktionen minskat något under 1980—talet. Dess andel av den

svenska exporten uppgår till något över 20 %.

Den elintensiva industrin är företrädesvis lokaliserad i Norrland och Bergslagen, dvs. delar av landet som haft stora omställningsproblem till följd av förändringar i industristrukturen under 1970— och 1980—talen.

Under den senaste tiden har flera utredningar lagts fram som belyser konsekvenserna av olika riksdags— beslut på energi- och miljöområdet. Statens industri— verk utreder på regeringens uppdrag konsekvenser för industrin av ökade miljökrav. En delrapport redovisa— des i december 1989. Statens energiverk och statens naturvårdsverk redovisade i december sitt gemensamma uppdrag att kartlägga förutsättningarna för ett miljö- anpassat energisystem. I samma månad redovisades också en bilaga till långtidsutredningen (Tillväxt och miljö - en studie av målkonflikter), som har författats av professor Lars Bergman. Resultaten i såväl LU-rapport— en som i utredningen om ett miljöanpassat energisystem är, som tidigare beskrivits, att de restriktioner som lagts på kraftproduktionssystemet i samband med kärn— kraftsavvecklingen medför betydande konsekvenser för samhället. Det gäller för hela samhället i form av en lägre ekonomisk tillväxt och särskilt för vissa regioner och hushåll.

Det kan tilläggas att vid en strikt tillämpning av prissättning efter marginalkostnaden, vilket nämnda utredningar grundar sina ställningstaganden på, höjs

elpriserna avsevärt. Därmed ökar också kostnaderna för den elintensiva industrin, för vilken elkostnaden i genomsnitt utgör nästan 6 % av saluvärdet (i övrig

industri ca 1 %).

I LU—rapporten, som avser perioden fram till år 2000, klargörs dock att med de förutsättningar som där ställts upp kommer — oavsett kärnkraftsavveckling och skärpta miljökrav - en omfattande omstrukturering att ske av det svenska näringslivet. Skälet härtill är att den konkurrensfördel som de låga elpriserna inneburit ;nte kan bibehållas när ny kraftproduktionskapacitet tas i bruk, om alla elanvändare skall betala ett pris som svarar mot elproduktionens marginella kostnader. Av rapporten framgår också att de fastlagda miljömålen - i form av restriktioner på utsläpp av koldioxid - inte kan nås även om kärnkraften skulle bevaras; också

då behövs ytterligare utsläppsbegränsande åtgärder.

Den studie om ett miljöanpassat energisystem som energiverket och naturvårdsverket har presenterat är det första genomarbetade försöket att bedöma effekter— na av de nämnda miljömålen. Låter man dessa slå igenom fullt ut, kommer elpriset att höjas mycket kraftigt. Bergmans studie till långtidsutredningen visar att nålen endast kan nås genom uppoffringar i den ekono— niska tillväxttakten; en kraftig reduktion skulle ske av produktion och sysselsättning i den elintensiva

industrin.

Samtidigt måste man vara medveten om att ett företags konkurrenskraft beror av många faktorer, däribland lönekostnader, forsknings- och utvecklingspotential, kapitalförsörjning, ägarnas krav på kapitalavkastning och samhällets infrastruktur. Elpriserna (och energi— priserna) spelar också en olika stark roll i de olika

branscherna och inom dessa.

Anpassningsmöjligheterna varierar därför självfallet mellan olika företag. Svensk industri i allmänhet är dock, genom de rationaliseringar som skett sedan 1970—talets mitt, nu bättre rustad att möta framtida förändringar.

Under 1970- och 80-talen har BNP ökat med i genomsnitt 2 % per år; produktivitetsutvecklingen var dock markant högre under den förstnämnda tioårsperioden (27,9 mot 9,5 %). I årets finansplan konstateras att produktiviteten i näringslivet är av central betydelse för tillväxten. Regeringen gör bedömningen att det, med hänsyn till skattereformen och andra produktivi- tetsfrämjande åtgärder, bör finnas förutsättningar att nå en högre tillväxt än under de senaste åren.

Av stor betydelse blir därvid förmågan att anpassa den inhemska pris— och kostnadsutvecklingen till omvärld- ens. En fortsatt försämring av konkurrensförmågan medför en avsevärt sämre utveckling. Under 1990-talet kommer det dessutom, betonar finansministern, att ställas höga krav på strukturomvandlingen, bl. a. beroende på konsekvenserna som följer av kärnkraftsav- veckling, skärpta miljökrav och en ökad grad av inter-

nationalisering.

I finansplanen erinras om olika åtgärder som vidtagits för att förbättra produktiviteten liksom om kommande förslag med detta syfte, bl. a. ifråga om närings— politik, forskning och regionalpolitik. På grundval av den kommande långtidsutredningen avses en proposition bli framlagd om den ekonomiska politiken på medellång sikt.

Den elintensiva industrins produkter avsätts till mycket stor del utomlands. Det internationella beroen- det är således stort och industrins konkurrensmöjlig-

heter är bl. a. beroende av hur elpriserna utvecklar

sig i vår omvärld.

I kapitel 7 har utredningen redovisat uppgifter om delg den förväntade elprisutvecklingen i ett antal viktiga konkurrentländer, ggls EG:s energipolitik. Där konstateras att i flertalet länder kan kostnaderna för elproduktion beräknas förbli ungefär lika höga eller högre än i Sverige. Vad gäller strävandena inom EG bedöms de faktiska effektivitetsvinsterna inom el- sektorn av integrationen i EG:s inre marknad bli mindre än vad man tidigare räknat med. Kommissionens strävanden att avveckla subventioner kan i vissa fall, t. ex. i Västtyskland och Spanien, innebära att pro— duktionskostnaderna faller något. Ett minskat utbud av exportkol från öststaterna motverkar dock denna effekt. Av större betydelse för den elintensiva indu— strins elkostnader och konkurrensvillkor blir sanno— likt strävandena inom EG att avveckla statliga subven- tioner och icke kommersiellt motiverade specialavtal med låga elpriser. De historiskt betingade särvillkor som delar av den elintensiva industrin har arbetat under ifrågasätts i tilltagande utsträckning av bl. a. EG-kommissionen. Enligt utredningens bedömning torde detta i många fall leda till ökade elkostnader för dessa industrier. Även om materialet enligt utredning- ens mening nyanserar den bild av konkurrenssituationen som uppvisats i svensk debatt, skulle de framtida el- prisförändringar som redovisats i de ovannämnda utred— ningarna likväl leda till en klart försämrad kon— kurrenssituation för den svenska elintensiva

industrin.

8.1.3 EG— och GATT-aspekter

I direktiven till EL 90 anges bl. a. att förslag som strider mot Sveriges grundläggande frihandelslinje inte får läggas fram. Vidare skall innehållet i rege- ringens direktiv angående EG—aspekter i utrednings- verksamheten beaktas.

Utredningen har därför funnit anledning att ägna upp— märksamhet åt frågan om hur långt man kan gå i pris- differentiering mellan olika kunder, sett ur det nyss- nämnda perspektivet.

Som framgår av kapitel 4 tillämpar Vattenfall och andra kraftbolag priser i storleksklassen

16-18 öre/kWh för en stor elintensiv industri. Taxorna enligt Vattenfalls lågspänningstariffer är väsentligt högre, enbart energiavgiften vanligen den dubbla. Skillnaden mellan det pris som elintensiv industri betalar och lågspänningstarifferna uppges vara motiverad av de högre distributionskostnaderna vid försäljning vid lågspänning samt uttagets fördelning över året. Den prisdifferentiering som förutsätts i energiverkets och naturvårdsverkets studie går dock väsentligt längre än vad som är motiverat av kostnads- skäl.

Som framgår av kapitel 7 är inför genomförandet av den interna marknaden - den övergripande ambitionen inom EG att även energimarknaden, inkl. elmarknaden, skall integreras. Ett mål är därvid ökad transparens vad gäller stora kunders elpriser. Detta mål följer av kommissionens strävan att komma till rätta med sned— vridningar av konkurrensen. En tvistefråga har varit hur långt transparenskravet ska sträckas. Flera EG— länder har ställt sig tveksamma till att kravet, för—

utom öppenhet vad gäller enskilda prisuppgifter, också

ska gälla kostnadsstrukturer och prissättning i ett

bredare perspektiv.

Det är svårt att redan nu bilda sig en uppfattning om värdet av notifikationssystemet. Klart står dock att uppgifter om enskilda kontrakt inte kommer att publi—

ceras .

Huruvida man inom EG, i nästa steg, också kommer att lyckas skapa regler om att undanröja vissa typer av specialavtal som redovisats i kapitel 7 är svårt att säga. Det finns dock starka krafter som strävar efter att bevara möjligheten att ingå specialavtal.

Också reglerna inom GATT måste uppmärksammas. Ett specialavtal mellan en statlig elleverantör och en viss industri som innehåller subventioner av elkostna— derna kan innebära risk för utjämningstullar. Flera faktorer inverkar på om detta kan ske, men man bör allmänt sett varna för en sådan risk. EL 90 har i sitt första betänkande förordat att nuvarande system för nedsättning av energiskatter ändras för att undgå problem på denna punkt.

Som ett litet, utrikeshandelsberoende land är efter— levnad av gällande handelsregler av stor betydelse för Sverige. För att vår eventuella kritik mot andra länder, som tummar på reglerna, ska vara trovärdig, är det av stor vikt att vi själva följer dem. Detta är ett viktigt rättesnöre för svensk handelspolitik.

Mot denna bakgrund är det av stor vikt att eventuella framtida specialavtal på den svenska elmarknaden ut— formas enligt strikt affärsmässiga principer. Inbyggda subventioner måste undvikas, eftersom de kan medföra handelspolitiska komplikationer. Denna slutsats under— byggs dels av EG:s skärpta hållning vad gäller subven-

tionsdisciplin, dels av möjligheten att vidta handels- politiska motåtgärder med stöd av GATT. Sverige har samtidigt anledning att noga följa utvecklingen i syfte att klarlägga om subventioner ges till indu- strier i t. ex. EG— och EFTA—områdena.

8.2 överväganden 8.2.1 Inledning

I energiverkets och naturvårdsverkets utredning har man i scenarierna sökt bibehålla den elintensiva indu— strins konkurrenskraft genom att förutsätta ett väsentligt lägre elpris för dessa branscher. Man har dock inte berört hur en sådan prisdifferentiering

skulle kunna genomföras.

De redovisade synpunkterna på de handelspolitiska spelreglerna har än större giltighet om det är fråga om så stor prisdifferentiering som de båda myndig— heternas rapport förutsatt.

statsmakterna har vissa möjligheter att mildra verk— ningarna på den elintensiva industrin av stora elpris— höjningar. Man kan nedsätta energiskatterna för den energikrävande industrin vilket vid ett totalt bort— tagande skulle innebära en Skattelättnad på ca 3 miljarder kr. per år med dagens energiskatter. Även om nedsättningen skulle bli total, motsvarar den dock inte de elprishöjningar som förutsatts i nämnda utred— ningar om övriga miljömål skall näs och elpriset

skall sättas enligt långsiktig marginalkostnad.

skulle de elprishöjningar som antas ske i bl. a. energiverkets utredning realiseras så är det troligt att delar av den elintensiva industrin skulle läggas

ned. Som nämnts i det tidigare sysselsätter de el- intensiva arbetsställena ca 80 000 anställda. Till viss del är dessa belägna i de tättbefolkade delarna av landet där ett diversifierat näringsliv medför att möjligheterna att klara av eventuella sysselsättnings— mässiga konsekvenser får anses vara tämligen goda. Många arbetsställen finns dock på orter där förutsätt— ningarna vad gäller alternativa sysselsättningsmöjlig- heter är betydligt mer begränsade; företrädesvis

gäller detta i Bergslagen och i Norrland.

Sannolikt uppstår också följdeffekter i andra näringar, t. ex. i sådana som levererar varor och tjänster till de elintensiva industrierna. I en pro- memoria till utredningen, som utarbetats inom Asea Brown Bovery (ABB) anges att närmare 30 % av några av dess svenska dotterbolags försäljning sker till den elintensiva industrin. Även om utredningen inte kan bedöma dessa uppgifters representativitet, bör man likväl vara medveten om att nedläggning av elintensiva företag även kan medföra konsekvenser för andra företag.

De instrument som näringspolitiken och regionalpoli— tiken kan förväntas förfoga över torde inte heller, under den tidsrymd det är fråga om, medge att de

betydande omställningarna kan klaras av.

I detta sammanhang bör man också beakta att vissa delar av den exportinriktade elintensiva industrin, nämligen den som bygger på svenska råvaror, har ett relativt lågt importinnehåll och därmed genererar ett betydande nettoexportöverskott. Det förefaller inte sannolikt att verksamheter som kan komma att ersätta bortfallande elintensiva företag kan nå upp till samma nivå. En successiv försämring av handelsbalansen kan

således komma att ske.

Utredningen har dragit slutsatsen att det syfte som anges i direktiven, att långsiktigt trygga den el- intensiva industrins konkurrensförmåga, inte kan nås vid kärnkraftsavvecklingen om de övriga fastlagda miljöpolitiska restriktionerna skall gälla.

Utredningen har mot denna bakgrund funnit det nöd— vändigt att se sitt uppdrag ur ett bredare perspektiv och diskutera hur elkostnader och elpriser kan utveckla sig om man under kärnkraftsavvecklingen avstår från att till fullo leva upp till de miljöpolitiska restriktionerna vad avser utsläpp av koldioxid och utnyttjande av ytterligare vattenkraft för elproduktion. I ett sådant perspektiv har det tett sig naturligt att även behandla prissättningsfrågor. Det har då blivit ofrånkomligt att inte uteslutande, men likväl främst, se på frågan ur den elintensiva industrins synvinkel. Även från övriga elkonsumenters synpunkt främst de som bor i eluppvärmda bostäder - är det nämligen viktigt att så långt möjligt begränsa elprishöjningar.

EL 90 har således valt att gå igenom de olika instru— ment som står statsmakterna till buds att under de följande årtiondena, när kärnkraften skall avvecklas, påverka elkostnader och elpriser, nämligen

* avvecklingstakten för kärnkraften * elproduktionskapaciteten

* elhushållning

* prissättningen

* energibeskattningen

8.2.2 Avvecklingstakten

Som nämnts i avsnitt 7.1 har riksdagen för ett par år sedan fattat beslut om att kärnkraftsavvecklingen,

under vissa villkor, skall inledas år 1995.

I den allmänna debatten har mycket skilda meningar framförts om hur avvecklingen skall genomföras. För en i tiden utsträckt avveckling har anförts att man där- med ger bättre förutsättningar för tillkomsten av er— sättningskapacitet och att man undviker olika spekula— tioner om trovärdigheten i de politiska besluten. Andra har talat för en mot periodens slut sammanträngd avveckling med motiveringen att de samhällsekonomiska kostnaderna blir lägre om befintliga kärnkraftverk får drivas så länge som möjligt fram till år 2010.

Nyligen har energiverket lämnat en rapport till rege- ringen om de samhällsekonomiska kostnaderna för att stänga de två första aggregaten. Den har redovisats i avsnitt 6.3. Utredningen vill i detta sammanhang göra några kommentarer till denna rapport i två avseenden, vad gäller dels de miljökostnader som förts i kalky- lerna, dels antagandet om reaktorernas livslängd.

De beräknade samhällsekonomiska kostnaderna uppgår i rapporten till mellan 30 och 55 miljarder kr. Kostnadens storlek beror på vilket kraftslag som antas ersätta kärnkraften. Om kärnkraften ersätts med kolkondens beräknas den samhällsekonomiska kostnaden uppgå till ca 44 miljarder kr. Av avsnitt 6.3.1 framgår att de avvecklingskostnader som redovisas i hög grad är beroende av de miljökostnader som antagits.

Miljöavgiftsutredningen (MIA) vars förslag till av— gifter på vissa utsläpp i rapporten behandlats som

kostnader för att använda de olika kraftslagen, ut— talade i betänkandet SOU 1989:83 följande.

Miljöavgifter bör teoretiskt motsvara samhällets kostnader för den miljöstörning som uppstår av t. ex. förorenande utsläpp. En sådan prissättning skulle innebära att den som släpper ut föroreningar bygger in miljöhänsynen i sina ekonomiska bedömningar och beslut om t. ex. investeringar och produktion.

Det är dock teoretiskt mycket svårt och i praktiken omöjligt att beräkna dessa kostnader. De samhällseko- nomiska kalkyler som gjorts redovisar resultat som ligger inom mycket vida intervall. Kalkylerna kan emellertid inte bli säkrare än de naturvetenskapliga data som de bygger på. Det saknas även allmänt accep— terade värderingsprinciper.

De av energiverket antagna miljökostnaderna utgör ungefär hälften av de beräknade samhällsekonomiska kostnaderna. Koldioxidutsläppen svarar för 85—90 % av

miljökostnaderna.

Vad gäller avgiften för koldioxid anförde man i MIA:s betänkande att nivån för avgiften bör sättas så att avgiften kan bidra till att miljöpolitiska mål nås. Det kan därför anses tvivelaktigt att betrakta miljö— avgifterna som ett mått på miljökostnaderna för att utnyttja de olika kraftslagen. Någon värdering av de miljömässiga fördelar som är förenade med en avveck- ling av kärnkraften har inte heller tagits med i kal— kylen; detta ingick dock inte i regeringsuppdraget.

Energiverket har som framgår av avsnitt 6.3.2 utgått från en livslängd för kärnkraftsaggregaten om 40 år. Vid riksdagsbeslutet efter folkomröstningen utgick man som nämnts från en avvecklingstid om 25 år. Näringsut—

skottet anför i sitt betänkande 1987/88:40 bl. a. följande.

Inför utskottet har, som tidigare redovisats, före- trädare för kraftindustrin med instämmande av statens kärnkraftsinspektion hävdat att de svenska kärnkraft-

verken svarar mot konstruktionsförutsättningen av en teknisk livslängd om 40 år. Avskrivningsperioden är däremot 25 år. Det beslut som riksdagen har fattat om en bortre tidpunkt för kärnkraftsavvecklingen får, menar utskottet, inte ses som en ren framräkning grundad på bedömningar om reaktorernas sannolika livs— längd. Grundläggande för beslutet var att utifrån folkomröstningens resultat skulle anges en väl anpas— sad tidsram inom vilken omställningen av energisyste- met skulle kunna äga rum.

EL 90 har för sin del inte anledning att gå in på en

värdering av vilken tidsperiod som bör användas i det sammanhang som energiverkets rapport avser att belysa. Skilda meningar torde finnas härom. Som framgår av de modellsimuleringar vilka fogats till rapporten skulle alternativa beräkningar med kortare livslängder än 40 år gett andra resultat rörande avvecklingskostnaderna.

EL 90 har för sin del valt en annan metod för att belysa avvecklingstaktens inverkan på kostnaden för elproduktion (såväl genomsnittskostnad som långsiktig marginalkostnad). Härvid har även kraftproduktions- systemets sammansättning och omfattning samt de er— forderliga investeringarnas omfattning och tidsför— läggning behandlats. Fyra olika alternativ redovisas.

Det första alternativet tar sin utgångspunkt i vad som kan sägas vara den inriktning som följer av nu gällan— de riksdagsbeslut, nämligen en lagfäst, successiv av—

veckling som börjar år 1995.

Det andra alternativet har konstruerats så att avveck— lingen startar först år 2000 och därefter genomförs i snabb takt.

Det tredje alternativet innebär att signaler om inledd avveckling kombineras med en i övrigt sent genomförd

avstängning.

Det fjärde alternativet innebär en mycket sammanträngd avveckling efter år 2005. Detta svarar närmast mot

deras synpunkter vilka förordar ett utnyttjande under avvecklingsperioden så länge som möjligt. Av praktiska skäl måste dock en viss utspridning ske under de sista

åren.

8.2.3 Elproduktionskapaciteten

Vattenkraft och kärnkraft svarar för vardera ungefär hälften av den svenska elproduktionen. I samband med kärnkraftsavvecklingen kommer ny produktionskapacitet att behöva tas i drift i betydande utsträckning. De ersättningsinvesteringar som kan bli nödvändiga kommer till stor del att ske i relativt dyra kraftslag. Kost— naderna för ny kraft är därmed en begränsande faktor för utbyggnaden. Därtill kommer vissa miljörestrik- tioner som begränsar utbyggnadsmöjligheterna och som kan höja kostnaderna för den tillkommande produktions— kapaciteten.

De mest betydande restriktionerna berör vattenkraften och användningen av fossila bränslen i bl. a. elproduktionen.

Genom naturresurslagen är de fyra outbyggda huvud- älvarna samt ett antal älvsträckor skyddade från vattenkraftsutbyggnad. Den utbyggnad som är tillåten anges i den plan för vattenkraftens utbyggnad som antagits av riksdagen.

För de fossila bränslena är det främst riksdagens uttalande att de svenska utsläppen av koldioxid inte bör öka som kan begränsa utbyggnadsmöjligheterna. De målsatta begränsningarna och de beslutade riktlinjerna

när det gäller utsläppen av svavel och kväveoxider kan höja kostnaderna för elproduktionen.

Den svenska kraftindustrin har i olika sammanhang redovisat investeringsprojekt för ny kraft för att möta behovet fram till senare hälften av 1990—talet då två reaktorer har tagits ur drift i enlighet med riksdagens beslut är 1988.

Projekten omfattar anläggningar för kondensproduktion av förgasade oljeprodukter och naturgas, kraftvärme— anläggningar samt vissa vattenkraftsanläggningar inom ramen för vattenkraftsplanen. För att projekten skall kunna genomföras krävs bl. a. lokaliseringstillstånd enligt naturresurslagen eller vattenlagen. Värme- kraftsanläggningarna skall dessutom prövas enligt

miljöskyddslagen.

För den senare hälften av 1990—talet finns inte motsvarande konkreta planer. Statens energiverk och statens naturvårdsverk har dock i sin gemensamma studie om en miljöanpassat svensk energiförsörjning redovisat scenarier i vilka kärnkraften ersätts med sådan kraftproduktion som uppfyller de redovisade miljökraven. I dessa scenarier spelar biomassa och vindkraft en stor roll. I likhet med vattenkraften tillgodoser dessa kraftslag det energipolitiska målet om inhemska och förnybara energikällor. De ger i ett långsiktigt jämviktstillstånd inte heller upphov till några nettoutsläpp av koldioxid.

Ett omfattande utnyttjande av vindkraft och biomassa leder dock till kostnader i elproduktionen som ligger avsevärt över de kostnader som man kan räkna med för elproduktion i nya anläggningar i industrins konkur- rentländer. Detta gäller under förutsättning att man

utomlands har kol— eller gaskondens som främsta ut—

byggnadsmöjlighet. Nya kärnkraftsanläggningar ger el till ungefär samma kostnad som dessa kraftslag; för— hållandena kan dock skifta från land till land.

EL 90 redovisar i de följande kapitlen scenarier över utvecklingen av den svenska elproduktionskapaciteten. Kostnaderna i kraftsystemet analyseras. Vidare görs en bedömning av miljöpåverkan från alternativa kraftut— byggnader.

Utredningen vill redan här understryka att val av produktionskapacitet inte är den enda faktor som bestämmer kostnaderna i kraftsystemet och kraft- systemets miljöpåverkan. Begränsningar av elanvänd— ningen genom elsparande, effektivisering och konver- tering från elvärme till andra uppvärmningsformer minskar behovet av ny produktionskapacitet. Utred— ningen har därför arbetat med antaganden om olika elanvändningsnivåer. Givet en viss elanvändningsnivå har dock produktionskapacitetens utformning stor betydelse för produktionskostnaden.

En utgångspunkt har för EL 90 varit att skissera en utbyggnad av kraftsystemet under kärnkraftsavveck— lingen där kostnaden för ny produktionskapacitet hålls nere. En faktor som verkar prishöjande hålls därigenom tillbaka. De restriktioner som lagts på kraftutbygg— naden är som nämnts kostnadshöjande. De alternativa sammansättningar av kraftsystemet som redovisas i det följande kapitlet förutsätter att man har gjort avkall på, eller omformulerat, vissa av dessa restriktioner. I detta kapitel redovisas några av utredningens över- väganden avseende den framtida produktionskapaciteten.

I stora kraftvärmeverk skulle el kunna produceras med biobränslen till kostnader som är konkurrenskraftiga i förhållande till kolkondens. Det har dock visat sig vara svårt att lokalisera sådana anläggningar. I

mindre kraftvärmeverk och i kondenskraftverk blir

biobränslebaserad el avsevärt dyrare.

Utredningen har mot denna bakgrund valt att i sina analyser av de framtida kostnaderna i elproduktionen och de framtida elpriserna utgå från produktions— system i vilka biomassa inte utnyttjas i någon större omfattning. Biobränslen kan givetvis få stor betydelse i energisystemet även om de inte utnyttjas för elpro- duktion. En viss utbyggnad av kraftvärmeproduktion med biobränslen kan dock förväntas. I detta sammanhang kan erinras om det utvecklingsprojekt gällande biobränsle som Vattenfall beslutat om; några effekter härav har dock inte beaktats i de alternativa sammansättningarna av produktionssystemet eftersom projektet inte bedöms ge några resultat under den tidsperiod som behandlas.

Vindkraften spelar i dag en helt underordnad roll för elförsörjningen. Möjligheterna att i framtiden utnytt- ja vindkraften har belysts av vindkraftsutredningen i betänkandet (SOU 1988:32) Läge för vindkraft och av statens energiverk i rapporten 1989:1, Vindkraftens ekonomi. Enligt dessa kan vindkraften ge endast ett par TWh till kostnader som är rimliga jämfört med kostnaden för kolkondens. En viktig orsak till vind— kraftens begränsade potential är de restriktioner av— seende lokalisering som företrädare för bl. a. för— svarsmakten och naturvården anses komma att lägga. Den stora expansionen bedöms kunna ske genom havsbaserade anläggningar. Produktionskostnaderna för havsbaserad vindkraft torde dock ligga 15—30 % högre än kostna- derna för landbaserade anläggningar i bästa vindklass.

