SOU 1995:139

Omställning av energisystemet : slutbetänkande

Genom beslut den 30 juni 1994 bemyndigade regeringen chefen för Näringsdepartementet att tillkalla en parlamentariskt sammansatt kommission med uppdrag att granska de pågående energipolitiska programmen för omställning och utveckling av energisystemet och analysera behovet av Förändringar och ytterligare åtgärder. Med stöd av detta bemyndigande tillsattes Energikommissionen.

En förteckning över kommissionens ledamöter, sakkunniga och experter samt dess sekretariat bifogas.

Kommissionen har i februari 1995 avgivit delbetänkandet Ny elmarknad (SOU 1995214).

Vi överlämnar härmed vårt slutbetänkande Omställning av energi- systemet (SOU 19951139). Till betänkandet hör bakgrundsmaterial som vi avser att överlämna som fristående underlagsbilagor (SOU 1995: 140).

I arbetet med slutbetänkandet har som ledamöter deltagit riksmarskalken Gunnar Brodin, ordförande, riksdagsledmöterna Inge Carlsson (s) och Dan Ericsson (kds), filosofie kandidaten Pär Granstedt (c), kommunalrådet Nina Jarlbäck (s), teknologie licenciaten Tomas Kåberger (nominerad av mp), läraren Gun Larsson (v), marknadssekreteraren Lars G. Linder (s), direktören Per-Richard Molén (m), förutvarande statsrådet Rune Molin (s), Oppositionsrådet Birgitta Nilsson (fp) samt riksdagsledamöterna Martin Nilsson (s) och Mikael Odenberg (m).

Som sakkunniga har deltagit departementsrådet Svante Bodin, generaldirektören Alf Carling, departementsrådet Håkan Heden, generaldirektören Kjell Jansson, professorn Arne Jernelöv, departementsrådet Stefan Lundgren, direktören Sven Erik Malmeblad, utredningssekreteraren Jan-Erik Moreau, generaldirektören Bertil Pettersson samt verkställande direktören Bengt Söderström.

Kommissionens huvudsekreterare har varit kanslirådet Sten Kjellman. Som sekreterare har i arbetet med slutbetänkandet tjänstgjort avdelnings-

direktören Olle Björk, departementssekreteraren Lotta Bredhe, civilekonomen Michael Borchers, civilingenjören Elisabet Falemo, avdelningsdirektören Yvonne Fredriksson, hovrättsassessom Erica Hemtke, departementssekreteraren Irene Kolare, avdelningsdirektören Christina Oettinger-Biberg och departementssekreteraren Jonas Victorsson. För kommissionens expedition har assistenterna Lena Sandstedt och Ann—Kristien Soltau ansvarat. Till betänkandet är fogade reservationer och särskilda yttranden.

Stockholm i december 1995

Gunnar Brodin

Inge Carlsson Dan Ericsson Pär Granstedt Nina Jarlbäck Tomas Kåberger Gun Larsson Lars G. Linder Per-Richard Molén Rune Molin Birgitta Nilsson Martin Nilsson Mikael Odenberg

/Sten Kjellman

Rättelseblad

Följande ändringar skall införas i betänkandet Omställning av energisystemet (SOU 1995:139).

- sid 65. Första meningen i första stycket skall vara:

Fjärrvärmeproduktionen har sedan år 1970 ökat från ca 15 TWh till dagens ca 47 TWh (inklusive omvandlings- och distributionsförluster).

- sid 114. Rubriken skall vara: 4.1 Energitillförseln.

- sid 121. Sista meningen i första stycket skall vara: I södra Finland finns en likströmsförbindelse med Ryssland.

sid 148. Noten "Ånggeneratorbyte planeras år 1995 på R3." under tabell 5.1 skall vara "Ånggeneratorbyte genomfördes år 1995 på R3."

- sid 156.Noten "Exkl. Oskarshamn 1 som var avställd” under tabell 5.3 skall vara "Oskarshamn 1 var under året avställd".

- sid 191. Sista meningen i tredje stycket skall vara: Den traditionella användningen av helved i småhus, vars ägare ofta har tillgång till egen skog, uppgick år 1994 till ca 12 TWh.2

- sid 205. Första meningen i första hela stycket skall vara: Inom industrisektorn råder ingen konkurrens mellan biobränslen och naturgas.

— sid 274. Tabellhänvisningen på sista raden skall vara till tabell 10.4.

— sid 287. Hänvisningen i noten skall vara till underlagsbilagoma l, 2, 30 och 31.

sid 289. Den första meningen i sista stycket skall börja: Sannolikheten för en ovanlig händelse

- sid 297. I första meningen under rubriken Svavel skall parentestecknen strykas.

- sid 309. I näst sista stycket, första meningen, skall ordet "har" på tredje raden strykas.

- sid 343. På sista raden i tabell 13.1 skall stå "7,1" i stället för "7,4".

- sid 345. Hänvisningen omedelbart före rubriken Information och ut- bildning skall vara till kapitel 8.

- sid 346. Andra meningen i sista stycket skall vara: Skatt skall enligt direktiven tas ut endast i den mån de skattepliktiga produkterna används som motorbränslen eller för uppvärmningsändamål.

- sid 347. Hänvisningen på sista raden på sidan skall vara till kapitel 12.

- sid 357. Sista meningen i första stycket skall vara: Flera utredningar har under de senaste åren försökt att lösa sådana konflikter.

Innehåll Förkortningslista .................................. 13 Sammanfattning ................................... 17 Summary ....................................... 39 1. Energisystemet ................................ 63 1.1 Sverige ................................. 63 1.2 Omvärlden .' ............................. 74 2. Utgångspunkter ................................ 85 2.1 Kommissionens uppdrag ..................... 85 2.2 Bakgrund ............................... 87 2.3 Utredningsarbetets inriktning och betänkandets disposition ............................... 95 3. Energianvändningen ............................ 101 3.1 Energianvändningens fördelning ............... 101 3.2 Bebyggelsesektorns energianvändning ........... 103 3.3 Industrins energianvändning ................. 105 3.4 Transportsektorns energianvändning ............ 109 4. Energiförsörjningen ............................ 113 4.1 Energitillförseln .......................... 1 14 4.1.1 Bränslen .......................... 116 4.1.2 El .............................. 119 4.2 Produktionssystemet ....................... 122 4.2.1 Vattenkraft ........................ 122 4.2.2 Kraftvärme och industriellt mottryck ...... 123 4.2.3 Kondensanläggningar och gasturbiner . '. . . . 125 4.2.4 Vindkraft ......................... 126 4.3 Nya el- och värmeproduktionsanläggningar ....... 127 4.3.1 Ny vattenkraft ...................... 127 4.3.2 Ny kraftvärme ...................... 129 4.3.3 Ny värmeproduktion ................. 134 4.3.4 Ny kondensproduktion ................ 135

4.3.5 Ny vindkraft ....................... 136

4.4 Sammanfattning av elproduktionskostnader ....... 137 4.5 Tillståndsfrågor .......................... 139 4.5.1 Lagstiftningen ...................... 139 4.5 .2 Myndigheterna ..................... 143 4.5.3 Miljöbalken ....................... 144 4.5.4 Tillståndsproceduren för ny kraft-

produktion ........................ 145 5. Kärnkraften .................................. 147 5.1 Reaktorema och deras ägare ................. 147 5.2 Säkerhetsarbetet .......................... 1 49 5.2.1 Utgångspunkter för säkerhetsarbetet ....... 149 5.2.2 Kärnkraftverkens åldrande ............. 152 5.3 Produktion och kostnader ................... 153 5.4 Kärnavfall .............................. 160 5.4.1 Kärnavfallshanteringen i Sverige ......... 160

5.4.2 Finansiering av kärnavfallshanteringen, inklusive rivning av kärnkraftverken ...... 16] 5.4.3 Stängning och rivning av kärnkraftverk . . . . 163 5.4.4 Kontroll av kärnavfall ................ 164 5.5 Skadeståndsansvaret för atomskador ............ 164 5.5.1 De internationella konventionerna ........ 164 5.5 2 Ansvarsbeloppens storlek .............. 165 5.5.3 Atomförsäkringspoolerna .............. 166 5.5.4 Regleringen i Sverige ................. 167 5.5.5 Ansvarsgränser i andra länder ........... 168 5.5.6 Pågående internationella förhandlingar ..... 169 5.6 Kärnkraft i andra länder .................... 170 5.7 Ny kämkraftteknik ........................ 172 6. Naturgas .................................... 175 6.1 Dagens användning ....................... 175 6.2 En utvidgad gasmarknad .................... 175 6.3 Miljöpåverkan ........................... 179 6.4 Omvärlden ............................. 181 6.4.1 Framtida marknadsutveckling ........... 182 6.4.2 Gasmarknadens struktur ............... 183 6.4.3 Infrastruktursatsningar i EU—samarbetet . . . . 184 6.5 Prissättning ............................. 185 6.6 Svensk gasimport och ett nordiskt samarbete ...... 186

6.7 Några sammanfattande slutsatser .............. 188 7. Biobränslen, torv m.m. .......................... 191 7.1 Efterfrågan ............................. 192 7.2 Utbud 195 7.3 Miljöpåverkan ........................... 199 7.3.1 Klimatpåverkan ..................... 200 7.4 Förgasning av biobränslen ................... 202 7.5 Biobränslen och naturgas ................... 203 8. De energipolitiska programmen .................... 207 8.1 Programmen för omställning och utveckling av energisystemet - energianvändning ............. 207 8.1.1. Insatser .......................... 208 8.1.2 Hittills avläsbara resultat .............. 210 8.1.3 Kommentarer ...................... 211 8.2 Programmen för omställning och utveckling av energisystemet - tillförsel ................... 212 8.2.1 Insatser .......................... 212 8.2.2 Hittills avläsbara resultat .............. 214 8.2.3 Kommentarer ...................... 216 8.3 Insatser inom EU ......................... 217 8.4 Energiforskning .......................... 219 8.4.1 Energiforskningsprogrammet ............ 219 8.4.2 Energiforskningsprogrammet under åren 1991 - 1996 .................... 221 8.4.3 Hittills avläsbara resultat .............. 223 8.4.4 Svenska insatser i ett internationellt perspektiv ......................... 224 8.4.5 Redovisning av prioriterade forsknings- områden .......................... 228 8.4.6 Forskningsfinansiering ................ 231 8.4.7 Ersättning av kärnkraften ställer särskilda krav på EFUD ...................... 233 8.5 Ny teknik .............................. 233 9. Priser på el och bränslen ........................ 241 9.1 Prisutvecklingen på bränslen internationellt och i Sverige ............................ 241 9.2 Dagens bränslepriser i Sverige ................ 244 9.3 Pris på fjärrvärme ........................ 246 9.4 Internationella bränslepriser i framtiden ......... 246

9.5 Elprisets utveckling och prisbildningen på

elmarknaden i Sverige ..................... 249 9.6 Elpriset på den nya elmarknaden .............. 254 9.7 Elpriser i andra länder ..................... 261 10. Den energiintensiva industrin ..................... 267 10.1 Stukturomvandlingen ...................... 267 10.2 Energi— och elkostnader .................... 276 10.3 Sysselsättning ............................ 279 11. Risker och miljöeffekter ......................... 287 1 1.1 Inledning ............................... 287 1 1.2 Riskerna med energisystemet ................. 287 l 1 .3 Kärnkraft .............................. 291 1 1.4 Förbränning ............................. 296 1 1.5 Vattenkraft ............................. 301 11.6 Att värdera miljöeffekter .................... 301 1 1.7 Sammanfattande slutsatser ................... 308 12. Klimatfrågan ................................. 311 12.1 Växthuseffekten .......................... 3 1 1 12.2 Koldioxidutsläpp ......................... 314 12.3 Åtgärder och kostnader för att motverka klimat- förändringar ............................. 3 1 7 12.4 FN:s klimatkonvention ..................... 321 12.5 Den svenska politiken på klimatområdet ......... 322 12.6 Omställningen av energisystemet och klimat- politiken ............................... 325 12.7 EU:s klimatpolitik ........................ 328 12.8 Utvecklingen efter den första partskonferensen i Berlin ................................ 329 12.9 Stategier för framtiden ..................... 331 12.10 Sammanfattning och slutsatser ................ 334 13. Styrmedel i energipolitiken ....................... 339 13.1 Styrmedel .............................. 339 13.2 Energipolitiska mål och styrmedel sedan 1970—talet . 339 13.3 Dagens styrmedel ......................... 342 13.4 Energiskatter m.m. i Europa ................. 346 13.5 Krav på styrmedel ........................ 354

13.6 Styrmedel för att ställa om elproduktionen ....... 358 14. Åtgärder för att minska el— och bränsleanvändningen ..... 371 14.1 Inledning ............................... 371 14.2 Hushållningsåtgärder i bebyggelsen ............ 373 14.3 Hushållningsåtgärder i industrin ............... 379 14.4 Hushållningsåtgärder i transportsektorn .......... 381 14.5 Sammanfattning av möjliga hushållningsåtgärder . . . 382 14.6 Sanband mellan tillförsel och användning ........ 383 14.7 Förutsättningar för investeringar i energi- hushållning ............................. 384 15. Konsekvenser av omställningen .................... 387 15.1 Inledning ............................... 387 15.2 Omställningsalternativen .................... 3 88 15.3 Alternativ A: 40 års dirftstid ................. 391 15.4 Alternativ B: Avveckling till år 2010 ........... 396 15.5 Alternativ C: Långsam avveckling ............. 403 15.6 Koldioxidrestriktionen ..................... 406 15.7 Anpassningskostnaderna .................... 413 15.8 Sammanfattning av beräkningsresultaten ......... 417

16. Vissa rättsliga frågor i samband med en avveckling

av kärnkraften i Sverige ......................... 421 16.1 Inledning ............................... 421 16.2 De legala förutsättningarna för ett beslut om en avveckling av kärnkraften ................... 421 16.3 Hur skall beslutet komma till uttryck ........... 422 16.4 Utformningen av en lagstiftning om avveckling . . . . 423 16.5 Frågan om kraftföretagen har rätt till ersättning vid en avveckling av kärnkraften ................. 424 16.5.1 Allmänt om rådighetsinskränkningar och rätt till ersättning ....................... 425 16.5.2 Ingrepp mot tillståndspliktig verksamhet . . . . 425 16.5.3 Kärnteknisk verksamhet och rätt till ersättning vid ingrepp som berör tillståndet ......... 427 16.5.4 Rätten till ersättning enligt 2 kap. 18 å andra stycket RF ................ 428 16.5.5 Rätten till ersättning enligt Europa- konventionen ............................ 430 16.6 Ersättningsskyldighetens omfattning ............ 431

16.6.1 Ersättningsskyldighetens omfattning enligt

2 kap. 18 å andra stycket RF ........... 431 16.6.2 Ersättningsskyldighetens omfattning enligt

Europakonventionen .................. 434 16.7 Lagreglering av ersättningsfrågan .............. 434 16.8 Övriga frågor ............................ 436 17. Kommissionens överväganden och förslag ............ 437 17.1 Målen för energipolitiken ................... 437

17.2 Övriga förutsättningar för kommissionens bedömningar ............................ 439 17.3 Energianvändningen ....................... 439 17.4 Hushållningen med energi ................... 441 17.5 Energitillförseln .......................... 447 17.6 Konsekvenser av kämkraftsavveckling m.m. ...... 452 17.7 Styrmedel för omställningen ................. 458 17.8 Klimatpolitiska överväganden ................ 469 17.9 Myndighetsstruktur på energiområdet ........... 471 17.10 Övriga överväganden ...................... 472 17.11 Avlutande överväganden .................... 475 Reservationer ................................... 477 Särskilda yttranden ................................ 519

Bilagor

1. Kommissionens direktiv ......................... 553 2. Tilläggsdirektiv ............................... 573

3. Kommissionens ledamöter, sakkunniga, experter och sekretariat ................................ 577

4. Förklaringar av vissa begrepp, måttenheter, omräkningsfaktorer m.m. ........................ 587

Underlagsbilagor i särskilda bilagedelar

UNDERLAGSBILAGA I

Produktionstekniker och kostnader Kärnkraft Naturgas i Sverige Biobränslemarknaden Lokalisering av ny kraftproduktion Internationella förutsättningar för svensk import av naturgas Programmet för omställning och utveckling av energisystemet Analys av produktionskostnader m.m. vid svenska kämkraltverk Landets elenergibalans i stadium 1997 med två kärnkraftblock ur dirft

PPOHQPIFPNf

UNDERLAGSBILAGA II

10. Uppvärmning av bebyggelsen i Sverige 1 1. Förutsättningar och incitament för energieffektivisering 12. Potentialer för energieffektivisering 13. Översikt av tidigare potentialbedömningar för energieffektiviser- ingar 14. Programmet för effektivare energianvändning 15. Energieffektivisering inom industrin 16. Energianvändningen i Sverige

UNDERLAGSBILAGA III

17. Omställningen av energisystemet

18. Styrmedel 19. Effekter av höjda elpriser på den svenska skogssektorn 20. Sysselsättningseffekter av ökad slutlig efterfrågan påindustri- produktion 21. Sysselsättning på lokala arbetsmarknader 22. Konkurrentländernas elpriser

23. Åtgärder för att stimulera förnybar energi i andra länder 24. Energibalanser 25. Ekonomiskt ansvar vid kämkraftsolyckor

UNDERLAGSBILAGA IV

26. Rättsliga frågor i samband med kärnkraftens avveckling 27. Det svenska forlkomröstningsinstitutet och kärnkraftsomröst- ningen 28. Klimat frågan 29. Studie av kostnaden för begränsning av koldioxidutsläppen 30. Energisystemets katastrofrisker

31. Konsekvenser av en stor kärnkraftsolycka

32. Energiforskningen 33. Energiforskning, utveckling och demonstration

Förkortningar AES Allmänna energisystemsmdier, en del av energi-

ALTENER

BFR

BWR

CLAB

Ds

EES

EF UD

EG

EMAS

EU

FABEL

FSAR

IAEA

forskningsprogrammet

EUzprogram för introduktion av förnybara energislag Specific Actions for Greater Penetration of Renewable Energy Sources Byggforskningsrådet

Kokarvattenreaktor (Boiling Water Reactor) Centralt lager för använt bränsle i Oskarshamn Publikation i departementsserien

Europeiska ekonomiska samarbetsområdet

Energiforsknings-, utvecklings- och demonstra- tionsinsatser

Europeiska gemenskaperna

EU:s förordning om frivillig miljöstyming och miljörevision (Eco Management and Audit Scheme)

Europeiska unionen

Programstyrelsen för främjande av biobränsleel

Final Safety Analysis Report

Internationella atomenergiorganet (International Atomic Energy Association)

IEA

IPCC

ISO

IVA

JOULE

KFB

KTL

ML

NFR

NEA

NPT

NRL

NU

NUTEK

NVL

OECD

International Energy Agency

FN:s expertpanel för klimatfrågor (Integovernental Panel on Climate Change)

Internationella standardiseringsorganisationen (International Standard Organization)

Ingenjörsvetenskapsakademien

EU:s forsknings— och utvecklingsprogram för icke nukleär energi, Joint Opportunities for unconventional or long-term Energy Supply

Kommunikationsforskningsberedningen

Lagen (1984:3) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen)

Miljöskyddslagen (1969z387) Naturvetenskapliga forskningsrådet

OECD:s organ för atomenergifrågor (Nuclear Energy Agency)

Icke-spridningsfördraget (Non Party Treaty)

Lagen (1987: 12) om hushållning med naturresurser (naturresurslagen)

Näringsutskottet

Närings- och teknikutvecklingsverket Naturvårdslagen (19642822)

Industriländemas organisationen för ekonomiskt samarbete och utveckling (Organization for Economic Co-operation and Development)

OPEC

OSS

PBL

prop.

PWR

RF

rskr.

SAVE

SCB

SFR

SIMS

SIS

SLU

SKB

SKI

SOU

SSI

Sammanslutning av oljeproducerande länder i Afrika, Asien och Latinamerika (Organization of Petroleum Exporting Countries)

Oberoende staters samverkan. Sammanslutning av de forna republikerna i Sovjetunionen

Plan- och bygglagen (1992:1769) Regeringens proposition

Tryckvattenrektor (Pressure Water Reactor) Regeringsformen

Riksdagens skrivelse

EUzprogram för energieffektivisering, Specifik Actions for Vigorous Energy Eficiency

Statistiska centralbyrån Slutförvar för reaktoravfall i Forsmark

Institutionen för Skog-Industri-Marknad-Studier vid SLU

Standardiseringen i Sverige, ideell förening som arbetar med internationell och svensk standard

Sveriges Lantbruksuniversitet

Svensk kärnbränslehantering AB. Kärnkraftsföretagens gemensamma bolag för hantering av kärnavfallsfrågor

Statens kämkraftinspektion

Statens offentliga utredningar

Statens strålskyddsinstitut

TFR Teknikvetenskapliga forskningsrådet

THERMIE EU:s demonstrationsprogram för icke nukleär energi, T echnologie Européennes pour la Maitrise de l'Energie

ToK Trafik- och klimatkommittén

UNIPEDE Internationell organisation för kraftproducenter och -distributörer (International Union of Producers and Distributors of Electrical Energy)

VL Vattenlagen (1983 :29 1)

WEC Världsenergirådet, kraftindustrins internationella organisation (World Energy Council)

SAMMANFATTNING

Bakgrund och utgångspunkter

Kommissionens uppdrag i sammanfattning är enligt direktiven att:

—granska de pågående energipolitiska programmen för omställning och utveckling av energisystemet och analysera behovet av förändringar och ytterligare åtgärder, -mot bakgrund av elmarknadens avreglering följa utvecklingen på den svenska elmarknaden och föreslå de åtgärder som kan anses vara motiverade för att säkerställa en effektiv elförsörjning. Kommissionen bör särskilt behandla utlandshandeln och de regionalpolitiska frågorna, -lägga fram förslag om program med tidsangivelser för omställning av energisystemet. Kommissionens uppdrag är av mycket bred energipolitisk karaktär. Det understryks i direktiven att 1991 års riktlinjer för energipolitiken skall vara en utgångspunkt för kommissionens arbete. Det framhålls att riktlinjerna är basen för ett brett och stabilt parlamentariskt samförstånd i energipolitiken. Ytterligare en utgångspunkt för kommissionens arbete är att omställningen och utvecklingen av energisystemet kan grundas på långsiktigt hållbara politiska beslut. Besluten måste vara sådana att fastlagda mål för energipolitiken framstår som trovärdiga över tiden. Kommissionen skall enligt direktiven göra en fördjupad analys av de resultat som nåtts inom ramen för den energipolitiska överens- kommelsen och därvid också bedöma om de beslut som har fattats är adekvata och tillräckliga. Kommissionen skall särskilt granska i vilken utsträckning de senare årens omvärldsförändringar har påverkat förutsättningarna för omställ- ningen av energisystemet. Efter år 1991 har flera frågor aktualiserats som inte omfattades av den energipolitiska överenskommelsen. Exempel på detta är 1992 års klimatöverenskommelse i Rio, de betydelsefulla förändringarna i Central— och Östeuropa, EES—avtalet och det svenska medlemskapet i EU. Kommissionen redovisade i februari 1995 sina bedömningar om elmarknadsreformen i delbetänkandet Ny Elmarknad (SOU 1995:14).

Innehåll

I kapitel [ ges bl.a. en översikt av den globala energiförsörjningen.

Världens energiförsörjning är baserad på fossila bränslen. Dessa svarar för mer än nio tiondelar av den totala tillförseln av kommersiell energi, vilken domineras av olja. Länderna kring Persiska viken utgör det helt dominerande exportområdet. Även Norge har en stor export. Vatten— och kärnkraft svarar för 2,5 respektive 7 % av tillförseln. Den naturgas som används i världen motsvarar drygt hälften av oljeanvändningen. Stenkol svarar för närmare en tredjedel av världens energitillförsel. Utanför OECD-länderna svarar de traditionella energislagen (ved, träkol, m.m.) för ungefär en tiondel av den totala energiförsörjningen.

Det skedde en omfattande utbyggnad av kärnkraft i världen under 1970- och 1980—talen. Tillväxten har därefter avstannat i Europa och produktionen har minskat i Östeuropa på grund av att flera kärnkraftreaktorer har stängts. I Asien, t.ex. Kina, Japan och Sydkorea, fortsätter utbyggnaden.

Världens vattenkraftsproduktion ökar förhållandevis långsamt och kan inte förväntas att ge några större bidrag till ett ökat framtida energibehov. År 1994 producerades totalt i världen vattenkraft som motsvarar ungefär 40 gånger den svenska elproduktionen från vattenkraft. I Nordamerika och Europa har utbyggnaden i stort sett avstannat, medan den tillkommande vattenkraften finns i främst Ostasien och Latinamerika.

De samlade globala utsläppen av koldioxid från energisektorn var år 1991 omkring 22 miljarder ton. OECD-länderna svarade för knappt hälften av de globala koldioxidutsläppen. USA, f.d. Sovjetunionen, Kina och Japan svarade för de största andelarna. Utsläppen från EU motsvarade 15 % av de globala utsläppen.

Energianvändningen växer inte längre lika snabbt som under 1970—talet. Då ökade den med i genomsnitt ca 2,7 % per år. Under 1980-talet var ökningstakten i genomsnitt en procentenhet lägre och har därefter varit ungefär oförändrad. Det är dock stora skillnader mellan olika områden i världen och de senaste årens minskande energi- användning i östra Europa och f.d. Sovjetunionen har bidragit till att ökningstakten har avtagit.

Under senare år har energianvändningen per producerad BNP-enhet i genomsnitt fallit i de rika OECD—länderna, som använder hälften av all energi i världen. Däremot har situationen i de fattiga länderna och i de

tidigare centralplanerade länderna utvecklats i motsatt riktning, med en ökande energianvändning i förhållande till den ekonomiska tillväxten. Industriländernas andel av energianvändningen väntas fortsätta att minska i framtiden, men den totala energianvändningen i världen förutses ändå fortsätta att öka.

[ kapitel 2 redogörs för utgångspunkter för och genomförande av kommissionens arbete.

Energianvändningen i Sverige beskrivs i kapitel 3. Den slutliga energianvändningen redovisas fördelad på bebyggelse-, industri- samt transportsektorerna.

Huvuddelen av energianvändningen i bebyggelsen avser uppvärmning, medan den i övrigt utgörs av främst elanvändning för hushålls- och driftändamål. År 1994 användes ca 71 TWh el och 49 TWh bränslen.

Under perioden 1970 - 1985 femfaldigades elvärmeanvändningen i landet till ca 25 TWh. Användningen av elvärme och hushållsel har därefter ökat måttligt, medan användningen av driftel i lokaler har vuxit snabbare. Användningen av oljeprodukter har minskat kraftigt i bebyggelsesektorn medan fjärrvärmeanvändningen har ökat. Även inom fjärrvärmeproduktion har användningen av olja minskat och ersatts med främst biobränslen.

Den totala energianvändningen inom industrin var ca 154 TWh år 1970 och 141 TWh år 1994. Av det tillförda bränslet var drygt 50 % biobränslen och 25 % oljeprodukter. Oljeanvändningen har minskat markant under perioden, samtidigt som elanvändningen har ökat.

Cirka 70 % av den totala energianvändningen i industrisektorn kan hänföras till de mest energikrävande branscherna gruvindustri, massa- och pappersindustri, kemisk industri, jord- och stenindustri samt järn- och stålindustri. För industrin som helhet har Oljeanvändningen per producerad enhet minskat med fyra femtedelar, medan den specifika elanvändningen förblivit ungefär oförändrad. Massa- och pappersindustrins specifika elanvändning ökade påtagligt under främst 1980-talet, beroende på framför allt en växande produktion i elintensiva processer, men har därefter åter avtagit.

Transportsektorns energianvändning består huvudsakligen av olje- produkter, främst bensin, diesel och flygbränsle, som används till person- och godtransporter. El används inom transportsektorn för att driva spårbunden trafik. År 1994 användes 2,6 TWh el och 96,2 TWh bränsle, varav 12,6 TWh bunkeroljor i utrikes sjöfart.

Transportarbetet har under hela efterkrigstiden ökat kraftigt, såväl för person— som godstransporter. Den tekniska utvecklingen har resulterat i en viss minskning av den specifika bränsleanvändningen i nya fordon.

På senare år har dock utvecklingen mot bränslesnålare fordon stagnerat.

I kapitel 4 - 7 beskrivs den svenska energitillförseln och kostnader för ny elproduktion samt mer detaljerat kärnkraft, naturgas och biobränslen.

Energitillförseln har varit relativt stabil sedan år 1970 och legat kring 450 TWh per år. År 1994 var tillförseln 460 TWh. Stora förändringar har dock ägt rum i energisystemet, där den mest väsentliga är den kraftiga minskningen av olja och utbyggnaden av vatten- och kärnkraft. Elproduktionen har mer än fördubblats sedan år 1970. Oljeanvändningen har samtidigt minskat med 40 %. Användningen av biobränslen och torv uppgick år 1994 till ca 78 TWh. För elproduktion användes totalt ca 2,5 TWh biobränslen.

Det svenska elproduktionssystemet är i huvudsak baserat på vatten- och kärnkraft. Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär hälften av Sveriges totala elproduktion. Vid torrår kan elproduktionen i vattenkraftstationema minska med upp till 15 TWh, och vid våtår öka med ca 10 TWh. Den installerade effekten är ca 16 500 MW.

Merparten (21 TWh) av i dag ej utbyggd vattenkraft är skyddad enligt naturresurslagen. Det teoretiska tillskottet av ej utbyggd eller lagskyddad vattenkraft uppgår till ca 5 TWh. Närings- och teknikutvecklingsverket (NUTEK) bedömer dock att vattenkraften fram till år 2005 kan komma att byggas ut med ca 1 TWh. Det finns möjligheter att bygga ut vattenkraften med större hänsyn tagen till omgivningspåverkan. Kostnaderna för ny vattenkraft uppskattas till 25 - 35 öre/kWh. '

Det finns en betydande installerad eleffekt i oljekondensanläggningar och gasturbiner. Dessa anläggningar används dock för spetslast- produktion och som reserv vid torrår. Kostnaderna för att bygga nya kondensanläggningar varierar, med nuvarande bränslepriser, från ca 28 öre per kWh för naturgaskondens till 32 öre/kWh för kol- och oljekondens.

År 1994 fanns ca 160 vindkraftverk i drift, vilka producerade drygt 0,074 TWh el. Elproduktionskostnadema i vindkraftverk är starkt beroende av vindläget. De uppskattas till 30 - 40 öre/kWh i bra vindlägen. Vindkraft stöds f.n. med såväl investeringsbidrag som en miljöbonus.

I kraftvärme i industrin, s.k. industriellt mottryck, producerades år 1994 4 TWh el. Den tekniska möjliga produktionen bedöms vara ca 5 TWh.

Elproduktionen i kommunala kraftvärmeverk var samma år 4,6 TWh. De låga elpriserna har medfört att de kommunala kraftvärmeverken utnyttjats i mindre omfattning än vad den installerade effekten medger. Det finns en installerad effekt i kraftvärmeverk i fjärrvärmenäten som medger en elproduktion på 8 10 TWh. Värrneunderlaget i dessa fjärrvärmenät begränsar dock elproduktionen till ca 7 TWh.

Möjligheterna att öka fjärrvärmeleveranserna är med nuvarande teknik en viktig begränsning för utbyggnaden av biobränslebaserad elproduktion. För fjärrvärme krävs en någorlunda tät bebyggelse. År 1994 uppgick fjärrvärmeleveranserna i landet till ca 40 TWh värme. Svenska Fjärrvärmeföreningens medlemmar uppskattar leveranserna till 45 - 49 TWh år 2010. Hela detta värmeunderlag kan ej tas i anspråk för byggande av kraftvärme. Med dagens teknik för förbränning av fasta bränslen, uppskattas att ca 15 TWh el skulle kunna produceras. Tillkommande biobränslebaserad elproduktion i kraftvärme skulle därmed kunna uppgå till ca 5 - 7 TWh. Används naturgas ökar elutbytet.

Elproduktionskostnadema för nya kraftvärmeverk varierar mellan ca 31 - 38 öre/kWh för biobränslebaserade kraftvärmeverk till ca 47 - 56 öre/kWh för kolbaserade. Exkluderas skatterna är kostnaden för elproduktion i kolkraftvärmeverk ca 26 öre/kWh.

Proceduren för behandling av tillståndsansökningar för nya elproduktionsanläggningar kan komma att begränsa möjligheterna att snabbt bygga upp ny elproduktionskapacitet. Erfarenheterna har visat att tillståndsförfarandet kan ta lång tid.

De 12 svenska kärnkraftsreaktorerna byggdes under perioden 1972 till 1985. De är alltså mellan 10 och 23 år gamla. Den installerade effekten uppgår till ca 10 000 MW och produktionsförmågan till ca 72 TWh el.

Energitillgängligheten för de svenska reaktorerna har den senaste tioårsperioden legat på mellan 75 och 90 % för kokarvattenreaktorerna. För tryckvattenreaktorema är motsvarande siffra 55 - 85 % för den äldsta reaktorn (Ringhals 2) och 80 - 90 % för de yngre (Ringhals 3 och 4). Kärnkraftsreaktorerna nedregleras vid riklig vattentillgång.

Kärnkraftsföretagen har regeringens tillstånd att bedriva kärnteknisk verksamhet. Nya tillstånd för att uppföra kärnkraftverk får inte ges enligt den s.k. kärntekniklagen. Drifttillstånd får återkallas endast på grund av starka säkerhetsskäl. Säkerheten övervakas av Statens kämkraftinspektion (SKI). Strålskyddet övervakas av Statens strålskyddsinstitut (SSI).

Enligt SKI är det faktorer som säkerhet, ekonomi och miljö som

avgör när ett kärnkraftverk tas ur drift. Det stora flertalet lättvattenreaktorer i världen har varit i drift kortare tid än 20 år. Det finns därför vissa kvarstående osäkerheter om faktorer som skulle kunna begränsa den säkerhetsmässiga och ekonomiska livslängden. Enligt SKI kan för närvarande inga tekniska begränsningar förutses av möjlig— heterna att genomföra reparations- eller renoveringsinsatser. Däremot kan det antas att sådana insatser i vissa situationer inte skulle anses vara motiverade av ekonomiska skäl.

De svenska kärnkraftsföretagen har ansvar för att vidta de åtgärder som krävs för att på ett säkert sätt hantera och slutförvara använt kärnbränsle och radioaktivt avfall. Regeringen har att fatta beslut om formerna för slutförvar. Ännu är det inte beslutat hur avfallshanteringen kommer att utformas.

Avfallshanteringen finansieras genom att en avgift tas ut på elproduktionen i kärnkraftverken och fonderas. Avgiften har sedan år 1984 legat på en genomsnittlig nivå om 1,9 öre/kWh.

De genomsnittliga produktionskostnaderna i kärnkraftverken var år 1994 för Ringhals 13,3 öre/kWh, för Barsebäck 14,5 öre/kWh, för Forsmark 16,5 öre/kWh samt för Oskarshamn 21,5 öre/kWh (exkl. Oskarshamn 1 som var avställd). Driftkostnaderna (dvs. kostnaderna exkl. de fasta kostnaderna) varierade mellan 8,6 öre/kWh i Forsmark till 12,7 öre/kWh i Barsebäck.

De framtida produktionskostnaderna är beroende av bl.a. tillgängligheten och kommande investeringsbehov. I de beräkningar som gjorts av de samhällsekonomiska konsekvenserna av en kärnkrafts- avveckling, ingår bl.a. de kostnader som kan undvikas vid en kärnkraftsavveckling. Konsekvensberäkningar har gjorts för två genomsnittliga kostnadsnivåer, 10 resp. 12 - 15 öre/kWh.

Naturgas har i dag en blygsam roll i det svenska energisystemet och utgör ca 2 % av den tillförda energin. Naturgas finns tillgänglig i sydligaste Sverige och på Västkusten. I de utbyggda områdena svarar naturgasen för mellan 15 och 25 % av den totala energitillförseln. Kunderna är i huvudsak industrier samt värme- och kraftvärmeverk.

Naturgas innehåller mycket små mängder svavel och ger vid förbränning upphov till koldioxidutsläpp i mindre grad än andra fossila bränslen.

Sverige förses med gas från danska fyndigheter. Den totala importen uppgår till ca 800 miljoner m3, motsvarande ca 9 TWh gas. Ledningsnätet har en kapacitet på motsvarande ca 22 TWh gas, vilket med kompressorer kan ökas till ca 30 TWh.

Inom ramen för Nordiska Ministerrådets verksamhet har en rapport utarbetats av gasbolagen i Norden. I rapporten redovisas en uppskattning av en möjlig marknad i Mellansverige år 2010 på ca 20 TWh gas. Konsumtionen inom det nuvarande utbredningsområdet uppskattas komma att öka till ca 14 TWh. Marknaden finns huvudsakligen i värme-, kraftvärme- samt industrisektorerna. Behov av ny elproduktionskapacitet kan öka efterfrågan på naturgas.

Förutom denna marknad kan det finnas en marknad i transportsektorn för gas som fordonsbränsle i framför allt bussar och lastbilar. Enligt en uppskattning kan marknaden i Mellansverige uppgå till 1,4 - 3,6 TWh gas per år. En uppskattning av transportmarknaden inom nuvarande distributionsområde är ca 0,3 TWh per år.

Importavtal för naturgas är vanligtvis mycket långsiktiga, 20 - 25 år. Priset på naturgas sätts ofta i relation till priset för kundens alternativa bränsle, s.k. alternativprissättning. Vid eventuella förhandlingar om en ökad gasimport till Sverige kan förhandlingssituationen därför antas vara beroende av vilka tillgängliga energialternativ som finns och vilka styrmedel som kommer att användas för en omställning av energi- systemet.

En kraftig ökning av naturgasimporten förutsätter betydande och långsiktigt stabila avsättningsmöjligheter. En ökad gasutbredning kräver stora investeringar i ledningsnät. Ändrade förutsättningar, t.ex skatter, får stor betydelse för naturgasens lönsamhet. Kostnaden för en ledning från Göteborg till Stockholm uppskattas till ca 10 miljarder kronor. Till detta kommer kostnader för lågtrycksnät samt lagerkapacitet. Installation av kompressorer i befintliga ledningsnätet uppskattas kosta 250 - 300 miljoner kronor.

Det är inte troligt att någon svensk aktör idag är beredd att ta den risk som är förenad med en investering i ett utbyggt ledningsnät. Vid en eventuell fortsatt utbyggnad av ledningsnätet är det nödvändigt att, på samma sätt som i andra ledningsbundna distributionssystem, noggrant övervaka och kontrollera drift och prissättning. En möjlighet vore att låta staten bekosta eller garantera utbyggnaden eller ha ett avgörande inflytande över stamnätet. Energiföretagen skulle därmed på kommersiella villkor kunna köpa de överföringstjänster de önskar.

Farhågor har framförts att naturgas skulle konkurrera ut biobränslen. De studier som gjorts inom ramen för Energikommissionens arbete visar att konkurrens mellan naturgas och biobränslen i huvudsak kan föreligga i värmeproduktion men att en växande biobränsleanvändning är trolig även vid en ökad naturgasanvändning.

Användningen av inhemska biobränslen uppgick år 1994 till ca 70 TWh. Endast en mindre del bjöds ut på marknaden. Skogsindustrin,

som har god tillgång till internt genererade bränslen, använde 48 TWh. Den traditionella användningen av helved i småhus uppgick till ca 12 TWh. ] fjärrvärmeverken användes totalt 18 TWh biobränslen och torv. Användningen av biobränslen i fjärrvärmeverken har ökat kraftigt sedan år 1980, bl.a. till följd av den ökande skatten på fossila bränslen i värmeproduktion.

De bränslen som handlas på den öppna marknaden är främst trädbränslen, t.ex avverkningsrester från skogsbruket och industriella biprodukter. Avfall används i många fjärrvärmeverk. Förädlade biobränslen, t.ex. pelletter och briketter, används i dag i vänneverk och större fastigheter. Viss import av bl.a. trädbränsle, olivkämekross samt torv förekommer. Förädlade bränslen som pelletter kan komma att konkurrera med olja i flerbostadshus, lokaler och småhus liksom i vissa större pannor.

I kommunala kraftvärmeverk producerades år 1994 till 0,2 TWh el med biobränslen. Elproduktionen kan väntas öka i takt med att de biobränslebaserade kraftvärmeverk som har erhållit investeringsstöd tas i drift.

De fysiska tillgångarna väntas inte utgöra någon begränsning för möjligheterna att använda biobränslen i el— och värmeproduktion. Avgörande är i stället ekonomiska faktorer som prisutvecklingen på andra bränslen, skatter och produktions- och transportkostnader.

Förgasning av biobränslen för elproduktion är en teknik som är under utveckling och som väntas kunna bli kommersiell på sikt. Några anläggningar av demonstrationskaraktär finns uppförda i världen.

Kapitel 8 beskriver de energipolitiska programmen för omställning och utveckling av energisystemet.

Programmet för effektivare energianvändning omfattar insatser för effektivisering av energianvändning inom alla samhällssektOrer, med huvudsaklig inriktning mot effektivare användning och ersättning av el. Programmet har en ekonomisk ram på sammanlagt 965 miljoner kronor och pågår till år 1998. Tyngdpunkten i programmet ligger på teknikupphandling och demonstrationsprojekt. Flera aktörer anser att teknikupphandling ger god stimulans till effektivisering och att NUTEK genom strategiska marknadsinsatser har fäst uppmärksamheten på möjligheterna att effektivisera energianvändningen. En utveckling som lett till mer energieffektiva produkter till följd av programmet har konstaterats och en tidigarelagd marknadsintroduktion har skett för vissa produkter.

De utvärderingar av de olika aktiviteterna som har genomförts visar

att kostnaden per minskad energienhet är ganska hög för den omedelbart minskade energianvändningen. Programmets inriktning är dock att skapa spridningseffekter, vilka det är svårt att med stor säkerhet kvantifiera. Det behöver utvecklas metoder för utvärdering och effektbedömning av verksamheten.

Om de uppställda målen för energieffektivisering ska kunna uppnås är det troligt att också andra åtgärder än teknikupphandling behöver tillgripas.

År 1991 infördes investeringsstöd med syfte att främja introduktion av vindkraft och solvärme samt investeringar i kraftvärmeproduktion baserad på biobränslen. Investeringsstöden kan inte bedömas ha haft någon större effekt på den tekniska utvecklingen.

För investeringsstöd till biobränslebaserad kraftvärme avsattes totalt 1 000 miljoner kronor. De anläggningar som tillkommit genom stödet kan producera knappt 2 TWh el om de är i full drift. Utan stödet hade troligen investeringarna i stället delvis gjorts i värmeproduktions- anläggningar. En stor del av kraftvärmeverken har byggts med utländska pannor, men i viss utsträckning har svenska underleverantörer gynnats och i de 15 kommunala anläggningarna har svenska turbiner beställts.

För investeringstöd till vindkraft avsattes totalt 250 miljoner kronor. De hittills tillkomna anläggningarna förväntas kunna producera drygt 0,1 TWh el per år. Av de vindkraftverk som byggts med stöd är merparten dansktillverkade och serieproducerade. Bidragsreglemas kvalitetskrav har inneburit att stöd endast ges till kommersiellt tillgängliga, typgodkända kraftverk, varigenom problem med "barnsjukdomar" har kunnat undvikas.

För investeringstöd till solvärme avsattes 52 miljoner kronor och beslut om ytterligare 56 miljoner kronor har tagits av riksdagen år 1995. Beviljade och inneliggande ansökningar finns för solvärmeanläggningar motsvarande en värmeproduktion på ca 0,02 TWh per år.

Finansieringen av energipolitiska forsknings—, utvecklings- och demonstrationsinsatser är idag i stort sett lika fördelad mellan staten, kraftföretagen och den tillverkande industrin. Det statliga programmet har ett längre tidsperspektiv än marknadsaktöremas insatser och väntas kunna bidar till att utveckla nya produkter och processer, som kan bidra till omställningen av energisystemet.