EL 90 anser för sin del att behovet av elproduktions- kapacitet till rimliga kostnader bör ges stor tyngd i avvägningen mellan olika samhällsintressen. Lokalise— ringsmöjligheterna bör därför inte behöva bli så be—

gränsande som antagits i t. ex. vindkraftsutredningen. Utredningen har därför räknat med utbyggnadsmöjlig- heter motsvarande 6 TWh under perioden mellan år 1996 och år 2010.

Vattenkraften är, liksom vindkraften, en inhemsk och förnybar energikälla. Med nuvarande lagstiftning kan endast ett litet tillskott av ny produktionskapacitet baseras på vattenkraft. Den fysiska potentialen av vattenkraft till rimliga kostnader är dock stor. I de fyra outbyggda älvarna skulle t. ex 20 TWh el kunna tas ut. EL 90 har bedömt att ca 10 TWh skulle kunna byggas ut med en begränsad miljöpåverkan från 1990— talets slut. En sådan utbyggnadstakt förutsätter att beslut och projektering inleds under de första åren under 1990—talet.

EL 90 är medveten om de ingrepp i naturmiljön som följer av en vattenkraftutbyggnad och som har moti— verat riksdagens och regeringens restriktiva hållning i denna fråga. Det hävdas dock att det numera är möjligt att i högre grad begränsa effekterna av en vattenkraftutbyggnad än vad som var möjligt under t. ex. 1950— och 1960-talen.

En utbyggnad av vattenkraften har i förhållande till motsvarande elproduktion med fossila bränslen den fördelen att den inte ger upphov till utsläpp av koldioxid eller andra miljöstörande ämnen. Vattenkraft har som inhemsk energikälla dessutom den fördelen att den inte belastar bytesbalansen.

Biobränslen, vindkraft och vattenkraft torde inte helt kunna ersätta kärnkraften. En utbyggnad av fossilbase- rad elproduktion är därför nödvändig. Hur stor fossil- användningen blir i elproduktionen påverkas bl. a. av

elanvändningen utveckling och avvecklingstakten för kärnkraft.

EL 90 återkommer i kapitlen 9 och 10 till en redo- visning av utsläppseffekterna i nämnda scenarier och

med sin bedömning härav.

8.2.4 Elhushållning

Behovet av ny kraftproduktion kan begränsas av åt— gärder för elsparande och effektiviserad elanvändning. För planeringen av en produktionsutbyggnad bör gälla att hushållning med el bör ha företräde så länge som hushållning kan ske till lägre eller samma kostnad som för ytterligare produktion, räknat per energienhet. Om man kan upprätthålla denna princip minimerar man

kostnaden för kraftsystemet.

Elanvändningsdelegationen uppskattade den bespa— ringspotential som är tekniskt och ekonomiskt möjlig att nå till mitten av 1990—talet till 10—15 TWh. Delegationen konstaterade samtidigt att det finns en allmän tendens till ökad elanvändning inom industrin och fastighetsförvaltningen, som helt eller delvis kan uppväga besparingen.

Ett exempel på ökat behov av elenergi är åtgärder i s. k. sjuka hus. Allergiutredningens förslag för förbättrat inomhusklimat kan, om förslagen genomförs, leda till ett ökat energibehov på 15—30 TWh (värme och el). Byggforskningsrådet (BFR) har dock bedömt att samma inomhusstandard kan nås med andra åtgärder som kräver betydligt mindre energimängder. Enligt BFR skulle energibehovet öka med ca 2 TWh värme och l TWh el för drift av fläktar m. m. Samtidigt framhåller BFR

att det finns en betydande potential för minskning av energianvändningen i bostäder och lokaler.

Det perspektiv som EL 90 har att beakta sträcker sig fram till år 2010. Även i det perspektivet finns bedömningar av möjligheterna till eleffektivisering och utvecklingen av elanvändningen. De bedömningar som gjorts skiljer sig i väsentliga avseenden.

I anslutning till sin senaste treårsplan anger Vatten— fall som räkneexempel tre elanvändningsnivåer år 2010. Den lägsta nivån innebär en elanvändning på ca 120 TWh per år och förutsätter betydande hushållningsinsatser. Den högsta nivån uppgår till 170 TWh per år.

I en nyligen publicerad prognos från KRAFTSAM beräknas elanvändningen år 2000 ligga i ett intervall mellan 140 och 160 TWh per år. Intervallets spännvidd beror bl. a. på antaganden om den ekonomiska utvecklingen.

Studien Electricity publicerades våren 1989 inför Vattenfalls internationella konferens om effektiv produktion och användning av el. I Electricity anges som ett referensalternativ en elanvändning år 2010 på 140 TWh per år. Om vad som i studien betecknas som tekniskt och ekonomiskt tillgänglig teknik utnyttjades där så är möjligt, skulle elanvändningen kunna sänkas till omkring 100 TWh per år. I Electricity har man också räknat på ett utfall med sådan teknik som ännu ej är färdigutvecklad. Elanvändningen skulle i detta fall kunna bli lägre än 90 TWh per år. I samtliga fall skulle samma nytta erhållas i form av maskinarbete, ljus, kraft, etc. Electricity-studien redovisar dock inte de styrmedel som skulle krävas för att nå denna låga elanvändningsnivå.

Riksdagen beslutade år 1988 om ett elhushållnings— program. Ett viktigt inslag i hushållningsprogrammet är ett särskilt stöd för upphandling av eleffektiv och elersättande teknik. Det totala medelsbehovet för teknikupphandlingsstödet beräknades till 400 milj. kr. under en femårsperiod. 150 milj. kr. anvisades inled— ningsvis. Inför 1990 års energipolitiska beslut har regeringen initierat flera utredningar i syfte att belysa hushållningsmöjligheterna inom olika områden. Utredningarna kommer att redovisas senare i vår. Vidare avser statens energiverk att inom kort redovisa en utvärdering av det pågående elhushållningsprogram-

met.

Vattenfall har beslutat anvisa 1 miljard kr. för kommersiellt motiverade elhushållningsinsatser under

de närmaste fem åren.

I sammanhanget bör också nämnas det statliga energi- forskningsprogrammet. Regeringen har nyligen i en forskningspolitisk proposition föreslagit att det statliga energiforskningsprogrammet för budgetåret 1990/91 skall uppgå till drygt 370 milj. kr. EL 90 vill för sin del betona betydelsen av hushållningsåt— gärder i elanvändningen. Genom en fortgående effekti- visering kan elanvändningen hållas tillbaka så att be— hovet av ny produktionskapacitet begränsas. Utredning- en har inte haft möjlighet att göra en egen självstän— dig bedömning av den potential som finns på 20 års sikt när det gäller effektiviseringar. Ett centralt område är elvärmens utveckling bl. å. när det gäller konvertering från el till andra uppvärmningsformer. Utredningen har inte heller funnit anledning att när- mare behandla frågan om hushållningsinsatsernas utformning även om statliga insatser för el- och energihushållning torde få stor betydelse för att minska behovet av ny elproduktionskapacitet. Utred—

ningen kommer dock att i de kraftutbyggnadsscenarier som redovisas i nästa kapitel arbeta med tre alterna— tiv när det gäller elanvändningen.

8.2.5 Prissättning på el

I direktiven till EL 90 uttalas bl. a. att de förslag som kan komma att läggas fram inte får innebära för- ändringar i de grundläggande funktionssätt med bl. a. prisbildning utan statlig reglering som kännetecknar den svenska elmarknaden. Som framgår av kapitel 5 utövar dock staten ett inflytande över prisbildningen på olika sätt.

Staten har som ägare av Vattenfall det yttersta ansvaret även för företagets prissättning. Genom Vattenfalls dominerande roll kan därmed även andra kraftproducenters agerande påverkas; priserna på el varierar ganska litet mellan de skilda kraftföretagen.

Staten har också genom beskattningsrätten möjlighet att påverka elpriset.

Det torde råda bred enighet om att prissättningen skall utformas så att befintliga investeringar på både produktions- och användningssidan utnyttjas effektivt. Den skall också ge förutsättningar för nya investe- ringar.

Man kan dock samtidigt konstatera att varken regering eller riksdag har bundit sig för att ett visst pris— sättningssystem skall tillämpas; ett sådant uttalande skulle kunna anses strida mot vad som angivits i direktiven till EL 90. I prop. 1987/88:90 (s. 8) gjorde miljö— och energiministern följande bedömning: "I praktiken kommer marknadssituationen och förhand— lingsstyrkan hos kraftbolagen, eldistributörerna och

elanvändarna att få betydelse för elprisets faktiska

utveckling."

Näringsutskottet uttalade i anslutning till denna proposition att principen om prissättning enligt långsiktig marginalkostnad borde underordnas andra samhällsmål, exempelvis att den elintensiva industrins konkurrenskraft skall bevaras. Detta uttalande är

också ett ingångsvärde i utredningens direktiv.

Med hänsyn härtill har utredningen funnit det lämpligt att i de analyser av olika kostnadsutvecklingar som redovisas i kapitel 9 ta med såväl genomsnittskostnad som långsiktig marginalkostnad.

Ett elpris som satts enligt genomsnittskostnaden innebär problem i åtminstone två aVSeenden. Incitamen- tet till elhushållning blir otillräckligt. Ett pris baserat på genomsnittskostnaden leder vid stigande produktionskostnader till en högre elanvändning än vad som är motiverat mot bakgrund av den långsiktiga mar- ginalkostnaden. En industristruktur baserad på alltför låga elpriser kan därigenom konserveras. Vidare kan det visa sig svårt att få till stånd den utbyggnad som behövs för att ersätta kapacitet som faller bort genom kärnkraftsavvecklingen. Staten kan dock i sista hand ålägga Vattenfall att svara för tillkomsten av det erforderliga kapacitetstillskottet.

Om man å andra sidan tillämpar ett elpris efter långsiktig marginalkostnad medför detta en kraftig höjning av priserna. Den drabbar såväl den elintensiva industrin som andra elkonsumenter. Det kan även medföra att tillgänglig kapacitet inte nyttjas fullt ut. Dessutom uppstår övervinster i kraftföretagen. En utredning som regeringen har tillsatt har till syfte att utreda möjligheterna att neutralisera sådana

vinster. Det är dock svårt att se att kostnadsökningen för t. ex. den elintensiva industrin genom någon form av återföring av kraftföretagens vinster kan elimineras utan att man kommer i konflikt med det internationella handelspolitiska regelsystemet.

Under år 1989 utformades ett förslag till ett s. k. tvåprissystem inom Svenska Elverksföreningen, för- slaget har redovisats i avsnitt 6.5. I ett sådant system söker man förena principerna om prissättning enligt genomsnittskostnad och långsiktig marginal- kostnad. Kunden får möjlighet att köpa kraft till genomsnittskostnadspris upp till en nivå som är knuten till kundens tidigare elanvändning. För den eventuella förbrukningen därutöver betalar kunden ett pris mot—

svarande kostnaden för ny kraft.

Enligt vad EL 90 erfarit pågår en diskussion i denna

fråga inom Elverksföreningen och dess medlemsföretag. Något beslut har inte fattats. Utredningen återkommer till prissättningsfrågorna i kapitel 10.

8.2.6 Energibeskattningen m. m.

Staten påverkar direkt elkonsumenternas kostnader genom energibeskattningens utformning. I kapitel 5 har utredningen redovisat både de nuvarande skattereglerna och de förslag till ändringar som regeringen lagt fram i två lagrådsremisser. För dessa förslag synes det finnas en parlamentarisk majoritet.

De ändringar som nyligen gjorts har bl. a. inneburit att hushållens kostnader för energianvändningen ökats genom moms-beläggning; samtidigt sänktes dock punkt— skatten på el, kraftigast i vissa kommuner i Norrland

och Bergslagen. Den elintensiva industrin påverkas

inte av momsbeslutet.

EL 90 har som ett särskilt uppdrag haft att utreda effekterna av gällande nedsättningsregler för de energikrävande företagen inom ett system med mer— värdesskatt, punktskatter och miljöavgifter på energi. Ett betänkande härom avlämnades i oktober 1989 (SOU 1989:82). Utredningen redovisade där beräkningar av effekter av alternativa utformningar av nedsättnings— reglerna. EL 90 framförde också synpunkter på skatte— och avgiftssystemens effekter i ett längre tidspers-

pektiv:

- Utredningen avråder från införandet av Spillvärme- skatt.

- En eventuell koldioxidavgift bör i sin helhet inkluderas i underlaget för nedsättning av energiskatt. Koldioxidavgiften skall inte belasta bränslen för elproduktion.

statsmakterna har, genom ändringar i det gällande regelsystemet för nedsättning av energiskatt, möjlighet att ta hänsyn till den energikrävande industrins situation. En omläggning av systemet kan vara motiverat av bl. a. energihushållningsskäl och

handelspolitiska skäl. En eventuell genomgripande förändring bör dock föregås av ett särskilt utredningsarbete.

De förslag som regeringen nyligen lagt fram i lagråds- remissen om reformerad mervärdesskatt m. m. överens— stämmer med de här redovisade synpunkterna från EL 90. Man har också aviserat avsikten att ta upp nedsätt— ningsreglerna till prövning. En utredare avses till—

kallas för uppgiften.

De analyser som redovisas i nästa kapitel tar inte hänsyn till skatteeffekterna. Dessa effekter behandlas i kapitel 10.

9 ELPRODUKTIONSKOSTNADER OCH DEN ELINTENSIVA INDUSTRIN

Detta kapitel behandlar kostnadsutvecklingen i elpro— duktionen och den elintensiva industrins situation vid

olika elprisutvecklingar.

Kapitlets första avsnitt ägnas åt kraftproduktions- systemets omfattning och sammansättning under kärn— kraftsavvecklingen. Där ges en översikt av elproduk— tionstekniker som bedöms vara av betydelse för produk- tionssystemets utbyggnad under de närmaste årtiondena samt uppskattningar av investerings- och produktions— kostnader i olika slag av kraftproduktionsanlägg— ningar. Uppgifterna används sedan för att beskriva elproduktionssystemets utveckling i scenarier som skiljer sig beträffande dels produktionskapacitetens tillväxt, dels kärnkraftsavvecklingens förläggning i tiden. Dessa kalkyler blir med nödvändighet ungefär- liga, men kan användas för illustrera olika utvecklingsförlopp. De produktionskostnader som kan uppskattas utifrån beräkningarna används för att till varje scenario definiera ett kostnadsintervall inom vilket elpriset torde ligga under kärnkraftsavveck—

lingsperioden.

I kapitlets andra avsnitt diskuteras den elintensiva industrins situation vid olika elprisförändringar. Till utgångspunkt för resonemanget utnyttjas kalkylerna i kapitlets första avsnitt.

Elprishöjningarnas effekter på industrin betraktas dels utifrån simuleringar med en industristruktur— modell, dels med hjälp av bedömningar av industrins elpriskänslighet som redovisats i olika utredningar.

9.1 Elproduktionssystemets utveckling 9.1.1 Aktuella planer

Vissa nedskärningar av den nu existerande produk— tionskapaciteten blir aktuella under nittiotalet.

Skärpningar av kraven beträffande utsläpp av svavel och kväveoxider som träder i kraft under nittiotalets första hälft medför en minskning av kapaciteten för elkraftproduktion. Den möjliga kraftvärme-, kondens— cch gasturbinsproduktionen beräknas bli reducerad med ca 21 TWh/år om inga reningsåtgärder företas. Främst berörs äldre oljekondensverk som i dag utnyttjas som

torrårs— och spetslastreserv.

Åren 1995—1996 skall enligt riksdagsbeslut två kärnkraftsreaktorer tas ur drift, vilket sammantaget reducerar produktionskapaciteten med ca 10 TWh/år. Därefter skall de övriga kärnkraftsblocken ställas av, senast år 2010. Detta motsvarar ett produktions— bortfall om ytterligare 55—60 TWh/år.

Utöver de kapacitetsreduktioner som följer av ovan redovisade beslut finns möjlighet att vattenkrafts— kapaciteten minskas genom omprövningar enligt vatten- lagen. Omprövningarna får börja år 1994 och huvuddelen av nu gällande tillstånd kommer att omprövas inom en femtonårsperiod. Det är främst ökade minimitappningar i älvarna som kan begränsa årsproduktionen. Minskad

korttidsreglering kan också minska tillgången på effekt under höglasttid.

Genom investeringar i reningsutrustning och genom produktionsökningar i de kvarvarande kärnkraftsverken kan kapacitetsreduktionen motverkas. Produktionskapa— citet motsvarande maximalt ca 18 TWh/år skulle kunna utnyttjas i de befintliga fossileldade anläggningarna genom installation av avsvavlingsanordningar och kata— lytisk rening. En ökning av produktionen till en totalnivå kring 70 TWh/år anses vara möjlig i de befintliga tolv kärnkraftsblocken.

De aktuella kondenskraftverken byggdes under femtio— och sextiotalen eller under tidigt sjuttiotal. Vissa är ineffektiva, och några av dem bedöms inte ens med reningsutrustning kunna drivas över längre perioder. Oljekondensproduktionen blir i en del fall dyr jämfört med produktion i nya anläggningar, varför en annan användning än som torrårs— och spetslastreserv inte är motiverad. All uppgradering av kondenskraftverkens kapacitet som är möjlig kommer därför inte att

genomföras.

Vissa beslut om utbyggnad har fattats inför nittio— talet, och hos kraftföretagen finns planer om ytter— ligare kapacitetstillskott.

Rikdagens vattenkraftsplan (se avsnitt 5.3) innebär en utbyggnad av vattenkraftens årsproduktion med ca

2,5 TWh till år 1995. Totalt innefattar planen projekt motsvarande en produktion av 3,8 TWh/år, av vilka dock ca 1 TWh/år redan undantagits eller nekats tillstånd. Vattenkraft utanför planen bedöms kunna bidra med produktionskapacitet om ytterligare ca 0,3 TWh/år. Projekt motsvarande 0,4 TWh/år har redan tagits i drift. Utbyggnaden av vattenkraft till mitten av

1990—talet antas kunna ge ett tillskott om ca 1,5 TWh/år.

Nedanstående större kondenskraft- och gaskombiprojekt

planeras.

Projekt Företag Eleffekt Årsproduktion MW TWh

NEX Vattenfall/ 280 1,7

/Uddeholm

Brofjorden Vattenfall 350 2,1 Barsebäck Sydkraft 300 2,0 Ringhals 5 Vattenfall 350 2,4 Stallbackal) Vattenfall (125) (1,0)

1) Ombyggnad av en gasturbinenhet till gaskombi, nettoeffekttillskott 39 MW, nettoenergitillskott 0,6—0,8 TWh.

För dessa projekt är antingen tillstånden under be- handling eller också har ansökan om lokalisering aviserats. Om inga förseningar uppstår skulle de kunna tas i drift mellan åren 1993 och 1996. Därutöver är en kraftvärmeanläggning - i Värtan samt en gasturbin— anläggning under byggnad. I övrigt finns inga nya projekt som direkt kan påbörjas.

Nya kraftvärmeverk har svårt att komma till stånd på grund av att värmeförsörjningen i fjärrvärmenäten är väl utbyggd med anläggningar som kan drivas med låga rörliga kostnader, t. ex. värmepumpar och fastbränsle- pannor. Kraftvärmemarknaden har under de senaste åren också präglats av avvaktan beroende på osäkerhet ifråga om energiskatter, miljöavgifter, naturgastill- försel, m. m. Troligen kommer ett stort antal kraft- värmeprojekt att aktualiseras så snart förutsättning— arna klarnat. Kraftföretagen räknar dock för närvaran- de med ett totalt tillskott av endast ca 1,5 TWh

kraftvärme inkl. pågående utbyggnader fram till åren 1995/96.

Tabell 9.1 visar normalårskapaciteten vid mitten av nittiotalet om alla nu aktuella utbyggnadsprojekt realiseras. Den befintliga oljekondenskapaciteten förutsätts minska med ca 25 % på grund av de nya miljökraven. De kvarvarande anläggningarna uppfyller då kraven beträffande svavel- och kväveemissioner.

Tabell 9.1 Befintlig produktionskapacitet samt produktionskapacitet och tåld förbrukning år 1995 (TWh/år normalår).

Kraftslag Befintlig Kapacitet Tåld förbruk— Reduktions— kapacitet år 1995 ning år 1995 faktor

___—___

Vattenkraft 63 65 52 0,8 Kärnkraft 66 65 58 0,9 Kraftvärme,

— mottryck 5 7 6 0,9 kondens 3 3 3 0,9 Industriellt mottryck 4 4 4 0,9 Fossil kondenskraft 20 24 22 0,9 Gasturbiner 3 3 3 0,9 SUMMA 165 170 147

___—___

Anm.: Siffrorna för de enskilda kraftslagen är avrundade och kan därför inte adderas.

För att bedöma systemets leveransförmåga brukar produktionskapaciteten räknas om till s. k. tåld förbrukning (se tabellen). Till grund för bedömningen ligger den normala kapacitet som de olika kraftslagen har. Systemet skall med rimlig säkerhet kunna klara variationer i efterfrågan, variationer i vattentill— rinning, avställningar för oväntade reparationer, osv. Den normala kapaciteten måste därför reduceras för att

få fram systemets tålda förbrukning. Detta sker genom

komplexa beräkningar i datorbaserade kraftbalans— program men för en överslagsberäkning kan de reduk-

tionsfaktorer som anges i tabellen användas.

9.1.2 Utbyggnad efter åren 1995—1996

I takt med bedömningarna av elefterfrågans utveckling skall under de närmaste årtiondena ytterligare an— läggningar tas in i produktionssystemet. Här redovisas potentialer och kostnader för de produktionstekniker som i dag kan bedömas vara aktuella vid en utbyggnad.

Som angivits i kapitel 8 har EL 90 valt att här inkludera produktionstekniker vars utnyttjande innebär att man gör avkall på vissa av de restriktioner som

lagts på kraftproduktionen.

Det är omöjligt att ange exakta kostnader för olika elproduktionstekniker annat än i samband med projekte- ringar. I varje enskilt fall inverkar projektets stor— lek samt lokala förutsättningar såsom terrängför- hållanden, bränsletillgång, etc. på kostnaderna för elproduktionen. De kostnadsuppgifter som redovisas nedan är uppskattade genomsnittskostnader vid

nyproduktion.

Uppgifterna baseras dels på information som inhämtats från Vattenfall, dels på olika utredningar angående

elproduktionstekniker. Vattenkraft Ytterligare kapacitet, motsvarande ca 1,5 TWh/år, kan

efter mitten av nittiotalet beräknas återstå för

utbyggnad inom riksdagens vattenkraftsplan. Projekt

utanför utbyggnadsplanen i ej undantagna områden skulle därutöver kunna ge ca 2 TWh.

Sifferuppgifter avseende den totala ekonomiskt ut— byggnadsvärda vattenkraften (undantaget vissa projekt som berör älvsträckor med mycket höga bevarandevärden, bl.a. älvsträckor i nationalparker) redovisas i tabell 9.2. Uppgifterna om kostnaden per kWh och år avser genomsnittet för olika utbyggnadsprojekt inom resp. älvsträcka. De är grundade på nu tillgängligt underlag, dvs. i huvudsak på kostnadsberäkningar från femtiotalet som räknats upp till dagens prisläge. En mer detaljerad redovisning återfinns i vattenkraft— beredningens betänkande (SOU 1983:49) Vattenkraft.

Tabell 9.2 Sammanställning av ekonomiskt utbyggnads- värd vattenkraft.

Anläggningskostnad

TWh/år Mkr. kr./kWh,år Torne älvl) 4,0 12 000 3,0 Kalix älv 4,5 14 500 3,2 Lule älv 2,0 7 700 3,8 Pite älv 3,9 10 700 2,7 Vindelälven 3,5 7 600 2,2 Övriga statliga 2,4 10 800 4,5 Icke statliga 5,7 17 000 3,0 Totalt 26,0 80 300 3,2

1) Svensk andel i produktionen.

Investeringskostnaderna är den största delen av kost-

naderna per producerad kWh. Förutom själva kraftverks— investeringarna krävs vid utbyggnad i Norrland en ökad överföringskapacitet till Mellansverige. För drift och underhåll tillkommer kostnader om 1-2 öre/kWh. En

utbyggnad av projekt med kostnader på högst

3 kr./kWh,år (dvs. huvuddelen av projekten i tabellen) skulle innebära investeringar om ca 3 100 Mkr./TWh,år och skulle inkl. överföring, drift och underhåll innebära en genomsnittlig kostnad kring 20 öre/kWh i

Mellansverige. Vid kostnadsberäkningen har använts 5 % realränta och 60 års avskrivningstid.

Nu anses att en utbyggnad av vattenkraften kan anpassas till miljön i högre utsträckning än vad man räknat med i kalkylerna som redovisats ovan. Det kan i huvudsak ske efter två linjer. För det första kan man modifiera projekten i stort och därmed begränsa ingreppen. Detta kan ske t. ex. genom att omfattande regleringar undviks och genom att en utbyggnad delas upp på flera kraftverk. För det andra kan man, när ingrepp sker, begränsa skadeverkningarna så mycket som möjligt och vidta landskapsvårdande åtgärder m. m. som kan kompensera de nackdelar som ingreppen medför. Typexempel på sådana åtgärder kan vara erosionsskydd, anläggande av grunddammar samt lämplig hantering av

överskottsmassor.

Anpassningar av dessa slag innebär dock i allmänhet en lägre produktionsförmåga vid kraftstationerna, och därmed högre kostnader per producerad kWh. Förutsätt- ningarna för sådan utbyggnad är ej definierade utan måste först fastställas genom studier av aktuella vattendrag. En möjlig utbyggnad med avsevärt mindre miljöingrepp har uppskattats kunna motsvara en produktion av ca 10 TWh/är, varvid två av huvudälvarna och ett antal mindre älvar tas i anspråk för kraft- produktion. Investeringskostnaderna för en sådan ut- byggnad uppskattas till ca 40 000 Mkr., dvs. ca 4 000 Mkr./TWh,år, vilket jämfört med de tidigare redovisade kalkylerna inbegriper en kostnadsökning med

30 % för att reducera inverkan på miljön.