Det statliga energiforskningsprogrammet inriktas på både grundforskning och mer tillämpad forskning. Under treårsperioden 1990/91 - 1992/93 var drygt 1 miljard kronor tillgängliga för statligt forskning- och utvecklingsstöd inom energiområdet (exkl. Energiteknikfonden).

Statlig medverkan i branschgemensam forskning, utveckling och

demonstration inom energiområdet har sedan år 1991 finansierats främst genom Energiteknikfonden, som sedan år 1991 årligen har tillförts ca 180 miljoner kronor. Energiföretagen finansierar framför allt de mer tillämpningsnära forsknings- och utvecklingsinsatserna, exempelvis investeringar för att pröva ny teknik i ett tidigt kommersiellt skede.

Inom energiforskningsprogrammet pågår utveckling av bl.a. ny elproduktionsteknik från biobränslen, vind och sol. Programmet har inte i avgörande grad bidragit till de senaste årtiondenas förändringar av energisystemet och på kort sikt kan inte heller sådana direkta effekter förväntas. De kraftfulla energiforskningsinsatser som har gjorts i hela den industrialiserade världen hittills har inte kunnat visa på alternativ elproduktionsteknik som är kommersiellt konkurrenskraftig med vattenkraft, kärnkraft eller elproduktion baserad på fossila bränslen.

Det pågår även arbete med att höja elverkningsgraden i bränslebaserad elproduktion. En avsevärd del av energiforskningen har en inriktning som på längre sikt kan få stor betydelse i ett miljö- och klimatperspektiv. Sveriges kompetens är internationellt sett hög inom många delar av energiområdet. Forskningssamarbete sker inom Norden, IEA och EU. Medlemsskapet i EU erbjuder nya samarbetsformer och möjligheter till utvecklingsarbete inom energiområdet.

Den nationella utvecklingen på energiområdet kan stärkas genom att svenska komparativa fördelar framgent utnyttjas mer aktivt för att ta tillvara och fördjupa det internationella samarbetet.

I kapitel 9 beskrivs prisutvecklingen för el och bränslen, i Sverige och internationellt. Oljekriserna under 1970-talet innebar mycket stora prishöjningar på olja. År 1986 inträffade ett kraftigt oljeprisfall. Tendensen har sedan dess varit att priserna har fallit realt, dock med en tillfällig uppgång i samband med kriget i Kuwait. Världsmarknadspriset på kol steg under perioden 1980 - 1982. Därefter har kolpriset fallit realt, bortsett från en mindre ökning kring år 1990.

Prognoser från bl.a. IEA pekar på stigande oljepriser i framtiden. Priserna på kol och naturgas väntas följa uvecklingen av oljepriserna.

Bränslepriserna i Sverige varierar mellan användarna. Dels skiljer sig priserna för olika användare, exempelvis till följd av hur stora kvantiteter som köps, dels är energi- och miljöskatter olika för olika konsumentgrupper. Skatteomläggningen år 1993 innebar en sänkning av koldioxidskatterna för industrin och en höjning för övriga användare, samtidigt som energiskatten liksom nedsättningssystemet i stort sett slopades för industrin.

Prisfallet på oljor sedan mitten av 1980-talet har i Sverige delvis

motverkats genom höjda skatter, vilket har medfört att priset (inkl. skatt) i dag är något högre än är 1980. Skatteandelen av det slutliga priset för eldningsoljor har ökat kraftigt sedan av början av 1970-talet. Skatterna på kol var i Sverige fram till år 1983 mycket låga, men har därefter höjts kontinuerligt. Skatteandelen av det slutliga priset (exkl. moms) för icke-industriella användare har ökat från ca 3 % år 1983 till Ca 80 % år 1994.

Sedan mitten av 1980-talet har priset på biobränslen fallit realt. 1 dag är priset lägre än kolpriset, inklusive skatt, för icke-industriella användare.

Fjärrvärmepriset varierar mellan olika orter beroende på de lokala förutsättningarna.

Elpriserna (exkl. skatt) för olika kunder har i stort sett följt råkraftprisets utveckling, vilket innebar relativt kraftiga ökningar under 1970-talet och realt fallande priser under början av 1980-talet. Skatternas andel av det slutliga priset till kund har ökat successivt. För industrins del bröts emellertid denna utveckling är 1993 då elskatten togs bort. Beskattningen av hushållens elkonsumtion skärptes kraftigt år 1990 då mervärdesskatt infördes.

Vattenfall har tidigare varit normgivande när det gäller pris- och tariffsättning på elmarknaden. Under senare år har det tidigare statliga inflytandet på elmarknaden minskat kraftigt. Förändringspiocessen på elmarknaden fortsätter i och med att elmarknadsreformen träder i kraft vid årsskiftet 1995/96 då också en svensk-norsk elbörs beräknas komma i drift.

Elprisernas utveckling under de närmaste åren beror i hög grad på hur väl konkurrensen på elmarknaden kommer att fungera. Den konkurrensutsatta delen av marknaden övervakas av Konkurrensverket. Den ökade integrationen av den nordiska elmarknaden kommer att öka konkurrensen med en press nedåt på priserna.

På sikt kommer elprisernas nivå att bestämmas av produktionskostnaderna i nya anläggningar, vilka i sin tur är beroende bl.a. av bränsleprisernas utveckling. Skillnader i bedömningar av takten i prisökningarna förekommer, men på längre sikt torde en anpassning av elpriserna till kostnaderna för ny produktionskapacitet vara oundviklig.

Jämförelser av elpriser mellan länder försvåras av att priserna inom varje land skiljer sig mellan regioner och mellan kunder av olika storlek. För de stora elförbrukarna inom industrin bestäms elpriset och andra villkor i individuellt utformade kontrakt med elleverantörema. En undersökning av elintensiva industriföretags elpriser i flera länder visar att för sådana företag ligger de svenska elpriserna varken extremt högt eller lågt. I vissa för den svenska basindustrin viktiga konkurrentländer,

t.ex. Norge, Kanada och USA, är elpriserna väsentligt lägre än i Sverige

Den energiintensiva industrin beskrivs ikapitel 10. De branscher där den energikrävande produktionen återfinns är främst gruvor, massa— och pappersindustri,järn-, och stål- och metallframställning, kemisk industri samt jord- och stenindustri. Omkring 114 000 av de 595 000 personer som arbetade i industrin år 1993 fanns i dessa branscher.

De tre förstnämnda branscherna utgör merparten av den traditionella råvarubaserade svenska basindustrin som kännetecknas av bl.a. hög kapitalintensitet och av att en mycket stor andel av produktionen exporteras. De svenska företagen verkar därför huvudsakligen i konkurrens med företag från andra länder på en intenationell marknad. Även den energikrävande kemiska basindustrin är till mycket stor del konkurrensutsatt.

Stora strukturförändringar har ägt rum i det svenska näringslivet under de senaste årtiondena. För industrin som helhet minskade antalet sysselsatta under perioden 1980-1993 med över 270 000 personer, vilket motsvarar 32 % av sysselsättningen år 1980. 1 den energikrävande industrin sjönk sysselsättningen med 39 %.

Basindustrierna svarar för en betydande del av den svenska varuexporten. Skogsindustrin, gruvorna, jäm- och stålindustrin och den kemiska industrin (exkl. läkemedel) stod tillsammans för ca en tredjedel av den svenska varuexporten år 1993. Elkostnadernas andel av förädlingsvärdet är hög i den svenska basindustrin. Möjligheter att ta ut ökade produktionskostnader på de slutliga produktpriserna finns inte då produkterna främst säljs på de internationella marknaderna.

Sett i relation till den totala sysselsättningen i landet är andelen sysselsatta vid energi- och elintensiva arbetställen relativt liten. Drygt 50 000 personer är direkt sysselsatta vid sådana arbetsställen, vilket utgör omkring en tiondel av alla industrisysselsatta, eller ca 1,5 procent av alla sysselsatta i landet.

Enligt beräkningar drabbas i genomsnitt dubbelt så många personer som de direkt berörda av arbetslöshet när en neddragning av personalstyrkan sker vid ett arbetsställe. För verkstadsindustrin är effekterna något mindre, medan de för vissa energikrävande branscher är betydligt högre. För massa- och pappersindustrin och metallindustrin ungefär trefaldigas sysselsättningseffekterna när de indirekta effekterna inkluderas.

Den energi- och elkrävande industrins lokalisering skiljer sig från hela industrins fördelning i landet. Av de ca 88 000 personer som år 1993 arbetade i de elkrävande branscherna återfanns drygt en tredjedel

i Norrland och i Bergslagen.

Flera orter i Sverige är i hög grad beroende av elintensiv industriproduktion. I Hofors, Munkfors, Hällefors, Hylte, Hagfors och Avesta var mer än var femte person på arbetsmarknaden sysselsatt i elkrävande produktion år 1993. På åtta lokala arbetsmarknader utgjorde den elkrävande sysselsättningen 10-20 % av den totala sysselsättningen.

Frågor om energisystemens risker och miljöejj'ekter samt möjligheterna att jämföra sådana behandlas i kapitel 11. Sveriges energisystem har en relativt låg miljöpåverkan. Utsläppen av föroreningar från elproduktion är små, eftersom elproduktion i huvudsak sker med vattenkraft och kärnkraft. Riksdagsbeslutet om kämkrafts- avveckling skall ses mot bakgrund av kärnkraftens potentiella risker för miljö och hälsa, t.ex. vid en eventuell stor olycka samt i samband med avfallshanteringen. Vid drift medför kärnkraften mycket små negativa effekter. Konsekvenserna kan dock bli omfattande om en olycka inträffar. Om kärnkraften ersätts med i huvudsak fossila bränslen, t.ex. naturgas, ökar i stället koldioxidutsläppen.

Riskerna för kämkraftsolyckor i Sverige kan minska genom att reaktorerna successivt stängs. Risker för miljö och hälsa kvarstår dock även om samtliga svenska reaktorer stängs, eftersom det finns ett stort antal reaktorer i grannländerna.

Sverige har i hög grad strävat efter att internalisera miljökostnader i hushållens och företagens kostnader. Detta har skett genom lagstiftning, regler och ekonomiska styrmedel. Även om Sverige, liksom andra industriländer, huvudsakligen har utnyttjat andra styrmedel än ekonomiska för att nå miljömålen, har på senare år införts flera miljörelaterade avgifter och skatter, t.ex. svavelskatten, koldioxidskatten samt kväveoxidavgiften. Sverige har fler miljörelaterade skatter och avgifter än något annat land.

Det finns ingen helhetsbild av styrmedlens effekter, t. ex. av följden av att miljöskatter endast berör vissa former av miljöpåverkan medan andra, kanske mera betydelsefulla miljöskadliga effekter, inte är beskattade. De metodologiska svårigheterna när det gäller att internalisera externa effekter är väl analyserade och kända bland forskare och experter. Den internationella metodutvecklingen och försöksverksamheten på området är betydande.

Även om det med dagens kunskap rörande värdering och jämförelse av externa effekter av skilda energislag inte är möjligt att värderar effekterna i pengar, måste en diskussion om styrmedel ske med utgångspunkt från de allmänna krav som ställs på nya styrmedel och från de risk— och miljöeffekter som uppfattas som önskvärda att reducera.

Klimateffekter är en betydande miljöeffekt. ] kapitel [2 behandlas växthusefekten och klimatpolitiken. En ökning av atmosfärens halt av koldioxid och andra s.k. växthusgaser kan vara en orsak till förändringar av jordens klimat, som kan få allvarliga konsekvenser.

Effekterna av åtgärder mot klimatförändringar, t.ex. en minskad användning av fossila bränslen, kan märkas först långt fram i tiden. Även om koldioxidutsläppen skulle stabiliseras på dagens nivå kommer, till följd av den långa upphållstiden i atmosfären, koldioxidhalten att fortsätta att öka i åtminstone 200 år. Från klimatsynpunkt spelar det inte någon roll var utsläppen av koldioxid sker.

Industriländerna har svarat för den största delen av de utsläpp av koldioxid som härrör från förbränningen av fossila bränslen. Räknat per invånare har användningen av fossila bränslen i de industrialiserade länderna under de senaste årtiondena stabiliserats eller minskats. Denna minskning har dock skett från en nivå som är flera gånger högre än energianvändningen i utvecklingsländerna. Dessa länders bidrag till atmosfärens ökade koldioxidhalt har främst orsakats av uppodling och förändrad markanvändning.

Medan industriländerna bedöms komma att öka sin energianvändning endast marginellt till år 2010 kan utvecklingsländerna komma att mer än fördubbla sin. Fortfarande skulle emellertid användningen per invånare vara betydligt lägre än i industriländerna. En avvägning mellan utvecklingsländernas ökade behov av energi och målet att begränsa utsläppen av koldioxid för att motverka allvarliga klimatförändringar kommer att bli en mycket komplicerad process.

Sverige har genom omfattande oljeersättning kunnat minska sina koldioxidutsläpp kraftigt de senaste årtiondena. Kostnaderna för ytterligare minskningar från 1990 års nivå är därför höga jämfört med många andra länders. Från globala eller europeiska utgångspunkter är långtgående åtgärder i Sverige knappast kostnadseffektiva. Åtaganden formulerade som procentuella reduktioner av utsläpp har därför klara nackdelar.

Kostnaderna för svenska utsläppsreduktioner skulle kunna minska antingen genom en ökat samarbete inom Europa eller genom en tillämpning av s.k. gemensamt genomförande dvs. åtgärder i andra länder med lägre reduktionskostnader. Räknat per capita är utsläppen av koldioxid i Sverige idag drygt hälften av genomsnittet för OECD-länderna. En avveckling av kärnkraften skulle öka Sveriges utsläpp per capita om kärnkraften ersätts med fossilbränslebaserad

elproduktion.

Sverige kan lämna viktiga bidrag till insatser mot icke önskade klimatförändringar genom att verka för och utveckla effektiva styrmedel och andra åtgärder, t.ex. en tillämpning av överlåtbara utsläppsrätter och gemensamt genomförande.

Klimatkonventionen innehåller inte kvantitativa åtaganden för enskilda parter. Många länder har valt att själva formulera nationella, kvantifierade mål för en begränsning av koldioxidutsläppen. Flertalet länder kommer inte att kunna uppfylla sina mål med den politik som nu bedrivs. Efter den första partskonferensen i Berlin har förhandlingar om ytterligare åtaganden inletts.

Den svenska klimatstrategins utformning skall enligt 1993 års klimatproposition ske mot bakgrund av jämförelser med faktiskt vidtagna åtgärder i andra länder, för att undvika att Sverige påtar sig en väsentligt större börda än konkurrentländerna. Därvid får särskilt utvecklingen inom EU stor betydelse.

Ett framtida klimatprotokoll behöver inte formuleras i kvantitativa termer eller målsättningar. Det kan istället innefatta åtaganden om tillämpning av styrmedel, t.ex. koldioxidskatter. Sådana ansatser rymmer också stora problem när det gäller tillämpning, stabilitet och internationellt samförstånd.

Kostnaderna för att minska utsläppen i Sverige är enligt beräkningar lika stora eller större än kostnaderna för en kärnkraftsavveckling. De är dessutom i hög grad beroende av i vilken takt åtgärder mot klimatförändringar vidtas, i förhållande till takten i en avveckling. Kostnaderna påverkas också av hur svenska åtaganden i ett protokoll under klimatkonventionen utformas, som en del av en gemensam EU- politik.

I kapitel [3 behandlas energipolitiska styrmedel. Kapitlet innehåller bl.a. en översikt av de styrmedel som tillämpas och har tillämpats i Sverige. Reglerna för beskattning som är gemensamma för EU—länder gås igenom. De krav som bör ställas på styrmedel diskuteras.

Skatter och avgifter är viktiga styrmedel i energipolitiken. De bör vara långsiktigtlstabila och tillsammans med andra styrmedel medverka till att de av riksdagen fastställda målen för energipolitiken förverkligas. Riksdagen bör lägga fast sådana villkor för energisystemets utveckling som kan utgöra stabila planeringsförutsättningar för hushållen och företagen.

Energipolitiska styrmedel bör vara kostnadseffektiva. Det innebär att de bör utformas så att de kan verka med så låga kostnader i form av bieffekter som möjligt.

God resurshushållning innebär att värdet av god miljö beaktas. Från principiella utgångspunkter är det rimligt med ett energiskattesystem i

vilket skatten på fossila bränslen är beroende av de utsläpp förbränningen ger upphov till, men oberoende av vad energin används till.

När det gäller skatt på bränslen som används för elproduktion finns det dock två omständigheter som gör det svårt att föra en nationell politik som väsentligt skiljer sig från omvärldens. En svensk koldioxidbeskattning, som är högre än omvärldens, skulle t.ex. höja kostnaderna i den svenska elproduktionen och leda till högre elpriser för alla konsumenter, inklusive den elintensiva industrin. Det skulle också kunna leda till ökad import av utländsk el, delvis producerad med fossila bränslen, och till en omlokalisering av elintensiv svensk industri till andra länder.

En del av dessa effekter skulle kunna undvikas om de nordiska länderna enades om en gemensam koldioxidbeskattning. Även i ett sådant fall kvarstår dock risken att beskattningen leder till ökad nordisk import av el från fossilbränsleeldade kraftverk. Konsekvenserna för den konkurrensutsatta industrin skulle i så fall endast mildras i begränsad utsträckning, eftersom en konkurrensnackdel ändå skulle uppkomma gentemot utomnordiska konkurrenter.

När det gäller ekonomiska styrmedel på energiområdet är det främst tre frågor som behöver få en tillfredsställande lösning, nämligen stödet till ny kraftproduktion, beskattningen av kondenskraft och kraftvärme samt frågan om hur industrins energianvändning skall beskattas. Ett antal alternativa utformningar av bl.a. skatte— och bonussystem som syftar till att lösa dessa frågor behandlas i betänkandet.

Kommissionen redovisar några tänkbara förslag till ekonomiska styrmedel i form av bl.a. miljöbonus eller investeringsstöd till miljövänlig produktionsteknik, kärnkraftsskatt och en omställningsfond för ny elproduktion.

I kapitel 14 behandlas hushållning med energi. Energieffektivisering är en ständigt pågående process där den tekniska utvecklingen och ökad kunskap ofta leder till att nya produkter och system ersätter äldre med högre energiåtgång. En spontan utveckling i denna riktning kan förstärkas genom styråtgärder.

De ökade möjligheterna att minska användningen av el i hushåll och lokaler, förutom för uppvärmning, bedöms motsvara ca 5 TWh.

Större delen av energibehovet i bebyggelsesektorn går till uppvärmning. En bedömning av vad som är möjligt att genomföra med vissa stimulansåtgärder är en minskning av tillförseln med sammantaget 4-13 TWh bränsle och 6-7 TWh el. Åtgärderna består av byggnads-

åtgärder, förbättrad drift och underhåll, installation av värmepumpar och solvärme, kompletterande informationsåtgärder och rådgivning samt konvertering från el till bränslen.

De bedömningar som kan göras av möjligheterna att effektivisera energianvändningen i industrin är osäkra. Genom en aktiv samverkan mellan industrin och myndigheter i forsknings— och utvecklingsarbete och genom pilotprojekt bedöms användningen av el kunna minskas med 4-7 TWh och bränsleanvändningen med 11-13 TWh.

Trafiken svarar för en betydande del av den totala energianvänd- ningen. Det bedöms att den möjliga effektiviseringspotentialen i fordon är stor på sikt. Det krävs troligen kraftiga styrmedel för att påverka transportsektorns energianvändning.

Sammantaget bedöms möjligheten att minska elanvändningen vara 15- 19 TWh jämfört med den spontana utvecklingen, varav 3 TWh avser konvertering från el till bränslen. Bränsleanvändningen bedöms kunna minskas med 15-51 TWh, varav ungefär hälften kan hänföras till transportsektorn.

Bättre information om tekniska möjligheter och de framtida förhållanden som påverkar ett investeringsbeslut är ett medel för att underlätta investeringar i energieffektivisering.

Energileverantörerna på den konkurrensutsatta elmarknaden kommer att ha ett starkt intresse av att knyta kunderna till sig för längre tider. Gemensamma investeringar i effektivisering, som båda parter tjänar på, kan bli möjliga genom långsiktiga kontrakt. För leverantören ligger i detta också ett viktigt marknadsföringsinslag.

Bedömningar av konsekvenserna av en kärnkraftsavveckling redovisas i kapitel 15. I Energikommissionens arbete har analysen av omställningen av energisystemet i huvudsak inriktats mot tre alternativa utvecklingsförlopp. Ett alternativ har varit att kärnkraften tillåts att drivas vidare med gällande säkerhetskrav. Mot detta alternativ, som har varit referensaltemativ vid beräkningarna, har två alternativ ställts där en avveckling av kärnkraften inleds år 1998. I det ena stängs två reaktorer före sekelskiftet och de övriga under åren 2004 2010. I det andra går avvecklingen långsammare och drygt hälften av kärnkraftskapaciteten finns kvar år 2010.

Om kärnkraftsreaktorerna skulle användas under 40 år uppkommer enligt dessa beräkningar ett behov av ny elproduktionskapacitet först efter sekelskiftet. Elpriset börjar enligt bedömningarna att stiga redan under det nya seklets första år, när behovet av ny produktionskapacitet uppstår. Med kärnkraften kvar i drift år 2010 bedöms att elpriset ökar från ca 22 öre år 1995 till 31 öre per kWh år 2010. '

En avveckling av kärnkraften till år 2010, som inleds år 1998,

beräknas leda till anpassningar på användningssidan och till en höjning av den allmänna elprisnivån. En snabbare stigande elefterfrågan till följd av högre ekonomisk tillväxt resulterar i en större prishöjning. Ju bättre möjligheterna är att importera el, desto större är möjligheterna att motverka prisstegringama.

Med gällande skatteregler skulle naturgas bli det mest konkurrenskraftiga alternativet till kärnkraften, men medföra en kraftig ökning av koldioxidutsläppen och av bränsleimporten. En avveckling av kärnkraften skulle innebära ett betydande inkomstbortfall för samhället. De direkta kostnaderna för kämkraftsavvecklingen har med dagens skatter beräknats till mellan 70 och 90 miljarder kronor för perioden 1998—2025. Då har naturgas använts som ersätmingsalternativ. Utsläppen av koldioxid skulle därmed öka med nära 50 % till år 2010, jämfört med 1990 års nivå.