Vid en mer omfattande vattenkraftutbyggnad krävs inledningsvis tid för att bygga upp kompetens och resurser i berörda kraft— och industriföretag samt vid myndigheter. Upp till 10 år kan beräknas åtgå från det att projektering påbörjas tills den första anlägg- ningen tas i bruk. En utbyggnadstakt av årskapaciteten med ca 0,5 TWh skulle sysselsätta omkring 1 500

personer/år.

Vindkraft

Den moderna vindkraftsforskningen har pågått sedan mitten av 1970-talet. Många länder har varit engage— rade i utvecklingsarbetet men förutsättningarna, liksom omfattningen av de resurser som satsats på utveckling, skiljer sig mellan de olika länderna. Därför kan man t. ex. i dag se ett stort antal mindre anläggningar i Danmark, medan det i Sverige endast finns ett fåtal vindkraftverk i drift. Utvecklings- arbetet har i Sverige koncentrerats till större aggregat i MW-klassen.

Ett grundläggande villkor för utnyttjande av vindkraft är tillgången till områden där man kan få tillstånd att uppföra anläggningar och där vindtillgången är så god att kraftproduktion blir lönsam. I betänkandet (SOU 1988:32) Läge för vindkraft bedömde vindkrafts- utredningen potentialen för lokalisering på land till en årsproduktion av 3—7 TWh (beroende på nödvändigt skyddsavstånd till bebyggelse). Till havs såg man mindre konflikter med andra intressen och potentialen bedömdes till drygt 20 TWh/år.

I rapporten Vindkraftens ekonomi (statens energiverk 1989:1) ges följande kostnadsbild (tabell 9.3) för ett mindre resp. ett större vindkraftsaggregat.

Tabell 9.3 Energikostnad för vindkraft.

___/___!

Aggregatstorlek ca 200 kW 3 MW Investering 6 900 kr/kW 11 170 kr/kw Årskostnad inkl. underhåll 642 kr/kW 1 041 kr/kW Utnyttjn Energi- Utnyttjn Energi— Vindklass tid, tim. kostn. tid, tim. kostn. (MVh/m2 per år): per år öre/kWh per år öre/kWh 4 1 750 37 1 770 59 5 1 950 33 2 110 49 6 2 150 30 2 460 42 7 2 350 27 2 710 38

#

För en årsproduktion om 1 TWh vid lokalisering i vindklasserna 5 och 6 (med lika fördelning i vindklasserna) skulle krävas 2 500 vindkraftverk om 200 kW (eller 146 stycken om 3 MW). Det ger en investeringskostnad om ca 3 450 Mkr. Kostnaderna för drift och underhåll per år bedöms utgöra 1,5 % av investeringskostnaden. Med 25 års avskrivningstid och 6 % realränta blir årskostnaden ca 320 Mkr. eller ca 31,5 öre/kWh räknat på uppgifterna för mindre aggregat. Anläggningarnas livslängd är dock en ännu

oprövad fråga.

För större aggregat ligger kostnaderna högre men sannolikt kan kostnaderna för nästa generation av aggregat sänkas. Havsplacering av vindkraftverk bedöms innebära en kostnadsökning om 5—10 öre/kWh jämfört med

lokalisering på land.

Med det av miljöavgiftsutredningen föreslagna stödet till vindkraft skulle produktion med mindre aggregat bli konkurrenskraftig jämfört med kondenskraftproduk- tion, medan landbaserad produktion med större aggregat

i de bästa vindklasserna skulle ligga nära lönsamhets— gränsen. I så fall kan restriktionerna för vindkrafts— utbyggnaden sammanfattas i:

- lokaliserings-/tillståndsrestriktioner

- stigande integrationskostnader när vindkraftsproduktionen växer

möjligheterna att utnyttja skalfördelar vid tillverkningen av större aggregat

Kraftvärme

Kostnadskalkyler för kraftvärmeproduktion kan skilja sig avsevärt, eftersom lokala förhållanden i hög grad påverkar teknikvalet och kostnaderna för driften. Där- vid inverkar bl. a. den lokala tillgången på bränsle samt underlaget för värmeleveranser.

I utredningen Kraftvärme har Vattenfall, Tekniska Verken Eskilstuna, ABB Stal och Götaverken/Generator beräknat lönsamheten för kraftvärmeutbyggnad i Eskilstuna kommun. Kalkylerna innefattar produktions- enheter i olika effektklasser och med olika teknik-

och bränslealternativ.

Utredningen har räknat med dagens skattesystem och med bränslepriserna 55 kr./MWh för kol, 131 kr./MWh för gas och 110 kr./MWh för biobränslen. Kostnaden för elproduktion beror på vilket värde som krediteras värmeeffekten. Värmen har i denna utredning krediterats med ett värde motsvarande kostnaden i konventionell värmeproduktion. För värmedelen av bränsleanvändningen ökar kostnaderna med aktuella

skattesatser på samma sätt som i anläggningar för endast värmeproduktion.

Investeringskostnaderna för en 30 MW gasturbin eller en 100 MW kolpulvereldad ångturbinanläggning beräknas

till 75 Mkr. resp. 350 Mkr. eller till 3,90 Mkr./MW el resp. 6,70 Mkr./MW el. Investeringskostnaderna skiljer således betydligt mellan olika typer av anläggningar.

Figur 9.1 visar elkostnadens beroende av aggregat— storlek och bränsle. Varje effektklass representeras

av bästa konventionella teknik för resp. bränsle.

Figur 9.1 Kraftvärmeverk, break-even elpris (öre/kWh)

III/I

& I & ) x .! x I & I x

El NATURGAS KOL BIOBRÄNSLE

III/III!!! xxxxxxxxx III/IIIII

Ef(ekt. MW värme

Med dagens bränslepriser och skatte— och avgiftssystem blir kraftvärme lönsam i de högre effektklasserna vid jämförelse med fossilkondens. Generellt gäller också att biobränslen har lägre lönsamhet än fossila bränslen, framför allt i mindre anläggningar där investerings— och driftkostnader väger tyngre.

I dag har en stor del av värmeunderlaget i de största städerna tagits tillvara, dock inte på alla håll

(t. ex. i Göteborg). Den totala utbyggnadspotentialen har uppskattats motsvara en årsproduktion mellan 10

och 20 TWh el. I Elmarknadsrapport 1989 (Statens energiverk 1989—09-29) har sammanställts de planer för utbyggnad av kommunala kraftvärmeverk som nu finns för tiden efter år 1990. Totalt omfattar dessa planer 4,9—6,2 TWh.

Osäkerheten är dock stor eftersom utbyggnaden i hög grad kommer att bero på framtida el— och bränslepriser samt på energiskatte— och miljöavgiftssystemets utformning. Vid de kontakter utredningen haft med Svenska Kommunförbundet har osäkerheten understrukits. I statens energiverks rapport Kommunerna och energin anges flera faktorer som påverkar kraftvärmeutbyggna-

den och som uppfattas som hinder av kommunerna.

För närvarande står utbyggnadsverksamheten så gott som stilla.

Miljöavgiftsutredningens förslag till stöd för kraftvärmeproduktion skulle innebära att sådan produktion blir lönsam också i mindre anläggningar, och därmed resultera i att utbyggnaden fortsätter. Det stöd till förnybara bränslen som också föreslagits skulle troligen medföra att andelen anläggningar som eldas med biobränslen ökar. Med nu möjlig teknik innebär dock detta att elproduktionen blir lägre än vid en utbyggnad som baseras på naturgas.

Industriellt mottryck

Någon lönsam utbyggnad av industriellt mottryck väntas idag inte kunna ske. Med stöd för kraftvärmeproduktion och stigande elpriser torde dock ytterligare ett visst underlag framkomma, men dess omfattning är svårt att

precisera.

Kondenskraft

Kostnaden för elproduktion i nya kondenskraftverk som uppfyller kraven för utsläpp av svavel och kväveoxid ligger med dagens bränslepriser i intervallet 25—30 öre/kWh. Kostnaden varierar beroende på

teknikval, lokalisering och storlek.

Det angivna kostnadsintervallet är baserat på kalkyler för kolkondensverk med avancerad kolpulvereldning vid ett kolpris kring 4 öre/kWh. För att nå intervallets lägre gräns krävs en mycket stor anläggning med flera kolkondensblock där stordriftsfördelar utnyttjas vid tillförseln av kol och vid handhavandet av restproduk— terna. Investeringskostnaderna uppskattas till ca 9-11 Mkr./MW. Vid gaseldade kondenskraftverk blir investeringarna lägre, medan bränslekostnaderna höjs.

Det viktigaste bränslealternativet till kol är natur- gas, som har många fördelar jämfört med kol. Det gäller t. ex. beträffande utsläppen av såväl svavel, kväveoxider som koldioxid samt beträffande restproduk— terna från förbränningen. Naturgas prissätts inte, till skillnad från olja och kol, på en internationell marknad. Säljarna av naturgas söker i stället tillämpa alternativkostnadsprissättning. Det innebär att natur- gasen prissätts så att kostnaden för att använda naturgas ligger strax under kostnaden för att använda det närmast liggande bränslealternativet, i praktiken användarnas kostnader för att använda olja eller kol.

Om alternativkostnadsprissättning kan tillämpas fullt ut av säljarna, och om kraftproducenterna väljer den produktionsteknik som minimerar kostnaderna, blir totalkostnaden ungefär densamma som vid användandet av de närmast liggande alternativen olja och kol. Det är

därför rimligt att räkna med en kostnad för kondens—

kraftproduktion som, oavsett bränsleval, styrs av kostnaden för kolkondens.

Avvägningen mellan kondenskraft och kraftvärme i framtidens elproduktionssytem kommer att påverkas av skatte—, miljöavgifts— och bidragssystemens utform-

ning.

9.1.3 Kraftproduktionsscenarier

Några av de framtidsbedömningar som beskrivits i avsnitt 6.4 tas här till utgångspunkt för en diskus— sion angående olika möjligheter att bygga ut elproduk— tionssystemet och kostnaderna härför. Diskussionen baseras på översiktliga beräkningar av hur kostnaden för kraftproduktion och produktionssystemets samman- sättning påverkas av olika förutsättningar beträffande elförbrukningens tillväxt och kärnkraftsavvecklingens förläggning i tiden.

I tabell 9.4 och figur 9.2 beskrivs de utvecklings- alternativ som valts för diskussionen. H—, M— och L-alternativen svarar ungefär mot en hög, medelhög resp. låg elförbrukning år 2010 enligt de olika be- dömningar som redovisas i kapitel 6. H-alternativet är tänkbart i samband med en god ekonomisk utveckling, måttliga bränsleprishöjningar, hög industriell till- växt och ett relativt förmånligt elpris. L—alterna- tivet kan kopplas till en långsam ekonomisk tillväxt i kombination med höga elpriser, exempelvis som en följd av höga bränslepriser. M—alternativet ligger däre- mellan; elförbrukningen växer i en långsam takt. Det är en möjlig utveckling vid en god ekonomisk utveckling och mycket aktiva elhushållningsåtgärder.

Tabell 9.4 Elförbrukning i olika beräkningsalternativ

(TWh) . Alternativ

År H M L 1988 132 132 132 1995 143 138 128 2000 152 142 125 2005 161 146 123 2010 170 150 120 Figur 9.2 TWh/år 200

180

H 160 hd

140

120 L

100

80

60

40

20

0 1980 1985 [990 l995 2000 2005 20l0 2015 2020 År

Genomsnittskostnaden i Mellansverige för råkraft ligger år 1990 kring 18 öre/kWh vid stamnätsspänning. I detta avsnitt beskrivs kostnadsutvecklingen fram till år 2010 såsom den skulle bli med de tre för— brukningsalternativen i tabell 9.4 och med de kostnader som redovisats i avsnitt 9.1.2 ovan. Kalkyler har gjorts för de fyra femårsperioderna mellan åren 1991 och 2010. Skatter, miljöavgifter, etc

har exkluderats. Det är således kostnader och inte priser som beräknats. Endast vid kostnadsuppskatt— ningen för kraftvärme har skattesystemet en inverkan, eftersom en viss värmekreditering måste antas. Dagens

skattesystem har därvid förutsatts.

Varje utbyggnadsalternativ diskuteras i förhållande till ett scenario för kärnkraftsavvecklingen. I ett första scenario (scenario I) tas en kärnkraftsreaktor ur drift år 1995. Därmed minskas kärnkraftproduktionen med ca 5 TWh/år. Följande år ställs ytterligare en reaktor av, och övriga 10 reaktorer avvecklas därefter i jämn takt. Under vardera femårsperioden mellan år 1996 och år 2010 ställs således kapacitet motsvarande 20—22 TWh/år av under varje femårsperiod.

I ett andra scenario (scenario II) antas kärnkraftsav— vecklingen bli förskjuten till efter år 2000. Under vardera av de två följande femårsperioderna skall kärnkraftskapacitet motsvarande 33—35 TWh/år

avvecklas.

I scenario III avvecklas två aggregat under åren 1995 och 1996; avvecklingen av resterande 10 aggregaten

sker under perioden 2006—2010. I detta scenario skall således kärnkraftskapacitet motsvarande 56—60 TWh/är

ställas av under den sista femårsperioden.

Scenario IV, slutligen, skiljer sig från scenario III genom att även den inledande avvecklingen av två

aggregat skjuts upp till den sista femårsperioden.

Scenarierna kan sammanfattas på följande sätt

(TWh/år):

Avvecklad kärnkraftsproduktionskapacitet i scenarierna

(TWh/år) Scenario nr År I II III IV 1991—95 5,0 — 5,0 - 1996—OO 20,3 - 5,0 — 2001—05 20,3 33,0 — — 2006—10 20,3 33,0 56,0 66,0

Kalkylerna bygger också på antaganden om kraft— systemets tillgänglighet och utbyggnadspotentialen för de olika kraftslagen. För beräkningen av den tålda förbrukningen har reduktionsfaktorerna i tabell 9.1 använts. Utbyggnadspotentialen antas vara begränsad

enligt följande.

Tre fjärdedelar av de nu befintliga oljekondensverkens produktionsförmåga utnyttjas efter år 1995. Kvarvaran— de verk utnyttjas med tiden för baslastproduktion i högre utsträckning än vad som sker i dag, men de be— räknas ändå tas i anspråk först när övrig värmekrafts- kapacitet, förutom gasturbiner, är otillräcklig.

Utbyggnaden av vattenkraft beräknas kunna ske med en årsproduktion av 1,5 TWh under första hälften av n;ttiotalet till en kostnad motsvarande ca 20 öre/kWh. Under den andra hälften av nittiotalet kan produk— t;onsförmågan öka med 2 TWh. En årlig utbyggnad med ca 800 GWh kan sedan ske efter sekelskiftet, dvs. samman- taget ett kapacitetstillskott på ca 4 TWh under var— dera femårsperioden 2001—2010. Utbyggnaden sker från

år 1996 till högre kostnader för att begränsa verk— ningarna på miljön (se avsnitt 9.1.2 ovan).

Effekten i de befintliga kärnkraftsverken kan ökas när så är motiverat med hänsyn till elbehovets utveckling. Den maximala kapacitetsökningen antas motsvara en ärsprodukion av 3,5 TWh, dvs. med 12 kärnkraftsverk kan en årsproduktion av 69,5 TWh erhållas.

Vindkraftens utbyggnad antas inte kunna ske i större etapper, utan begränsas till 1 TWh under perioden 1996—2000 och därefter till 2 TWh resp. 3 TWh under de två följande perioderna. Kostnaden för vindkrafts— producerad el antas ligga omkring 31 öre/kWh.

Utbyggnadspotentialen för kraftvärme är svårbedömd (se avsnitt 9.1.2 ovan). Här beräknas den uppgå till en årsproduktion av 1,5 TWh under den första femårsperio— den och sedan till 5 TWh under vardera av de följande femårsperioderna. Kostnaden för el från nya kraft-

värmeverk antas vara ca 26 öre/kWh.

Fossileldade kondenskraftverk antas kunna byggas i den omfattning som är nödvändig för att uppnå den behövliga produktionskapaciteten. Kostnaden för el från sådana anläggningar uppskattas till 28 öre/kWh.

Produktionen expanderas i princip efter produktions— kostnaderna per kWh el. Vattenkraft tas först i bruk, därefter kraftvärme, vindkraft och fossileldad kondenskraft i nämnd ordning. Vindkraft bedöms kunna komma i drift i den omfattning som nämnts ovan (trots kondenskraftens kostnadsfördelar) genom ett visst samhälleligt stöd som sänker producenternas kostnader. De följande kostnadsberäkningarna har dock utförts

exkl. subventioner.

Möjligheten av en "förtida" utbyggnad av vatten— och vindkraft samt kraftvärme i de fall utbyggnad inte är motiverad av den aktuella efterfrågan på el har inte beaktats. Utredningen har inte heller räknat med de anspråk som rests angående ersättning vid avställning

av kärnkraftverk.

9.1.4 Kalkylresultat

I figurerna 9.3-9.5 visas för varje femårsperiod under åren 1991—2000 de förändringar av elproduktions— kapaciteten som mot bakgrund av de ovan angivna förut- sättningarna kan förutses i de olika scenarierna. I

bilaga 6 redovisas kalkylresultaten i tabellform.

Redovisningen ger en översiktlig bild av alternativa utvecklingslinjer och deras konsekvenser. Avsikten har dock inte varit att definiera hur en optimal utbyggnad eller ett optimalt utnyttjande av produktionskapacite— ten skulle se ut. De kostnadsuppskattningar och an— taganden som utgör underlag för kalkylerna medger inte bedömningar av denna art. En sådan analys fordrar dessutom ett explicit beaktande av efterfrågesidan och

kortsiktiga bristsituationer.

Elproduktionssystemet har behandlats som en enhet. Det understryker kalkylresultatens översiktlighet eftersom det i verkligheten finns flera producenter med skilda kostnadsförhållanden. Det kan bl. a. innebära att produktionssystemet ibland expanderas på annat sätt än

vad som här antagits.

Figur 9.3 Kapacitetsföråndringar i elproduktionen (TWh/år) &

vid hög tillväxt i elanvändningen (alt. H).

E !

1991—95 1996-00 2001 -05 2006-10 El Utbyggnad

%% ,. Avstallmng

o -' » '_ ;?]? J..-.. ;7_-/———:/I%f. _10 ååå/%% ???/Å Avställning '” '/////// ?. /////.:

Utbyggnad

| 0 ........... 'lllll'lldll

* Avställning

Utbyggnad

. Avställning

-70 /

Kondenskraft Vindkraft

Kraftvärme Kärnkraft

Vattenkraft

Scenario I

Scenario II

Scenario III

Scenario IV

Figur 9.4 Kapacitetsförändringari elproduktionen (TWh/år) & Kondenskraft vid medelhög tillväxt i elanvändningen (alt. M). Vindkraft E Kraftvärme 1991 95 1996 00 2001 05 2006 10 H Kärnkraft . ' . _ [] Vattenkraft o Scenario I —10 Avställning _ao ?: Utbyggnad 0 " ' f """" . » . Scenario II 40 ”I ' .. Avställning -so 20 Utbyggnad o Scenario III

Avställning

Scenario IV

Figur 9.5 Kapacitetsförändringarielproduktionen(TWh/år) & Kondenskraft vid låg tillväxtielanvändningen (alt. L). Vindkraft E Kraftvärme 1991 95 1996 00 2001 05 2006 10 ! Kärnkraft _ _ _ _ [] Vattenkraft TZ Utbyggnad o ** ,.77, Scenariol - ? ,/'// ? f/Å/ff/ ,.x. .. . _;g ///////////; ååå/; Avstallnmg Utbyggnad 77— Scenario II ;;4//;% Avställning Utbyggnad Scenario III 'I.'//'//.//'//.v .:: . Avstallnmg i: Utbyggnad : Scenario IV

_ Avställning

Med den höga tillväxttakten i elförbrukningen, H—alternativet, sker under hela perioden till år 2010 en så gott som maximal utbyggnad av vatten— och vind— kraft samt kraftvärme oavsett kärnkraftsavvecklingens förläggning i tiden (figur 9.3). De möjligheter som finns att öka kapaciteten i kvarvarande kärnkrafts— aggregat utnyttjas. Dessutom byggs kondenskrafts— produktionen med tiden ut till en årskapacitet av ca 85 TWh. Skillnaden mellan scenarierna ligger i kondensutbyggnadens tidsprofil. I scenario I byggs ca 5 TWh kondenskraft ut under åren 1991—1995 och där— efter drygt 20 TWh under vardera av de återstående femårsperioderna. I scenario II sätts huvuddelen av den nya kondenskraften in under de två sista femårs— perioderna med ca 35 TWh under vardera perioden. I scenarierna III och IV koncentreras utbyggnaden till den sista femårsperioden då kapacitet motsvarande 60 resp. 70 TWh/år tas i bruk. År 2010 är produktions— kapaciteten i kondenskraftverk ungefär densamma i

samtliga scenarier.

Med M—alternativets svagare tillväxt i elförbrukningen blir behovet av kapacitetsutbyggnad under de första femårsperioderna mindre (figur 9.4). Följden blir att kraftvärmen och vindkraften inte i något scenario byggs ut till hela potentialen, eftersom utbyggnaden av dessa kraftslag blir lönsam först under de senare femårsperioderna (enligt antagandena om hur kraft— systemet expanderas). Det gäller främst i scenarierna II och IV där kärnkraftsavvecklingens tyngdpunkt förskjutits till den senaste periodea. Den totala kapacitetsutbyggnaden t. o. m. år 2010 motsvarar ca

81 TWh/år, men dess sammansättning blir olika beroende på avvecklingstakten för kärnkraften. I scenario I är andelen kondenskraft i utbyggnaden ca 60 %, medan den

i scenario IV är nästan 80 6. I scenarierna II och III

ligger andelarna däremellan.

Med den sjunkande elförbrukningen i L—alternativet krävs inget tillskott till produktionskapaciteten under den första femårsperioden (figur 9.5). Under den andra perioden blir utbyggnad nödvändig i scenario I, och under den tredje i scenarierna I och II. Utbygg— naden av såväl vatten— och vindkraft som kraftvärme skjuts därmed olika långt framåt i tiden. De befintliga kärnkraftverken utnyttjas inte heller i full utsträckning i scenarierna III och IV. Den totala kapacitetsutbyggnaden t. o. m. är 2010 motsvarar ca 47 TWh/år. Utbyggnadens sammansättning skiljer sig i större utsträckning mellan scenarierna än i M—alternativet. I scenario I är andelen kondenskraft i utbyggnaden ca 35 %, medan den i scenarierna III och IV är ca 74 %.

9.1.5 Jämförelser mellan olika utvecklingar

I avsnittet ovan jämfördes kapacitetsförändringarna i de olika kraftproduktionssystem som definieras av skilda konsumtionstillväxter och avvecklingsprofiler för kärnkraften. De olikheter som redovisats be— träffande kapacitetsutbyggnadens tillväxt och omfatt— ning inverkar på kostnaderna för elproduktion, behovet av investeringar i nya kraftproduktionsanläggningar samt kraftproduktionssystemets sammansättning år 2010. Det senare får i sin tur betydelse för utsläppen av bl. a. koldioxid från elproduktionssystemet.

Figurerna 9.6-9.7 visar variationerna över tiden vad gäller den genomsnittliga kostnaden (per kWh) dels för all elproduktion, dels för det produktionstillskott som sker genom kapacitetsutbyggnaden i resp. period. Den senare kostnaden är ungefär lika med den långsik— tiga marginalkostnaden i kraftproduktionen. I detta kapitel används fortsättningsvis denna term, medan

termen genomsnittskostnad refererar till genomsnitts— kostnaden för den totala elproduktionen.

Det bör påpekas att kalkylerna inte är prognoser av prisutvecklingen eller bedömningar av hur elpriserna borde utvecklas i olika fall. Däremot bör, för varje utvecklingsalternativ, den uppskattade genomsnitts— kostnaden och långsiktiga marginalkostnaden ange de nivåer mellan vilka elpriset torde komma att

etableras.

Vidare bör noteras att en nominell redovisning, åtminstone under inflationstider, medför stora kostna— der under en investerings första år och låga kostnader mot slutet. Detta innebär att kostnadsuppskattningar som baseras på reala investeringskalkyler har en tendens att avvika från de bokföringsmässiga kostna-

derna.

Med hög tillväxt i elanvändningen stiger genomsnitts— kostnaden i produktionen från dagens ca 18 öre/kWh till inemot 23 öre/kWh år 2010, dvs. med ca 4,5 öre/kWh (fig 9.6, se även bilaga 6). Effekten på produktionskostnaderna av att senarelägga kärnkrafts— avvecklingen demonstreras tydligt. I scenario I sker ökningen jämnt över tiden, med ungefär 1,5 öre/kWh under vardera perioden. I scenario IV sker ingen eller mycket små ökningar under de tre första femårsperiod— erna och därefter en höjning med nästan 4 öre/kWh under den fjärde perioden. I scenarierna II och III ligger kostnadsförändringarna mellan dessa "extremer".

Figur 9.6 Genomsnittskostnaden i elproduktionen i scenarierna I - IV vid olika tillväxt- takter i elförbrukningen.

—O— SCENARIO! ""O-"' SCENARIOII

----0---- SCENARIO ||| Öre/kWh -—o-' SCENARIOIV

H-altemativet

1995 2000 2005 2010 År

M-altemativet

1995 2000 2005 201 0 År

Öre / kWh

L-altemati vet

1995 2000 2005 2010 År

Figur 9.7 Den långsiktiga marginalkostnaden i elproduk- _o— sczNARm | tionen i scenarierna I - IV vid olika tillväxt- ____,__. SCENARIO || takter i elförbrukningen.

----o---- SCENARIOIII 3” Öre/kWh ——o-- SCENARIOIV

H-altemativet

1991-95 1996—00 2001—05 2006—10

M-altemativet

'_,__r_.__1——. l991—95 1996—00 2001—05 2006—10

30

Öre/kWh

28

26 . L-alternativet

24

22

20 1991—95 1996-00 200l—05 2006—10

Den långsiktiga marginalkostnaden är efter år 1995 27—28 öre/kWh i samtliga scenarier (fig 9.7). I scenarierna I och III, där kärnkraftsavvecklingen inleds år 1995, stiger den redan under den första perioden till 26 öre/kWh, medan den i de två andra scenarierna är ca 23 öre/kWh. Orsaken är att en utbyggnad av fossil kondenskraft i scenarierna I och

III krävs redan under den första femårsperioden.