I alternativet med kärnkraften avvecklad till år 2010 och begränsning av koldioxidutsläppen med 10 % jämfört med utsläppen år 1990 försvåras en ersättning av kärnkraftverken med exempelvis naturgaskraftverk. En stor del av anpassningen skulle då komma att ske genom en minskad elanvändning, och bl.a. innebära en kraftig strukturomvandling i industrin. De direkta kostnaderna för att avveckla kärnkraften till år 2010 i fallet med en sådan koldioxidrestriktion har uppskattats bli mer än dubbelt stora som i ett fall med naturgas som ersättning.

Till de kostnader som har beräknats kommer anpassningskostnader som uppstår till följd av trögheter vid omställningen, men som inte är möjliga att kvantifiera.

En långsammare avveckling av kärnkraften innebär inte några större skillnader före år 2005, jämfört med det föregående alternativet. Elpriset stiger även i detta fall till omkring 30 öre per kWh, men prisökningstakten förutses inte bli lika hög. Fram till år 2025 har de direkta kostnaderna för kämkraftsavvecklingen i detta alternativ beräknats till mindre än hälften jämfört med om kärnkraften avvecklas helt till år 2010. Till detta kommer de icke mätbara kostnaderna för anpassning och strukturomvandling. Koldioxidutsläppen beräknas år 2010 vara 11 miljoner ton högre om naturgas används som ersättning för kärnkraften.

I bedömningarna av samhällsekonomiska kostnader för en kämkraftsavveckling har förutsatts att ekonomin anpassar sig till nya prisrelationer utan större störningar. I verkligheten uppstår även kostnader för samhällets anpassning. Även dessa kostnader kan

förutsättas att vara beroende av avvecklingsförloppet så att blir högre vid en snabbare avveckling.

Rättsliga frågor vid en lagstiftad kämkraftsavveckling behandlas i kapitel 16. En lagstiftning ger möjlighet att besluta om avvecklingens förläggning i tiden. Varje tänkbar lagstiftningsteknik innebär dock vissa svårigheter, som hänger samman med bl.a. kraven på att lagen skall ha en generell utformning och innehålla kriterier för hur avvecklingen skall gå till. Valet av lagstiftningsmetod och lagstiftningens närmare utformning måste sannolikt beslutas genom en avvägning mellan kraven på förutsägbarhet och flexibilitet. ,

Om en lagstiftning om avveckling skulle införas måste det i lagstiftningen också tas ställning till frågan om ersättning till tillstånds- havama.

Staten är skyldig att se till att en lagstiftning om ersättningen är förenlig med grundlagen och Europakonventionen. Det är dock osäkert om den svenska grundlagsbestämmelsen om egendomsskydd är tillämplig i fråga om en avvecklingslagstiftning och vilken ersättnings- standard den i så fall garanterar. Vidare är det osäkert vilken ersättning som krävs enligt Europakonventionen och allmänna rättsprinciper.

Kommissionens överväganden och förslag

1 det avslutande kapitel [ 7 redovisar kommissionen sina bedömningar och förslag.

De energipolitiska mål, som finns utvecklade i 1991 års energipolitiska riktlinjer, har varit utgångspunkt för kommissionens arbete.

Kommissionens bedömning är att såväl elanvändningen i landet som den totala energianvändningen kan, med de energipolitiska förutsättningar som gäller i dag, beräknas att öka i en förhållandevis måttlig takt. Vidare konstaterar kommissionen att det finns betydande möjligheter att genom olika åtgärder ytterligare minska användningen av el och energi. Det är angeläget att potential för energihushållning, effektivisering och konvertering tas tillvara så långt det är ekonomiskt och miljömässigt rimligt. Uppvärrnningssektom bör successivt ställas om från elvärme till andra uppvärmningsformer. Främst gäller detta vattenburna system. Det är av stor betydelse att de åtgärder som genomförs samverkar med andra insatser för energieffektivisering. Kommissionen redovisar exempel på åtgärder som kan vidtas inom olika områden i syfte att göra användningen av energi mer effektiv. Alternativen bör analyseras med särskild inriktning på kostnads-

effektivitet och finansiering.

Med dagens teknik är kommissionens bedömning att det finns möjlighet att till rimliga kostnader tillföra elsystemet drygt 10 TWh från förnybara energikällor. Konvertering från fossilbränsle- till biobränsle— baserade kraftvärme kan öka andelen förnybar elproduktion med ytterligare några TWh. Vidare konstaterar kommissionen att det finns en teknisk möjlighet att öka kapaciteten i befintliga naturgasledningar, och att de bör kunna utnyttjas. Därutöver anser kommissionen att förutsättningarna för ytterligare naturgastillförsel bör utredas vidare. Den etablerade torvanvändningen bör tryggas genom att energitorv även fortsättningsvis undantas från koldioxidbeskattning.

Kommissionen redovisar några tänkbara förslag till ekonomiska styrmedel. Dessa är i huvudsak och i all korthet: - Miljöbonus (alternativt investeringsstöd) till miljövänlig produktions-

teknik, som finansieras med konsumtionsskatt på el. '

- En med reaktorernas ålder ökande kärnkraftsskatt. - En omställningsfond för att finansiera ny miljöacceptabel elproduktion.

Kommissionen tar inte ställning till de redovisade förslagen utan rekommenderar att de analyseras ytterligare med avseende på syssel— sättning, välfärd, hushållens köpkraft, miljö, industrins konkurrenskraft samt Sveriges internationella åtaganden (EU, WTO, nordisk elbörs etc).

Kommissionen konstaterar att staten har ett ansvar för utveckling av och investeringar i miljövänlig energiteknik i ett långsiktigt perspektiv. Det innebär att staten aktivt måste initiera, följa och utvärdera den verksamhet som bedrivs för att uppfylla de energipolitiska målen. Kommissionen understryker att energiforskningen åter bör ges större resurser och att utvecklingen av ny teknik, särskilt för elproduktion, är av avgörande betydelse för omställningen av energisystemet. Detta bör tydliggöras genom åtgärder som stärker statens funktion som beställare av ny teknik. Det är vidare av stor vikt att de forskningsresultat som kommer fram och den tekniska utveckling som sker i andra länder, på ett kostnadseffektivt sätt kan tas till vara och integreras med det svenska utvecklingsarbetet.

Kommissionen betonar att Sverige bör vara pådrivande i det internationella klimatpolitiska arbetet. De klimatpolitiska målen bör vara att stabilisera och på sikt reducera växthuseffekten och att detta sker med rättvisa mellan länderna. Sverige bör lägga särskild vikt vid möjlighetema till en gemensam EU-linje i de kommande förhandlingarna inom klimatkonventionens ram. En sådan linje måste

utgå från ett internationellt rättvist synsätt. Det gäller mellan industri- och utvecklingsländema, men även inom den industrialiserade världen.

Det är vidare kommissionens mening att en särskild myndighet behöver skapas för att omställningen av energisystemet skall kunna genomföras framgångsrikt. Myndighetens uppgift bör vara att verka för en säker och miljömässigt hållbar och en effektiv användning av energi. Arbetsuppgiftemas omfattning och avgränsning mot andra myndigheter bör granskas särskilt.

Kommissionen har i enlighet med sina direktiv granskat effekterna av avställningen av ett eller två kärnkraftsaggregat under 1990-talet. Analysen visar att ett aggregat kan ställas av utan att kraftbalansen försvagas påtagligt. Vid avveckling av ytterligare ett mindre aggregat skulle marginalerna minska betydligt.

Kommissionen föreslår att frågan om ett utökat ansvar för kärnkraftsföretagen skall ses över i ett internationellt perspektiv. En sådan översyn bör omfatta möjligheterna och konsekvenserna för svensk del av att införa ett ökat ansvar för kraftföretagen, i förening med att bilaterala avtal ingås med andra länder. Vid översynen bör även undersökas de framtida möjligheterna för enskilda länder att införa ett obegränsat ansvar för kämkraftsindustrin i det nya konventionssystem som kan bli följden av pågående internationella förhandlingar.

Kommissionen påpekar att arbetsbelastningen och resursbehovet hos SKI och SSI kan komma att öka ytterligare utöver vad som skett under senare år. Det är viktigt att de båda myndigheterna har resurser till tillsynsverksamhet och forskning samt kompetensutveckling och internationellt erfarenhetsutbyte. Samhällets insyn och statens övergripande ansvar för kärnsäkerheten måste kunna upprätthållas. De resursförstärkningar som kan komma att behövas bör finansieras med höjda avgifter för kärnkraftsföretagen.

Energikommissionen gör bedömningen att såväl samhällsekonomiska som miljömässiga skäl talar för att omställningen av energisystemet bör ske under tillräckligt lång tid för att uppnå målen i 1991 års energipolitiska uppgörelse.

Kommissionen bedömer att målkonflikter kvarstår. Det visas tydligt i klimatfrågan. Problem uppstår vidare för sysselsättning och välfärd samt svårigheter att bibehålla konkurrenskraften om all kärnkraftsproduktion avvecklas till år 2010. Resultaten av energi- effektiviseringarna, tillförsel av förnybar energi samt möjligheterna att bibehålla internationellt konkurrenskraftiga priser avgör takten i kämkraftsavvecklingen. Med hänvisning till Energikommissionens prognoser och bedömningar bör något årtal då den sista reaktorn tas ur drift inte fastställas.

Kommissionen finner det angeläget att avvecklingen påbörjas i ett tidigt skede så att omställningsprocessen kan inledas. Härvidlag är kraftfulla ekonomiska styrmedel av central betydelse. Det är Energi- kommissionens uppfattning att ett kärnkraftsaggregat kan ställas av under mandatperioden utan att kraftbalansen påverkas påtagligt.

SUMMARY

Background and starting-points.

According to its directives, the Commission's brief, presented here in summary, is to: - examine the current energy-political programmes for restructuring and developing the energy system and analyze the need for changes and further measures; follow the developments on the Swedish electricity market against the background of the liberalization of the electricity market and propose such measures as are considered warranted in order to ensure an efficient electricity supply. The Commission is to give special consideration to foreign trade and to regional policy issues; - present proposals for a programme including a schedule with time- limits for the reorganization of the energy system.

The Commission's brief is of a very broad nature in terms of energy policy. The directives emphasize that the 1991 energy policy guidelines should form the starting-point for the work of the Commission. They also stress that these guidelines form the basis for a broad and stable parliamentary cooperation on energy policy.

Another of the starting-points for the Commission”s work is the conviction that the reorganization and development of the energy system should be based on political decisions of a long-term and lasting nature. The decisions must be such that the objectives determined for energy policy remain credible over time.

In accordance with its directives, the Commission is to make an in- depth analysis of the results achieved within the framework of the energy policy agreement. In this context it is also to assess whether the decisions taken are adequate and sufficient.

The Commission is to make a special analysis of the extent to which recent changes in the world around us have affected the conditions for restructuring the energy system. Since 1991, a number of issues have arisen which were not covered by the energy policy agreement. Examples of such issues include the 1992 climate agreement in Rio, the significant changes in Central and Eastern Europe, the EES-agreement and Swedish membership of the EC.

In February 1995, the Commission presented its views on the reform of the electricity market in its preliminary findings "Ny Elmarknad" ("A New Electricity Market", SOU 1995:14, of which a summary exists in English).

Contents

Chapter [ provides amongst other thing a review of the global energy supply.

The world's energy supply is based on fossil fuels. These account for more than nine tenths of the total supply of commercial energy, which is dominated by oil. The countries around the Persian Gulf are the major exporters. Norway also has significant exports. Hydro- and nuclear power account för 2,5 and 7 % of the energy supply respectively. The natural gas now in global use accounts för just over half of oil utilization. Hard coal accounts for almost a third of the global energy supply. Outside the OECD-countries, traditional energy types (wood, charcoal, etc.) account for almost one tenth of the total energy supply.

During the 1970's and 1980's, the world witnessed a substantial expansion of nuclear power. This growth has since levelled out in Europe and production has decreased in Eastern Europe as a result of the closing down of several nuclear power reactors. In Asia, e.g. China, Japan and South Korea, the expansion has continued.

Global hydroelectrie power generation is increasing at a relatively slow rate and cannot be expected to provide any major contribution to increased future energy requirements. In 1994, the total global production of hydropower was equivalent to approximately 40 times the Swedish generation of electricity from hydropower. In North America and Europe, capacity growth has by and large eased off, and new and additional hydropower is to be sought mainly in Eastern Asia and Latin America.

Total global emissions of carbon dioxide from the energy sector in 1991 were around 22 billion tons. The OECD-countries were responsible for just under half the global carbon dioxide emissions. The USA, the former USSR, China and Japan aecounted for the largest shares. Emissions from the EC made up some 15 % of global emissions.

Energy use is no longer growing as rapidly as during the 1970's. At that time it increased by an average of 2, 7 % annually. During the 19805 5, the rate of rncrease was on average one whole percentage unit

lower and has since remained unchanged. There are however significant differences between various world regions, and the decreasing energy usage of recent years in Eastern Europe and the former Soviet Union have contributed to the reduction in the rate of increase.

In recent years, energy use per BNP-unit produced has on average fallen in the rich OECD-countries, which utilize half of all the energy in the world. The situation in poorer countries and in the formerly centrally planned countries has however developed in the opposite direction, with an increasing energy utilization in relation to economic growth. The industrialized nations” share of energy use is expected to continue to decrease in the future, while total global energy use is expected to continue to increase.

Chapter 2 presents the starting-points for the work of the Commission and explains how this work was carried out.

Chapter 3 includes a review of energy consumption in Sweden. Final energy consumption is presented separately for the residential, commercial and service sector, the industrial sector and the transport sector.

The greater part of energy consumption in the residential, commercial and service sector goes to heating, the remainder consists chiefly of electricity consumption for household purposes and building services systems. In 1994, consumption was 71 TWh of electricity and 49 TWh of fuels.

Over the period 1970 - 85, the use of electric heating increased fivefold in this country to a level of around 25 TWh. The cönsumtion of electric heating and electricity for domestic purposes has since then increased only moderately while the consumption of electricity for building services systems has grown more rapidly. The use of oil products has decreased substantially in the residential, commercial and service sector while the use of district heating has increased. Within the field of the production of district heating, the use of oil has also decreased. This oil has been replaced chiefly by biofuels.

Total energy use within industry was around 154 TWh in 1970 and 141 Twh in 1994. Of the fuels supplied, around 50 % were biofuels and 25 % oil products. The use of oil has decreased substantially over this period, while the use of electricity has increased.

Around 70 % of total energy consumption in the industrial sector can be traced to the branches with the greatest energy requirements. These include the mining industry, the pulp- and paper industry, the chemical industry, the non-metals mining industry and the iron and steel industry. For industry as a whole, the use of oil per unit produced has decreased by four fifths, while specific use of electricity has remained more or less

unchanged. The pulp— and paper industry's specific use of electricity increased significantly mainly in the l980's, as a result chiefly of a growing production in electricity-intensive processes, but since then it has once again decreased.

Energy use in the transport sector consists mainly of oil products, chiefly petrol, diesel and aviation fuel, used for the transport of persons and goods. Electricity is used in the transport sector for the operation of track-bound traffic. In 1994, 2,6 TWh of electricity were used and 96,2 TWh of fuels, of which 12,6 TWh of bunker oils in foreign shipping.

Transport work has increased substantially over the whole post-war period, both for the transport of persons and that of goods. Technological developments have resulted in a certain reduction in the specific fuel consumption of new vehicles. In recent years, however, these developments in the direction of fuel-saving vehicles have rather stagnated.

Chapters 4-7 describe the Swedish energy supply and costs for new electricity production, and also provide a more detailed presentation of nuclear power, natural gas and biofuels.

The energy supply has been relatively stable since 1970, and has remained on a level of around 450 TWh per year. In 1994, supply was 460 TWh. Major changes have however taken place in the energy system. The most central of these changes are the substantial decrease in oil and the expansion of hydro- and nuclear power. Electricity production has more than doubled since 1970. Over the same period the use of oil has decreased by 40 %. The use of biofuels and peat amounted in 1994 to around 78 TWh. A total of around 2,5 TWh of biofuels were used for electricity generation.

The Swedish electricity generating system is mainly based-on hydro- and nuclear power. In a normal year, Swedish hydroelectrie power stations produce 63,5 TWh of electricity, which is equivalent to around half of Sweden's total electricity production. In dry years, electricity production in hydroelectrie power stations can decrease by up to 15 TWh, and in rainier years increase by around 10 TWh. Installed effect is around 16 500 MW.

The greater part (21 TWh) of currently unexploited hydropower is protected by the Natural Resources Act. The theoretical additional power provided by unexploited hydropower or hydropower protected by law amounts to around 5 TWh. NUTEK (The Swedish National Board for Industrial and Technological Development), however, believes that hydropower may be expanded to the year 2005 by around 1 TWh. It is

possible to expand hydropower while taking greater care with its environmental impact. The costs for new hydropower are estimated at 25-35 öre/kWh.

There is a significant amount of installed electrical effect in oil-fired cold condensing power stations and gas turbines. These plants are however used for peak-load production and as reserves for dry years. The costs for building new cold condensing power stations vary, with current fuel prices, from around 28 öre/kWh for cold condensing power derived from natural gas to 32 öre/kWh for coal- and oil-fired cold condensing production.

In 1994 there were around 160 wind power stations in operation, and they produced just over 0,074 TWh of electricity. Electricity generating costs in wind power stations are highly dependent 011 wind conditions. They are estimated to be 30-40 öre/kWh in good wind conditions. Wind power currently receives support in the form of both investment grants and environmental bonuses.

In industrial combined heat and power, so-called industrial back- pressure, 4 TWh of electricity were produced in 1994. Technically feasible production is estimated at around 5 TWh.

Electricity generation in municipally owned combined heat and power (CHP) stations was in the same year 4,6 TWh. Low electricity prices have led to the municipally owned CHP plants being utilized to a lesser extent than the installed effect permits. There is an installed effect in CHP plants within the district heating network which allows for an electricity production of 8-10 TWh. The demand for heating in these district-heating networks, however, restricts electricity generation to around 7 TWh.

The possibility of increasing district heating deliveries is, with current technology, an important limitation on the expansion of biofuel based electricity generation. District heating requires relatively densely built—up areas. In 1994 deliveries of district heating in Sweden amounted to some 40 TWh of heat. The members of Svenska Fjärrvärrneföreningen (The Swedish District Heating Association) estimate deliveries in the year 2010 at 45-49 TWh. The whole of this demand for heating cannot be exploited for the expansion of combined heat and power. With current solid fuel combustion technology, it is estimated that around 15 TWh of electricity could be generated. Additional biofuel based electricity production in CHP could thus amount to some 5-7 TWh. If natural gas is used, the electricity yield is increased.

The costs for electricity generation in new CHP plants vary between around 31-38 öre/kWh for biofuel based CHP stations to around 47-56

öre/kWh for coal based plants. If taxes are excluded, the cost of electricity production in Goal-based CHP stations is around 26 öre/kWh.

The procedure for the consideration of applications for permission to set up new electricity generating plants may come to limit the possibilities of rapidly building up new electricity generating capacity. Experience has shown that the application procedure can take a considerable length of time.

The 12 Swedish nuclear reactors were built over the period from 1972 to 1985. They are thus between 10 and 23 years old. The installed effect amounts to around 10 000 MW and production potential to around 72 TWh of electricity.

Energy availability för Swedish reactors has for the last decade been between 75 and 90 % for boiling-water reactors. For pressurized water reactors the corresponding figure is 55-85 % for the oldest reactor (Ringhals 2) and 80-90 % for the newer ones (Ringhals 3 and 4). The nuclear reactors are downregulated when water availability is good.

The nuclear power companies have the govemment's permission to engage in nuclear operations. New pennissions to set up nuclear power stations cannot be granted according to the so-called Law o'n Nuclear Technology ("kämtekniklagen"). Operating permission may be withdrawn only on the grounds of serious security risks. Security is monitored by the Swedish Nuclear Power Inspectorate (Statens Kärnkraftinspektion = SKI). Radiation protection is monitored by the Swedish Radiation Protection Institute (Statens Strålskyddsinstitut = SSI).

According to SKI, it is aspects such as security, economics, and the environment which are the decisive factors in determining when a nuclear power station should be taken out of operation. The great majority oflight water reactors in the world have been in operation for a shorter time than 20 years. There are therefore still a number of uncertainties relating to factors which might limit their economic and safety-related lifetimes. According to SKI, there are at present no technical limitations to be foreseen on the possibility of carrying out repair and renovation work. It may however be assumed that such work may in certain circumstances not be considered warranted for economic reasons.

The Swedish nuclear power companies are responsible for taking the measures required in order to handle and deposit used nuclear fuel and radioactive waste safely. The government is to decide on the forms for their final depositing. No decision has so far been reached on how

nuclear waste disposal is to be managed.

The management of nuclear waste is financed through a charge imposed on electricity production in nuclear power stations. The money thus collected is placed in a fund. Since 1984 the charge has been on average around 1,9 öre/kWh.

The average production costs in nuclear power stations in 1994 was 13,3 öre/kWh in Ringhals, 14,5 öre/kWh in Barsebäck, 16,5 öre/kWh in Forsmark and 21,5 öre/kWh in Oskarshamn (excluding Oskarshamn 1 which was temporarily closed). Operating costs (i.e., costs excluding fixed costs) varied between 8,6 öre/kWh in Forsmark and 12,7 öre/kWh in Barsebäck.

Future production costs depend amongst other things on availability and future investment requirements. The estimates of the economic effects on society of a nuclear phase-out include amongst other things the costs which can be avoided if nuclear power is phased out. Estimates of the consequences were made for two average cost levels, 10 and 12-15 öre/kWh respectively.

At present, natural gas has a modest role in the Swedish energy system and accounts for around 2 % of energy supplied. Natural gas is available in the southemmost parts of Sweden and on the West coast. In the areas where it has been introduced, natural gas accounts for between 15 and 25 % of the total energy supply. Customers are mainly industries and heating stations, as well as CHP stations.