Med den medelhöga förbrukningsökningen ökar genom— snittskostnaden med ca 4 öre/kWh till år 2010, då den i samtliga scenarier är ca 22 öre/kWh. I scenario III och IV förblir den kring 18 öre/kWh ända till den sista perioden, medan den ökar i jämnare takt enligt scenarierna I och II. Den långsiktiga marginal— kostnaden stiger i samtliga fall till 26 öre/kWh eller däröver under den andra perioden och sedan till knappt 28 öre/kWh. Jämfört med H—alternativet är marginalkostnaden lägre under den första perioden

eftersom utbyggnaden då sker utan kondenskraft.

Med det lägsta tillväxtalternativet, där den totala elförbrukningen sjunker, ökar genomsnittskostnaden med ca 2,5 öre/kWh till år 2010. I scenarierna III och IV inträder ökningen inte förrän under den sista perioden. Den långsiktiga marginalkostnaden stiger i samtliga fall till ca 27 öre/kWh när utbyggnaden av ny produktionskapacitet tar fart, vilket i scenarierna III och IV äger rum först under den sista femårs— perioden.

I figur 9.8 redovisas även kostnadsutvecklingen för en variant av scenario I med L-alternativets utbyggnads— takt, där kraftutbygganden antas ske med biobränsle— baserad kraftvärme— och kondensproduktion samt vind— kraft (alternativ IB i bilaga 6). Kostnaderna blir i detta fall mycket osäkra; dagens kostnader för bio—

bränsle ger ingen indikation angående prisutvecklingen v;d ett storskaligt utnyttjande. Produktionskostnader— na har antagits vara ca 40 öre/kWh i kraftvärmeproduk- t;on och ca 50 öre/kWh i kondensproduktion.

Figur 9.8

Långsiktig marginalkostnad

Genonmnhmkoanad

1995 2000 2005 2010 År

Utbyggnaden enligt detta alternativ resulterar i ett tillskott av 6 TWh vindkraft, 15 TWh kraftvärme samt ca 25 TWh kondenskraft. Genomsnittskostnaden ökar till ca 27 öre/kWh år 2010. Den långsiktiga marginalkost- naden stiger till ca 45 öre/kWh under den senare delen av nittiotalet när kondensproduktionen måste byggas ut.

Kostnadsberäkningarna ovan har utförts under antagande om konstanta bränslepriser. Om i stället bränsle— priserna antas växa över perioden ökar såväl den genomsnittliga kostnaden som den långsiktiga marginal—

kostnaden. Den senare ökar i allmänhet mer än den föregående eftersom andelen kondenskraft i de flesta fall är större i kapacitetstillskotten än i den totala

kapaciteten.

Figur 9.9 visar genomsnittskostnadens och den lång- siktiga marginalkostnadens utveckling över tiden i scenarierna I och IV (H—alternativen, med bränsle-

prisökningar på drygt 30 % till år 2010).

Figur 9.9

_G— Genomsnittskostnad, scenario I ------0 Långsiktig marginalkostnad, scenario I 40 Öre / kWh ----0--- Genomsnittskostnad, scenario IV

- 0— ' Långsiktig marginalkostnad, scenario IV

1995 2000 2005 2010 År

De olika redovisade utbyggnadsprofilerna innebär att produktionskapacitetens slutliga sammansättning skiljer sig mellan scenarierna, även när kapacitets— behovet är ungefär detsamma år 2010. Det beror på de förutsättningar som ställts upp angående utbyggnads— möjligheterna i varje femårsperiod. Endast kondens— kraft kan enligt antagandena byggas utan restrik— tioner, medan möjligheterna att bygga ut vatten— och vindkraft samt kraftvärme är begränsade. Vid den höga tillväxttakten för elförbrukningen blir skillnaden

liten mellan scenarierna, eftersom behovet av ny produktionskapacitet är stort i varje femårsperiod oavsett avvecklingstakt för kärnkraften. Med den medelhöga och den låga förbrukningsökningen gäller att ju mer kärnkraftsavvecklingen förskjuts mot är 2010, desto större blir andelen fossileldad kondenskraft i kraftproduktionssystemet år 2010. Tabell 9.5 visar den kondenskraftskapacitet som tillkommit i produktions- systemet under åren 1991—2010 enligt de olika utveck—

lingsmönstren.

Tabell 9.5 Beräknade tillskott kondenskraft år 1991-2010 (produktionskapacitet i TWh/år)

Elförbruknings— Scenario

tillväxt I II III IV H 69 70 70 70 M 49 57 54 63 L 16 24 35 35

[et bör påpekas att dessa resultat beror på förutsätt— ringen att endast den produktionskapacitet som under varje femårsperiod krävs för att tillgodose den an— tagna förbrukningen förs in i systemet. Möjligheten av en "förtida" utbyggnad av vatten— och vindkraft samt kraftvärme i de fall utbyggnad inte är motiverad av den aktuella efterfrågan på el har som tidigare nämnts inte beaktats.

[e olika avvecklingsprofilerna medför olika krav vad gäller anläggningsverksamhetens koncentration i tiden. Skillnaderna mellan scenarierna kan illustreras genom att Visa de nödvändiga investeringarnas tidsfördel— ring. Figur 9.10 visar uppskattningar av de investeringar som krävs i H-, M- resp. L—alternativen för att åstadkomma de beräknade kapacitetstillskotten

i varje femårsperiod.

Figur 9.10 Uppskattade investeringskostnader för kapacitets- utbyggnad per femårsperiod 1991 - 2010.

D Scenario I H Scenario II & Scenario III E Scenario IV ' 50 Miljarder kr. I 25 | 00 75 H-altemativet 50 25 0 ' ' Å 1990—95 1996—00 2OOI—05 2006—10 r '50 Miljarder kr. I 25 100 M-altemativet 75 zz- 7»- 50 % g.? 25 ?- l990—95 l996—OO 200l—05 2006—10 År '50 Miljarder kr. I 25 I 00 L-altemativet 75 50 // r % // 25 4? [% . 4/

l990—95 l996—OO 2OOI—OS 2006—10 År

Eet samlade investeringsbeloppet uppgår i H—alterna— tivet till ca 200 miljarder kr., i M—alternativet till 157—163 miljarder kr. beroende på avvecklingstakten för kärnkraften och i L-alternativet till

90—106 miljarder kr., allt räknat i dagens penning—

värde.

Vid den höga tillväxttakten krävs i scenario I investeringar om ca 15 miljarder kr. för kapacitets— Ltbyggnaden under första femårsperioden och sedan 54-67 miljarder kr. för vardera av de tre följande perioderna. I scenario IV krävs 7—27 miljarder kr. för vardera av de tre första perioderna, och sedan ca 145 miljarder kr. för den sista periodens utbyggnad. I scenarierna II och III är investeringsbehoven fördela— Ce däremellan i enlighet med skillnaderna i kapaci—

tetsutbyggnad.

Ned M— och L—tillväxterna är tidsprofilerna desamma, nen kraven på investeringar är lägre under vardera perioden. I M—alternativet krävs investeringar om ca 160 miljarder kr. relativt jämnt fördelade över fem— årsperioderna mellan år 1996 och år 2010 när kärn- kraften avvecklas enligt scenario I. Med avveckling enligt scenario IV koncentreras investeringar om ca L36 miljarder kr. till den sista femårsperioden. I L—alternativet reduceras investeringarna i scenario I till 18—45 miljarder kr. under vardera av de tre femårsperioderna, och i scenario IV till ca 90 milj— arder kr. under den sista femårsperioden.

För att ge en uppfattning om investeringsbehovens omfattning kan nämnas att de samlade bruttoinveste— ringarna i byggnader och anläggningar i Sverige uppgick till ca 120 miljarder kr. år 1988. En roncentration i tiden av investeringarna i ny

elproduktionskapacitet torde således innebära en

kraftigt ökning av investeringsvolymen under den aktuella perioden. Därmed blir risken stor att kostnaderna stiger genom att kraftföretagen tvingas

konkurrera om kapital, arbetskraft och utrustning.

Scenarierna skiljer sig även beträffande de utsläpp av främst koldioxid som uppstår under avvecklingsperioden till följd av olika andelar av kondenskraft och kraft— värme i elproduktionssystemen år 2010 och under tiden

före år 2010. De antropogena utsläppen av koldioxid i

Sverige uppgick år 1987 till drygt 60 milj. ton.

Tabell 9.6 Emissioner av coz vid olika utbyggnads— alternativ (milj. ton per år).

Årsgenomsnitt under perioden Scenario 1991—95 1996—00 2001—05 2006—10

H—alternativ

I 2 12 22 31 II 2 17 31 III 2 6 7 31 IV — 2 3 31 M—alternativ

I 8 15 22 II — 13 25 III 2 2 24 IV 26 L-alternativ

I 1 6 10 II — — 3 12 III - — - 15 IV - — — 15

I tabell 9.6 jämförs scenarierna med avseende på de uppskattade koldioxidemissionerna från nytillskotten till produktionkapaciteten. För uppskattningarna har antagits att kraftproduktion i fossileldade kondens— anläggningar ger utsläpp av 0,4 Mt C02 per TWh, och för kraftvärmeanläggningar hälften så stora utsläpp.

Kraftvärmen "debiteras" såleds med koldioxidutsläppen för elandelen av produktionen, men inte för värme— delen. Dessa värden motsvarar ungefär koldioxideffekt— en vid gasbaserad produktion; vid kolbaserad produk— tion ungefär fördubblas emissionerna.

9.2 Den elintensiva industrin vid olika

elprisutvecklingar

9.2.1 Elproduktionskostnader och elpriser

Resonemanget i detta kapitel förs utifrån de an— taganden om elproduktionsförändringar som beräknats i föregående avsnitt. De översiktliga bedömningarna av genomsnittskostnaderna och de långsiktiga marginal- kostnaderna i produktionssystemet definierar intervall inom vilka elpriserna i resp. scenario torde hamna.

Inledningsvis beskrivs i detta avsnitt några effekter på prisutvecklingen som kan härledas från de omställ— ningar av produktionssystemet som scenarierna be— skriver.

Det elpris som en kund genomsnittligen betalar över året beror på många faktorer: leveransspänningen, kundens belastningsprofil över dygnet och året, m. m. Tariffsystemet utformas för att elproduktionssystemet skall kunna utnyttjas på ett effektivt sätt och ge kraftföretagen tillfredsställande avkastning på sitt kapital. Prissättningen har behandlats mer ingående i

kapitel 4.

I de flesta scenarierna sker betydande förändringar av produktionskapacitetens sammansättning från period till period. En väsentlig skillnad mellan scenarierna är att kärnkraften med låga rörliga kostnader fasas ut

i olika takt. Ju mindre dess andel är, desto mer måste

kraftslag med högre rörliga kostnader utnyttjas.

När den tillgängliga produktionskapaciteten tenderar att bli otillräcklig i förhållande till efterfrågan uppkommer risk för bristsituationer. Till de rörliga kostnaderna kan läggas en bristkostnad som ökar ju större efterfrågan är i förhållande till produktions— kapaciteten. Den kan ses som en uppskattning av vad bristsituationerna kostar kunderna, eller närmare bestämt vad kunderna skulle vara villiga att betala

för att minska risken för brist till en låg nivå.

Detta kan uttryckas som att den kortsiktiga marginal— kostnaden i elproduktionen ökar (se kapitel 4). Vid en strikt prissättning efter den kortsiktiga marginal- kostnaden når elpriset så småningom genomsnittligt under året en nivå där det blir lönsamt att bygga nya kraftverk. Det sker när priset är högt nog för att täcka såväl de rörliga som fasta kostnaderna för ny kraft (dvs. på nivån för den långsiktiga marginalkost— naden).

För närvarande ligger den kortsiktiga marginalkostna- den genomsnittligen under genomsnittskostnaden i el— produktionssystemet. Under nittiotalet skulle den kortsiktiga marginalkostnaden, och därmed elpriset vid marginalkostnadsprissättning, börja stiga tidigare ju tidigare kärnkraftsavvecklingen inleds. Om inte efter— frågan på el sänks kraftigt till följd av de höjda elpriserna kommer marginalkostnaden och elpriset att ligga på nivån för kostnaden för ny kraft under en stor del av avvecklingstiden.

Leveranssäkerhetskraven inom samkörningen baseras just på den kortsiktiga marginalkostnaden, inkl. en värde—

ring av kostnaderna för energi— och effektbrist. Om

den beräknas öka till nivåer över såväl rörliga som fasta kostnader för nytillkommande kapacitet är det en indikation för kraftindustrin att det är dags att

börja bygga ut produktionskapaciteten.

Den prissättning som nu tillämpas för elkraft (en rörlig avgift som varierar med den kortsiktiga marginalkostnaden samt en fast del som är hög nog för att de totala kostnaderna skall täckas) leder, när ny kraft förs in i systemet, till att prisnivån under allt längre tider av året kommer att bestämmas av den rörliga kostnaden för fossileldad värmekraft som för närvarande ligger i intervallet 16—20 öre/kWh (med lagens bränslepriser). Det innebär att den rörliga delen av tariffen under allt längre tider av året kommer att ligga nära eller över genomsnittskostnaden i produktionssystemet, medan perioderna när den rörliga kostnaden ligger väsentligt under genomsnitts-

kostnaden blir kortare.

Detta innebär med en prissättning som ger kostnads— täckning inom elproduktionssystemet - att energiav— gifterna fär en allt större tyngd i den räkning som kunden har att betala. Denna förändring, som sker snabbare ju tidigare kärnkraften börjar att avvecklas, får för skilda kundkategorier olika betydelse för

deras genomsnittliga elpris.

9.2.2 Elprisförändringars effekter på

elanvändningen

En höjning av elprisnivån påverkar elanvändarna och samhället via flera mekanismer. Tre slag av effekter kan särskiljas, en direkt kostnadseffekt och två an—

passningseffekter.

1. För det första innebär stigande relativa elpriser, när övriga faktorpriser förblir oförändrade, en allmän kostnadsökning i ekonomin. En större andel resurser måste avsättas för att erhålla samma mängd elkraft. För ett industriföretag ökar produktionskostnaderna i proportion till elkostnadernas tyngd bland de totala kostnaderna, om man inte har möjlighet att skjuta kostnadsökningen "bakåt" i förädlingskedjan. De ökade produktionskostnaderna förs annars "framåt" genom höjda produktpriser, och ökar därigenom indirekt kostnaderna i ekonomin i övrigt. För t. ex. större delen av verkstadsindustrin slår förändringar av

elpriserna i huvudsak igenom på denna indirekta väg.

Kostnadsökningen minskar således den möjliga produk— tionen i samhället. Minskningen kan dock motverkas genom anpassningseffekterna nedan.

2. Prisförändringar ger incitament till ändringar av produktionstekniken. En elprisökning gör att vissa effektiviseringar av elanvändningen blir lönsamma, eller att kostnaderna kan minskas genom övergång till någon annan energibärare. Elprisökningen leder däri—

genom till en sänkt specifik elanvändning.

3. Vidare kan lönsamheten i delar av industrin till följd av kostnadsstegringarna sjunka till en nivå som gör att verksamheten avvecklas. På kort sikt kan detta ske om lönsamheten redan tidigare varit svag. På längre sikt förstärks effekterna dock genom att produktionsanläggningar som tjänat ut inte ersätts med nya.

Sammanfattningsvis innebär detta att den totala elanvändningen står i omvänt förhållande till den reala elprisnivån. En förändring av elpriset resul- terar omedelbart i en inkomsteffekt enligt 1 ovan,

samt i kortsiktiga anpassningsåtgärder enligt 2 och 3 De två senare anpassningseffekterna motverkar pris— ökningen genom att efterfrågan på el dämpas. På längre

sikt förstärks anpassningsåtgärderna.

9.2.3 Priskänslighet på kort sikt

Förmågan till omedelbara anpassningar till elprisför— ändringar är olika stor hos olika elanvändare. Den elintensiva industrin är i hög grad kapitalintensiv, och utnyttjar i betydande utsträckning stordriftsför— delar för att nå ett konkurrenskraftigt kostnadsläge. Vidare är elkraft en så betydande andel av produk— tionskostnaderna att uppmärksamheten kontinuerligt är inriktad på att effektivisera elanvändningen. Samman— taget innebär detta att de omedelbara anpassningarna i allmänhet är begränsade till mindre besparingsåtgärder inom de existerande processerna samt till eventuella struktureffekter som berör marginella produktionsen—

heter.

Med "kort sikt" menas här den tid under vilken indu— strin arbetar med en i huvudsak oförändrad produk— tionsstruktur. På "längre sikt" förändras produktions— strukturen genom investeringar i nya anläggningar och

genom att äldre produktionsenheter ställs av.

Elanvändningsdelegationen redovisade i betänkandet (SOU 1987:68) Elhushållning på 1990—talet bedömningar av möjligheterna att på relativt kort sikt (ca 10 år) spara eller substituera elkraft i olika grenar av den elintensiva industrin. De tekniskt möjliga besparings- åtgärderna uppskattades till ca 3 TWh, och substitu— tionsmöjligheterna till ca 1 TWh (dvs. drygt en tion- del av den elintensiva industrins totala elförbruk- ning). Vid elprishöjningar kring 10 öre/kWh under en

tioårsperiod uppskattades den ekonomiskt rimliga potentialen till ca 2 TWh.

De elintensiva branschernas låga priskänslighet på kort sikt har påvisats i ekonometriska undersökningar. Tabell 9.7 visar resultat av en ekonometrisk undersök— ning av pris— och substitutionselasticiteterna för olika energislag i vissa elintensiva industribranscher samt i hela verkstadsindustrin. Skattningarna har utförts med hjälp av data för åren 1952—1976.

Tabell 9.7 Partiella pris- och substitutions— elasticiteter för elektricitet (e), oljeprodukter (0) samt fasta bränslen (F) i svensk industri 1952—76.

Substitutionselasticiteter

Egenpriselasticiteter

e 0 f*) e—o e—f o—f __________________________________________________________________ Trä—, massa— och —0,12 —0,24 —1,39 0,22 1,00 2,38 pappersindustri (0,03) (0,34) - (0,08) (0,21) (0,33) Kemisk industri —0,09 —0,15 —1,80 -0,23 1,54 3,29

(0,04) (0,17) (0,17) (0,33) (1,44) Icke—järn— —0,12 —O,25 —1,42 —0,24 1,40 1,91 metallverk (0,03) (0,06) (0,10) (0,41) (0,46) Järn—, stål— och —O,12 —0,26 —0,14 0,24 0,18 0,39 metallverk (0,06) (0,07) (0,12) (0,29) (0,20) Hela tillverk— —0,16 —0,26 —0,60 0,21 0,55 0,96 ningsindustrin (0,03) (0,06) (0,06) (0,17) (0,30)

________________________________________________________________________ *) Standardavvikelser saknas för skattningarna.

Källa: Dargay, J.M., The Demand for Energy in Swedish Manufacturing i Ysander, B.C. (red.) Energy in Swedish Manufacturing, IUI, Stockholm 1983.

Priselasticiteten är ett mått på priskänsligheten. Om priselasticiteten är —O,1 innebär det att en pris— höjning på 1 % leder till en minskning av efterfrågan med 0,1 %. Substitutionselasticiteten anger på mot— svarande sätt prisförändringens effekt på efterfrågan på en annan vara. Ju högre den är, desto större är efterfrågeförändringen. En positiv substitutions— elasticitet tyder på att varorna är substitut, en negativ substitutionselasticitet att de är komplement.

Fasta bränslen erhöll de högsta priselasticiteterna, utom i järn- och stålindustrin där priskänsligheten vad gäller fasta bränslen var låg. Elefterfrågan var genomgående minst priskänslig, med endast omkring hälften så stor priselasticitet som oljeprodukter. I de elintensiva branscherna var priskänsligheten något

mindre än i industrin i övrigt.

De största substitutionsmöjligheterna mellan energi— slag gällde olja och fasta bränslen i pappers— och massaindustrin och den kemiska industrin. För den kemiska industrin och i icke—järnmetallverk visar substitutionselasticiteterna att olja och el är komplement i tillverkningen. Överhuvudtaget var substitutionsmöjligheterna mindre mellan olja och el

än mellan olja och fasta bränslen.

De redovisade skattningarna visar att priselastici— teterna på energi och framför allt på el antar låga värden, vilket innebär ringa priskänslighet. För olja och bränslen indikeras en något högre priselasticitet. Resultaten skall främst ges en kortsiktig tolkning, dvs. de speglar i huvudsak de elintensiva branschernas situation i ett tidsperspektiv när man inte har möjlighet att anpassa kapitalutrustningen.

9.2.4 Kortsiktiga struktureffekter

De kortsiktiga effekter på produktionsstrukturen som kan tänkas uppkomma vid elprishöjningar av olika om— fattning har studerats med hjälp av en flersektors industristrukturmodell, ISMOD. Denna modell har ut— vecklats vid statens industriverk (SIND) och konjunk— turinstitutet (KI).

Modellen är av allmän jämviktstyp och speciellt lämpad att belysa frågor som har med kapitalbildning, moder- nisering och strukturomvandling att göra. Jämfört med andra liknande modeller är ISMOD mycket detaljerad vad gäller beskrivningen av kapitalutrustningen i olika branscher. I industribranscherna är den existerande kapitalutrustningen indelad i anläggningsklasser som representerar olika produktionsteknik och genererar olika bruttovinstandelar. Modellen fångar däremot inte in förändringar i företagens beteende som beror på exempelvis ändrade förväntningar.

Det finns 28 produktionssektorer i modellen, varav 20 är industrisektorer. Leveranserna mellan sektorer är specificerade i modellen. Den offentliga sektorns storlek är given, liksom utbudet av arbetskraft. Vidare skall bytesbalansen uppfylla ett givet krav. Anpassningen inom modellen sker genom förändringar av produktionsstrukturen samt genom löne- och pris- förändringar.

De strukturella förändringarna uppkommer genom att det minst lönsamma kapitalet slås ut när bruttovinstan- delarna i en sektor sjunkit till en viss nivå, exem— pelvis till följd av ändrade priser eller löner. Om- vänt ökas produktionskapaciteten genom nyinvesteringar när en höjd bruttovinstandel gör det möjligt. Den tillkommande produktionskapaciteten representerar en

modernare teknik än den kapacitet som avgår. Till skillnad från de flesta modeller av allmän jämviktstyp

bestäms investeringarna inom modellen.

Eftersom anpassningarna i modellen beror på de givna teknikerna (av olika årgångar) lämpar sig modellen bäst för problem med ett kort eller medellångt tidsperspektiv. När modellen utnyttjas för att studera effekter av en elprisförändring är det inkomsteffekter samt vissa strukturella effekter som belyses. De anpassningar som kan ske genom att ny teknologi blir lönsam eller som uppstår genom ändrade förväntnings— bilder, kan inte belysas. Modellen tar inte heller hänsyn till möjligheten att flytta produktions—

verksamhet utomlands.

Trots detta ger modellen en god bild av de omedelbara effekterna av en prisförändring på olika sektorer. Speciellt värdefullt är att modellsimuleringarna inkluderar de indirekta effekter som uppkommer via

leveranser mellan sektorerna.

ISMOD—modellen beskrivs mer ingående i bilaga 1 till Långtidsutredningen 1990 (LU90).

Som utgångspunkt för analysen har använts en modell— simulering som tagits fram vid arbetet med LU90. Med olika givna antaganden beträffande omvärlden (efter— frågan utomlands, arbetskraftstillgång, offentliga sektorns storlek, osv.) ger modellen en BNP—tillväxt över perioden 1990—2000 med ca 2,2 % per år. Den mot— svarar således en ekonomisk tillväxt som ligger nära H— och M-alternativen i beräkningarna i föregående kapitel.

Kärnkraftsavvecklingen har förts in i modellen genom att avskrivningstakten i sektorn el och gas ökats så

att kapital motsvarande kärnkraftens andel av produk— tionskapaciteten byts ut över en tjugoårsperiod. Vidare har elprisförändringar som motsvarar kostnads- utvecklingen i H—alternativet förts in i modellen. Tre alternativa utvecklingar har jämförts, och för vardera utvecklingen har simuleringarna utförts med konstanta resp. stigande reala bränslepriser. I det senare fallet har bränslepriserna antagits öka med ca 15 % under tioårsperioden.

Följande utvecklingsalternativ har jämförts:

A Kärnkraftsavvecklingen inleds under nittiotalet, som i scenarierna I eller III. El prissätts enligt genomsnittskostnaden i elproduktionen. Priset på el ökar då under nittiotalet med ca 10 % och ca 12 %, vid konstanta resp. växande bränsle— priser.

B Kärnkraftsavvecklingen skjuts upp till 2000—talet. Det överensstämmer med scenarierna II eller IV. El prissätts enligt genomsnittskostnad. Priset ökar med endast ett par procent under nittiotalet.

C Kärnkraftsavvecklingen inleds under nittiotalet som i scenarierna I eller III. El prissätts på nivån för den långsiktiga marginalkostnaden. Priset ökar i detta alternativ med ca 53 % resp. ca 60 %.

I tabell 9.8 redovisas resultaten av modellsimulering— arna vad gäller produktionsförändringarna i elinten— siva branscher. Här jämförs alternativen A—C vad gäller effekten av det förändrade elpriset för de elintensiva branscherna. De redovisade produktions— ökningarna är för sin nivå beroende av olika antagan— den beträffande omvärlden, som saknar intresse i detta sammanhang. Endast skillnaderna mellan alternativen berörs därför.

De olika modellsimuleringarna skiljer sig inte på något dramatiskt sätt. I fallet B, där ingen kärnkraft avvecklas före år 2000, växer elproduktionen under

nittiotalet med ett par procent jämfört med fall A (där kärnkraftsavvecklingen har inletts). B—alterna— tivets lägre elpris under nittiotalet resulterar i en högre tillväxt i de elintensiva branscherna. Det är framför allt i gruvindustrin, massa- och pappers— industrin samt den kemiska industrin som skillnaderna i tillväxten blir märkbar. Till år 2000 ökar produktionen i dessa branscher med 0,5—1,0 procent—

enhet mer än i fallet A.

Tabell 9.8 Resultat av modellsimuleringar

Förändring t.o.m. år 2000 (X)

Produktion Elpris Gruv M&P Kemi J&S Ind. El o gas 4 10,6 7,1 33,2 22,9 3,9 24,1 12,7 4*' 12,8 7,2 33,2 22 9 3,9 24 1 12,8 B 3,9 8,1 33,9 23,5 4,0 24,2 15,1 B*) 5,0 8,2 33,9 23,5 4,0 24,2 15 1 C 53,3 6,1 30,9 22,5 2,6 24,1 11,7 C*' 58 9 5,7 30,5 22 4 2,3 24,1 11,6

') Med stigande bränslepriser.

En jämförelse mellan fallen A och C, dvs. de fall när kärnkraftsavvecklingen inleds under nittiotalet men elprissättningen sker på olika sätt, ger något kraftigare effekter. År 2000 är produktionen i gruv- industrin, massa- och pappersindustrin samt järn— och stålindustrin 1,0—2,3 procentenheter lägre i alternativet med prissättning enligt långsiktig

marginalkostnad.

Om vissa bränsleprisstegringar sker indikerar modellen inga skillnader mellan utvecklingsalternativen A och B, medan elprissättningsprincipen i alternativ C åstadkommer en större skillnad vid jämförelse med de övriga alternativen. I gruvindustrin, massa- och pappersindustrin samt järn- och stålindustrin blir då produktionen 1,5—2,7 procentenheter lägre.

I modellen är Sveriges omvärld given. Stigande bränslepriser får därmed samma effekter som vilken annan kostnadsökning hos producenterna som helst. Det innebär t. ex. att exporten minskar på grund av stigande priser på de svenska produkterna.

Bränsleprishöjningarna behöver dock inte innebära en konkurrensförsämring jämfört med utländska producenter av samma varor. Höjda priser på de internationella bränslemarknaderna får liknande effekter på elpriserna i de flesta andra länder, i många länder t. o. m. kraftigare effekter än i Sverige om andelen kondens— kraft där är större i elproduktionen. Därför torde den produktionsutveckling som redovisas vid stigande bränslepriser snarast var lägre än resultaten A*), B*) resp. C*) i tabell 9.8.

Enligt modellanalysen är således de kortsiktiga effekterna av en elprishöjning relativt små. En egenskap hos ISMOD—modellen bör dock understrykas. I modellvärlden sker strukturförändringarna smidigt genom att resurser som frigörs i en sektor omedelbart engageras i de andra sektorer där de kan utnyttjas effektivast. Det gäller arbetskraft, kapital, osv. Därför uppstår aldrig anpassningsproblem som att nya verksamheter saknas när andra läggs ned, eller att människor har olämplig utbildning för nya arbeten eller bor på "fel" ort, osv.

I bilaga 3 beskriver professor Börje Johansson den svenska industrin under åren 1975—87. Beskrivningen består dels av en redovisning av strukturomvandlingen under åren 1975—87, dels av en analys av industrins känslighet för elprisförändringar vissa år under denna

period.

Strukturomvandlingen har resulterat i ett mer "kunskapshanterande" näringsliv. Bakomliggande faktorer är bl. a. industrins ökade internationa— lisering samt en högre grad av produktkonkurrens, men cckså den internationella teknologiomvandling som inleddes under dessa år. Förändringarna inbegriper därför en kraftig ökning av antalet tjänstesysselsatta (såväl inom som utom industrin), stigande FoU-investe— ringar och en kraftig tillväxt av den datorbaserade informationsteknologin. Basindustriernas relativa betydelse har i stället minskat.

För industrin som helhet resulterade omstruktureringen i en växande grad av kvalificerad konkurrens eller produktkonkurrens, medan den priskonkurrerande produk- tionen minskade. Med produktkonkurrerande produktion avses de varugrupper för vilka dels exportvärdet vuxit snabbare än importvärdet under perioden 1975—85, dels exportpriset stigit relativt importpriset under samma period. De produktkonkurrerande varornas andel av produktionen ökade under perioden och utgjorde vid nitten av 1980—talet över hälften av industriexporten. Den priskonkurrerande produktionen, dvs. produktionen

av standardiserade eller bulkbetonade varor, minskade.

1 den priskonkurrerande delen av industrin, där man arbetar under en ihållande kostnadspress, är känslig— heten för marknadens prisnivå hög. Den priskonkurre- rande exporten, med fallande relativpris, domineras av

varor med en stor kostnadsandel för elanvändningen.

Relativpriset på dessa varor sjunker i allmänhet över tiden, och därför har också värdeandelen av denna export successivt minskat. Den svenska exportens råvaruanknytning har därigenom blivit mindre. Den elintensiva industrins andel av den svenska exporten sjönk under åren 1980—87 från 24,6 % till 21,5 % (se kapitel 2).

År 1987 hade industrin en robust lönsamhetsstruktur, dvs. den andel av industrin som hamnar i en förlust- position vid en given kostnadsökning har minskat. I tabell 9.9, som hämtats från bilaga 3, jämförs effekten av en fördubbling av elkostnaderna åren 1975, 1981 och 1987.

Tabell 9.9 Elkostnadseffekt i hela industrin (SNI 2+3 åren 1975, 1981 och 1987.

1975 1981 1987 Antal syssselsatta, 1000—tal 927 813 754 Andel sysselsatta i förlust- enheter före en tänkt elkostnadshöjning 16 % 12 % 7 % Elkostnadseffekt: ökat antal sysselsatta i förlustenheter (1000-tal) efter en elkost- nadshöjning med 100% 31 26 5 Elkostnadselasticitet 4,0 % 3,6 % O, 7%

Tabellen visar att en fördubbling av elkostnaderna år 1987 skulle ha medfört att andelen sysselsatta vid arbetsställen med negativ bruttovinst ökat från 7 % till 8 % inom hela industrin. År 1975 skulle mot—

svarande elkostnadsförändring ha medfört en ökning

från 16 % till 20 % av andelen sysselsatta vid för—

Lustarbetsställen.

Antalet enheter i industrin med bruttovinster över

60 % har ökat. Under sjuttiotalet fanns i genomsnitt 10 % av sysselsättningen i sådana enheter, men andelen har ökat till närmare 20 % under åttiotalets senare del.

Enligt bilaga 3 är alltså de kortsiktiga konsekvenser— na av fördubblade elkostnader, givet nuvarande indu— stristruktur, av mindre omfattning. Orsaken är indu— strins över lag goda lönsamhet under senare år. Den har sin grund i både de gynnsamma internationella konjunkturvillkoren under 1980-talets senare del och en markerad förbättring av den svenska industrins

produktivitetsmönster sedan 1970—talet.

Om konjunkturläget skulle försämras markant under ;990—talets första hälft blir avgångskonsekvenserna av ett högre elpris starkare än vid slutet av 1980-talet

samtidigt som investeringsvillkoren försämras.

På längre sikt är det andra villkor som blir av- görande. Om den produktkonkurrerande industrin kommer att utvecklas tillräckligt snabbt kan den samhälls- ekonomiska balansen gynnas av en kostnadspress inom andra grenar av industrin. Det stora problemet för svensk ekonomi är summerar bilagan 3 — att den produktkonkurrerande industrin för närvarande inte ökar tillräckligt snabbt för att kompensera den på— gående reduktionen inom priskonkurrerande exportom—

råden.

371 9.2.5 Långsiktiga effekter

På längre sikt förstärks de effekter som diskuterats ovan inom främst kapitalintensiva branscher. Med tiden ställs produktionsanläggningar av, men till följd av sänkt lönsamhet i den elintensiva produktionen kommer nyinvesteringarna inom dessa branscher att minska.

Det går dock inte att på något enkelt sätt beräkna storleksordningen av sådana effekter. De beror bl. a. på möjligheterna att i resp. bransch föra kostnads— ökningarna "bakåt" eller "framåt" i förädlingskedjan. Vad gäller de senare möjligheterna gäller i allmänhet att de är mindre för de producenter som verkar i internationell konkurrens, samt att de är mindre ju

mer bulkbetonade varorna är.

Investeringsverksamheten är också i hög grad beroende av förväntningarna om framtiden. Effekterna av en prisökning kan förstärkas genom att ge upphov till förväntningar om ytterligare prishöjningar.

Med hjälp av ISMOD—modellen kan man även ge en grov uppfattning om investeringsbenägenhetens betydelse. Tabell 9.10 redovisar simuleringar där investerings- benägenheten (andelen av bruttovinsten som investeras) jämfört med tidigare simuleringar halverats i de el— intensiva branscherna, medan förutsättningarna i övriga är desamma.

Jämfört med tabell 9.8 sjunker gruvindustrins och järn— och stålindustrins produktion i stället för att öka, medan produktionstillväxten halveras i massa— och pappersindustrin. I den kemiska industrin är till— växtminskningen lägre. Den totala industriproduktio- nens ökning minskar med ca 3 procentenheter, och man

erhåller en BNP—tillväxt som ligger ca 0,2 procent—

enheter lägre per år.

Tabell 9.10 Resultat av modellsimuleringar vid minskad investeringsbenägenhet

Förändring t.o.m. år 2000 (X)

Produktion Elpris Gruv M&P Kemi J&S Ind. El o gas A 9,0 —4,8 15,6 15,9 —1,8 21,4 11,8 A*) 11,2 —6,3 15,6 15,9 —1,8 21,3 11,8 E 2,1 —5,6 16,1 16,4 —1,8 21,5 14,2 B*) 3,3 —5,6 15,9 16,4 —1,8 21,4 14,2 C 51,0 —5,4 14,4 15,5 —2,7 21,4 10,8 C* 56 6 —7 1 14 1 15,4 —2,9 21 4 10 6

Långsiktiga effekter av detta slag är betydligt svårare att undersöka empiriskt än de kortsiktiga effekterna som redovisats ovan. Framtidsbedömningarna måste grundas på ingående branschkännedom i varje särskilt fall, snarare än på generella undersöknings-

metoder.

I tabell 9.11 redovisas en bedömning av effekterna av elprishöjningar på den elintensiva industrin som gjorts av statens energiverk och redovisas i rapporten (1988z7) Elpriser och svensk industri. Sammanställ— ningen bygger i sin tur på bedömningar av bransch- förbund, statens industriverk och statens energiverk.

Tabell 9.11 Produktion i elintensiva branscher åren 1997 och 2010. Index, 1985=100.

År 1997 År 1997 År 2010

Bransch Lågt pris Högt pris Högt pris Konst pris Gruvindustri 80 75 45 65

Massa— och

pappersindustri 122 121 97 150 Kemisk industri 110 100 90 137 Järn— och

stålindustri 106 70 50 118 Icke—järnmetallverk 105 100 36 131 Industrin totalt 132 129 172 185

Bedömningarna har gjorts i anslutning till en referensutveckling för den allmänna ekonomiska utvecklingen från år 1985 som bl. a. innebär en medeltillväxt i ekonomin (enligt LUB7). Elpriserna antas öka realt med 20 öre/kWh från år 1985 till år 2010. För år 1997 anges två alternativa elprisnivåer, en som innebär en ökning med 2 öre/kWh från år 1985 och en som innebär en ökning med 6 öre/kWh. Den senare avsågs spegla utvecklingen när två reaktorer avvecklas i mitten av nittiotalet. Elprisökningarna antogs vara lika stora relativt elprishöjningarna i konkurrent— länderna, dvs. i omvärlden antogs elpriserna förbli ungefär oförändrade.

De två ökningstakter för elpriset till år 1997, som man i rapporten arbetar med, ligger båda i intervallet mellan genomsnittskostnadens och den långsiktiga marginalkostnadens utveckling som beräknades i av- snitt 9.1.5 (med H-alternativets ekonomiska tillväxttakt). Det pris som i rapporten antas för år 2010 motsvarar den långsiktiga marginalkostnadsnivån enligt EL 90:s kalkyler när bränslepriserna ökar med

ca 30 %.

Den högre elprisnivån på nittiotalet innebär en lägre praduktionsnivå i alla elintensiva branscher. I allmänhet blir den totala produktionsökningen 5-10 procentenheter lägre. I massa— och pappersindustrin är skillnaden obetydlig, medan effekten blir betydande i

järn— och stålindustrin.

För hela industrin beräknas den genomsnittliga produktionsökningen uppgå till 2,3 % per år fram till år 1997. För de elintensiva branscherna blir tillväxten allmänt lägre. För massa— och pappers— iniustrin är utvecklingen bättre än för övriga elintensiva branscher (1,7 % per år). Gruvindustrins produktion sjunker, medan den övriga elintensiva

produktionen växer svagt.

De långsiktiga bedömningarna till år 2010, när elpriserna mer än fördubblats under tiden, innebär ytterligare sänkningar av produktionen i alla el— intensiva branscher. Den totala industriproduktionen har ökat med 72 % från år 1985, medan den i den elintensiva industrin genomgående minskar. I massa— och pappersindustrin och den kemiska industrin är minskningen ca 10 %, medan gruvindustrin, järn— och stålindustrin samt icke-järnmetallindustrin mer än

halverat produktionen.

Som en jämförelse visas också i tabellen bedömningar av produktionsutvecklingen om elpriserna förblivit konstanta från år 1985 till år 2010. De ger ett ut— tryck för den elpriskänslighet på lång sikt de olika branschbedömningarna resulerat i. Som synes kan pro— duktionsminskningarna till år 2010 inte för någon elintensiv bransch enbart relateras till de stigande elpriserna; ingen elintensiv bransch antas växa i takt med den totala industrin ens vid oförändrade elpriser.

Sammantaget är enligt de redovisade bedömningarna de elintensiva branschernas elpriskänslighet påtaglig på längre sikt. En prishöjning med ca 10 öre/kWh skulle över en period på 25 år reducera produktionen inom gruvindustrin, massa— och pappersindustrin samt den kemiska industrin med 30—35 %. För järn— och stål— industrin samt icke—järnmetallindustrin blir effekterna betydligt kraftigare och innebär produk— tionsnedskärningar med 60—70 %.

För industrin som helhet bedöms elprisökningen resultera i en produktionsminskning på ca 7 %. Här måste åter påpekas att bedömningarna skett med förutsättningen att inga betydande anpassnings— svårigheter dämpar den ekonomiska tillväxten, dvs. att de resurser som frigörs från nedlagda enheter enkelt kan överföras till annan produktion.

mannen-rd Ms! Er!-wi!»- tll—W- WFEPIME 99.093 när v 1 ”Elim pm citerats Ehn—' nm:- 51 Läs”?! MÖNIHWEFFI. 35. -1 mm..-i J., mamma.-ces _:tiuwr iam -.1|P—tm*=|=.rr't|er'la”-=>* athletehåiunlsm dia-.rmwrllmiiialwtimkm? .te-m tenth Mwimriulqi-JÅW'H ”M”-'fughdmm'rld . nwmnäåm smed-595. lid it"-"| MWWWWWIWF» ur era-:mim 1-314 ”Mhr-v ”.*EÄHFEQ amun-a_n 1--i-.l| .1 .|.-|| Llilel'å in.,tlcg.lmnd WMÅQ—WT-iåwliii? _-1,;.|i_||,:'_9_ =|E55|hr|53ribg nu Må !J'JJGUMI' 051.530! fll-h ['"

nin MWJMM ”unlimited MHLM- m—BWMW—F. simmarna amen; ama %.Watamm Måne? lif-* SEW—MÄN sin seum film!-tm mma-d:!!! PEF" v:”k'iifmtmmwl3'm *ME*?” iPimli-'It” nam inn-ww ua.-.m....n-maWLi ]wu-Jgizp-Ia-MNRQ ett—tic bom anis-what ii.—ww . nu nummrtim—M Mn smuttat Mm Mläm'mh'm mir-miliana pro-jun"). ormuhnfi'uml ”16,5”? T.” FWlWM

|.| "'-|_| . F.:i ;lq qlh-__wl .|.|" |.1"1.|T||.l I'll."

winnmmhwämwm nm r..-'.. "aff-i.emmmlmrmwswk |= jur-'n” =P:

nu» uwemewae-W m. nie-rum .Muuammmwm iw .mm Mek F"? W www-M 313135 lucifina simning-| m amiga-|:": nu "tå-frusna Db ru T.an-l,un....p W mum-W? W ah.-'i|-TCI”IJ mer TH. fåthL.."l lrlu'l'i-r "- irl. m.m-||:- irt-tntl Lulu I'lhl'lh-ilt' " anmälan-luhn alla ui— lnLe-rts-u ifran-.ru". l-.rr Innu... IH'II lr?-mill!" MABI |||: rik-m. pul. |; I EFM. & l..-' . __| in i| inl minuten. .i '»Wéukk. gun-. Inf-ln- -" .ru-... .. | him-|" utan ”penningar-|n- '|'-lli dull lll-Hu lamt!!! |. Hi.-kuin” =E _'ul i», mål-| gurun-url... 5ln- n-h :wit-irIun-Iu H.!d- nu-I-Muhunui-tiinm 11- | ..J .."*1'|1 pri... Matadi-FM!

10 ÖVERVÄGANDEN ocn FÖRSLAG 10.1 Från kostnad till pris

Konsekvenserna för den elintensiva industrins inter- nationella konkurrenskraft till följd av kärnkrafts- avvecklingen är i hög grad beroende av prisutveck— lingen på el. Under kärnkraftsavvecklingen kommer ny produktionskapacitet att behöva tas i drift. De in— vesteringar som blir nödvändiga för att upprätthålla kraftsystemets leveransförmåga kommer i betydande utsträckning att ske i dyrare kraftslag. Kostnaderna för produktion i de anläggningar som ersätter kärn- kraftsverken, liksom för elproduktionssystemet i sin

helhet, kommer att ha stor betydelse för elprisernas

utveckling.

I kapitel 9 har utredningen redovisat ett antal tänk— bara utformningar av produktionssystemet för el under perioden fram till år 2010. Produktionssystemen och dess utbyggnad har anpassats till olika antaganden gällande dels takten i kärnkraftsavvecklingen, dels elanvändningens utveckling. Kostnaderna för elproduk— tion i de olika systemen har uppskattats. Kalkylerna avser dels genomsnittskostnaden, dels den långsiktiga marginalkostnaden under de fyra femårsperioder som återstår till år 2010.

För närvarande ligger råkraftpriserna för el på knappt

18 öre per kWh, vilket motsvarar genomsnittskostnaden i dagens system. Enligt utredningens bedömningar kommer genomsnittskostnaden att ligga kring 21—23 öre per kWh under perioden 2000—2010. Den långsiktiga marginalkostnaden, dvs. kostnaden för ny kraft, ligger då på nivån 27-28 öre/kWh. Det bör understrykas att dessa kalkyler är av översiktlig art.

De förväntade kostnadshöjningarna kommer att leda till prishöjningar på el. En central fråga för utredningen är hur elprisnivån kommer att påverkas.

I kapitel 4 har redovisats hur prisbildningen sker på den svenska elmarknaden liksom de principer för el— prissättningen som diskuteras i samband med övervägan— den om bl. a. den framtida elprisutvecklingen. I kapitlet har även redogjorts för de teoretiska ut— gångspunkterna för de olika prissättningsprinciperna.

De svenska elpriserna fastställs av kraftproducenter— na. Tarifferna tas fram efter överläggningar med de stora industrikunderna och eldistributörerna. Vatten— fall är med sin marknadsandel (50 % av kraftproduk- tionen) prisledande. Regeringen har undvikit att direkt reglera elprissättningen. statsmakternas in— flytande över elpriser och tariffnivåer sker främst genom det avkastningskrav som fastställts för Vatten— falls verksamhet. Riksdagen har vid skilda tillfällen uttalat att den instämmer i regeringens uppfattning att direkta regleringar av elpriserna bör undvikas. Samtidigt har riksdagen framhållit att elprisutveck— lingen är beroende av de prissättningsmetoder som tillämpas. Principerna för prissättning bör dock underordnas övriga övergripande samhällsmål. Detta gäller även tillämpningen av det höjda avkastnings— kravet på Vattenfall.

De principer som Vattenfall tillämpar vid utformningen av sina tariffer har beskrivits i kapitel 4. Samman— fattningsvis - och förenklat uttryckt bestäms tariffen av de rörliga kostnaderna i elproduktionen och det avkastningskrav som statsmakterna bestämmer. Det är således en form av genomsnittskostnadstariff. Kostnaderna för ny kraftproduktion kommer successivt att höja tariffnivån. övriga kraftproducenter följer i stort sett den tariffnivå som gäller för Vattenfall.

Som nyss nämnts är prisutvecklingen beroende av de prissättningsprinciper som tillämpas. I kapitel 8 redovisades argumenten för att låta tariffnivån avspegla den långsiktiga marginalkostnaden i el- systemet. Dessa kan sammanfattas enligt följande.

Kraftsystemet bör utformas och dimensioneras så att de samhällsekonomiska kostnaderna för kraftsystemet blir så låga som möjligt. I planeringen av produktions- utbyggnaden bör därför hushållning med el vara ett alternativ så länge hushållningen kan ske med lägre eller samma kostnad per energienhet som för produk- tion. När priset motsvarar den långsiktiga marginal- kostnaden ger det information om kostnaderna för ny kraft. Genom priset blir det då möjligt för konsumen— ter och producenter av el att på marknaden väga hus- hållningsinsatser mot investeringar i nya produktions—

anläggningar.

En prissättning som inte avspeglar kostnaderna för ny kraft kan leda till att vi skapar och konserverar

t. ex. en industristruktur och ett uppvärmningssystem som inte är anpassade till kostnaderna för kraftut- byggnad. Alltför låga elpriser kan på så sätt leda till en efterfrågan på el som kräver en överutbyggnad

av kraft. Detta skulle innebära samhällsekonomiska merkostnader och en "onödig" miljöbelastning. Samtidigt gäller att det är först när priset motsvarar eller är högre än kostnaden för ny kraft som det finns entydiga ekonomiska incitament för kraftföretagen att investera i nya kraftanläggningar. En tariffnivå som ligger avsevärt under den långsiktiga marginalkostna— den skulle därför kunna leda till att den privata kraftindustrin inte engagerar sig i den framtida

kraftutbyggnaden.

Prissättning efter den kortsiktiga marginalkostnaden betraktas i den ekonomiska vetenskapen som den ideala prissättningsprincipen. Med kortsiktig marginalkostnad menas den rörliga kostnaden för det vid varje till- fälle dyraste kraftslaget i drift, samt tillägg för kostnaden för den brist som eventuellt kan uppstå. En strikt prissättning efter kortsiktig marginalkostnad ger rätt incitament till utbyggnad. När elförbruk- ningen ökar stiger den kortsiktiga marginalkostnaden, och därmed priset, så att den så småningom genomsnitt— ligt under året när en nivå där det blir lönsamt att

bygga nya kraftverk.

Under kärnkraftsavvecklingen kommer elproduktionen sannolikt att ligga nära kapacitetstaket. Elpriset skulle därför under denna tid, vid prissättning enligt kortsiktig marginalkostnad, komma att etableras på en nivå nära den långsiktiga marginalkostnaden.

Strikt marginalkostnadsprissättning är mot den ovan redovisade bakgrunden principiellt riktig. En pris— sättning efter marginalkostnaden är också en av för— utsättningarna i några utredningar som nyligen har publicerats (LU-rapporten Tillväxt och miljö, Ett miljöanpassat energisystem från statens energiverk och

statens naturvårdsverk samt Reaktoravveckling 1995/96 från statens energiverk). I dessa arbetar man med prisnivåer som vid sekelskiftet motsvarar den lång— siktiga marginalkostnaden. Denna prisnivå etableras, i de använda beräkningsmodellerna, oberoende av kärnkraftsavvecklingen. Även de bedömningar av produk- tionskostnaderna för el som EL 90 utfört visar det— samma; den långsiktiga marginalkostnaden ligger vid en nivå kring 27 öre/kWh under nittiotalet oavsett om

kärnkraftsavvecklingen har inletts eller ej.

I dessa modellberäkningar har man dock inte beaktat alla de anpassningskostnader som uppstår i ekonomin vid snabba förändringar av vissa faktorpriser, t. ex. elpriserna, och vilka bl. a. uppstår genom effekterna på den elintensiva industrin.

Genomsnittskostnaden i elproduktionen påverkas av kostnaderna för den nya produktionskapacitet som krävs till följd av dels en ökad efterfrågan på el, dels att kärnkraftverken skall avvecklas. Genomsnittskostnaden uppskattas vid sekelskiftet vara 19 - 21 öre/kWh; den högre nivån gäller då kärnkraftavvecklingen påbörjas vid mitten av 1990-talet.

EL 90 vill understryka att de elprishöjningar som kan förväntas under nittiotalet således i första hand inte beror på kärnkraftsavvecklingen. Denna slutsats gäller vid en ekonomisk tillväxttakt som ställer anspråk på ny elproduktionskapacitet utöver ersättning för de reaktorer som avvecklas. Faktorer som principerna för elprissättning och restriktioner för utbyggnad av olika kraftslag kommer då att vara av större betydelse för elprisets utveckling. Vid en mycket låg tillväxt i efterfrågan på el, eller vid en minskning av elför— brukningen, kommer kärnkraftsavvecklingens effekt på

elpriset att skjutas framåt i tiden längre fram mot är 2010 ju lägre nivå elförbrukningen utvecklas emot. Problemet med prissättningsmetodens inverkan på el- prisnivån kan då också skjutas framåt, liksom även effekterna på elpriset av de olika restriktionerna som

gäller för kommande kraftutbyggnad.

EL 90:s överväganden i detta kapitel har gjorts utifrån antagandet om en årlig BNP—tillväxt om drygt

2 %. Denna bedömning av den framtida ekonomiska tillväxten överensstämmer med basalternativet i LU90. Utredningen bedömer att efterfrågan på elkraft då också kommer att öka i Sverige, förutsatt att kraftiga elprisökningar kan undvikas under de närmaste årtion—

dena.