Natural gas contains very small quantities of sulphur and after combustion gives rise to smaller carbon dioxide emissions than other fossil fuels.

Sweden's gas supply comes partly from Danish depos'its. Total imports amount to around 800 million cubic metres, which is equivalent to 9 TWh of gas. The pipeline grid has a capacity approximately equivalent to 22 TWh, and with the help of compressors, this figure could be increased to around 30 TWh.

Within the framework of the activities of the Nordic Council of Ministers, a report has been prepared by the gas companies in the Nordic countries. This report presents an estimate of a potential market in central Sweden by the year 2010 of around 20 TWh of gas. Consumption in the area in which gas has presently been introduced is estimated to increase to around 14 TWh. The market consists mainly of the heating sector, the CHP sector and the industrial sector. The need for new electricity generating capacity may increase the demand for natural gas. ,

Apart from this market there may also be a market for gas in the transport sector as a vehicle fuel, mainly for buses and trucks.

According to one estimate, the market in central Sweden may be as large as 1,4 - 3,6 TWh of gas per year. An estimate of the transport market within the area presently covered by natural gas is around 0,3 TWh per year.

Import agreements for natural gas are usually very long-term, covering 20—25 years. The price of natural gas is often set in relation to the price of the customer's alternative fuel, so-called alternative pricing. The negotiating position in possible future negotiations on increased gas imports to Sweden may therefore be assumed to be dependent on the energy altematives available and the control measures implemented to restructure the energy system.

A substantial increase in the imports of natural gas requires significant and long-term stable outlet possibilities. An expansion of natural gas also requires major investments in the pipepline grid. Altered circumstances, e.g. taxes, have a major effect on the profitability of natural gas. The costs for a pipeline from Göteborg to Stockholm are estimated at around 10 billion SEK. Add to this the costs involved in a low-pressure network and in storage capacity. The installation of compressors in the existing pipeline grid is estimated to cost 250-300 million SEK.

It is not likely that any Swedish player today will be prepared to take the risks involved in investing in an expanded pipeline grid. If the pipeline grid were to be expanded in the future, it will be necessary, just as it is with other transmission-line bound distribution systems, to monitor and control both operations and pricing with great care. One possibility would be to let the state pay for or guarantee the expansion, or allow it a decisive influence over the main grid. The energy companies would thus be able to purchase the transmission services they desired on commercial terms.

Fears have been expressed that natural gas might compete biofuels right out of the market. The studies carried out within the context of the Energy Commission's work show that competition between natural gas and biofuels mainly lies in the field of heating production, but that a growing use of biofuels is probable even if the use of natural gas also increases.

The use of domestic biofuels amounted in 1994 to around 70 TWh. Only a small share was available on the market. The forestry industry, which has good access to intemally generated biofuels, utilized 48 TWh. The traditional use of wood in single-family housing aecounted for around 12 TWh. In district-heating stations, a total of 18 TWh of

biofuels and peat were used. The use of biofuels in district-heating stations has increased substantially since 1980, due amongst other things to increasing taxes on fossil fuels in heat production.

The fuels purchased on the open market are chiefly wood fuels, e.g. forest residues and industrial byproducts. Refuse is used in many district-heating stations. Refined biofuels, such as pellets and briquettes, are currently used in heating plants and in larger properties. There is a certain amount of import of wood fuels amongst others, as well as olive stone chips and peat. Refined fuels such as pellets may be able to compete with oil in apartment blocks, other premises and single—family housing, as well as in some large boilers.

In municipally owned CHP plants, up to 0,2 TWh of electricity were produced in 1994 from biofuels. Electricity generation may be expected to increase at the same speed as that at which the biofuel based CHP stations which have received investment grants are taken into operation.

The physical supplies are not expected to entail restricitions on the possibilities of using biofuels for the production of electricity and heat. Factors which are however central to their use include economic factors such as price developments for other fuels, taxes and costs involved in production and transport.

The gasification of biofuels for the generation of electricity is a technique under development which is expected to become commercially viable in the future. A number of demonstration plants have been set up in various parts of the world.

Chapter 8 describes the energy-political programmes for restructuring and developing the energy system.

The programme aimed at more efficient energy usage includes efforts to make energy usage more efficient within all sectors of society, and its main objective has been a more efficient utilization of electricity and its replacement by other fuels. The programme has an economic framework totalling some 965 million SEK and lasts until 1998. The main thrust of the programme has been demonstration projects and the procurement of new technology. Several players believe that the procurement of new technology provides a sound stimulation in the direction of greater efficiency and that NUTEK, through its strategic market activities, has focussed attention on the possibilities of making energy usage more efficient. A development has been witnessed which has led to more energy-efficient products as a result of this programme, and it has been possible to introduce certain products on the market at an earlier stage than expected.

The evaluations of the various activities carried out show that the cost per reduced energy unit is relatively high for the immediate

reduction in energy use. The main orientation of the programme as a whole, however, is to create distribution effects, which it is difficult to quantify exactly with any degree of certainty. New methods need to be developed for the evaluation and assessment of the effects of these activities.

If the objectives set up for a more efficient utilization of energy are to be achieved, it is probable that other measures than the procurement of technology are required.

In 1991, än investment grant was introduced which aimed to encourage the introduction of wind power and solar heating, as well as investments in CHP production based on biofuels. These investment grants cannot be said to have had any major effect on technological developments.

A total of 1 000 million SEK were put aside for investment support to biofuel based combined heat and power. The plants which have come into being with the help of this support can produce just under 2 TWh of electricity when they are in full operation. Without the support, investments would probably have been made partly in heating plants instead. A large number of the CHP plants have been equipped with foreign made boilers, but to a certain extent Swedish subcontractors have also been favoured and in the 15 municipally owned plants, Swedish turbines have been ordered.

A total of 250 million SEK were set aside for investment support to wind power.The plants which have hitherto come into being can produce just over 0,1 TWh of electricity per year. Of the wind power stations which have been built with the help of such support, the majority are Danish and are serially produced. The quality requirements made by the grant regulations have meant that support is only given to commercially available, type—approved power plants. This means that problems related to "childhood diseases" have been avoided.

52 million SEK were set aside for investment support to solar heating. Decisions regarding a further 56 million SEK were taken by Parliament in 1995. Applications so far granted or pending now exist for solar heating plants with a potential heating production amounting to some 0,02 TWh per year.

The financing of energy political research—, development- and demonstration- efforts is currently shared more or less equally between the state, the power companies and the manufacturing industry. The state programme has a lengthier time perspective than the activities engaged in by the market players and is expected to contribute to the

development of new products and processes which in turn can contribute to the restructuring of the energy system.

The state's energy research programme is aimed both at basic research and at more applied research. During the three-year period 1990/91-1992/93, there werejust over ] billion SEK available for state- financed research— and development support in the energy field (excluding the Energy Technology Fund).

State participation in joint branch research, development and demonstration has since 1991 been financed chiefly by the Energy Technology Fund, which has yearly been allotted around 180 million SEK since 1991. The energy companies mainly finance the more applied research— and development projects, such as the investments necessary in order to test new technology at an early commercial stage.

Within the energy research programme, developments are under way regarding, amongst other things, electricity generating technology based 011 biofuels, wind and solar. The programme has not contributed in any major sense to the changes in the energy system of recent decades. In the short term, one cannot of course expect any such direct effects. The major energy research efforts which have so far been made throughout the industrialized world have not been able to point to alternative techniques for the generation of electricity which are commercially competitive with hydropower, nuclear power or electricity generation based on fossil fuels.

Work is also under way on increasing the electrical efficiency of fuel-based electricity generation. The direction of a substantial part of energy research is one which in the longer term can have a major impact on the environmental and climate perspectives. Internationally, Sweden's competence is regarded as good within many important areas in the field of energy.

Cooperation on research is taking place within the Nordic countries, the IEA and the EC. Membership of the EC opens up new cooperation forms and new possibilities for development work within the energy field.

National developments in the field of energy may be reinforced by making better and more active use of comparative Swedish advantages in the future in order to deepen and make the most of international cooperation.

Chapter 9 describes the price development for electricity and fuels, in Sweden and on the international scene. The oil crises of the 1970's led to very substantial price increases for oil. In 1986 there was a major fall in the price of oil. The tendency has since been for prices to fall in real terms, with a temporary increase in connection with the war in

Kuwait, however. The world market price for coal rose over the period 1980-82. Since then, the price of coal has fallen in real terms, apart from a minor increase around 1990.

The forecasts from the IEA, amongst others, point in the direction of rising oil prices in the future. The prices of coal and natural gas are expected to follow the developments in oil prices.

Fuel prices in Sweden vary between customers. On the one hand, prices differ for different consumers, e.g. as a result of the quantities purchased, and on the other, energy— and environmental taxes are different for different consumer groups. The tax reform of 1993 led to a decrease in carbon dioxide taxes for industry and an increase for other consumers, while the energy tax and the tax reduction system were largely removed for industry.

The price fall for oils since the middle of the I980's has in Sweden partly been counteracted by increased taxes. This has led to a price (including tax) which today is slightly higher than in 1980. The share of tax in the final price of fuel oils has increased substantially since the beginning of the 1970's. The taxes on coal were very low in Sweden until 1983, but have since been continuously increased. The share of tax in the final price (excluding value-added tax) for non-industrial consumers has increased from around 3% in 1983 to around 80 % in 1994.

Since the middle of the 1980'5 the price of biofuels has fallen in real terms. Today the price is lower than that of coal, including tax, for non- industrial users. The price of district heating varies between various regions depending on local conditions.

Electricity prices (excluding tax) for different customers have by and large followed developments in the price of crude power. This means there were relatively substantial increases during the 1970's and falling prices in real terms at the beginning of the 1980's. The tax share in the final price to the customer has increased successively. For industry, this development was broken in 1993 when the electricity tax was removed. Taxation of households' electricity consumption was made more stringent in 1990 when value-added tax was introduced.

Vattenfall was previously the trendsetter as far as pricing and tariff- setting on the electricity market are concerned. In recent years, the state*s historical influence on the electricity market has decreased substantially. The process of change on the electricity market has continued with the reform of the electricity market which comes into

force in the new year 1996, when a Swedish-Norwegian electricity exchange is also to come into operation..

The development of electricity prices over the coming years depends to a considerable extent on how well competition on the electricity market functions. The competitive section of the market is monitored by the Competition Board (Konkurrensverket). The increased integration of the Nordic electricity market will increase competition with a downward pressure on prices.

In the slightly longer term, the level of electricity prices will be decided by the production costs in new plants, which in turn are dependent, amongst other things, on developments in fuel prices. There are differences between the assessments of the pace of price rises, but in the longer term an adjustment of electricity prices to the costs for new production capacity would appear to be unavoidable.

Comparisons of electricity prices between countries are complicated by the fact that the prices in each country differ between different regions and between customers depending on their size. For the major electricity consumers within industry, the electricity price _and other terms are set out in individually formulated contracts with the electricity suppliers. A study of the electricity prices to electricity-intensive industrial companies shows that for these companies, Swedish electricity prices are neither extremely high nor extremely low. In certain countries which are important competitors with Swedish basic industry, such as Norway, Canada and the USA, electricity prices are considerably lower than in Sweden.

The energy-intensive industry is described in chapter 10. The branches with energy-demanding production are chiefly mining, the pulp and paper industry and the non-metals mining industy. Around 114 000 of the 595 000 people who worked in industry in 1993 were to be found in these branches.

The three first branches mentioned above make up the greater part of traditional basic Swedish industry. They are based on raw materials, and characterized amongst other things by high capital intensity and the fact that a considerable share of the production is exported. Swedish companies within these branches therefore mainly compete with foreign companies on an international market. The energy-intensive basic chemical industry is also significantly affected by competition.

There have been some major structural changes in Swedish business over recent decades. For industry as a whole, the number .of people employed decreased over the period 1980—1993 by over 270 000, which is the equivalent of 32% of all those employed in 1980. In energy— intensive industry, employment decreased by about 39%.

The basic industries account for a considerable share of Swedish exports. The forestry industry, mining, the iron and steel industry and the chemical industry (excluding medicines) aecounted together for around one third of Swedish exports in 1993. The share of electricity costs in the value added is high in basic Swedish industry. The possibilities of increasing final product prices to cover increased production costs are non-existent, since these products are chiefly sold on international markets.

Seen in relation to total employment within the country, the number of people employed in energy- and electricity-intensive work places is relatively small. Just over 50 000 are directly employed at such work- places, which is about one tenth of all those employed in industry, or around 1,5 per cent of all those employed in Sweden.

According to some calculations, around twice as many people are affected by unemployment as those directly involved in staff cut—backs at individual work-places. For the manufacturing industry, the effects are slightly smaller, while for certain energy-intensive branches they are considerably higher. For the pulp- and paper industry and the metals industry, the employment effects are more or less tripled when indirect effects are included.

The localization of energy- and electricity-intensive industry differs from the distribution of industry as a whole over the country. Of the 88 000 people who worked in electricity intensive branches in 1993,just over a third were in Norrland and Bergslagen.

There are a number of places in Sweden which are dependent to a significant extent on electricity-intensive industrial production. In Hofors, Munkfors, Hällefors, Hylte, Hagfors and Avesta, more than one in five of those on the labour market were employed in elecricity- intensive production in 1993. On eight local labour markets, employment in electricity—intensive production amounted to 10-20 % of total employment.

Issues relating to the risks involved in the energy systems and their environmental efects, as well as the possibilities of comparing them, are dealt with in chapter [[ . The environmental impact of Sweden's energy system is relatively low. Emissions of pollutants from electricity production are small, since electricity is mainly obtained from hydropower and nuclear power. Parliament's decision to phase out nuclear power should be seen against the background of nuclear power's potential risks with regard to the environment and health in general, such as in the case of a possible major accident or in connection with

the management of nuclear waste. The operation of nuclear power plants leads to very minor negative effects. The consequences might however be extensive if there were to be an accident. If however nuclear power is mainly to be replaced by fossil fuels such as natural gas, carbon dioxide emissions are increased instead.

The risks of nuclear reactor accidents in Sweden can be diminished through the succesive closing down of the reactors. Risks to the environment and health, however, remain even if all Swedish reactors are shut down, since the number of reactors in neighbouring countries is considerable.

Sweden has to a considerable extent attempted to internalize environmental costs in the costs of households and companies with the help of legislation, regulations and economic control measures. Like other industrialized countries, Sweden has mainly used other control measures than economic ones in order to attain enviromental objectives, but in recent years a number of environment-related charges and taxes have been introduced, e.g. the tax on sulphur, that on carbon dioxide, and the tax on nitrogen oxide. Sweden has more environment-related taxes and charges than any other country.

There is no complete picture of the effects of the control measures, e.g. the consequences of environmental taxes which areonly imposed on certain forms of environmental impact while other, possibly more significant and environmentally damaging effects are not taxed. The methodological difficulties related to the intemalization of external effects have been thoroughly analyzed and are well-known to researchers and experts alike. There are important international methodological developments in the pipeline and experimental activities are under way in the field.

If, with current knowledge about the evaluation and comparison of external effects, it is not at present possible to set a monetary value on them, the discussion regarding control measures should be based on the general demands which can be made on any new control measures, as well as on the risk effects and the environmental effects which it is considered desirable to reduce.

The climate effects are one significant environmental effect. Chapter [2 deals with the greenhouse efect and climate policy. An increase in the atmosphere's content of carbon dioxide and other so-called greenhouse gases may be one of the causes behind changes in the global climate which may have serious consequences.

The effects of measures directed against climate changes, e.g. a reduction in the use of fossil fuels, are observable first after a long period of time. Even if emissions of carbon dioxide were to be

stabilized at current levels, the carbon dioxide content will continue to rise for at least 200 years, due to the length of time it remains in the atmosphere. From the point of view of the climate, it makes no difference where emissions of carbon dioxide come from.

The industrial nations are responsible for the major part of the emissions of carbon dioxide arising from the combustion of fossil fuels. Calculated per inhabitant, the use of fossil fuels in the industrialized countries has stabilized or decreased in recent decades. This decrease has however taken place from a level which is several times higher than the energy usage in developing countries. The contributions of these countries to the atmosphere's increased content of carbon dioxide has mainly been caused by increased cultivation and altered patterns of land use.

While the industrialized countries are forecast to increase their energy usage only marginally to year 2010, the developing countries may as much as double theirs. Calculated per inhabitant, however, usage would still be significantly lower than in the industrialized countries. The trade-off between developing countries' increased demand for energy and the objective of limiting emissions of carbon dioxide in order to counteract serious changes in the climate will be a very

complicated process. With the help of extensive oil substitution, Sweden has been able to reduce its emissions of carbon dioxide substantially in recent decades. The costs for further reductions from the 1990 levels are therefore high in comparison with those of many other countries. From the global and European points of view, far-reaching measures in Sweden are scarcely cost-efficient. Undertakings formulated as percentage reductions in emissions thus have obvious disadvantages.

The costs for Swedish emission reductions could be decreased either through increased cooperation within Europe or through the introduction of so-called joint implementation, i.e., measures taken in other countries with lower costs for reducing emissions. In per capita terms, the emissions of carbon dioxide in Sweden today are just over half of the average figure for the emissions from OECD—countries. A phasing out of nuclear power would increase Sweden's per capita emissions if nuclear were to be replaced by power generation based on fossil fuels.

Sweden can make important contributions to efforts aimed against unwanted climate changes by encouraging and developing efficient control measures, as well as other measures such as the introduction of non-transferrable emission rights and joint implementation.

The climate convention does not impose quantitative obligations on individual signatories. Many countries have chosen to formulate their own national, quantified objectives for limiting emissions of carbon dioxide. The majority of countries will be unable to fulfil their objectives with the policies currently adopted. After the first conference of concerned parties in Berlin, negotiations have begun regarding further undertakings.

In accordance with the climate proposal of 1993, a Swedish climate strategy should be formulated against the background of comparisons with actual measures taken by other countries, in order to avoid a situation in which Sweden takes upon itself a substantially heavier burden than its competitors. Developments within the EC are here of major importance.

A future climate protocol would not need to be formulated in quantitative terms or as exact objectives. It could instead cover obligations regarding the introduction of control measures, e.g. carbon dioxide taxes. Such forrnulations also entail considerable problems. These relate to application, Stability and international cooperation.

The costs for reducing emissions in Sweden are according to some calculations as great as, or greater than, the costs involved in a nuclear phase-out. They are moreover highly dependent on the rate at which measures directed against climate changes are taken, relative to the speed of the phase-out. The costs are also affected by the formulation of Swedish obligations in a future protocol under the climate convention. These obligations form part of a joint EC policy.

In chapter 13, energy political control measures are discussed. This chapter includes, amongst other things, a review of the control measures currently and previously applied in Sweden. Joint regulations concerning taxation within the EC-countries are described. The demands to be made on control measures are also discussed.

Taxes and charges are important control measures in the implementation of energy policy. They should be stable in the long term and should, together with other control measures, lead to the realization of the objectives set— up by Parliament for energy policy. Parliament should determine conditions for developing the energy system which lead to stable planning conditions for both households and companies.

Energy political control measures should be cost-efficient. This means that they should be formulated in such a manner that they function at costs which are as low as possible in terms of secondary effects.

Good resource management means that the value of a good environment is taken into account. In principle it appears reasonable that

the energy tax system should impose a tax on fossil fuels which is dependent on the emissions which their combustion gives rise to, but independent of what the energy is used for.

With regard to taxes on fuels used for electricity generation, however, there are two circumstances which make it difficult to conduct a national policy which differs in crucial respects from those of the world around us. Swedish taxes on carbon dioxide, for instance, would, if they were higher than those in other countries, increase the costs involved in Swedish electricity generation and lead to higher electricity prices for all consumers, including electricity—intensive idustry. They would also lead to increased imports of foreign electricity partly produced from fossil fuels, and to a relocalization of electricity-intensive Swedish industry to other countries.

Some of these effects could be avoided if the Nordic countries were to unite around a joint taxation of carbon dioxide. Even in this case, there remains a certain risk that taxation would lead to increased Nordic imports of electricity from power stations fired by fossil fuels. The consequences for competitive industry would then be only slightly modified, since there would still be a competitive disadvantage with regard to non—Nordic competitors.

With regard to economic control measures in the field of energy, there are chiefly three issues which require a satisfactory solution, namely support to new power generation, the taxation of cold condensing power and combined heat and power (CHP), and the question of how industry's energy use should be taxed. A number of alternative formulations of various tax and bonus systems aimed at solving these issues are discussed in these findings.

The Commission presents several possible proposals for economic control measures in the form, for instance, of environmental bonuses or investment support to environmentally sound production techniques, a tax on nuclear power and an adjustment fund for new electricity generation.

Chapter [4 discusses energy conservation. Attempts to achieve greater energy efficiency are an on—going process in which technological developments and increased knowledge often lead to new products and systems replacing older ones with greater energy demands. Spontaneous developments in this direction can be reinforced with the help of control measures.

The increased possibilites of reducing electricity use, except for heating purposes, in households and on premises are estimated as

equivalent to around 5 TWh.

The greater part of the energy requirements of the residential, commercial and service sector relate to heating. One assessment of what is feasible with the help of stimulation and certain measures concludes that a supply reduction amounting to a total of 4-13 TWh of fuel and 6-7 TWh of electricity is possible. The measures include construction measures, improvements in operation and maintenance, the installation of heat pumps and solar heating, complementary information measures and advice, and conversion from electricity to fuels.

The assessments which can be made of the possibilities of improving energy efficiency in industry are uncertain. With the help of pilot projects and active cooperation between industry and the authorities involved in research- and development work, it is considered possible to reduce the use of electricity by 4-7 TWh and the use of fuels by 11- 13 TWh.

Traffic is responsible for a considerable share of total energy usage. It is believed that there is a significant potential for greater efficiency in vehicles in the long-term perspective. It is probable that powerful control measures will be required in order to influence the transport sector's energy usage.

Altogether, the possibility of reducing electricity use is estimated to be 15-19 TWh as compared with Spontaneous developments, of which 3 TWh are aecounted for by conversion from electricity to fuels. It is considered possible to reduce fuel use by 15—51 TWh. The transport sector accounts for around half of this figure.