10.2 Effekter av höjda elpriser på industrin

Elförbrukningen är på kort sikt relativt okänslig för förändringar av elpriset. Det gäller för industrin som helhet såväl som för den elintensiva industrin. Detta till synes paradoxala förhållande — kostnaderna för elkraft är en betydande del av de totala produktions— kostnaderna i de elintensiva branscherna förklaras av att man där är bunden vid stora investeringar. Möj— ligheterna till omedelbara åtgärder i form av elbespa— ringar, substitution eller omläggning av produktionen är ofta mycket små. De ekonomiska modellsimuleringar som utredningen låtit utföra pekar på att en elpris— ökning på kort sikt skulle leda till en produktions- minskning i dessa branscher på någon eller några procent jämfört med en utveckling med oförändrade elpriser. En höjning av elpriset efter genomsnitts— kostnaden eller till nivån för den långsiktiga marginalkostnaden gör därvidlag inte så stor skillnad.

När de existerande industrianläggningarna tjänat ut sker nedläggning om inte investeringar företagits. Viljan att investera minskar dock om den förväntade lönsamheten sänkts genom t. ex. ökade kostnader för elkraft. Vid förväntningar om nya prishöjningar kan investeringsviljan dämpas ytterligare. Med tiden ackumuleras effekterna av prishöjningen i form av nedläggningar och uteblivna nyinvesteringar. På längre sikt bedöms därför effekterna av stigande elpriser bli betydande för den elintensiva industrin.

Enligt en utredning från statens energiverk kan en prishöjning till nivån för långsiktig marginalkostnad under tiden för kärnkraftsavvecklingen medföra ned- läggning av ungefär en tredjedel av produktionen i gruvindustri, massa- och pappersindustri samt kemiska industri, medan effekten för järn- och stålindustrin skulle bli en minskning med två tredjedelar av produk— tionen i landet.

10.3 Elprisutvecklingen i konkurrentländerna

I avsnitt 7.1 har utredningen behandlat de handels— politiska spelregler som även gäller för energi— området. Den slutsats som kan dras därav och detta gäller såväl för EFTA och EG som för GATT—systemet — är att en skärpt uppmärksamhet kan väntas i fråga om subventioner och specialavtal som inte är i överens— stämmelse med gällande regler. Utredningen bedömer det därför som klart olämpligt att för svensk del övergå till en subventionslinje i fråga om elpriset; det skulle stå i strid med traditionell svensk handels— politik. Det finns samtidigt anledning att noga bevaka utvecklingen på detta område i andra länder och verka

för att den sker i enlighet med internationellt god—

tagna riktlinjer.

Det material som utredningen tagit fram om den internationella utvecklingen av elpriserna, och som redovisas i avsnitten 7.2—3 samt i bilaga 5, klargör att den utbyggnad som efter hand erfordras i kon— klrrentländerna i flertalet fall inte kan ske till lägre kostnad än vid utbyggnad med motsvarande kraft— slag i vårt land. I alla länder växer också medvetan— det om vilka krav som måste ställas på industri, energiproduktion och trafik för att hindra en oönskad miljöpåverkan. Elskatterna är i flertalet fall, för här aktuella kundkategorier, obetydliga eller ooefintliga. Frågan om en av miljöskäl motiverad beskattning - t. ex. koldioxidavgifter - kan dock

aktualiseras i vissa fall.

Det finns en strävan inom EG-området till integration av elmarknaden. Det är dock osäkert om detta mål kommer att uppnås i den takt och omfattning som EG—kommissionen förespråkat. De förutsatta kostnads— minskningarna torde således bli mindre än beräknat.

Den internationella övervakningen av subventioner på energiområdet kan som nyss nämnts förväntas ske på ett mer aktivt sätt. En avveckling av subventioner kan därför antas leda till en press uppåt på elpriserna

för elintensiv industri i andra länder.

Utredningen vill understryka att det material som kommit utredningen till del inte ger något stöd för tppfattningen att utländska kraftföretag i någon större omfattning tillämpar specialavtal som inklu— Cerar subventioner. De exempel som framkommit kan vanligen förklaras med felbedömningar av den framtida

kostnadsutvecklingen i produktionen eller med att kraftleveranserna varit del i en mer omfattande

affärsuppgörelse. Många av de specialavtal som nu existerar kommer att löpa ut under tiden fram till sekelskiftet.

Tre undantag från ovanstående bedömningar bör dock nämnas: Kanada, Frankrike och Norge. I dessa länder erbjuds för närvarande särskilda villkor till ny— etablerad industri.

Sammanfattningsvis finner således EL 90 att man efter hand också i våra viktigaste konkurrentländer har att räkna med stigande elpriser (bl. a. till följd av ökade miljökrav). Det kommer dock i allmänhet inte att ske under de närmaste åren, främst beroende på en existerande överkapacitet vad gäller elproduktion i Västeuropa, i första hand i Frankrike. Vidare kommer det också att ta Viss tid innan den skärpta discip— linen rörande subventioner av elpriset - t. ex. via

specialavtal kan väntas få effekt.

10.4 Prissättning av el under kärnkrafts-

avvecklingen

De utredningar som tagits fram under det senaste året visar, som anges i avsnitt 10.1, på ökade elpriser om man under avvecklingstiden tillämpar marginalkostnads— prissättning. Ökningen blir mycket påtaglig om denna prissättningsprincip förenas med ett ökat användande av biobränslen, vilket torde bli följden om man inom kraftproduktionssektorn söker leva upp till riksdags— uttalandet om oförändrade koldioxidutsläpp.

Det bör dock påpekas att även avvecklingstakten är av betydelse (som framhållits tidigare). En senarelagd

avveckling skulle, framför allt vid marginalkostnads— prissättning, dämpa elprisets ökningstakt under nittiotalet. Utredningen vill i detta sammanhang dock framhålla att den inte ser det som realistiskt att under några få år i anslutning till år 2010 bygga ut och därmed ersätta kärnkraften med annan elkraft —

såväl planerings— som kostnadsskäl talar däremot.

Er strikt ekonomisk kalkyl skulle kunna tala för möjligheten att skjuta kärnkraftens avveckling till år 2010 och att samtidigt under en längre period uppföra den produktionskapacitet som krävs efter år 2010. En sådan "förtida utbyggnad" av kraftverk som ställs åt sidan till avvecklingstidpunkten, skulle sannolikt vara lönsam i rena bokföringstermer, eftersom man i kärnkraftsverken kan producera el till betydligt lägre rörliga kostnader än i de nybyggda kraftverken med fcssila bränslen.

Mot denna möjlighet talar faktorer som är svåra att kvantifiera, men som inte desto mindre är viktiga att beakta. Det kan ifrågasättas om kraftindustrin finner tillräckligt starka motiv att genomföra en omfattande utbyggnad av produktionsanläggningar från vilka kraften inte kommer att efterfrågas under en längre tid. Detta gäller i synnerhet för andra aktörer på elmarknaden än Vattenfall och de övriga stora kraft— bclagen. Utredningen finner det vidare vara mindre troligt att den utbyggnad av kraftvärme, vattenkraft och vindkraft som annars antas ske skulle genomföras under dessa förhållanden. Utredningen ser därför inte heller detta alternativ som realistiskt.

Effekterna på den elintensiva industrin har belysts i det föregående. På kort sikt kommer de avläsbara

effekterna som regel inte att bli påtagliga vad gäller

de kapitalintensiva företagen. Men elprishöjningarna torde omedelbart ta sig uttryck i en minskad investe— ringsbenägenhet; den långsiktiga effekten härav har belysts tidigare.

Under den omställningsperiod av det svenska energi— systemet som nu förestår gäller det således att ta ställning till vilka instrument som kan och bör ut— nyttjas för att säkra en långsiktig överlevnad av en konkurrenskraftig elintensiv industri. En i förhållan— de till omvärlden kraftig elprishöjning som sker snabbt medför risker för onödiga, eller i vart fall för tidiga, nedläggningar av elintensiva arbetsställen med lokalt svårbemästrade arbetslöshetsproblem som följd.

Utredningen har redan framhållit att det vore klart olämpligt - av handelspolitiska skäl - att övergå till en subventionslinje.

För utredningen har framhållits att de näringspoli— tiska medlen inte är avsedda att hantera sådana

problem som kan uppstå på grund av så grundläggande förändringar i konkurrensläget för enskilda branscher

som en kärnkraftsavveckling.

Ett viktigt element blir därför hur prissättningen av elkraft skall ske under den övergångsperiod som av- vecklingstiden innebär.

Tillämpas marginalkostnadsprissättning får man, när ny elproduktionskapacitet måste tillföras, en snabb pris— höjning som kan leda till stora omställningsproblem i det svenska samhället. Detta gäller inte minst för den elintensiva industrin om elprishöjningarna i Sverige skulle ske påtagligt snabbare än utomlands. Industrins

strukturomvandling skulle då bli så kraftig och få en sådan styrka och inriktning att det skulle uppstå påtagliga strukturella och regionala obalanser vad gäller produktion och sysselsättning. De samhälls— ekonomiska kostnaderna till följd av att industrin tvingas anpassa sig till snabba förändringar i

elpriset kan bli alltför stora.

Elpriser i nivå med kostnaden för ny kraft skulle innebära kraftigt höjda vinster i äldre kraft— producerande anläggningar med låg rörlig kostnad, främst vattenkraft. Det finns enligt utredningens mening inga bärande skäl för statsmakterna att låta kraftigt höjda elpriser skapa övervinster hos kraft— producenterna samtidigt som delar av den svenska basindustrin till följd av samma elpriser

stagnerar eller läggs ner.

Enligt EL 90:s mening innebär en rimlig prissättnings- princip att kraftindustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital, dvs att tariffnivån ungefär motsvarar kraftföretagens genomsnittskostnad såsom är fallet för närvarande. Denna syn överensstäm— mer bl. a. med ett förslag till en anpassad elprisbana under kärnkraftsavvecklingen i statens energiverks rapport (1988:7) Elpriser och svensk industri. Vinsterna i vissa kraftföretag med i huvudsak äldre vattenkraftverk blir då inte heller så höga som vid prisättning efter marginalkostnaden; de elimineras dock inte helt.

En prissättning baserad på genomsnittskostnad innebär sannolikt att Vattenfall måste ges ett stort ansvar för att ny produktionskapacitet skapas. Genomsnitts— kostnaden för Vattenfalls kraftproduktion torde därför

bli avgörande för elprisnivån, snarare än genomsnitts—

kostnaden i hela kraftproduktionssektorn. Andra kraft— producenter kommer sannolikt inte att bidra med om— fattande investeringar i anläggningar där produktions— kostnaderna överstiger elprisnivån. Detta framstår dock som följdriktigt med hänsyn till vad som uttala- des av Linje 2 i samband med folkomröstningen, näm— ligen att samhället skall ha ett huvudansvar för produktionen och distributionen av elektrisk kraft.

Prissättning enligt genomsnittskostnaden innebär, när priset samtidigt ligger avsevärt under den långsiktiga marginalkostnaden, att priset inte informerar elanvän— darna om kostnaden för ny kraft. Det kan innebära en fortsatt hög ökningstakt i elförbrukningen. Det blir t. ex. svårt att stimulera till det sparande och den effektivisering som är nödvändig för att begränsa behovet av ny elproduktionskapacitet. Härigenom uppstår en kostnad för samhället genom att resurser satsas i kraftproduktion som inte skulle efterfrågas om produktpriset motsvarade produktionskostnaden. Denna kostnad måste dock enligt utredningen vägas mot de kostnader i form av anpassningsproblem för elintensiv industri som skulle uppkomma för samhället vid snabbt stigande "kostnadsriktiga" elpriser. Det är

detta val de politiska organen är ställda inför.

Prissättning enligt genomsnittskostnaden i kraftsyste— met skulle i de framtida kraftproduktionssystem som skisserats i denna utredning ge en förhållandevis måttlig elprishöjning för industrin. Även jämfört med elpriserna i de nuvarande konkurrentländerna torde höjningarna bli måttliga om man beaktar att priserna förväntas stiga i flertalet av industrins konkurrent— länder. Konsekvenserna av kärnkraftsavvecklingen för den elintensiva industrins internationella konkurrens—

kraft skulle därigenom — under de förutsättningar som

ngetts om produktionssystemet — kunna bli förhållan—

evis begränsade.

om ovan nämnts finns en konflikt mellan målet att ålla nere industrins energikostnader och målet att stadkomma en effektiviserad elanvändning och

ärigenom begränsa utbyggnaden av kraftssystemet.

L 90 vill peka på två vägar att via elprissättningen

elvis lösa denna målkonflikt.

tt sätt för kraftföretagen att ta hänsyn till killnaden mellan kostnaden för ny elproduktions— apacitet och genomsnittskostnaden i elproduktionen är illämpandet av ett s. k. tvåprissystem. Idén med ett våprissystem diskuteras för närvarande av kraftindu— trin och dess kunder. Systemet är ännu inte utformat alla detaljer. Flera varianter är tänkbara. Prin— ipen är emellertid att elkunderna betalar ett elpris om motsvarar genomsnittskostnaden för en förbrukning om är kopplad till den tidigare förbrukningsnivån. Om örbrukningen sedan blir större eller mindre görs en vräkning mot ett marginalkostnadspris.

enom ett tvåprissystem får kunderna vid ökningar av lförbrukningen möta elpriser som motsvarar den ångsiktiga marginalkostnaden. Användarnas över— äganden om t. ex. elkrävande investeringar eller ushållningsåtgärderna kan därigenom göras mot kost— aderna för den tillkommande elproduktionen. Samtidigt otsvarar användarnas elkostnader kraftsystemets enomsnittskostnader. Några s. k. övervinster skulle

nte behöva uppstå i kraftföretagen.

ågot tvåprissystem, med här skisserad utformning, har

nnu inte tillämpats i praktiken. EL 90 har erfarit

att man inom kraftindustrin bedömer att det finns ett stort antal principiella och praktiska problem som måste lösas innan systemet kan erbjudas kunderna. Tvåprissystemet har också nackdelar. En påtaglig risk är att tvåprissystemet bidrar till att konservera industristrukturen genom att gynna äldre kunder med en stor elanvändning på bekostnad av nya kunder med ett kanske effektivare elutnyttjande.

Eftersom det diskuterade prissystemet inte tillämpats i praktiken kan endast en preliminär bedömning göras av dess förenlighet med de handelspolitiska för— pliktelser som Sverige åtagit sig avseende statsstöd och subventioner. Prissystemet skulle möjligen kunna tolkas som statsstöd i EFTA— och EG—reglernas bemärkelse så till vida att det skulle kunna sägas innehålla ett element av indirekt nettoöverföring av medel från statlig källa till mottagare, förutsatt att man skulle ha uppfattningen att marginalkostnadspris— sättning är internationellt vedertaget. Som tidigare nämnts tillämpar dock andra länder liksom Sverige för närvarande - genomsnittskostnadspriser, vilket också blir den samlade effekten av tvåprissystemet. Någon direkt subvention av statsmedel är det vidare inte tal om och inte heller motsvarar det den typ av sociala tariffer som finns i vissa andra länder. Systemet föreslås vidare vara allmänt tillgängligt och torde därmed, såvitt nu kan bedömas, inte komma i konflikt med EFTA- och EG—reglerna. På grund av systemets generella karaktär torde det inte heller kunna ligga till grund för utjämningstullar enligt GATT:s regler om subventioner, och tillämpningen av

dessa.

Det är dock av stor vikt att den internationella och handelspolitiska dimensionen även fortsatt noggrant

beaktas. Detta gäller särskilt mot bakgrund av att aidra länders uppmärksamhet på åtgärder som påverkar iiternationella konkurrensvillkor har skärpts och att ytterligare skärpningar i detta avseende kan väntas i

framtiden.

Åren punktbeskattningen på el kan utnyttjas för att mtnska den målkonflikt som finns när det gäller prissättningen på el. Genom differentierade punkt— statter kan staten höja elpriset (inkl. skatt) för de aivändarkategorier som möter små anpassnings- eller onställningsproblem vid höjda elpriser. Staten ut— n/ttjar delvis denna metod redan idag genom att ta ut differentierade elskatter och genom industrins ned— sättningsregler. EL 90 kan konstatera att dagens pinktskatter i stort sett motsvarar den framtida s(illnaden mellan kraftsystemets långsiktiga marginal— kostnad och dess genomsnittskostnad.

Genom tvåprissystemet har kraftindustrin stora möj— ligheter att med tariffer på genomsnittskostnadsnivå delvis överbrygga konflikten mellan målen att dels uopnå en effektiv elanvändning och ett effektivt lraftsystem, dels begränsa elprishöjningarna för

t. ex. den elintensiva industrin. Aven punktskatterna på el kan utnyttjas med samma syfte.

En alternativ metod för staten att samtidigt stödja en prisutveckling enligt genomsnittskostnaden och viljan att investera i ny produktionskapacitet är att be— äatta äldre kraftverk med låga kostnader, främst den äldre vattenkraften. Dessa medel kan genom staten äyras till utbyggnad av ny produktionskapacitet. Man len dock inte utesluta att förfarandet kan komma i lonflikt med det handelspolitiska regelsystemet. Ut- redningen har inte sett anledning att utarbeta ett

sådant förslag, och har därför inte heller undersökt de handelspolitiska implikationerna närmare. Utred— ningen vill dock påpeka att t. ex. offentliga bidrag

till miljöinvesteringar ges i många länder.

Utredningen vill i detta sammanhang erinra om vad den uttalat i delbetänkandet (SOU 1989:82) om att någon koldioxidskatt inte bör läggas på elproduktionen med hänsyn till konsekvenserna på elpriset; även miljöav— giftsutredningen hade samma uppfattning. EL 90 kan vidare notera att den s. k. spillvärmeskatten har avförts från dagordningen i samband med skattereform— en. I delbetänkandet konstaterades också att nedsätt— ning av energiskatter är ett verksamt instrument för att begränsa effekterna för elintensiva företag av sådana elprishöjningar som beror på förändringar av energiskatterna. Reglerna måste dock utformas så att de inte kommer i konflikt med de handelspolitiska spelreglerna.

Den genomsnittskostnadsprissättning som här har dis— kuterats innebär att den elintensiva industrin möter elkostnader som från samhällsekonomiska utgångspunkter är alltför låga. Denna kostnadsnivå kan dock motiveras mot bakgrund av de stora omställningsproblem som kan uppstå med högre elpriser under avvecklingsperioden; någon subventionering är det inte heller fråga om. Risken är dock påtaglig att t. ex. energieffektivise— ring inte kommer att ske i önskvärd omfattning.

Enligt EL 90:s mening bör därför en prissättning efter genomsnittskostnaden kombineras med åtgärder för eleffektivisering. Industrin lägger redan i dagsläget ner betydande resurser på utveckling av eleffektiva produktionsmetoder, m. m. Man kan t. ex. peka på de utvecklingsinsatser som görs inom skogsindustrin för

av mekanisk massa.

Det är angeläget — särskilt mot bakgrund av den prissättningsprincip som förordas av EL 90 — att denna typ av utvecklingsarbete fortsätter i stor omfattning. Regeringen bör därför ta upp överläggningar med den elintensiva industrin om ökade insatser för energi— effektivisering från industrins sida. En utökad indu- strisatsning för energieffektivisering bör ses som en motprestation från industrins sida till åtgärderna för att begränsa elprishöjningarna som följer av de ökade kostnaderna i kraftproduktionen. Staten bör även kunna bidra med resurser från bl. a. energiforsknings- programmet till en sådan industrisatsning.

En tänkbar möjlighet att begränsa elanvändningen är att utnyttja administrativa styrmedel vilket också görs inom uppvärmningsomrädet. I årets budgetpropo- sition har regeringen bl. a. redovisat förslag till förändringar i plan— och bygglagen som i princip innebär ett förbud om installation av direktverkande

elvärme i nya byggnader.

I direktiven till EL 90 anges bl. a. att utredaren bör ta del av statens energiverks rapport styrmedel att reglera särskilt elkrävande industri och göra de ytterligare överväganden som detta material ger anledning till.

EL 90 bedömer att det är förenat med betydande svårigheter att åstadkomma en effektiv tillåtlighets— prövning av den typ som behandlas i energiverkets rapport. Aktiva insatser från industrin för eleffekti- viseringsåtgärder undanröjer också behovet av denna

typ av reglering.

EL 90 vill avslutningsvis framhålla att insatser för elhushållning är av mycket stor betydelse även utanför den elintensiva industrin. Genom sådana åtgärder kan elanvändningen begränsas vilket minskar behovet av ny produktionskapacitet. Elhushållning är därför av strategisk betydelse när det gäller att hålla tillbaka de kostnadshöjningarna i kraftsystemet som leder till

höjda elpriser.

10.5 Elproduktionssystemets sammansättning och miljöeffekter

Riksdagen har uttalat att regeringen bör klargöra energianvändningens effekter på koldioxidhalten i atmosfären och utarbeta ett program för att minska utsläppen till vad naturen tål. Som ett nationellt delmål anges att koldioxidutsläppen icke bör ökas utöver den nivå de har idag. I sammanhanget uttalade riksdagen att koldioxidproblemet är av global natur och att det inte kan lösas genom nationella åtgärder. En internationell reglering är enligt utskottet nödvändig. Det är emellertid nödvändigt att först vinna internationellt erkännande av problemet.

I kapitel 8 framhöll utredningen bl. a. att de kraftiga elprishöjningar, som ett vidmakthållande av riksdagsuttalandet om oförändrat utsläpp av koldioxid ofrånkomligen skulle innebära, får mycket allvarliga konsekvenser för bl. a. den elintensiva industrin. Såväl energiverkets och naturvårdsverkets studie om ett miljöanpassat energisystem som Lars Bergmans bilaga till LU ger klara besked på den punkten. Elprisökningarna blir mycket stora vid användning av biobränslen, vilket torde bli följden om man inom

kraftproduktionssektorn söker leva upp till

riksdagsuttalandet. Det kan tilläggas att effekterna i olika avseenden av ett storskaligt utnyttjande av

biobränslen inte är klarlagda.

Utredningen har mot här angiven bakgrund dragit slutsatsen att det inte är rimligt att upprätthålla den målsättning som följer av riksdagsbeslutet; några operativa medel för att genomföra detta har inte

heller angetts.

Kraftproduktionssystemet bör därför under avvecklingen av kärnkraften ges en sådan sammansättning att man, samtidigt som man söker undvika stora höjningar av elpriset, i den utsträckning som är möjlig tillför ytterligare kraft som är inhemsk och förnybar. EL 90 förordar en miljömässigt anpassad utbyggnad av vattenkraft och vindkraft enligt de i kapitel 8 angivna riktlinjerna.

Utredningen är medveten om att dessa förslag har ett pris. Även om en utbyggnad av vattenkraften kan ske med mindre påverkan av miljön än tidigare, blir det

likväl bestående ingrepp i naturen.

Även en utbyggnad av vindkraften har i viss mån sådana konsekvenser, särskilt om man sätter åt sidan vissa restriktioner som följer av önskemål från bl. a.

försvarsmakten och naturvården.

Utredningens förslag inbegriper en ökad användning av fossila bränslen i den svenska elproduktionen och därmed en ökning av koldioxidutsläppen. Klimateffekt— erna av denna ökning kan dock motverkas genom andra åtgärder avseende koldioxid och andra växthusgaser. Effekterna på klimatet av koldioxidutsläppen är obero— ende av var utsläppen sker. Energieffektivisering och

skogsplantering i icke industrialiserade länder anses t. ex. vara betydligt mer kostnadseffektiva åtgärder för minskad klimatpåverkan än åtgärder i industri-

länderna.

Enligt vad utredningen erfarit kommer också i det program för östeuropa som offentliggörs inom kort att

finnas förslag till insatser med sådana effekter.

Enligt EL 90:s mening finns starka skäl att ompröva och omformulera riksdagens uttalande om koldioxidut— släppen i arbetet med det program för att minska utsläppen till vad naturen tål. Enligt EL 90 bör ett sådant program omfatta samtliga s. k. växthusgaser och dessutom mot bakgrund av koldioxidfrågans globala natur ges en internationell profil.

EL 90 vill som ett exempel peka på den principiella möjligheten att ålägga kraftindustrin att vidta åtgärder för att minska bidraget till atmosfären av koldioxid och andra växthusgaser i samband med en utbyggd svensk kraftproduktion. Ett sådant system, där utsläppsökningar kan tillåtas under förutsättning att utsläppsbegränsningar genomförs i andra anläggningar eller på annat sätt (5. k. offsets), tillämpas på vissa håll i USA. Enligt utredningens mening bör sådan möjligheter övervägas även i Sverige i samband med prövningen av nya kraftanläggningar. Ett införande av offset—system i Sverige måste dock föregås av ett särskilt utredningsarbete.

10.6 Effekter_på sysselsättning och regioner

EL 90 skall enligt sina direktiv göra en redovisning av de regioner, orter och arbetsställen som skulle

kunna påverkas av höjda elpriser enbart i Sverige. Behovet av särskilda insatser inom arbetsmarknads—, regional— och industripolitiken skall också kart— läggas. I avsnitten 2.3—5 samt bilaga 4 har utred- ningens material om de elintensiva arbetsställena samt deras geografiska fördelning redovisats.

Den elintensiva industrin är som ofta påtalas koncentrerad till Norrland och Bergslagen. Vissa kommuner är i hög grad beroende av ett eller ett par elintensiva arbetsställen. De uppgifter om mycket stora elprishöjningar som förekommer i den allmänna debatten, och som också tagits fram i det offentliga utredningsmaterialet som konsekvens av kärnkrafts— avvecklingen, har givetvis skapat oro hos människorna vid de berörda orterna. Detta har utredningen kunnat konstatera vid de besök som gjorts i kommuner med

stora elintensiva arbetsställen.