Better information about the technological possibilities and future conditions which affect investment decisions is one way of facilitating investments in greater energy efficiency.

It will definitely be in the interests of energy suppliers on the competitive part of the electricity market to bind their customers for longer periods of time. Joint investments in greater efficiency benefiting both parties may be possible through long-term contracts. For the supplier there is also an important marketing aspect to such plans.

Assessments of the consequences of a phasing out of nuclear power are presented in chapter 15. In the Energy Commission's work, the analysis of the reorganization of the energy system has chiefly been directed towards three alternative development scenarios. One alternative has been that nuclear power is permitted to continue operating with current safety requirements. This was the reference alternative, with which two altematives in which the nuclear phase-out is begun in 1998 were then compared. In one, two reactors are closed down before the turn of the century and the remaining reactors over the period 2004-

2010. In the other, the phase-out is slower and just over half the nuclear capacity remains in the year 2010. If the nuclear reactors were to be used for 40 years, requirements for new electricity generating capacity would arise first after the turn of the century. According to the assessments, the electricity price begins to rise during the first years of the next century, when the need for new generating capacity arises. If nuclear power is still in operation in the year 2010, the electricity price is estimated to increase from around 22 öre per kWh in 1995 to around 31 öre in the year 2010. A phasing out of nuclear power to year 2010, beginning in 1998, is estimated to lead to adjustments on the utilization side and to an increase in the general elelctricity price level. A more rapidly increasing demand for electricity as a result of greater economic growth leads to a greater price increase. The better the possibilities of importing electricity, the greater the possibilities of counteracting the price increases. With current tax regulations, natural gas would apear to be the most competitive alternative to nuclear power, but it leads to a substantial increase in emissions of carbon dioxide as well as in fuel imports. A nuclear phase-out would lead to important income losses for society. The direct costs involved in a nuclear phase-out have, with current taxes, been estimated at between 70 and 90 billion SEK for the period 1998-2025. This is if natural gas is used as the replacement alternative. Emissions of carbon dioxide would then increase by around 50 % to year 2010, as compared with the 1990 levels. In the alternative where nuclear power is phased out by the year 2010 and carbon dioxide emissions are limited by 10 % compared with those in 1990, the replacement of nuclear power stations by stations based on natural gas, for example, is made more difficult. A considerable proportion of the adjustments required would then have to be obtained from a decreased use of electricity, and would amongst other things entail a substantial restructuring of industry. The direct costs for phasing out nuclear power to year 2010 in the case of such a carbon dioxide restriction have been estimated to be more than double those involved if natural gas were to be used as a replacement. One must also add to the costs calculated above the adjustment costs which arise as a result of sluggishness in adaptation. These costs are impossible to quantify. A slower phase-out of nuclear power does not entail major differences before the year 2005, as compared with the alternative just

discused. The electricity price also increases in this case to around 30 öre per kWh, but the rate of increase is not forecast to be as high. Up to the year 2025, the direct costs involved in a nuclear phase—out in this alternative are estimated at less than half those involved if nuclear power is to be phased out completely by the year 2010. One must also add to this the non-measurable costs for adjustment and restructuring. Carbon dioxide emissions are estimated to be ll million tons higher in the year 2010 if natural gas is used as a replacement for nuclear power.

in the assessments of the costs to society of a nuclear phase—out, it has been assumed that the economy adjusts to new price relations without major disruptions. In reality, there are also costs arising from society's adjustment. These costs may also be assumed to be dependent on the speed of the phase-out process, so that they increase if the phase- out is more rapid.

Legal issues raised by a legislated nuclear phase-out are discussed in chapter 16. Legislation makes it possible to determine the timing of the phase-out. All imaginable legislative techniques lead however to certain difficulties, and these are connected, amongst other things, with the requirement that the legislation should both have a general formulation and contain criteria for how the phase-out is to take place. The choice of legislative method and the detailed formulation of the legislation will probably have to be determined in a trade-off betweeen demands for predictability and demands for flexibility.

lf legislation regarding a phase-out is introduced, it must also adopt a position on the issue of compensation to the permit-holders.

The state is obligated to ensure that legislation concerning compensation is compatible with the constitution and with the European convention. It is however uncertain whether the Swedish constitution's regulation regarding the protection of property is applicable with regard to phase-out legislation, and what compensation standard it in that case guarantees. It is also uncertain what compensation is required according to the European convention and general principles of justice.

The Commissions 's deliberations and proposals

In the final chapter, 17, the Commission presents its assessments and proposals.

The energy policy objectives, as formulated in the 1991 energy policy guidelines, have formed the starting-point for the work of the Commission.

The Commission's assessment is that both electricity "utilization

within the country and total energy usage can, under current energy political conditions, be estimated to increase at a relatively modest rate. The Commission also notes that there are considerable possibilities of reducing the use of both electricity and energy in general with the help of a number of different measures. It is important that the potential for energy conservation, greater efficiency and conversion are exploited as far as is economically and environmentally reasonable. The heating sector should be successively reorganized away from electric heating and in the direction of other heating forms. These are chiefly water- borne systems. It is of considerable importance that the measures implemented are compatible with other efforts directed at greater energy efficiency. The Commission presents examples of measures which may be taken in different areas with the aim of improving energy efficiency. The altematives should be analyzed and special attention directed at cost-efficiency and the financing aspect.

The Commission considers that it is possible, with today's technology, to add around 10 TWh to the electricity system from renewable energy sources. Conversion from fossil fuel based to biofuel based CHP can increase the share of renewable electricity production by a further few TWh. The Commission also notes that there are technical possibilities of increasing capacity in existing natural gas pipelines, and that these should be exploited. The Commission also considers that the conditions governing additional supplies of natural gas should be studied more closely. Currently established peat utilization should be secured by the continued exemption of energy peat from carbon dioxide taxes.

The Commission presents & number of possible proposals regarding economic control measures. These are chiefly, and in very brief summary, as follows: - an environmental bonus (or alternatively investment support) for environmentally sound production technology, to be financed by a consumption tax on electricity;

- a tax on nuclear power which increases wih the age of the reactors; - a reorganization fund to finance new and environmentally acceptable electricity production.

The Commission does not favour any one of the proposals presented, but recommends that they be analyzed in greater detail in terms of their effects on employment, welfare, the purchasing power of households, the environment, industry's competitiveness and Sweden's international obligations (the EC, WTO, the Nordic electricity exchange, etc).

The Commission finds that the state has a responsibility for the long—

term development of and investment in environmentally acceptable energy technology. This means that the state must actively initiate, follow and evaluate the activities engaged in for the fulfilment of energy policy objectives. The Commission emphasizes that energy research should once again be allotted greater resources and that the development of new technology, especially for electricity generation, is of crucial importance to the reorganization of the energy system. This point should be clarified and emphasized through measures reinforcing the function of the state in the commissioning of new technology. It is also of great importance that the research results published and the technological developments taking place in other countries should be exploited in a cost-efficient manner and integrated in Swedish development work.

The Commission emphasizes that Sweden should be active in encouraging the work on international climate policy. The climate policy objectives should be to stabilize and in the longer term to reduce the greenhouse effect, or global warming, and this should be done in a manner that is just and fair to the countries involved. Sweden should place special emphasis on the possibilities of ajoint EC-position in the coming negotiations within the framework of the climate convention. Such a position must be based on an intemationally just and fair vision. This is true both with regard to industrialized versus developing nations, and within the industrialized world itself.

The Commission also believes that a special authority should be set up in order for the reorganization of the energy system to be implemented successfully. The task of this authority should be to engage in activities aimed at a safe, environmentally sustainable and efficient utilization of energy. The extent of its duties and their definition in relation to those of other authorities should be made the object of a special study.

The Commission has, in accordance with its directives, examined the effects of the closing-down of one or two nuclear power stations during the 1990'5. The analysis shows that one plant can be shut down without weakening the power balance noticeably. The phasing out of another smaller plant would decrease the margins significantly.

The Commission proposes that the question of increasing the responsibility of the nuclear power companies should be reviewed in an international perspective. Such a review should cover the possibilities and consequences for Sweden of introducing increased responsibility on the part of the nuclear power companies, in combination with bilateral agreements with other countries. ln connection with this review, future possibilities should also be examined of individual countries introducing unlimited responsibility for the nuclear power industry into the new

convention system which may arise from current international negotiations.

The Commission points out that the work load and resource requirements of SKI and SSI may grow more than they already have in recent years. It is important that both these authorities should have sufficient resources for their monitoring activities and for research, as well as for developing competence and for international exchange of experience. Society's supervision of nuclear safety and the state's overall responsibility for it must be preserved. The resource reinforcements which may be necessary should be financed through increased charges imposed on the nuclear power companies.

The Energy Commission believes that both economic and environmental arguments support the idea that the reorganization of the energy sytem should take place over a sufficiently long period of time so that the objectives of the 1991 energy policy agreement are attained.

The Commission considers that a number of conflicts of objectives remain to be solved. This is apparent from the climate issue. There are also problems for employment and welfare and difficulties in retaining competitiveness if all nuclear power generation is to be phased out to year 2010. The results of greater energy efficiency, the supply of renewable energy and the possibilities of maintaining intemationally competitive prices will determine the speed at which nuclear power is phased out. With regard to the Energy Commission's forecasts and assessments, an exact time-limit setting out the year in which the last reactor is finally taken out of operation should not be specified.

The Commission considers that it is important that the phase out be begun at an early stage so that the adjustment process can be initiated. In this context, powerful economic control measures are of crucial significance. The Energy Commission believes that one nuclear power reactor can be shut down during the present mandate period without noticeably affecting the power balance.

1. Energisystemet

1.1. Sverige

Energitillförseln

Den totala tillförseln av energi har varit relativt stabil i Sverige under den senaste 25-årsperioden. År 1994 tillfördes totalt 461 TWh energi jämfört med 457 TWh år 1970. Det har dock under perioden skett betydande förändringar av den tillförda energins fördelning på ener- gislag. De mest betydelsefulla förändringarna framgår av figur 1.1.

Figur 1.1 Sveriges totala energitillförsel åren 1970 - 1994, TWh.

700 600 500 400

300 /uarurgu 200 __:::,.,;,:.;., .... . __ .. Kolven”:

Riolja och oljeprodukter

100 i”. xSpillvärma

o ..... ...........um|||||lllll||||||lIlllllllllllll mm" 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Den översta kurvan visar den totala tillförseln enligt OECD:s redovisningsmetod.

Källa: NUTEK

Oljans andel av energitillförseln har minskat från 77 % år 1970 till drygt 40 % i början av 1990-talet, eller från ca 350 TWh till omkring

200 TWh'. Under samma period har elproduktionens andel ökat från 10 % till ca 30 %. Kapaciteten i vattenkraftverken har ökat med ca 20 %, och kärnkraften, som tillkom år 1972, svarade i början av 1990-talet för ca 16 % av den tillförda energin. Produktionen i vattenkraftverken beror på vattentillrinningen och kan därmed variera kraftigt mellan åren. Även tillförseln av biobränslen har ökat och har under de senaste åren motsvarat ungefär 17 % av den totala energitillförselnz. Huvuddelen av de 79 TWh biobränsle, som tillfördes år 1994, utgjordes av bränslen som genereras och används internt inom skogsindustrin, främst inom massa— och pappersindustrin. Det finns flera sätt att redovisa tillförseln och användningen av energi. Bilden av energitillförselns sammansättning över tiden och mellan länder kan bli mycket olika beroende på vilken redovisningsmetod som används. Med den traditionella svenska metoden, som ligger till grund för figur 1.1, redovisas för kärnkraft den producerade elenergin. [ de redovisningar som görs av OECD3 redovisas för kärnkraften i stället avgiven värrnemängd vid reaktorerna. Enligt denna redovisningsmetod har Sveriges totala energitillförsel ökat med ungefär 25 % sedan år 1970, och kärnkraftens andel av tillförseln är ca 35 % att jämföras med 16 % enligt den svenska redovisnings- metoden. I tabell l.l visas energitillförselns sammansättning år 1994 enligt

båda redovisningsmetoderna4.

' Omkring 22 TWh används för icke energiändamål, främst som insats- varor i industrin.

m

Till biobränslen förs här liksom i de flesta statistiska framställningar, trädbränslen, returlutar från massaindustrin, avfall men även torv.

3 OECD är industriländemas samarbetsorganisation.

I underlagsbilaga 24 beskrivs utförligt hur energi och flöden av energi kan redovisas i energibalanser med olika utformning.

Tabell 1.1 Sveriges energitillförsel år 1994 enligt olika redovisningsmetoder.

Svensk metod OECD:s metod TWh % TWh % Råolja och oljeprodukter 204 44 204 34 Naturgas 9 2 9 2 Kol och koks 28 6 28 5 Biobränslen, torv m.m. 79 17 79 13 Spillvärme m.m. 8 2 8 1 Vattenkraft 59 13 59 10 Kärnkraft 73 16 208 35 Nettoirnport av el — — - - Totalt 460 100 5 95 100

Anm. När det gäller kärnkraften innehåller OECD:s siffror även förluster, vilket förklarar skillnaden jämfört med den svenska redovisningsmetoden.

Kalla: NUTEK

Fjärrvärmeproduktionen har sedan år 1970 ökat från ca 15 TWh till dagens ca 47 TWh. Från ett mycket stort oljeberoende under 1970-talet är nu fördelningen på bränslen i fjärrvärmesektorn mer varierad. Biobränslena är det dominerande energislaget med ca 18 TWh år 1994.

Fjärrvärme produceras förutom i värmeverk också i kraftvärmeverk, varvid även el genereras. Utnyttjandegraden har under senare år varit låg i dessa anläggningar (se kap 4).

Elproduktionen

Produktionen av el i Sverige baseras huvudsakligen på vattenkraft och kärnkraft. I stora drag svarar vatten- och kärnkraften under normala förhållanden vardera för omkring hälften av elproduktionen. l produktionssystemet ingår även kommunala kraftvärmeverk och industriellt mottryck samt oljekondensanläggningar, dieselaggregat, gasturbiner och vindkraftverk. Oljekondensanläggningarna har sedan kärnkraftens utbyggnad utnyttjats i allt mindre utsträckning. Liksom gasturbinerna används de i huvudsak som reservkapacitet vid exempelvis torrår och för s.k. spetslast vid högt effektuttag i elsystemet.

Produktionsanläggningarna utnyttjas vanligen i kostnadsordning. Anläggningar med låga rörliga produktionskostnader används således i första hand. I det svenska produktionssystemet har vattenkraft- anläggningarna de lägsta rörliga kostnaderna. Därefter följer kärnkraftverken och sedan kraftvärmeanläggningarna. Kärnkraftverkens produktion minskas vanligen vid riklig vatten- tillgång, vilket exempelvis kan noteras i figur 1.2 för de nederbördsrika åren 1992 och 1993, då kärnkraftverken producerade betydligt mindre än den tillgängliga kapaciteten. Dessa år var dessutom några reaktorer avställda under längre perioder.

Figur 1.2 Sveriges elproduktion åren 1970 - 1994, TWh. 150

Vattenkraft

100

Kondenskratt

50

Kärnkraft

_ Industrlellt

m att ryc !( /.

Kraltvärme

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 Källa: NUTEK

Mottrycksanläggningarna i industrin utnyttjas för värmeproduktion till interna produktionsprocesser, varför elproduktionen i anläggningarna är kopplad till industriproduktionens omfattning. [ de kommunala kraftvärmeverken avsätts värmen i fjärrvärmenäten. Under perioder med god tillgång på billig el används i fjärrvärmeverken ofta inköpt el i s.k. avkopplingsbara elpannor för värmeproduktion. Även värmepumpar, Spillvärme och sopförbränning ger betydande tillskott av billig värme till fjärrvärmesystemen. Kraftvärmeverken utnyttjas därför främst under den kalla årstiden då det s.k. värmeunderlaget, dvs. avsättningsmarknaden för värme, är störst.

Det finns omkring 160 vindkraftverk i Sverige, vilka under år 1994 producerade ca 0,08 TWh el.

Den installerade effekten i det svenska elproduktionssystemet samt produktionen år 1994 redovisas i tabell 1.2 .

Tabell 1.2 Installerad elproduktionskapacitet och elproduktion år 1994. Installerad effekt, Produktion,

MW TWh Kärnkraft 10 040 70,2 Vattenkraft 16 499 58,1 ') Kraftvärme 1 897 4,6 Industriellt mottryck 900 4,0 Kondensanläggningar 3 194 0,8 Gasturbiner ] 900 0,1 Vindkraft 40 0,07 Totalt 344 70 137,8

” Vattenkraftens normalårsproduktion är 63,5 TWh. Kal/a: NUTEK

Det svenska elproduktionssystemet är ihopkopplat med övriga nordiska länders elsystem, med undantag för Island, samt via kabel med det västeuropeiska systemet. Möjligheter att överföra el till kontinenten finns även via Jylland.

Energianvändningen

Av den totala tillförseln av energi är 1994 (461 TWh) utgjorde sammanlagt 383 TWh den slutliga energianvändningen. Resterande ca 78 TWh utgjorde användning i utrikes sjöfart, insatsvaror i industrin samt distributions— och omvandlingsförluster i energisektorn. År 1994 ökade den slutliga energianvändningen med 9TWh jämfört med föregående är, främst till följd av den ökade ekonomiska aktiviteten. Den slutliga energianvändningen brukar i statistiken fördelas mellan sektorerna bostäder och service m.m. (bebyggelsesektorn), industri och inrikes transporter. Den totala energianvändningens utveckling under perioden 1970—1994 framgår av figur 1.3.

Figur 1.3 Sveriges totala energianvändning åren 1970 - 1994 enligt svensk redovisningsmetod, TWh.

500 v ' 300 Inrikes transporter 200 Bebyggelse 100 Förluster /Utrikes sjo- fart. icke- 0 energi-

ändamål

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Källa: NUTEK

I industri- och bebyggelsesektorerna har energianvändningen varit relativt konstant under de senaste tjugofem åren. Industrin använde år 1994 knappt 142 TWh energi, och i bostadssektorn användes samma år 156 TWh. För inrikes transporter utnyttjades 86 TWh energi år 1994, vilket är en ökning med ca 30 TWh jämfört med 1970-talets början.

Den slutliga energianvändningens fördelning på energislag år 1994 redovisas i tabell 1.3.

Av oljeprodukterna användes en större del för transporter (ca 84 TWh) och den minsta andelen inom industrin (ca 21 TWh). Elanvändningen var störst i bebyggelsesektorn (ca 71 TWh) medan endast en liten del utnyttjades för transporter (2,6 TWh). Biobränslena utnyttjades framför allt inom skogsindustrin (ca 47 TWh), medan ca 12 TWh användes för enskild uppvärmning i småhus. Drygt 60 procent av fjärrvärmeleveranserna gick till bostadsuppvärmning, knappt 30 procent till uppvärmning av servicesektorns lokaler och ca 10 procent till industrin.

Tabell 1.3 Slutlig energianvändning år 1994 fördelad på energislag, TWh. Energislag TWh Oljeprodukter 140 Naturgas 4 El 124 Biobränslen 59 Kol och koks 16 Fjärrvärme 40 Slutlig användning totalt 383

Anm. Av energitillförseln i fjärrvärmeproduktion svarade biobränslen för 39 %, olja och värmepumpar för 14 % vardera samt naturgas för 9 %.

Kalla: NUTEK

Elanvändningen

I Sverige användes totalt 138 TWh el år 1994, varav 50 TWh inom industrin, 71 TWh inom bebyggelsesektorn och 2,6 TWh inom transportsektorn. Drygt 7 TWh el användes i fjärrvärmeverk - främst till värmepumpar och avkopplingsbara elpannor - och i raffinaderier. Förlusterna i eldistributionen uppgick under året till ca 8 TWh.

Elanvändningen har ökat med i genomsnitt 3,3 % årligen sedan år 1970, dock med stora årsvisa variationer. Under några år i början av 1980—talet ökade användningen med 7-10 % per år, medan den sedan år 1992 har legat på en lägre nivå än år 1990, huvudsakligen som en följd av den kraftiga lågkonjunkturen. Elanvändningens utveckling visas i figur 1.4.

Det är i bebyggelsesektorn den relativt kraftigaste ökningen skett. Den genomsnittliga ökningstakten har inom denna sektor varit ca 5 % per år sedan år 1970. Detta är följden framför allt av en övergång från olja till el för uppvärmning, men också av en ökad användning av el för exempelvis ventilation. Under 1970-talet och 1980-talets första hälft ökade elanvändningen snabbare än med 5 % per år.

Inom industrin har ökningstakten varit lägre, i genomsnitt 1,7 % per år. Även i industrisektorn har användningens tillväxttakt varierat. Under högkonjunkturen 1983 1989 ökade industriproduktionen med i genomsnitt 2,8 % och elanvändningen med 4,2 % per år. Åren 1990- 1993 minskade industrins elanvändning med ca 2,8 % per år.

Figur 1.4 Sveriges elanvändning åren 1970 -- 1994 fördelad på sektorer. TWh.

150

lndustrl

Inrikes transporter

Bebyggelse

Fjärrvärme, raffinederiar

E Distributions-

(, ||||||mum|||||||||||ll'liii'illl'l'l'l'llIlllll lllllllllllllll mm, 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Källa: NUTEK

Under den senaste tioårsperioden har som mest ca 9 TWh el levererats till s.k. avkopplingsbara elpannor i fjärrvärmesystemet och i industrin. Denna elanvändning kan "kopplas bort" när produktionskostnaderna i elsystemet ökar och det blir billigare att använda bränslen i värmeproduktionen. Omfattningen av leveranserna beror på elsystemets produktionsförmåga och på den övriga efterfrågan på el. Åren 1990- 1993 var tillgången på vattenkraft god, varför upp till 6 TWh el utnyttjades för uppvärmning i fjärrvärmesystemet, medan leveranserna nästan halverades under år 1994. Även industrin minskade sin användning av el i avkopplingsbara pannor från som mest drygt 2,5 TWh till ] TWh år 1994.

Miljöpåverkan

All el- och värmeproduktion ger miljöpåverkan. Effekterna är olika beroende på vilka energislag som används. Några av de mest uppmärksammade effekterna är försurningen och växthuseffekten samt radioaktiva utsläpp från kärnkraftverk.

Huvudorsaken till försurningen är nedfall av svavel och kväve. År 1993 kom 7,5 % av svavelnedfallet och ca 12 % av kvävenedfallet i Sverige från svenska källor. Huvuddelen av svavelnedfallet kommer i

dag från östra Europa, medan nedfallet av kväve till en betydande del härrör från Tyskland och Storbritannien. Utsläpp från källor i Sverige nedfaller på motsvarande sätt även i andra länder.

Figur 1.5 visar utsläppen av svaveldioxid och kväveoxider i Sverige åren 1980 - 1993. Som framgår har utsläppen av svaveldioxid minskat kraftigt under perioden, från 508 000 ton år 1980 till 101 000 ton år 1993. Omkring 40 % av utsläppen härrör från industriprocesser och ca 24 % från trafiken. Övriga 36 % av utsläppen kommer från förbränning av olja, gas, kol och andra fasta bränslen. Utsläppen av svaveldioxid i Europa var år 1994 ca 40 miljoner ton.

Figur 1.5 Utsläpp av svaveldioxid och kväveoxider (räknat som NO,) i Sverige åren 1980 - 1993. lOOO-tal ton per år.

500

Kväveoxider

400

300

Svaveldioxid

200 100

0 1980 1984 1988 1992

Anm. Beräkningarna av utsläppen av kväveoxider ses f.n. över av Naturvårdsverket (se kapitel 1 l).

Kal/a: NUTEK och SCB

Den största källan till kväveoxidutsläppen är trafiken. År 1994 släpptes ca 170 000 ton kväveoxider ut från vägfordonen, medan annan samfärdsel svarade för 157 000 ton. De totalaa utsläppen i Europa var ca 22 miljoner ton kväveoxider.

Koldioxid (CO,) är den viktigaste s.k. växthusgasen. Utsläppen av koldioxid antas kunna medföra betydelsefulla förändringar av jordens klimat.

Utsläppen i Sverige av koldioxid var år 1993 omkring 59 miljoner ton (Mton). Sedan år 1980 har utsläppen minskat med ungefär 23 Mton,

främst beroende på en övergång från fossila bränslen till kärnkraft i elproduktionen, energieffektivisering och en ökad användning av biobränslen. Figur 1.6 visar hur utsläppen av koldioxid från olika

sektorer har förändrats under åren 1980 - 1993. År 1970 var koldioxidutsläppen ca 98 Mton, vilket innebär att en minskning med ca 16 Mton har skett under perioden 1970 - 1980.

Figur 1.6 Utsläpp av koldioxid i Sverige åren 1970 och 1980 samt 1987 - 1993. Mton.

Totalt

100 75

50

25

Bostäder mm

l|||lIlll|l|||||||||||||||||

1970 1980 1987 1990 1993

Kal/a: NUTEK

Miljöeffekter av kärnkraft under drift är i huvudsak skador som kan uppkomma genom utsläpp av radioaktivitet. Sönderfall av uran i ett kärnkraftverk ger upphov tilljoniserande strålning. J oniserande strålning skadar levande celler genom att den direkt eller indirekt skadar DNA— molekyler. Liknande skador kan uppkomma via kemiska ämnen,

ultraviolett ljus eller virus. Den strålning som kan nå allmänheten från ett kärnkraftverk kommer från utsläppta radioaktiva gaser eller partiklar. Utsläppen av radio- aktivitet från ett kärnkraftverk under drift är mycket små. Statens strålskyddsinstitut, SSI, anger att utsläpp från kärnkraftverk under drift inte till någon individ bland allmänheten får ge dosbidrag som är större än 0,1 mSv/person och år. Under åren 1993 och 1994 var utsläppen från kärnkraftverken Barsebäck, Forsmark och Oskarshamn mindre än 1% av detta riktvärde. Utsläppen från Ringhalsverket påverkas av kvardröjande effekter av en bränsleskada år 1993 i reaktorn Ringhals 1. Utsläppen var år 1993 28% och år 1994 43% av SSI:s riktvärde.

Dosbelastningen hos personal vid kärnkraftverken har i Sverige legat lågt i en internationell jämförelse. Doserna har dock ökat under senare år, till följd av bl.a. de omfattande reparationer som genomförts av vissa av de äldre reaktorerna, och ligger nu i nivå med övriga länders. Kollektivdosen uppgick år 1994 till knappt 20 manSv. Enligt SSI:s föreskrifter får inte årsdosgränsen överstiga 50 manSv.

1.2. Omvärlden

Energianvändningen

Världens energiförsörjning är huvudsakligen baserad på förbränning av fossila bränslen, som svarar för mer än nio tiondelar av den totala tillförseln av kommersiell energi. Vatten- och kärnkraft svarar för 2,5 % respektive 7 % av tillförselnS. Det bedöms att traditionella energislag (ved, träkol, m.m.) svarar för en tiondel av den totala energiförsörjningen utanför OECD—länderna. Det saknas dock tillförlitliga uppgifter för den del av energiförsörjningen som tillgodoses genom självförsörjning.

Energianvändningen i världen ökar inte längre lika fort som under 1970-talet. Då växte energianvändningen med i genomsnitt ca 2,7 % per år. Under 1980—talet låg den genomsnittliga ökningstakten en procentenhet lägre, och under 1990-talets första år var energi- användningen i stort sett oförändrad. Stora skillnader finns dock mellan olika områden i världen och de senaste årens minskande energi— användning i Östeuropa och f.d. Sovjetunionen har bidragit till att ökningstakten har avtagit. '

Figur 1.7 visar världens totala kommersiella energianvändning (användning av saluförda energivaror) under senare år, fördelad på energislag (exklusive de nämnda traditionella energislagen, vilka uppskattas till ca 600 miljoner ton oljeekvivalenterö).

I öststaterna, inklusive f.d. Sovjetunionen, sjönk energianvändningen år 1993 med ca 8 %. I övriga Europa var den i stort sett oförändrad (en minskning med 0,3 %), medan en ökning skedde i såväl Nordamerika (med drygt 2 %) som i utvecklingsländerna (med knappt 4 %).

Under senare år har energianvändnin gen per BNP-enhet i genomsnitt fallit i de rika OECD-ländema, vilka använder hälften av all energi i världen. Däremot har situationen i de fattiga länderna och i de tidigare centralplanerade länderna utvecklats i motsatt riktning, med en ökande energianvändning i förhållande till den ekonomiska tillväxten. Industriländernas andel av energianvändningen väntas fortsätta att minska i framtiden, men den totala energianvändningen i världen

5 Kämkraftsandelen är beräknad i enlighet med OECD:s metod.

6 Källa: IEA.

förutses ändå fortsätta att öka, om än i en lägre takt än under 1960- och 1970-talen.

Figur 1.7 Världens totala användning av kommersiell energi åren 1970 - 1993, Mton oljeekvivalenter”.

8000

6000 llllll ||"o Råolje 4000 "IIHVTIIIHH Naturgas

2000

Kol

Kärnkraft

Vattenkraft

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

” 1 miljon ton oljeekvivalenter (Mtoe)=l ], 63 TWh

Anm. Traditionella energislag (ved m.m) ingår inte. Kärnkraften redovisas enligt OECD:s metod.

Kalla: BP Statistical Review of World Energy (June 1995).

Energitillförseln

Världsproduktionen av kommersiella energislag domineras av olje- utvinning. Omkring 40 % av den primärenergi som tillförs marknaden utgörs av oljeprodukter. Länderna kring Persiska viken utgör det dominerande exportområdet. Industriländerna väntas följaktligen för att klara sin energiförsörjning bli mer beroende av Mellanöstern.

Som framgår av figur 1.8 svarar Mellanöstern för omkring två tredjedelar av den olja som importeras till OECD-länderna. Efter 1970- talets s.k. oljekriser ökade utvinning av olja i importregionerna, främst i Nordsjön, men nu väntas tyngdpunkten i världens oljeförsörjning åter komma att förskjutas till Mellanöstern. Produktionskostnaderna i andra delar av världen är högre och resurserna mindre, varför produktionen i Mellanöstern antas komma att öka kraftigt.

Tyngdpunkten i världens oljekonsumtion väntas alltmer förskjutas

från USA och Europa till Ostasien. Oljeimporten är där större än i såväl Västeuropa som Nordamerika, och den snabba ökningen av oljeanvänd- ningen, över 5 % per år under perioden 1984—1994, väntas fortsätta.

Figur 1.8 Användningen av och handeln med oljeprodukter mellan världsregioner år 1994. Miljoner ton.

Västeuropa Nordamerika Östeuropa Mellanöstern Asran Övriga

1000

800

600

400 200

-200 -400

-600

-800

Dlnomregional anv. ulmport iExport

Anm. Diagrammets övre del visar Oljeanvändningen iregionen. Staplarna under nollinjen anger export. Östeuropa inbegriper f.d. Sovjetunionen. I Asien inkluderas också Stilla havsområdet (Australasia).

Kalla: BP Statistical Review of World Energy (June 1995).

Den naturgas som år 1994 användes i världen motsvarar drygt hälften av oljeanvändningen. Figur 1.9 visar användningens utveckling, som ganska väl speglar också den regionala produktionsutvecklingen. Det är endast från Öst- till Västeuropa som det sker någon naturgasexport av betydelse. Gas importeras till den västeuropeiska marknaden från Nordafrika, Ryssland och från gasfält till havs utanför Storbritannien och Norge. I Ostasien har användningen av naturgas ökat mycket snabbt under senare år, med över 7 % per år under de senaste tio åren. Den japanska gasanvändningen är nu nästan lika stor som Tysklands, och försörjningen sker båtledes från framför allt Indonesien och Malaysia.

Figur 1.9 visar den starka nedgång i gasanvändningen som har skett i Östeuropa och f.d. Sovjetunionen under senare år. Från år 1990 har gasanvändningen reducerats med nära en femtedel.

Figur 1.9 Den globala naturgasanvändningen åren 1984 - 1994. Mton oljeekvivalenter.

800

Östeuropa

600

Nordamerika

400

Västeuropa

200

Anm. För definitionen av regioner se anmärkning till figur 1.8. Kalla: BP

Av allt stenkol som bryts i världen används ungefär hälften som bränsle. Stenkol svarar därmed för närmare en tredjedel av världens energitillförsel. Kol används också inom järn- och stålindustrin. Kina och USA, som är de största producentländerna, svarade år 1994 för 27 % respektive 25 % av världsproduktionen. De största tillgängliga reserverna av stenkol finns i Ryssland, Ukraina, Kina och USA.

Kol är resurskrävande att transportera eftersom energiinnehållet är lägre än i exempelvis olja. Kol används därför i större utsträckning än olja närmare brytningsplatsen, vilket även till en del beror på att tillgångarna i många fall är belägna nära användarna. Den interregionala handeln med kol är på grund härav mindre än motsvarande handel med olja. Som framgår av figur 1.10 är Västeuropa den viktigaste importregionen. Australien, Sydafrika, USA och Colombia är viktiga exportländer. De höga transportkostnaderna till inportländema balanseras för dessa länder av låga brytningskostnader.

Figur 1.10 Användningen av och handeln med kol i världsregioner år 1994. Mton oljeekvivalenter.

Västeuropa Nordamerika Oeteuropa Alien Övriga 1000 ' ' ——-—' 800 600 400 200 0 E -200

Dlnomregional anv. nlmport DExport

Kärnkraftsanvändningens utveckling i världen visas i figur 1.1 1. Av den totala tillförseln av kommersiell energi motsvarar kärnkraften ungefär 7 %. Den har då beräknats i enlighet med OECD:s praxis. Med den svenska redovisningsmetoden skulle andelen vara ungefär 3 %.

Figur 1.11 Kärnkraftsanvändningen i världen åren 1984 - 94. Mton olje- ekvivalenter.

250

200 Västeuropa

Nordamerika

150 100

50

0 1984 1986 1988 1990 1992 1994

Se anmärkning till figur 1.8.

Kalla: BP

Två tredjedelar av kärnkraftsproduktionen sker i Västeuropa och Nordamerika och den resterande tredjedelen kärnkraft genereras i Ostasien och Östeuropa. Användningen av kärnkraft har vuxit snabbt till följd av en omfattande utbyggnad under 1970- och 1980—talen. Tillväxten har nu stannat av i Västeuropa och i Östeuropa har produktionen minskat på grund av att flera reaktorer har stängts. I Ostasien, Japan och Sydkorea genomförs en fortsatt utbyggnad.

I Central- och Östeuropa (inkl. Ryssland, Ukraina och Litauen) fanns år 1994 totalt 64 reaktorer, varav 19 grafitmodererade. Samtliga reaktorer utom fyra var i drift. De äldsta reaktorerna togs i drift i början av 1970-talet. De brister i reaktorsäkerhet som uppdagades efter Tjemobylolyckan, samt den miljöförstöring, från framför allt den militära verksamheten, som blivit känd efter Sovjetunionens upplösning har drivit fram ett internationellt samarbete på säkerhets- och strålskyddsområdet med Central— och Östeuropa. Endast undantagsvis uppfyller de Central- och Östeuropeiska kärnkraftsreaktorerna internationellt överenskomna säkerhetsriktlinjer och -krav.

Världens vattenkraftsproduktion växer förhållandevis långsamt och kan inte förväntas att ge några större bidrag till ett ökat framtida energibehov. År 1994 producerades totalt i världen ungefär 40 gånger den svenska elproduktionen från vattenkraft. I Nordamerika och Europa har utbyggnaden i stort sett avstannat, medan nytillskottet av vattenkraft sker främst i Ostasien och i Latinamerika.

Miljö— och klimatpåverkan

Vissa miljöproblem är inte lokala, utan den negativa påverkan som uppträder kan förorsakas av utsläpp från avlägsna källor. Försurningen av mark och vatten är problem av sådan karaktär. I dag är försurningen ett i hela Europa uppmärksammat miljöproblem, som främst orsakas av utsläpp av svaveldioxid (SO,) och kväveoxider (NO,).

Utsläppen av svaveldioxid kommer framför allt från förbränning av fossila bränslen. Totalt har svavelnedfallet i Europa minskat med ca 30 % sedan år 1980. I anslutning till ECE:s (FN:s Economic Commission for Europe) konvention om långväga gränsöverskridande luftföroreningar undertecknade 28 länder samt EU ett nytt svavel- protokoll år 1994. Åtagandena enligt detta protokoll väntas leda till att utsläppen av svaveldioxid i Europa minskar med ca 60 % till år 2010, jämfört med utsläppsnivån år 1980. Detta är dock inte tillräckligt för att

nå det övergripande målet om att kritiska belastningsgränser för miljön inte skall överskridas. Protokollet innehåller också utsläppsrestriktioner för enskilda nya el- och värmeproduktionsanläggningar.

Kväveoxidutsläppen kommer till största delen från bensin- och dieseldriven trafik samt övrig förbränning av fossila bränslen. Den internationella överenskommelsen som finns för kväveoxider är det s.k. NO,-protokollet från år 1988, även den under ECE—konventionen. I detta protokoll har 28 länder samt EU förbundit sig att se till att utsläppen efter år 1994 inte skall överstiga utsläppen år 1987. Detta mål förutses de flesta länder klara. Därutöver har tolv länder, däribland Sverige, i en särskild deklaration åtagit sig att reducera utsläppen av kväveoxider med 30% till år 1998 jämfört med ett valfritt år mellan åren 1980 och 1986. Endast hälften av länderna väntas nå detta mål. Sverige kommer inte att uppnå målet. Förberedelser för att förhandla fram ett nytt kväveprotokoll, som skall omfatta kväveoxider, ammoniak och kolväteföreningar, pågår. Förhandlingarna skall inledas under år 1996.

Vissa miljöproblem uppkommer oavsett var påjorden utsläppen sker. Sådana globala miljöproblem är effekter på stratosfärens ozonskikt och förändringar av jordens klimat till följd av utsläpp av s.k. växthusgaser. En stor del av utsläppen av växthusgaserna uppkommer i energisektorn, främst utsläppen av koldioxid.

De samlade globala utsläppen av koldioxid från energisektorn var år 1991 omkring 22 miljarder ton. Från år 1980 till år 1991 ökade de med ca 15 %. Figur 1.12 ger en bild av hur utsläppen under perioden fördelade sig mellan världsregionerna.

De industrialiserade länderna, OECD-länderna, svarade år 1991 för omkring 48 % av de globala koldioxidutsläppen, och världen i övrigt för 52 %. De länder som svarade för de största andelarna var USA (23 %), f.d. Sovjetunionen (17 %), Kina (1 1 %) och Japan (5 %). Utsläppen från EU motsvarade 15 % av de globala utsläppen.

I genomsnitt släpptes år 1990 ut 3,9 ton koldioxid per invånare i hela världen. OECD—länderna släppte i genomsnitt ut 11,4 ton per invånare, medan utvecklingsländernas utsläpp motsvarade 1,3 ton per invånare. Bland de enskilda länderna var USA:s koldioxidutsläpp per invånare högst (ca 20,2 ton), tätt följt av Kanadas och Australiens. Japans utsläpp var mindre än hälften av USA:s, räknat per invånare (9,1 ton).

Figur 1.12 Globala koldioxidutsläpp från energisektorn åren 1980 — 1991. Mton.

20000

Övriga länder

15000

Asten

F.d. Sovjetunionen

10000 z/ÖWWBOECDNXX

XJapan

eu 5000

Nordamerika

1980 1985 1990 1991

Källa: OECD

I Östeuropa och Sovjetunionen släpptes år 1990 ut ca 1 1,7 ton koldioxid per invånare. Dessa utsläpp har minskat kraftigt de senaste åren. I Västeuropa var per capita-utsläppen lägst 1 Portugal, Spanien, Sverige, Schweiz, Frankrike, Italien, Grekland, Norge och Österrike, inu nämnd ordning. I samtliga dessa länder var per capita- utsläppen lägre än genomsnittet för EU-länderna (8,9 ton per invånare). De svenska koldioxidutsläppen motsvarade ut 6,2 ton per invånare år 1990.

Elproduktionen beräknas svara för ca 38 % av de totala koldioxid- utsläppen i världen. Ungefär 19 % beräknas komma från energianvänd- ning inom industrisektorn och ungefär lika mycket från mobila källor. Den resterande delen kommer huvudsakligen från uppvärmning av bostäder och lokaler.

IEA(International Energy Agency) presenterar i World Energy Out- look 1994 en bedömning av den globala energiproduktionens och energianvändningens tillväxt till år 2010 och de därav följande koldioxidutsläppen. Bedömningen är baserad på antaganden om den ekonomiska tillväxten i världsregionerna, som bl.a. innefattar en hög årlig tillväxttakt i Ostasien. Tabell 1.4 sammanfattar IEA:s bedömning.

Tabell 1.4 De globala koloxidutsläppen från energisektorn åren 1990, 2000 och 2010 enligt IEA:s bedömning. Miljarder ton.

1990 2000 2010

OECD 10,4 11,8 13,4 Nordamerika 5,5 6,2 6,9 Europa 3.6 4,0 4,5 Stillahavsområdet 1,4 1,6 1,9 Östeuropa/fd Sovjetunionen 4,8 3,9 4,6 Övriga världen 6,5 9,4 14,0 Kina 2,4 3,4 5,0 Ostasien 1,0 1,7 2,6 Sydasien 0,7 1,0 1,7 Övriga länder 2,4 3,3 4,7

Hela världen 21,7 25,1 32,4

Kalla: IEA 1994.

Världens samlade koldioxidutsläpp från energisektorn antas öka med ca 50 % under perioden fram till år 2010. Utsläppen från industri- länderna antas vara i stort oförändrade fram till sekelskiftet, för att därefter öka. Ökningen är en följd av befolkningsökning, ekonomisk tillväxt och en ökad energianvändning. Omkring 70 % av utsläpps- ökningen beräknas komma att ske i länder utanför OECD. Utsläppen av koldioxid i Kina antas komma att öka med 4 % årligen under hela perioden. År 2010 bedöms länderna utanför OECD svara för ca 44 % av de globala utsläppen. Av dessa utsläpp beräknas Kina och Indien svara för hälften. _ IEA-bedörnningarna visar att den ekonomiska tillväxten i länderna utanför de traditionella industriländerna kan medföra en kraftig ökning av koldioxidutsläppen. De största utsläppsökningarna väntas ske i utvecklingsländer. Dessa länder har inte visat några starka ambitioner att reducera utsläppsökningarna, bland annat därför att de hittills har haft låga utsläpp per invånare jämfört med industriländerna. Detta under- stryker nödvändigheten av ett samarbete mellan OECD-länder och utvecklingsländerna för att begränsa de framtida utsläppsökningarna. l samarbetet inom FN:s klimatkonvention har industriländerna tagit på sig att vara ledande vad gällande åtgärder mot klimatförändringar.

Utvecklingsländerna har prioriterat ekonomisk utveckling och har enligt konventionen ett mer begränsat ansvar för insatser mot klimat- förändringar.

Utsläpp av radioaktiva ämnen från kärnkraftverk, t.ex. vid en olycka, kan spridas Över stora avstånd och ge miljöeffekter även långt från utsläppskällan. Detta tydliggjordes inte minst vid Tjemobylolyckan. Effekter av radioaktiva utsläpp är mycket långvariga.

Projekt för hantering och omhändertagande av kärnavfall pågår runt om i världen. Inget land har ännu fattat beslut om någon slutlig lösning för slutförvar. Internationellt bedrivs inom ramen för IAEA ett kontrollarbete för att hindra att kretsen av kämvapenstater utökas. Detta sker inom Icke-spridningsfördraget. Fördragspartema skall bl.a. godta kontroll beträffande atombränsle och annat klyvbart material.

Förutom ovan redovisade miljöeffekter vid användning av bränslen, uppkommer effekter på miljön även vid t.ex. brytning av uranmalm och kol, samt vid utvinning av gas och olja. Bränslemarknaden är internationell och transporten av bränslen medför också utsläpp av

föroreningar.