En grundläggande uppgift för den ekonomiska politiken i vårt land är sedan länge att upprätthålla full sysselsättning; arbetslösheten är också mycket låg, särskilt vid en internationell jämförelse. Utredningen har tidigare pekat på de konsekvenser som skulle kunna uppstå för t. ex. den elintensiva industrin om man under kärnkraftsavvecklingen även skall genomföra riksdagsuttalandet om koldioxidutsläpp och/eller tillämpa marginalkostnadsprissättning. Strukturomvand— lingen skulle sannolikt leda till påtagliga struk— turella och regionala obalanser vad gäller produktion och sysselsättning. Som angetts torde inte heller de näringspolitiska målen vara avsedda att hantera

problem av denna omfattning.

Effekterna påverkas självfallet av konjunktur— och

kostnadsläget. Finns det t. ex. en stor efterfrågan på

svenska produkter i övrigt, kan de mildras. Vid det

motsatta förhållandet förvärras de.

Utredningen har därför, som framhållits tidigare, kommit till slutsatsen att elprissättningen bör ske enligt genomsnittskostnad och att riksdagsuttalandet om koldioxidutsläpp bör omprövas och omformuleras. Detta skulle ge en förhållandevis måttlig elprishöj— ning för industrin enligt de framtida kraftproduk— tionssystem som skisserats. Konsekvenserna av kärn— kraftsavvecklingen för den elintensiva industrins internationella konkurrenskraft skulle därigenom kunna bli förhållandevis begränsade. Elprishöjningarna skulle dessutom ske successivt under en så lång tids— period att de bör vara möjliga att möta från berörda

företags sida, bl. a. genom energieffektiviserings— åtgärder.

Utredningen har därför inte bedömt det som menings— fullt att redovisa vilka särskilda arbetsmarknads—, regional— och näringspolitiska insatser som skulle behöva sättas in på enskilda orter om likväl minsk— ningar av sysselsättningen skulle ske. Det beror på att insatserna rent allmänt inte kan anges långt i förväg, utan måste anpassas till bl. a. rådande konjunkturläge och förutsättningarna på de berörda orterna. De erfarenheter som finns från stora ned— läggningar bör då tas tillvara. Dessa visar att det behövs kraftfulla och samordnade insatser från arbetsmarknads—, regional— och näringspolitiken.

Senare under våren kommer en regionalpolitisk proposition, liksom förslag på näringspolitikens område, att läggas fram.

10.7 Sammanfattning av rekommendationer och IM

Utredningens rekommendationer och förslag kan samman— fattas enligt följande.

Utredningen har konstaterat att storleken på de el— prishöjningar som kan förväntas under nittiotalet i hög grad beror på faktorer som principerna för pris— sättning av el och olika restriktioner för utbyggnad av olika kraftslag. Kärnkraftsavvecklingen spelar i sammanhanget en mindre roll, även om dess förläggning i tiden är av betydelse för vid vilken tidpunkt pris—

ökningarna inträder.

Vid bedömningen av kärnkraftsavvecklingstakten måste även andra faktorer vägas in, som möjligheterna att ersätta bortfallande kraftproduktion, investerings—

situationen och effekterna för utrustningsindustrin.

Utredningen har studerat de effekter på industrins produktionsstruktur som kan väntas uppkomma vid de elprishöjningar som framkommit enligt de olika scenarierna i kapitel 9. EL 90 avråder från en pris- sättning av el som leder till priser på nivån för långsiktig marginalkostnad. En snabb och kraftig pris— höjning medför risker för onödiga eller förtida ned— läggningar av elintensiva arbetsställen med lokalt svårbemästrade arbetslöshetsproblem som följd.

En rimlig prissättningsprincip är enligt utredningens mening att kraftindustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital, dvs. att tariffnivån även fortsättningsvis motsvarar kraftföretagens genom— snittskostnad. Detta torde innebära att samhället

genom Vattenfall får bära ett stort ansvar för att ny

elproduktionskapacitet skapas. De kraftigt ökade Vinster i andra företag med äldre vattenkraftverk, som skulle uppkomma vid en höjd prisnivå, reduceras också

vid en sådan prissättning.

Eltariffer på genomsnittskostnadsnivå kan dock leda till att elhushållningen inte genomförs i önskvärd takt. EL 90 pekar på två vägar för att undvika detta problem. Det ena är att övergå till ett tvåprissystem, det andra att utnyttja punktskatterna på el. En pris- sättning efter genomsnittskostnad bör enligt utred- ningen kunna kombineras med att man ställer krav på industrin att genomföra åtgärder för eleffektivise— ring. Regeringen bör därför ta upp överläggningar med den elintensiva industrin om ökade insatser för

energieffektivisering från industrins sida.

Ett alternativ är att genom beskattning av äldre vattenkraftsverk och motsvarande stöd till utbyggnad av nya kraftanläggningar stödja omställningen av produktionssytemet samtidigt som elpriset bibehålls vid genomsnittskostnadsnivån. De eventuella handels— politiska implikationerna härav har utredningen inte kunnat bedöma.

I likhet med vad miljöavgiftsutredningen och EL 90 (i delbetänkandet SOU 1989:82) uttalat bör inte någon koldioxidskatt läggas på elproduktionen. Utredningen noterar vidare att den s. k. spillvärmeskatten har

avförts från dagordningen i samband med skattere— formen.

Nedsättning av energiskatter är ett verksamt instru— ment för att begränsa effekterna för elintensiva företag av sådana elprishöjningar som beror på förändringar av energiskatterna. Nedsättningsreglerna

— liksom prissystemet måste dock utformas så att de inte kommer i konflikt med de handelspolitiska spel— reglerna. Utredningen bedömer det därför som klart olämpligt att för svensk del övergå till en subven— tionslinje i fråga om elpriset; det skulle stå i strid med traditionell svensk handelspolitik. Sverige måste samtidigt uppmärksamt bevaka hur andra länder hanterar t. ex. olika former av specialavtal och verka för att elprissättningen sker enligt internationellt godtagna

riktlinjer.

Det är angeläget att så långt möjligt begränsa kraftproduktionssystemets miljökonsekvenser. Utred— ningen förordar därför en miljömässigt anpassad ut— byggnad av vattenkraft och vindkraft av den omfattning sam angivits i kapitel 9, dvs. ca 10 TWh vattenkraft ozh 6 TWh vindkraft. Dessa energikällor har fördelen att de som inhemska och förnybara inte belastar bytes-

balansen.

Målsättningen om koldioxidutsläpp på en oförändrad nivå enligt riksdagens uttalande skulle leda till mycket stora problem för elkonsumenterna, och då

främst för de elintensiva arbetsställena.

Uzredningen har därav dragit slutsatsen att det inte är rimligt att upprätthålla riksdagsuttalandet, så mycket mindre som några operativa medel för hur det skall genomföras i praktiken inte har anvisats vid beslutet.

Enligt EL 90 finns starka skäl att ompröva och om- formulera uttalandet i arbetet med det program för att minska utsläppen till vad naturen tål. Enligt EL 90:s mening bör ett av målen i ett sådant program omfatta samtliga växthusgaser och dessutom — mot bakgrund av

koldioxidfrågans globala natur - bör programmet ges en internationell profil. EL 90 vill t. ex. peka på den principiella möjligheten att ålägga kraftindustrin att vidta åtgärder för att på annat håll minska bidraget till atmosfären av koldioxid och andra växthusgaser i

samband med en utbyggd svensk kraftproduktion.

Mot bakgrund av de rekommendationer som utredningen redovisat i det tidigare har den inte bedömt det vara meningsfullt att lägga fram särskilda program av arbetsmarknads—, regional— eller näringspolitisk natur. skulle sysselsättningsproblem uppstå — oavsett skälet härtill måste enligt utredningens mening insatserna anpassas till bl. a. rådande konjunkturläge och förutsättningarna på de berörda orterna.

SÄRSKILT YTTRANDE

av experterna Anders Ahnlid, Gunnar Balsvik,

Lars Engström

Utredaren föreslår i sitt slutbetänkande att priset på elström bör motsvara kraftföretagens genomsnittskost— nad för elproduktion. Han konstaterar vidare att detta torde innebära att statens vattenfallsverk får bära huvudansvaret för att ny elproduktionskapacitet

skapas.

I direktiven till utredningen konstateras "att de föreslagna åtgärderna inte får innebära förändringar i de grundläggande funktionssätt med bl.a. prisbildning utan statlig reglering som kännetecknar den svenska elmarknaden". Vidare konstateras att "de åtgärder som föreslås bör vara så utformade att de ger incitament

till en effektiv användning av el och energi".

Enligt riktlinjerna för kärnkraftsavvecklingen skall kärnkraften avvecklas utan att samhällsekonomiska,

sociala eller miljöpolitiska mål riskeras.

Vår bedömning är att en förutsättning för effektiv användning av el och energi är att priset på el under kärnkraftsavvecklingen speglar kostnaden för nya investeringar i elsystemet. Om kostnaderna för ny kraft inte får slå igenom på elpriset blir följden stora samhällsekonomiska kostnader i form av fel—

allokeringar i ekonomin.

Utredarens förslag — att priset på el bör motsvara kraftföretagens genomsnittskostnad medför att priset på el kommer att vara lägre än kostnaden för nya investeringar i elsystemet. Konsumenterna får därmed en felaktig signal om de kostnader som deras för— brukning medför. Därigenom försvagas incitamenten för hushållning, effektivisering och omstrukturering av elanvändningen. Således innebär förslaget att en viktig förutsättning för en effektiv användning av

energi och el inte uppfylls.

Den nuvarande ordningen innebär att kraftföretagen ansvarar för planering och byggande av ny produktions— kapacitet. Det är möjligt endast om priset på el motsvarar kostnaden för ny kraft. En övergång till prissättning efter genomsnittskostnad innebär att nya investeringar inte blir lönsamma. Utredaren föreslår därför att statens vattenfallsverk genom beslut av riksdagen skall åläggas investeringar i ny kraft. Enligt vår uppfattning bör en prisbildningen utformas så att investeringar i ny elproduktion genomförs i takt med kraftproducenternas bedömningar av marknadens efterfrågan och inte efter politiska beslut i riksdagen baserade på centrala bedömningar av det

förväntade behovet av el.

Vi kan slutligen notera att utredningen inte belyser hur dess förslag påverkar möjligheterna att följa de av riksdagen uppsatta miljö— och energipolitiska målen. Utredaren bedömer att dessa mål medför sådana restriktioner att han utan vidare utredning avfärdar möjligheterna att uppfylla dem. Inte heller någon av de andra utredningar som EL 90 har studerat belyser till fullo effekterna av att försöka uppnå samtliga av riksdagen beslutade mål på miljö— och energiområdet och på vilket sätt samhällsekonomiska, sociala och

miljöpolitiska mål kan äventyras vid avvecklingen av kärnkraften.

SÄRSKILT YTTRANDE

av sakkunniga Kjell Fransson Claes Hellgren Erik Wångby

EL 90 har haft i uppgift att undersöka hur konkurrens— förhållandena för den elintensiva industrin påverkas 7id en kärnkrafsavveckling samt redovisa förslag hur ienna industri skall kunna bibehålla rimliga interna—

:ionella konkurrensvillkor då avvecklingen genomförs.

Sverige inför 90—talet

Sverige går in i 90—ta1et med för liten industrisektor DCh för dålig tillväxt. Vi riskerar också att få en (ostnadskris av 70—talskaraktär men förutsättningarna att klara industriella strukturförändringar är idag väsentligt sämre. Vi möter om omvärld som bedriver en Jelt annan ekonomisk politik än på 70—talet. I andra industriländer accepteras hög arbetslöshet för att nålla nera kostnadsutvecklingen. Denna väg att

(ontrollera prisutvecklingen är oacceptabel.

Den svenska industrins konkurrensvillkor mäste stärkas på andra sätt. Utbildnings—, forsknings—, kommunika- tions-, miljö— och energipolitiska frågor måste aedrivas så att de främjar en industriell utveckling i Sverige. Visserligen är idag de flesta industriföre- tagen finansiellt starkare än under 70—talet men detta är ingen garanti för en industriell utveckling i vårt land.

Valutaregleringens borttagande har gjort de stora

svenska industriföretagen mer oberoende medan det

svenska industrisamhället blivit sårbarare. Att klara

en industrikris under 90—talet med en ny expansions—

devalvering av tidig 80—talstyp är av flera skäl inte

möjligt.

Utredningens utgångspunkt

1. Det går inte att spara bort kärnkraften.

Den svenska kraftindustrin är från industriella utgångspunkter en integrerad del av det svenska industrisamhället. Vi använder mycket el per capita därför att den svenska industrin har en stor andel elintensiv industri. Denna industri är och har i sin tur varit en bas för en stor del av verkstadsindustrin bl.a. som marknad för utveck— ling och upphandling av ny teknik. Att halvera den svenska kraftproduktionen genom kraftigt höjda elpriser skulle därför få stora konsekvenser långt utanför den elintensiva industrin. Vi instämmer med utredningen att det är nödvändigt att ersätta kärnkraften.

Handelspolitiken hindrar subventioner.

Svensk industri har relativt låga elpriser därför att kostnaderna för att producera el är låga. Däremot subventionerar vi inte som flera andra länder gör — den elintensiva industrin på be- kostnad av hushåll och övrig industri.

Utredningen har noga studerat de regler som gäller för industrisubventioner och avvisar sådana som ett medel att klara den elintensiva industrin vid

en kärnkraftavveckling. Det torde vara väsentligt lättare för ett land att bibehålla subventioner på elområdet än att införa sådana. Framförallt stål— och skogsindustrin skulle riskera motåtgärder om

ett subventioneringssystem infördes.

Utredningen har haft svårt att få insyn i och tillräckliga kunskaper i denna fråga. Vi föreslår därför att detta ägnas fortsatt uppmärksamhet.

Näringspolitiska medel otillräckliga

Utredningen visar hur beroende de sysselsätt— ningssvaga delarna av landet Bergslagen och Norrland är av den elintensiva industrin. I ett tiotal kommuner är exempelvis den elintensiva industrins andel av den totala industrisyssel—

sättningen mer än 80 %.

I en promemoria, utarbetad inom industrideparte— mentet, framhålls att de näringspolitiska medlen inte är avsedda att hantera de problem som kan uppstå vid grundläggande förändringar i kon— kurrensläget för den elintensiva industrin. Ut— redningen har bl.a. av detta skäl avstått från att försöka finna industri—, regional— eller arbets— marknadspolitiska åtgärder för att mildra verk—

ningarna vid en kärnkraftavveckling.

Vi delar bedömningen att de näringspolitiska medlen är otillräckliga men detta innebär inte att

de är obehövliga.

Utredningens förslag

Vi finner de ovan redovisade utgångspunkterna för utredningens förslag logiska utifrån utrednings— direktiven. Förslagen till nytt elproduktionssystem och nya principer för prissättning är konsekventa om man vill påbörja en kärnkraftavveckling innan vi fått fram förnybara energikällor till rimliga priser. Utredningens förslag innebär bl.a.

1. Massiv introduktion av fossila bränslen för

elproduktion. 64 TWh ny fossilbaserad kondenskraft vid högtillväxtalternativet i samtliga

avvecklingsscenarier. 43—54 TWh ny fossilbaserad kondenskraft vid det medelhöga tillväxtalterna- tivet. Detta är en dramatisk förändring i för— hållande till nuläget då fossila bränslen används ytterst marginellt i vår elproduktion.

2. Kraftig satsning på vattenkraftsutbyggnad. Utredningens förslag att bygga ut 10 TWh vattenkraft skulle exempelvis motsvara en "miljömässigt anpassad" utbyggnad av Torne—, Kalix—, Pite— och Vindelälvarna eller att två till

tre av dessa älvar byggs ut på traditionellt sätt.

3. Hårdexploatering av det öppna kustlandskapet. 6 TWh vindkraft innebär att en 300—400 meter bred barriär läggs ut på 75 mil öppet kustlandskap i Sydsverige. Bakgrunden till denna hårdexploatering är att utredningen föreslagit det billigaste vindkraftalternativet - 15.000 landbaserade 200 kW—verk i bästa vindläge.

Utredningen har tillsatts med anledning av riksdagens principbeslut om en förtida avveckling. Utredningens

förslag är som tidigare framhållits en logisk följd av

utredningsdirektiven.

Utredningens förslag framstår som miljömässigt mycket kontroversiellt. Förslaget om genomsnittskostnader kommer sannolikt också att kritiseras, framförallt av dem som förespråkar andra principer för prissättning på elmarknaden. Det är därför beklagligt att utred— ningen inte haft tid att belysa vad som skulle hända vid en förtida avveckling 1995/96 om man skulle tillämpa marknadsmässig prissättning.

Det är nu ännu inte visat att genomsnittskostnads— prissättning verkligen kan tillämpas i praktiken utan avsevärda problem då det gäller att få till stånd ny elproduktionskapacitet. Det ligger också en fara i metoden genom att den ger intryck av att omställningen är förhållandevis betydelselös ur kostnadssynpunkt.

Detta gäller framför allt kostnaden för den förtida avvecklingen av två reaktorer som kortsiktigt döljs vid genomsnittsprissättning. Kostnaderna för en förtida avveckling hänger samman med flera faktorer förutom det självklara faktum att en sådan avveckling skulle innebära en kapitalförstöring av flera tiotals miljarder kronor. De samhällsekonomiska kostnaderna av en påbörjad avveckling 1995—96 har nyligen beräknats av Energiverket.

Trots tidsbrist visar det underlag utredningen kunnat ta del av att en förtida avveckling kommer att ha mycket stor betydelse för den elintensiva industrins framtid i Sverige. Idag gynnas denna industris utländska konkurrenter av förmånliga specialavtal och av att det finns överkapacitet på elmarknaden under 90—talet.

Så småningom måste flertalet konkurrentländer sannolikt bygga elproduktionssystem som är dyrare än dagens. Det är därför en stor konkurrensmässig nackdel om svensk elintensiv industri drabbas av kraftiga elkostnadshöjningar långt tidigare än konkurrenterna i andra länder. Denna tidsfaktor är i själva verket av avgörande betydelse. Detta måste beaktas när vi skall fatta beslut om att inleda kärnkraftavvecklingen. En senareläggning skulle även ge andra konsekvenser som

utredningen inte haft tid att belysa.

När det gäller de förnybara energikällorna behöver dessa få chans att utvecklas. Vi bör använda 90-ta1et för denna utveckling. Det är av kostnadsskäl logiskt att utredningen avstått från biobränsle i sina scenarier och att endast de små kommersiellt utvecklade vindkraftverken finns med i utredningens förslag.

Utredningens vindkraftsatsning är ett exempel på vad en förtida avveckling skulle kunna medföra. Genom att lägga små 200 kW-verk på de bästa vindlägena blockeras en större satsning på vindkraften senare när större vindkraftverk är kommersiellt lönsamma. Om utredningens förslag på vindkraftutbyggnad genomförs för tidigt innebär detta att möjligheten att senare producera ytterligare ca 20 TWh vindkraft skulle gå förlorad.

Nyligen presenterade Naturvårdsverket och Energiverket utredningen "Miljöanpassat energisystem". Denna utredning kompletterar EL 90—utredningen och utredningarna bör behandlas i ett sammanhang.

SÄRSKILT YTTRANDE

av sakkunniga Herbert Fritzsche, Orvar Nyquist, Sven—Erik Malmeblad

Jtredningen har tagit fram ett omfattande bakgrunds— naterial som i stora delar är av värde för bedömningen av energifrågans betydelse för industrin och samhälls— ekonomin. Konsekvenserna av en förtida avveckling av (ärnkraften är dock otillräckligt utredda och belysta. ?öljderna av en forcerad avveckling av kärnkraften är i själva verket ännu allvarligare än vad som framgår

av utredningen.

Nuvarande energibeslut leder till investeringsstopp och successiv nedläggning

Av utredningen framgår klart att en förtida avveck— ling, som genomförs med gällande restriktioner för itbyggnad av vattenkraft och för koldioxidutsläppen leder till påtagliga strukturella och regionala Jbalanser. Redan hotet om kraftigt stigande elpriser nar lett till stopp för nyinvesteringar i Sverige. Detta leder successivt till nedläggningar inom den elintensiva basindustrin. Härigenom uppstår syssel- sättningsproblem i sysselsättningssvaga regioner. Redan upphörandet av nyinvesteringar får också Dmedelbar effekt för övrig industri, främst för verkstadsindustrin, som vid en framtvingad omstruktu— rering förutsätts växa och ersätta den sysselsättning, ie produktionsvärden och de exportintäkter som faller

ocrt i basindustrin. Effekten blir både minskad

sysselsättning och försämrad handelsbalans. En sådan utveckling är helt oacceptabel ur samhällsekonomisk

synpunkt.

Mer el behövs för nödvändig tillväxt och förbättrad

miljö

Utredningen redovisar ett antal modeller för el— produktionskapacitetens utveckling 1991-2020. H—(hög tillväxt) alternativet överensstämmer i princip med den av Kraftsam nyligen framlagda prognosen för 1990—talet. Kraftsams prognos utgår från en årlig BNP—tillväxt på 1,9 %. Inom OECD uppskattas den årliga tillväxten under samma period till 3,5 %. För att i Sverige nå uppsatta sysselsättnings- och välfärdsmål erfordras en väsentligt högre tillväxt än Kraftsam angivit. Den förutskickade tillväxten inom OECD är ett uttryck bl.a. för den dynamik i utvecklingen som skapas inom EG. Den senaste tidens utveckling i Europa skapar ytterligare behov av och möjligheter för industriell tillväxt. Detta innebär möjligheter också för tillväxt av svensk industri. Om å andra sidan svensk industri tvingas till stagnation och nedlägg- ningar samtidigt som efterfrågan och tillväxt ökar i omvärlden, får det långsiktiga och irreparabla effek—

ter för Sverige.

Behovet av tillväxt leder till en större ökning av elförbrukningen än utredningen antagit, även om man tar tillvara alla realistiska möjligheter att effek— tivisera och spara vid elanvändningen. Eltillgången får inte bli en tillväxtbegränsande faktor. En snabbare och större ökning av elbehovet än utredningen antagit i sina modeller går inte att förena med en förtida eller forcerad kärnkraftavveckling, oavsett

utredningens förslag i övrigt.

Såväl inom industrin som i övriga samhällssektorer kommer miljöåtgärder av olika slag att öka elför— brukningen. Förändrad sammansättning av kemiska produkter kan leda till ökad elförbrukning hos användarna av de nya produkterna. El för transport— sektorn, bättre ventilation på arbetsplatser och i bostäder för att bemästra allergi— och radonproblem m.m. är, liksom ytterligare åtgärder för den yttre miljön, exempel på angelägna och ökande användnings—

områden för el.

Endast med bibehållande av kärnkraften under an— läggningarnas tekniska livslängd kan det ökande elbehovet tillgodoses till rimlig kostnad med acceptabel miljöpåverkan. Utredningen konstaterar också bl.a. att ju tidigare och snabbare kärnkraft— avvecklingen sker, desto snabbare och högre stiger också elpriserna. Till detta kan läggas att ju snabbare avvecklingen sker, desto mindre tid finns att utveckla och bygga upp en miljöanpassad kraft— produktion.

Forcerad kärnkraftavveckling ger oacceptabla koldioxidutsläpp

Vi delar utredningens uppfattning att en utbyggnad av vattenkraft med ca 10 TWh kan och bör ske. En sådan utbyggnad är dock nödvändig också med bibehållen kärnkraftproduktion. Utbyggnad kommer emellertid ej att kunna ske så snabbt som utredningens tycks förutsätta.

Vi ifrågasätter möjligheten till en utbyggnad av vindkraft i den omfattning som utredningen föreslår med hänsyn till såväl naturskydd som andra motstående

intressen. Viss utbyggnad av vindkraft är dock

angelägen för att dess tekniska och ekonomiska

potential skall kunna utvärderas.

Oavsett den föreslagna utbyggnaden av vatten— och vindkraft är det omöjligt att tillgodose behovet av ny kraftproduktion inom ramen för helt oförändrade koldioxidutsläpp. Vi instämmer i denna del i utred— ningens synpunkter. Den utbyggnad av kraftproduktionen som skulle erfordras vid en forcerad kärnkraftavveck— ling skulle emellertid leda till en fördubbling av koldioxidutsläppen eller mer och kan inte accepteras.

Elkostnader och -priser

Svensk elintensiv industri har i dag inte några fördelar framför sina viktiga konkurrenter på världsmarknaden vad avser elpriserna. Detta bestyrkes i allt väsentligt av utredningen. Av utredningen framgår också att en framtida uppgång av elpriserna i de viktiga konkurrentländerna kommer att ske senare och långsammare än vad som kan antas i Sverige. Tillgängligt underlag ger, enligt vår uppfattning, i själva verket vid handen att elpriserna i konkurrent- länderna under 90-talet i allt väsentligt kommer att förbli stabila, i vissa länder och på kort eller medellång sikt t.o.m. fallande. Det är såsom också framgår av utredningen, av vital betydelse för utvecklingen av industrin och tillväxten i Sverige, att elpriserna för svensk industri inte stiger snabbare än för de utländska konkurrenterna. En harmonisering av skattebelastningen på energi och energiråvaror med de regler som gäller inom EG måste ske snarast.

Vi instämmer i att någon koldioxidskatt inte bör

läggas på elproduktionen.

Utredningens förslag att eltariffnivån också framgent skall motsvara kraftföretagens genomsnittskostnad har vårt stöd i nuvarande läge. Det överensstämmer med riksdagens uttalande, att principerna för elprissätt— ningen bör underordnas övriga övergripande samhälls— mål. På sikt och när man uppnått en sund tillväxt— baserad samhällsekonomi bör prissättningen på elkraft bestämmas av marknadsförutsättningarna. Detta kan dock endast ske om kraftproducenterna har valfrihet mellan olika produktionsformer inom de ramar som sätts av internationellt gällande miljöhänsyn.

Samhällsekonomin klarar inte resursförstöring

Den samhällsekonomiska kris som Sverige nu befinner sig i är en effekt av en alltför låg tillväxt och ett otillräckligt resursskapande. Problemen kan lösas endast genom att eliminera tillväxthämmande faktorer och stimulera åtgärder och investeringar som ger högre produktivitet och ökade samhälleliga resurser. Att i ett sådant läge opåkallat inleda en omfattande resursförstöring är oförsvarligt. Kostnaden för samhället kan klart uppskattas till över 200 mil— jarder, vilket motsvarar den sammanlagda BNP—tillväxten under åren 1980—89.

Det kommer att ta tid att räta upp den nuvarande obalansen i samhällsekonomin. För att lyckas måste man effektivt använda befintliga resurser och skapa förutsättningar för resurstillväxt, inte förstöra

vitala delar av de resurser som finns.

Sammanfattning

Utredningen har på ett i många avseenden ambitiöst

sätt sökt anvisa möjligheter att dämpa elkostnads—

effekterna av en förtida avveckling av kärnkraften. Förslagen är dock otillräckliga och — särskilt såvitt avser förordade alternativ för ny kraftproduktion delvis orealistiska.

Effekterna av en förtida och forcerad avveckling av kärnkraften är så allvarliga för tillgången och priset på el att de inte kan kompenseras med andra åtgärder. De nuvarande problemen i samhällsekonomin skulle allvarligt fördjupas genom en forcerad kärnkraft-

avveckling.

I folkomröstningen för kärnkraft samlade Linje 1 och Linje 2 58 % av rösterna. Denna absoluta majoritet av väljarna röstade enligt de båda linjernas valsedlar inte för någon tidpunkt för avveckling, utan för en avveckling "i den takt som är möjlig med hänsyn till behovet av elektrisk kraft för upprätthållande av sysselsättning och välfärd". Ett beslut att inleda kärnkraftavvecklingen skulle förvärra den svåra obalansen i samhällsekonomin och dessutom gå stick i stäv mot folkomröstningsresultatet.

Vi kan därför inte ställa oss bakom ett utrednings— förslag som utgår från en förtida kärnkraftavveckling.

SÄRSKILT YTTRANDE

av experten Tord Eng

EL 90:s förslag innebär att elpriset skall sättas lika ned den genomsnittliga produktionskostnaden, vilket innebär att ny kraftproduktion blir olönsam samt att elsparandet blir för lågt, hushållen och industrin får felaktig prisinformation om vad ny kraft kostar.

EL 90 föreslår som motåtgärder mot denna olönsamhet cch överefterfrågan att Vattenfall skall åläggas huvudansvaret för ny kraftbyggnad samt att efterfrågan skall hållas tillbaka genom förhandlingar med indust— rin och punktbeskattning av hushållen.

Tanken är således att den svenska elmarknaden, som i dag fungerar i stort sett bra, skall regleras som bostads— och jordbruksmarknaderna. Elkraft är emeller— tid en speciell handelsvara — den konsumeras i samma stund som den produceras och det tar många år att bygga nya kraftverk. Det är därför i praktiken omöj— Liqt att reglera priset. Vad gör man om priset visar sig för lågt, eller med andra ord efterfrågan för hög? Inför ransonering? Förmodligen leder en reglerad narknad till en kraftig överutbyggnad - för säkerhets skall, med onödigt stora effekter på miljön som följd. Eftersom inga företag frivilligt bygger olönsamma an— Läqgningar, får man antingen tänka sig tvångmässig ut— byggnad eller att Vattenfall ensamt står för all

utbyggnad, efter årliga, uppslitande riksdagsdiskus—

sioner.

Problemen med den elintensiva industrin och de högre kraftkostnaderna kan lösas på andra sätt, exempelvis genom en tillräckligt lång övergångsperiod, då priset gradvis och förutbestämt får närma sig den kortsiktiga marginalkostnaden i produktionssystemet. Hur man bäst ska gå till väga förtjänar att utredas.

SÄRSKILT YTTRANDE

av sakkunnige Herbert Fritzsche

Utöver vad som anförts i gemensamt särskilt yttrande tillsammans med de sakkunniga Nyquist och Malmeblad vill undertecknad anföra följande.

Kemiindustrin

Många av de företag som påverkas starkast av sviktande elförsörjning och höga elpriser finns inom kemi— industrin. Känsligheten är uppenbart störst för de verksamheter, vilkas elkraftkostnad utgör en stor andel av produktens saluvärde. Hit hör exempelvis klorat— och klor/alkalitillverkningen, där elkost- nadsandelen är över 35 % resp 24 % av saluvärdet, liksom aluminium—, kisel-, karbid— och ferrolege— ringsindustrierna, där motsvarande andel är ca 20 %. Inom samtliga dessa produktområden gäller den inter— nationella marknadens pris, såväl på hemmamarknaden som vid export. Företagen har således ingen möjlighet att kompensera sig för svenska elprisökningar.

I utredningen redovisas tydligt att de elintensiva företagens förutsättningar att genom egna åtgärder minska elpriseffekterna är mycket små. Möjligheterna till ytterligare vardagsrationaliseringar och el— sparande är marginella.

Det är mot denna bakgrund naturligt att dessa industrigrenar redan påverkats av osäkerheten i energipolitiken och av hoten om stigande elpriser. Aluminiumindustrin ser sig tvingad att planera nyinvesteringar utomlands. Detsamma gäller klorat— industrin som allvarligt bemödat sig om att få klara besked, men som nu i brist på positiva sådana också ser sig nödsakad att förlägga sin expansion utanför Sverige. Ett ferrolegeringsverk har redan lagts ned, primärt på grund av svårigheter av annan art, men även för att man ansåg det meningslöst att försöka över— vinna dessa svårigheter inför hotande elprishöjningar. Det enda återstående ferrolegeringsverket anser sig vid nuvarande osäkerhet om elpriserna inte kunna besluta om några nyinvesteringar och kommer att tvingas till successiv nedläggning om elpriserna höjs väsentligt. Liknande beslutssituationer kommer att inträffa för allt fler företag.

Gruvindustrin

Gruvindustrin har ett stort och ökande behov av elkraft. Med fortgående drift ökar gruvornas djup och därmed behovet av el för ventilation och länshållning. I strävan att fortsatt förbättra arbetsmiljön införs allt fler eldrivna maskiner och fordon.

Branschens lönsamhet är redan i dagsläget mindre tillfredsställande. För de största företagen, Boliden och LKAB, motsvarar elkraftkostnaden i stort sett det genomsnittliga rörelseresultatet efter planenliga avskrivningar. Redan de elprishöjningar som nu genomförts skapar problem och ytterligare elpris— höjningar får besvärande följder. Gruvindustrin genomför för närvarande en stor gemensam FoU—insats för att minska kostnaderna och uppnå en rimlig

lönsamhet. Fortsatta elprishöjningar kan omintetgöra

effekterna av denna insats.

Om gruvindustrin skall kunna överleva långsiktigt, får elpriserna inte märkbart överstiga konkurrenternas.

De sammantagna effekterna av upphörande nyinveste— ringar och av en framtvingad successiv neddragning av verksamheter som här exemplifierats, får snabbt effekter också inom övrig industri. Det är därför av största vikt att förutsättningar skapas för en ut— veckling av svenska elpriser, som i stort ansluter sig till utvecklingen i de viktigaste konkurrentländerna. En förtida och forcerad kärnkraftavveckling omöjliggör

en sådan utveckling.

av experten Gunnar Lundberg

EL 90 rekommenderar:

— Utbyggnad av vattenkraft, 10 TWh

Utbyggnad av vindkraft, 6 TWh, på bästa lägen

— Ekonomiskt inriktad utbyggnad av kondenskraft och kraftvärme med fossila bränslen

— Prissättning efter genomsnittskostnaden i

kraftsystemet.

Genom dessa rekommendationer avstår EL 90 från att fullt ut ta ställning till betydelsen av kärnkraftens avvecklingstakt för prisutvecklingen. Av det material utredningen grundar sina slutsatser på framgår dock med önskvärd tydlighet att takten i och nivån på

prishöjningarna bestäms av

* takten i kärnkraftavvecklingen

* elanvändningens utveckling

* kostnaderna för ny kraft Olika principer för prissättning och deras tillämpning är naturligtvis en fristående fråga som inte är av-

hängig vare sig kärnkraftens avveckling eller vilka kraftslag som byggs i framtiden.

I detta yttrande har jämförelser gjorts utifrån de alternativ EL 90 skisserat. Således har inte beaktats de samhällsekonomiska vinster som sammanhänger med ett utnyttjande av kärnkraften under dess tekniska livs-

längd som bedömts vara minst 40 år.

Det torde vara uppenbart att den elintensiva industrins konkurrenskraft inte kan säkras på lång sikt, med mindre än att vi i Sverige driver en energipolitik som inte avviker från konkurrent— ländernas vad gäller kostnadsförutsättningarna för elproduktionen. Därvid är 1990—talet av särskilt intresse, vilket också framgår av betänkandet avsnitt 7.4.4. Vi kan på goda grunder anta att förutsätt— ningarna för elintensiv industri i många konkurrent— länder försämras efter år 2000. Det hänger samman med att nuvarande överkapacitet i elproduktionen upphör, ny kraft blir dyrare även i andra länder, förmånliga specialavtal löper ut samt att EG kan hinna få bukt med floran av subventioner genom elpriserna. Om vi kan klara den elintensiva industrin över 1990—talet kan det således finnas möjligheter att den kan överleva även på längre sikt. En reservation måste dock göras för de konkurrensaspekter som hänger samman med utbyggnaden av ny kraft för den skull andra länder möter en accentuerad koldioxidproblematik med utbyggnad av kärnkraft, medan vi i Sverige skulle komma att hantera det genom biobränsleproducerad el

och vindkraft.

EL 90 har valt att studera genomsnittskostnader och långsiktig marginalkostnad vid diskreta tidpunkter 1995, 2000, 2005 och 2010. Härigenom missar man den verkliga skillnaden i kostnader och möjliga priser, när kärnkraftavvecklingen inleds 1995 resp när avvecklingen sker så sent som möjligt. EL 90 borde i

stället ha tagit tid på sig att beräkna de kortsiktiga marginalkostnaderna i de olika alternativen. Av en sådan studie skulle framgått att om kärnkraftavveck— lingen sker efter år 2000 uppnår den kortsiktiga marginalkostnaden nivån för ny kraft före år 2000 endast i alternativet med hög elanvändning. I alternativen med medel och låg elanvändning når den kortsiktiga marginalkostnaden nivån för ny kraft först

när kärnkraften börjar avvecklas år 2005.

Om däremot kärnkraften börjar avvecklas 1995 uppnår den kortsiktiga marginalkostnaden nivån för ny kraft före år 2000 i samtliga studerade elanvändningsnivåer. I alternativet med hög elanvändning redan 1995. Det finns således i dessa bedömningar av kortsiktig marginalkostnad stöd för uppfattningen om en relativt måttlig prisutveckling under 1990—talet med de elanvändningsnivåer EL 90 haft som utgångspunkt, förutsatt att kärnkraftavvecklingen inte inleds under 1990-talet.

Går man till beräkningarna av genomsnittskostnader kan man av EL 90:s beräkningar få uppfattningen att alla alternativ är ungefär likvärdiga. Så är det natur— ligtvis inte. Ersätter man 10 TWh kärnkraft, med en i detta sammanhang rörlig kostnad på 8 öre/kWh (bränsle o personal m.m.) med ny kraft som kostar betydligt mer påverkas genomsnittskostnaden. EL 90 har i kalkylen för genomsnittskostnad utgått från S% realränta. Eftersom genomsnittskostnad är ett kostnadsbegrepp som utgår från kraftföretagets bokföring är det nominella räntor som måste användas. En ny anläggning kommer då in med mycket högre kostnader än de ca 28 öre/kWh de första åren. Räknat på en avveckling av ett block i Ringhals 1995 jämfört med hela avvecklingen koncentrerad till 2005—2010 skiljer 1.5 — 5 öre/kWh i

Vattenfalls genomsnittskostnad. Den lägre siffran de första åren efter 1995, den högre åren före 2005. Till 1990 diskonterat nuvärde av en tidigarelagd avveckling av ett block blir för Vattenfalls del ca 15 000 milj

kronor.

De kostnader som drabbar i första hand två kraftföretag, Vattenfall och Sydkraft, om avvecklingen inleds 1995 ska rimligen inte bäras av enbart dessa företags kunder. Företagen har därför krävt ersättning av staten för de kostnader avvecklingen förorsakar. Eftersom EL 90 inte varit beredd föreslå en senarelagd kärnkraftavveckling borde man ha uttalat stöd för uppfattningen att ägarna till berörda reaktorer ska ha ersättning. Med den princip för prissättning som EL 90 förordar skulle elpriserna då bli desamma oberoende av

om kärnkraftavvecklingen tidigareläggs eller ej.

EL 90 går lättvindigt förbi frågan om de samhälls— ekonomiska kostnaderna för en förtida avveckling av kärnkraften. De kommentarer som ges till statens energiverks utredning om de samhällsekonomiska kostnaderna synes snarare vara ägnade att miss— kreditera densamma. För att få en bild av kostnaderna kan följande enkla kalkyl göras. Kärnkraften kostar

8 öre/kWh för bränsle, personal, m.m. Ny kraft antas kosta 28 öre/kWh. skillnaden är 20 öre/kWh. Avvecklas 2 reaktorer i förtid innebär det att ca 10 TWh årligen därefter produceras på ett dyrare sätt. Kostnaden blir således 2000 milj kronor per år. Energiverket kommer fram till ungefär samma belopp exkl. miljökostnader med betydligt mer sofistikerade metoder. Om miljö- kostnader ska räknas med får man anta 40-50 öre/kWh för den nya kraften. Kostnaden blir då 3200—4200 milj

kronor per år.

I EL 90:s studerade alternativ, 3 elanvändnings— utvecklingar och 4 scenarios för kärnkraftavvecklingen har man lagt in ny produktion under de olika femårs— perioderna 1990—95, 1996—00, 2000—05 och 2005-10 för att klara elförsörjningen. Det kan resas flera in— vändningar mot det sätt på vilket detta har gjorts. Den allvarligaste invändningen är att kraftvärme inte utnyttjas fullt ut i fallen med medel och låg elanvändning och avveckling 2005—10. Skälet uppges vara att det inte skulle gå att bygga kraftvärme koncentrerat under perioden 2005—10. I verkligheten torde det vara precis tvärtom. Under 1990—talet kommer fjärrvärmenäten att vara väl försörjda med fungerande fastbränslepannor och värmepumpar. Det är först när dessa tjänat ut, vilket bedöms ske efter år 2000, som värmesidan kan bidra fullt ut för att täcka sina kostnader i ett kraftvärmeverk. Möjligheterna till en ekonomisk utbyggnad av kraftvärme är således större om man inte behöver göra den i stor skala under 1990—talet.

Som en konsekvens av hur man lagt ut den nya produk— tionen kommer kraftsystemet år 2010 i alternativen med medel och låg elanvändning att bestå av mera kondens— kraft i fallet avveckling 2005—10 än i fallet avveck— ling med start 1995. Det skulle år 2010 ge upphov till större koldioxidutsläpp. Enda orsaken till denna an— märkningsvärda slutsats är det felaktiga antagandet om kraftvärmeutbyggnaden.

Sammanfattningsvis konstateras att det inte går att säkra den elintensiva industrins konkurrenskraft med mindre än att vi i Sverige har lika goda förutsätt- ningar vad gäller elpriser och för den skull även andra produktionsfaktorer, som våra viktigaste kon— kurrentländer. 1990—talet är avgörande för att lyckas.

En förtida avveckling av kärnkraften medför att pris- stegringarna kommer tidigare i Sverige än i andra länder. Knep med olika prissättningsmodeller löser inte detta problem. Kan vi genom att behålla kärn— kraften och effektivisera elanvändningen begränsa elprishöjningarna under 1990—talet finns en möjlighet att konkurrensförhållandena utifrån elprissynpunkt ser bättre ut efter år 2000.

SÄRSKILT YTTRANDE

av sakkunnige Sven—Erik Malmeblad

Undertecknad har tillsammans med de båda sakkunniga Fritzsche och Nyquist lämnat ett gemensamt särskilt yttrande. Jag vill därutöver lämna några ytterligare synpunkter, som till stor del är särskilt relevanta

för massa- och pappersindustrin.

Konkurrensläget

Svensk ekonomi befinner sig i kris, som bedöms bli långvarig. Tillväxten utvecklas svagt och ligger under vad som krävs för att bl.a. medge uppfyllandet av en mängd sociala välfärdsåtaganden som riksdagen fattat beslut om. Inflationen är väsentligt högre än i om— världen. Långsiktiga obalanser i utrikeshandel och regional utveckling blir följden, om inte kraftfulla åtgärder på en mängd områden vidtas. Att genomdriva en omfattande strukturförändring av svensk industri som inte motiveras av marknads- och/eller konkurrensskäl vore olyckligt. Alla åtgärder som förvärrar det ekonomiska läget måste avvisas. En sådan är den förtida avvecklingen av kärnkraften.

Massa— och pappersindustrin exporterar mer än 80% av sin produktion. Därigenom är branschen känslig för förändringar i konkurrenssituationen relativt övriga stora leverantörer av massa och papper: Finland, Norge, Västtyskland, Frankrike, USA, Kanada, Brasilien

och Chile. Efter devalveringarna 1981 och 1982 befann sig svensk massa— och pappersindustri i ett gynnsamt läge och kunde hävda sig väl på världsmarknaden. De— valveringseffekterna i kombination med den långvariga internationella högkonjunkturen har inneburit att branschen under ett antal år kunnat uppvisa god lönsamhet. Den goda efterfrågan på massa och papper som vi upplevt på grund av högkonjunkuturen har emellertid samtidigt dolt den ogynnsamma kostnads— utvecklingen i Sverige jämfört med våra viktigaste konkurrentländer. Kostnaderna för ved, arbetskraft, bränsle, transporter och kapital har under de senaste åren utvecklats ogynnsamt. Kostnaderna för ved har under en stor del av 80—talet legat något under den finska industrins kostnader. Nu har skillnaden ut— jämnats. I USAs sydstater och i östra Kanada är ved- kostnaden hälften och i lågkostnadsländer som Brasilien och Chile ännu lägre jämfört med Sverige. De svenska skatterna på bränsle, som saknar motstycke i världen, har drivit upp priserna på bränsle så att de är världens högsta. Jämfört med de kontinentala till— verkarna drabbas svensk industri också av höga trans— portkostnader. Inte heller priset på elenergi är särskilt gynnsamt vid en jämförelse med stora

förbrukare utomlands.

Ekonomiska modeller

I de utredningar, som legat till grund för utredarens överväganden, bl.a. Lars Bergmans studie "Tillväxt och miljö — en studie av målkonflikter", utnyttjas allmän— na jämviktsmodeller för att beskriva konsekvenser av höjda elpriser. Modellerna förutsätter bl.a. balans i utrikeshandeln och fullständig rörlighet av arbets— kraften. Man bör alltså observera, att jämvikt i bytesbalansen uppnås endast på grund av att modellen

förutsätter det, inte på grund av att vår förmåga till produktion för export av verkliga skäl stärkes. Antagandet om arbetskraftens fullständiga rörlighet såväl geografiskt som när det gäller byte av yrken är både orealistiskt och cyniskt.

För att modellen ska gå ihop blir konsekvensen, att när den elintensiva industrins produktion faller som en följd av kraftigt stigande elkostnader måste den icke elintensiva industrin expandera. Sålunda förut— sätts verkstadsindustrin växa i en takt och omfattning som saknar realism. Av underlagsmaterial som lämnats till utredningen framgår tydligt att en stor del av verkstadsindustrins utveckling är beroende av en framgångsrik processindustri. Det är också alldeles klart att det sysselsättningsbortfall som uppstår i basindustrierna inte kan täckas av verkstadsindustrin utan en stor befolkningsomflyttning, kombinerad med byten av yrken. Verkstadsindustrin har hittills inte visat någon särskild benägenhet att etablera sig i Bergslagen eller i Norrland.

Virkesmarknaden

I Lars Bergmans studie framförs synpunkten att massa— och pappersindustrin skulle ha möjlighet att över— vältra ökade kostnader bakåt på skogsbruket. Därigenom skulle branschen lättare kunna anpassa sig till el— prishöjningar. Detta förutsätter bl.a. en sluten,

svensk virkesmarknad, ett förhållande som inte före— ligger.

Virkespriserna bestäms i allt väsentligt av kostna—

derna för att ta fram virket arbetskraftskostnader, maskin— och transportkostnader samt nödvändig avkast— ning på kapitalet. Hälften av Sveriges skogsmark ägs

av privatpersoner. De allra flesta av dessa har även andra utkomster än skogsbruket. Sänkta virkespriser skulle medföra sänkt virkesutbud på både kort och lång sikt. Det skulle också medföra sämre möjlighet till skogsvårdsåtgärder som krävs för ett långsiktigt, uthålligt skogsbruk.

Sverige är i dag en nettoimportör av virke. Merparten kommer från östersjöländerna. I en situation där massaindustrin drabbas av försämrad lönsamhet med nedläggningar och stagnation som följd kommer branschens efterfrågan på ved att minska liksom de vedpriser företagen kommer att kunna betala.

Närheten till stora skogsindustriländer som Finland och Norge gör det sannolikt att virkesströmmarna i ett sådant läge vänder och att Sverige blir nettoexportör av virkesråvara. Den finska och norska industrin kommer att vara beredd att köpa svensk råvara till priser som de i dag betalar. Därigenom kommer den förutsatta övervåltringen bakåt knappast att inträffa. Priserna kommer att hållas på den nivå som en expanderande industri i våra grannländer är beredd att betala. Blir priserna för låga minskar avverkningen.

Konsekvenser

Vid utredningens besök vid branschens anläggningar i Kvarnsveden, Ortviken och Vargön har tydligt framgått betydelsen av dessa anläggningar för utvecklingen i orterna Borlänge, Sundsvall och Vänersborg. Det har också framhållits, inte minst från de lokala fackorganisationernas sida, oro för att de kraftigt höjda elpriserna vid avveckling av kärnkraften skall leda till driftsinskränkningar och förlorade arbets— tillfällen. Det hade varit värdefullt om utredaren

hade redovisat intrycken och slutsatser från dessa besök i betänkandet.

Basindustrin har stor betydelse för utvecklingen av övrigt näringsliv och samhälle. Branschen sysselsätter direkt ca 40.000 personer och indirekt i skogsbruk, transporter och servicenäringar flerdubbelt detta antal. En neddragning av massa- och pappersindustrin slår därför särskilt hårt mot skogslänen. Skogs- industrin är landets största enskilda transportör och en minskad transportvolym av massa, papper och skogs— råvara påverkar också sysselsättningen hos åkerier och

andra transportföretag.

I en nyligen (1988) gjord studie vid Uppsala och Umeå universitet har redovisats hur en stor investering i processindustrin påverkar övrigt näringsliv. Det är Ortvikens utbyggnad 1984—86 som har studerats. In- vesteringsbeloppet uppgick till 1,6 mdr kronor, och man fann att ca 35% av beställningarna placerades hos leverantörer i närområdet och ytterligare 4% i regionen. Man kunde också påvisa bestående effekter på sysselsättning, framförallt hos de verkstadsindustrier som var leverantörer till projektet. Studien visar på ett övertygande sätt betydelsen av en livskraftig basindustri för verkstadsindustrin och övrigt näringsliv. Ett exemplar av studierapporten har överlämnats till utredningssekretariatet.

Branschredovisning

Tillsammans med representanter för de olika branschernas fackförbund har företrädare för elintensiva branscher inför utredningen redovisat nuläge och framtid. Dessa redovisningar har fått mycket litet utrymme i betänkandet. Vad gäller massa-

och pappersindustrin är det värt att särskilt fram— hålla de mycket positiva framtidsbedömningar som de flesta oberoende bedömare gör avseende världens efter- frågan på papper och papp. Årligen väntas konsumtionen av papper och papp stiga med 6—8 Mton, vilket nästan motsvarar Sveriges nuvarande produktion. Bransch— företagens strategi är att anpassa produktionen till efterfrågan på den internationella marknaden och att hushålla med vedråvaran. Det har inneburit en markerad satsning på tidningspapper och andra pappers— och kartongslag med stor inblandning av mekanisk massa.

Branschen har en modern och effektiv produktions— apparat. Såväl ur miljö— som energisynpunkt tillhör svensk massa— och pappersindustri de ledande i världen. Mycket av processer och processutrustning har utvecklats i Sverige. Exempelvis har svensk industri varit pionjärer när det gällt utvecklingen av processer och utrustning för tillverkning av termo— mekanisk massa. skulle utvecklingen i Sverige leda till att tillverkningen av massa och papper ersätts av motsvarande produktion utomlands, innebure det i ett globalt perspektiv inga vinster vare sig på miljö— eller energiområdet, snarare tvärtom.

En ensidig höjning av de svenska elpriserna skulle innebära, att ett av de få områden, där svensk elintensiv industri inte har konkurrensnackdelar, skulle tas bort. Anpassningsmöjligheterna såväl på

kort som lång sikt är begränsade.

Användning av returpapper är mindre elkrävande än framställning av mekanisk massa ur ved. Mängden tillgängligt svenskt returpapper begränsas av den inhemska papperskonsumtionen. Insamlingen av

returpapper i Sverige ligger redan på en hög nivå och

kan inte öka väsentligt. Importen av returpapper sker i konkurrens med bl.a. de kontinentala bruken som har

nära till råvara och marknad.

Svenska bruk kan därför inte räkna med att i stor skala och med ekonomi kunna köpa upp returpapper på kontinenten och i Storbritannien för transport till Sverige för att därefter reexporteras i form av nytt papper. Man bör också ha klart för sig, att även returpappersupparbetning har sina miljöeffekter. För att få en ren fiberråvara måste vid upparbetningen av returpapper en inte obetydlig andel av materialet rejekteras. Det rejekterade materialet ger omhänder—

tagandeproblem.

Det är inte realistiskt att förutse någon omfattande övergång från den elkrävande produktionen av t.ex. massa och tidningspapper till mindre elberoende tillverkning av sulfatmassa och papperskvaliteter baserade på sulfatmassa. De höga Virkespriserna, marknad, kapitalbehov och miljöfrågorna talar emot en sådan utveckling.

Avslutning

Utvecklingen av svensk industri skulle stimuleras av positiva signaler från politiskt håll. Ett vidhålla