2. Utgångspunkter

2.1. Kommissionens uppdrag

1 riksdagens beslut om energipolitiken våren 1994 behandlades bl.a. omställningen av energisystemet (bet. 1993/94:NU17, rskr 1993/94:356). Riksdagen föreslog att en kommission med parlamentarisk samman- sättning skulle tillsättas för att granska de pågående energipolitiska programmen för omställning och utveckling av energisystemet och analysera behovet av förändringar och ytterligare åtgärder. Kommissio- nen borde också lägga fram förslag om program med tidsangivelser för omställningen av energisystemet. En utgångspunkt för kommissionens arbete skulle vara att omställningen och utvecklingen av energisystemet, i enlighet med 1991 års energipolitiska överenskommelse, kan grundas på långsiktigt hållbara politiska beslut.

Sommaren 1994 tillkallade regeringen Energikommissionen. Kommissionens uppdrag i sammanfattning är enligt direktiven attz'

- granska de pågående energipolitiska programmen för omställning och utveckling av energisystemet och analysera behovet av förändringar och ytterligare åtgärder, - mot bakgrund av elmarknadens avreglering följa utvecklingen på den svenska elmarknaden och föreslå de åtgärder som kan anses vara motiverade för att säkerställa en effektiv elförsörjning. Kommissio- nen bör särskilt behandla utlandshandeln och de regionalpolitiska frågorna, lägga fram förslag om program med tidsangivelser för omställning av energisystemet. Den 3 november 1994 beslöt regeringen genom tilläggsdirektiv att uppdra åt kommissionen att med förtur analysera möjligheterna att genomföra den då vilande elmarknadsreformen på ett sätt som inte låser kommissionens fortsatta arbete.2 Kommissionen redovisade i februari 1995 sina bedömningar angående elmarknadsreformen, inklusive

' Direktiven återfinns i bilaga 1.

2 Se bilaga 2.

frågorna om utlandshandeln med el och regionalpolitiska effekter, i del- betänkandet Ny Elmarknad (SOU 1995:14).

Kommissionens uppdrag i övrigt är av en mycket bred energipolitisk karaktär. Det understryks i direktiven att 1991 års riktlinjer för energipolitiken skall vara en utgångspunkt för kommissionens arbete. Det framhålls att riktlinjerna är basen för ett brett och stabilt parlamentariskt samförstånd i energipolitiken och därmed bör utgöra grunden för kommissionens arbete. I avsnitt 2.2 redovisas kortfattat 1991 års riktlinjer för energipolitiken.

Ytterligare en utgångspunkt för kommissionens arbete bör, som ovan sagts, vara att omställningen och utvecklingen av energisystemet - i enlighet med 1991 års energipolitiska överenskommelse - kan grundas på långsiktigt hållbara politiska beslut. Besluten måste vara sådana att fastlagda mål för energipolitiken framstår som trovärdiga över tiden.

Vad gäller kommissionens uppdrag att granska de pågående energipolitiska programmen påpekas i direktiven att det finns anledning att granska programmen mot bakgrund av att förutsättningarna för åt- gärderna delvis har förändrats. Efter år 1991 har också frågor aktualiserats som inte omfattades av överenskommelsen. Bland annat pekas på 1992 års klimatöverenskommelse i Rio, de betydelsefulla förändringarna i Central- och Östeuropa, EES-avtalet och det svenska medlemskapet i EU.

Kommissionen bör enligt direktiven göra en fördjupad analys av de resultat som nåtts inom ramen för den energipolitiska överenskorn- melsen och bör därvid också bedöma om de beslut som har fattats är adekvata och tillräckliga. Kommissionen bör särskilt granska i vilken utsträckning de senare årens omvärldsförändringar har påverkat förutsätt— ningarna för omställningen av energisystemet.

I direktiven pekas vidare på bl.a. följande frågor som kommissionen bör uppmärksamma. De anges här kortfattat i punktform. - internationaliseringens betydelse för utvecklingen på gas— och el- marknaderna, - behovet av och förutsättningarna för att bygga upp ny infrastruktur, - behovet av och förutsättningarna för särskilda åtgärder för energieffektivisering och energihushållning, - det framtida behovet av ny kraftproduktion och förutsättningarna därför, - förutsättningarna för utnyttjande av naturgas i bl.a. kraft- och kraftvärmeproduktion och behovet av särskilda statliga åtgärder, - effekter av en utbyggd naturgasdistribution på bl.a. biobränsle-

marknaden,

— resultaten av biobränslestöden och stödformernas effektivitet, - energi— och miljöskatters verkan på möjligheten att realisera de energipolitiska målen, — förutsättningarna för kraftföretagens ersättningsskyldighet enligt atomansvarighetslagen och för utveckling av det internationella regelverket, - energiforskningens betydelse för omställningen och dess framtida inriktning och — behovet av att utveckla bättre energiprognoser. Vidare bör kommissionen utifrån 1991 års energipolitiska riktlinjer

analysera de samhällsekonomiska, miljö- och energipolitiska konse-

kvenserna av en avställning av en eller flera reaktorer under 1990-talet.

Det framhålls att kommissionens överväganden bör göras mot bakgrund av nödvändigheten att begränsa klimatförändringama till en för samhället och naturen hållbar nivå och att en utgångspunkt bör vara de åtaganden som Sverige har gjort i enlighet med FN:s klimatkonvention. Inriktningen bör vara att de åtgärder som föreslås kan genomföras på ett kostnadseffektivt sätt och att de klimatpolitiska insatserna inom energiområdet bör koncentreras där de är effektivast.

Slutligen bör kommissionen, utifrån sin analys av behovet av förändringar och ytterligare åtgärder för omställningen och utvecklingen av energisystemet överväga, och föreslå lämpliga styrmedel.

2.2. Bakgrund

Energipolitiska frågor fram till 1991 års beslut

Energifrågan har funnits på den politiska dagordningen under de senaste årtiondena. En tryggad tillgång på energi och el har hela tiden varit ett övergripande energipolitiskt mål.

Det första samlade beslutet om energipolitiken fattades år 1975, mot bakgrund av oljekrisen (prop. 1975130, NU30). Under det därefter följande årtiondet var ett centralt mål för energipolitiken att minska importberoendet, i första hand oljeberoendet. På grundval av arbetet i 1977 års Energikommission lades år 1979 fram förslag till energipolitiska riktlinjer (prop. 1978/7921 15, NU60). Riksdagsbehand- lingen av 1979 års energipolitiska proposition kom att skjutas upp i vissa delar. Bakgrunden härtill var reaktorhaveriet vid det amerikanska kärnkraftverket Three Mile Island utanför Harrisburg i mars 1979. Haveriet fick stora återverkningar på energidebatten i Sverige. Bland

annat fattades beslut om en rådgivande folkomröstning i kärnkraftsfrågan.

Folkomröstningen i kärnkraftsfrågan i mars 1980 kan betecknas som en vändpunkt i den svenska energipolitiken. Resultatet innebar i huvudsak att ingen ytterligare kärnkraftsutbyggnad skulle förekomma utöver de tolv reaktorer som var i drift, färdiga eller under arbete. Kärnkraften skulle avvecklas i den takt som var möjlig med hänsyn till behovet av elektrisk kraft för att upprätthålla sysselsätttning och välfärd. Säkerhetssynpunkterna borde vara avgörande för i vilken ordningsföljd reaktorerna skulle tas ur drift.

Vid den riksdagsbehandling av energifrågor som ägde rum kort därefter (prop. 1979/80:170, NU70) kunde konstateras att alla riksdags— partier utom vänsterpartiet kommunisterna ansåg att resultatet av folkomröstningen borde ligga till grund för inriktningen av den framtida energipolitiken. Vänsterpartiet kommunisternas linje innebar att det pågående arbetet på de två av de tolv reaktorerna som ännu inte var färdiga skulle avbrytas och att kärnkraftsprogrammet skulle avvecklas så fort som möjligt.3

Regeringen hade inte i proposition 1979/801170 satt något bestämt slutår för kärnkraftsproduktionen. På förslag av Näringsutskottet - i anslutning till en socialdemokratisk partimotion - beslöt riksdagen emellertid uttala att den sista reaktorn i Sverige skulle tas ur drift senast år 2010. Moderata samlingspartiets representanter i utskottet stod inte bakom förslaget i den delen. De anförde emellertid att det i fråga om avvecklingsperiodens längd inte förelåg någon avgörande skillnad mellan propositionen och den ifrågavarande motionen.

Uttalandet om år 2010 som slutpunkt för avvecklingsperioden gjorde Näringsutskottet efter att ha nämnt att kärnkraftsreaktorernas tekniska livslängd enligt propositionen bedömdes vara ca 25 år. Denna uppgift kom tillbaka i olika sammanhang. Våren 1988 tog utskottet upp den till närmare diskussion (NU 1987/88z40, s. 41 och 53). Därvid konstaterades att avskrivningstiden för de svenska kärnkraftsreaktorerna är 25 år men att anläggningarna har konstruerats för att ha en livslängd av minst 40 år. Hittillsvarande analyser motsäger inte, sade utskottet, det ursprungliga konstruktionsvillkoret att en reaktortanks livslängd är minst 40 år. Riksdagens beslut om en bortre tidpunkt för kärnkrafts-

3

Underlagsbilaga 27

avvecklingen fick emellertid inte, framhöll utskottet, ses som en ren framräkning grundad på bedömningar om reaktorernas sannolika livslängd. Grundläggande för beslutet hade varit att utifrån folkomröstningens resultat ange en väl anpassad tidsram inom vilken omställningen av energisystemet skulle kunna äga rum.

Under perioden 1981-1990 har regeringen fyra gånger förelagt riksdagen mera övergripande förslag till riktlinjer för energipolitiken.

Första gången var våren 1981 (prop. 1980/81:90, NU60). Ett kraftigt minskat oljeberoende angavs då som ett centralt mål. Det gällde också att skapa förutsättningar för kämkraftsavvecklingen. En successiv utveckling skulle ske mot ett energisystem i huvudsak baserat på varaktiga, helst förnybara och inhemska, energikällor med minsta möjliga miljöpåverkan. En rad beslut om olika stödformer, beskattningsåtgärder m.m. tillkom under de närmast följande åren.

Våren 1985 avlämnade regeringen, såsom hade förutsatts fyra år tidigare, på nytt en proposition om riktlinjer för energipolitiken (prop. 1984/85:120, NU30). Dess förslag innebar att de tidigare riktlinjerna skulle ligga fast. En strategi för oljeersättning och för kämkrafts- avvecklingen redovisades. Huvuduppgiften för energipolitiken under resten av 1980-talet skulle, enligt regeringens formulering, vara att fullfölja omställningen av energisystemet från olja till förnybara och inhemska energikällor, samtidigt som förutsättningarna steg för steg lades fast för en avveckling av kärnkraften. Konkreta frågor som aktualiserades inom ramen för detta program gällde bl.a. energi- hushållning inte minst en ändamålsenlig elanvändning -, fjärrvärme- utbyggnad, införande av ny teknik och nya energikällor samt forskning och utveckling. Våren 1986 beslöts om ett nytt stöd till utveckling och introduktion av ny teknik inom energiområdet (prop. 1985/86:102, NU17). Ett år senare genomfördes en mera grundlig prövning av Vattenfalls organisation och verksamhetsinriktning (prop. 1986/87:87, NU 34). Samtidigt fastställdes ett program för energiforskningen, vilket omfattade tre budgetår t.o.m. 1989/90 (prop. 1986/87:80, NU33).

År 1987 tillkom lagen (l987:12) om hushållning med naturresurser m.m. (naturresurslagen, NRL). Härvid lagfästes i stort sett de riktlinjer om att undanta vissa älvar och älvsträckor från vattenkraftsutbyggnad som riksdagen hade beslutat år 1977. Förteckningen i 3 kap. 6 & NRL med vattenområden och älvsträckor, i vilka vattenkraftverk och vatten- reglering eller vattenöverledning för kraftändamål inte får utföras, har utvidgats vid flera tillfällen, senast genom riksdagsbeslut år 1993 (prop. 1992/93:80, BoU7, rskr. 214).

En proposition våren 1987 om vissa utgångspunkter för energi- systemets omställning blev föremål för riksdagsbeslut på hösten samma

år (prop. 1986/87:158, NU 1987/88z7). I huvudsak gick beslutet ut på följande. Processen med att utveckla alternativa energiformer och förbättra hushållningen med energi skulle sättas i gång så snabbt som möjligt. Avveckling av kärnkraften skulle i enlighet med tidigare riktlinjer vara genomförd senast år 2010. Ett steg vidare mot en avvecklingsplan togs genom en avsiktsförklaring innebärande att en reaktor skulle kunna tas ur drift under perioden 1993 — 1995 och en andra reaktor under perioden 1994 — 1996. Tillförseln av ny energi och hushållningens resultat skulle dock, tillfogades det, avgöra när avvecklingen av reaktorerna kunde påbörjas.

En ytterligare precisering av hur kämkraftsavvecklingen skulle genomföras gjorde regeringen våren 1988 i en proposition med titeln Energipolitik inför 1990-talet (prop. 1987/88:90, NU40). En första reaktor skulle tas ur drift år 1995 och en andra år 1996, och dessa reaktorer skulle vara en av de två reaktorerna i Barsebäcksverket och en av de fyra i Ringhalsverket. Vilka reaktorer som skulle tas ur drift och i vilken ordning detta skulle ske var frågor som riksdagen förbehöll sig att få ta ställning till. Riksdagens beslut präglades av oenighet. Varje oppositionsparti stod för en egen reservation mot Näringsutskottets förslag beträffande kärnkraftsavvecklingens inledning. Reservationerna gav på nytt uttryck för uppfattningar som i väsentliga delar årligen hade ställts mot varandra vid riksdagsbehandlingen av propositioner och motioner rörande energipolitiken. Regeringen hade i propositionen föreslagit att en avstämning skulle ske år 1990 av hur användning och tillförsel av el utvecklades. På förslag av utskottet uttalade sig riksdagen för en kontrollstation år 1990, vid vilken det skulle konkret klargöras vilka åtgärder för energitillförsel som måste vidtas för att inte den tidigarelagda avvecklingen av de två kärnkraftsreaktorerna skulle resultera i elbrist eller osäker eltillförsel vid mitten av 1990-talet och för att den elintensiva industrins energiförsörjning skulle tryggas.

Samtidigt beslöt riksdagen om riktlinjer för naturgasanvändningen i Sverige. Tillförsel av gas skall ske i överensstämmelse med de energi- politiska riktlinjerna. Vidare skall inköp av gas ske efter strikt kommersiella principer så att gasen av egen kraft kan konkurrera på den svenska energimarknaden.

Samtidigt med det energipolitiska beslutet fattades också ett beslut om miljöpolitiken inför 1990-talet (prop. 1987/88:85, JoU23). Riksdagen genomdrev därvid i vissa avseenden mer långtgående restriktioner än vad regeringen hade föreslagit. För första gången gavs stor uppmärk- samhet åt frågan om risken för långsiktiga klimatförändringar till följd

av bl.a. koldioxidutsläpp vid förbränning av fossila bränslen. Riksdagen uppmanade regeringen att klarlägga energianvändningens effekter på koldioxidhalten i atmosfären. Som ett nationellt delmål angavs att utsläppen inte bör ökas utöver 1988 års nivå.

Riksdagen beslöt våren 1990 om ett nytt treårigt energiforsknings- program (prop. 1989/90:90, NU40). Beslutet innebar en fortsatt inrikt- ning på uppbyggnad av baskompetens hos universitet och högskolor. Som huvuduppgifter angavs forskning för att underlätta omställningen av energisystemet vid en kämkraftsavveckling och för att möjliggöra en anpassning av energisystemet till ökade miljö- och klimathänsyn.

1991 års energipolitiska riktlinjer

Som nämnts understryks det i kommissionens direktiv att 1991 års energipolitiska riktlinjer är basen för ett brett och stabilt parlamentariskt samförstånd i energipolitiken och därmed utgör grunden för kommis— sionens arbete.

En trovärdig politik för omställningen och utvecklingen av energisys- temet förutsätter konkreta åtgärder som förenar en stabil och tillräcklig tillförsel av energi med energipolitikens övriga mål. Under 1980-talet hade flera beslut fattats om energi— och miljöpolitiska åtgärder och mål, som av många uppfattades som svårförenliga eller olika starkt prioritera- de.

Den 15 januari 1991 träffades en överenskommelse om energi- politiken mellan Socialdemokraterna, Folkpartiet liberalerna och Centerpartiet. Överenskommelsen kom senare att ligga till grund för en proposition om energipolitiken och för ett följande riksdagsbeslut ijuni 1991 (prop. 1990/91:88, NU40).

Ett grundläggande motiv för 1991 års energipolitiska beslut var att omställningen och utvecklingen av energisystemet bör grundas på långsiktigt hållbara politiska beslut. Besluten måste vara sådana att fast— lagda mål för energipolitiken framstår som trovärdiga över tiden.

Energiöverenskommelsen inleds med ett programmatiskt avsnitt, i vilket vissa energipolitiska utgångspunkter anges. Några centrala meningar ur detta avsnitt anges här.

Energipolitikens mål är att på kort och lång sikt trygga tillgången på el och annan energi på med omvärlden konkurrenskraftiga villkor. Härigenom främjas en god ekonomisk och social utveckling i Sverige. Energipolitiken skall utgå ifrån vad natur och miljö kan bära.

Landets elförsörjning skall tryggas genom ett energisystem

som i största möjliga utsträckning grundas på varaktiga, helst inhemska och förnybara, energikällor samt en effektiv energi- hushållning, Stränga krav skall ställas på säkerhet och omsorg om miljön vid användning och utveckling av all energiteknik. Omställningen av energisystemet måste, vid sidan av säkerhetskraven, ske med hänsyn till behovet av elektrisk kraft för upprätthållande av sysselsättning och välfärd. När kärnkrafts- avvecklingen kan inledas och i vilken takt den kan ske avgörs av resultaten av hushållningen med el, tillförseln av el från miljö- acceptabel kraftproduktion och möjligheterna att bibehålla internationellt konkurrenskraftiga elpriser. Det framhålls i överenskommelsen att utsläpp av koldioxid vid för- bränning av fossila bränslen påverkar klimatet och att det därför är angeläget att eldning med sådana bränslen i största möjliga utsträckning undviks. Biobränslen har mot den bakgrunden en viktig uppgift att fylla i omställningen och förnyelsen av energisystemet. Det kan komma att krävas särskilda åtgärder avseende bl.a. teknikutveckling för att främja en på sikt ökad användning på kommersiella villkor av biobränslen och andra förnybara energislag för storskalig elproduktion.

[ ett avsnitt om åtgärder för ny kraftproduktion uttalas ett principiellt stöd för tanken på ett energiskattesystem i vilket skatten på fossila bränslen är beroende av de utsläpp som förbränningen ger upphov till snarare än vad den producerade energin används till. Emellertid sägs också att totalkostnaderna i den svenska elproduktionen och för den elintensiva industrin därigenom skulle höjas. Därför bör åtgärder mot koldioxidutsläpp från elproduktion samordnas med övriga länder i Europa. I avvaktan på en sådan samordning måste andra styrmedel än koldioxidskatten utnyttjas för att främja de förnybara energislagen och kraftvärmen. I överenskommelsen ingick att flera sådana styrmedel infördes, bl.a. en generell Skattelättnad för kraftvärme och investerings- bidrag till biobränsleeldade kraftvärmeverk. '

Riktlinjerna innehåller också en strategi för minskad klimatpåverkan. Där betonas vikten av ett samordnat arbete inom Europa beträffande åtgärder mot koldioxidutsläpp. Det nationella arbetet bör vara åtgärds- inriktat och utformas så att Sverige tillsammans med övriga väst- europeiska länder kan vara pådrivande i det internationella arbetet. De nationella målen från år 1988 för begränsning av koldioxidutsläppen ersattes med ett åtagande att Sverige, tillsammans med övriga EFTA-länder och EG, bör verka för att de totala utsläppen år 2000 inte överstiger nivån i början av 1900-talet och därefter minskar.

Vidare berörs i överenskommelsen frågan om konkurrensen mellan naturgas och biobränslen, en fråga som hade aktualiserats genom planerna på utbyggnad av ett naturgasnät i Mellansverige. Det framhålls att man mot bakgrund av den rådande starka kraftbalansen inte kan förutse någon nämnvärd utvidgning av naturgasområdet i södra och västra Sverige under tiden fram till mitten av 1990-talet. Genom de åtgärder till stöd för biobränslen som ingår i överenskommelsen sades dessa bränslen under perioden kunna få en mer etablerad ställning på värme- och kraftvärmemarknaden.

Det betonas att de orörda älvarna och de älvsträckor som riksdagen har undantagit från utbyggnad skyddas även fortsättningsvis.

I samband med regeringsskiftet hösten 1991 ställde sig även Moderata Samlingspartiet och Kristdemokratiska Samhällspartiet bakom 1991 års energipolitiska riktlinjer.

Det energipolitiska beslutet år 1991 innefattade bl.a. särskilda program för omställningen och utvecklingen av energisystemet. Medel avsattes för bl.a. stöd för investeringar i kraftvärmeproduktion med bio— bränslen, vindkraftverk och solvärmeanläggningar, stöd till utveckling, upphandling och introduktion av energieffektiv teknik samt utvecklings- insatser för biobränslen.

Energipolitiska frågar efter år 1991 Biobränslekommissionen

I enlighet med den energipolitiska uppgörelsen tillkallade regeringen i februari 1991 en kommission (Biobränslekommissionen) för att ana- lysera de långsiktiga förutsättningarna för en ökad kommersiell använd- ning av biobränslen samt lämna förslag till åtgärder för att stärka bio- bränslenas konkurrenskraft. Kommissionen hade att med förtur redovisa överväganden och förslag om samordning och förstärkning av pågående utvecklingsinsatser för biobränslen.

Biobränslekommissionen överlämnade i november 1991 delbetän- kandet El från biobränslen (SOU 199193) till regeringen. I september 1992 avgav kommissionen sitt huvudbetänkande Biobränslen för fram- tiden (SOU 1992:90).

Riksdagen har med utgångspunkt i kommissionens förslag beslutat om ett sammanlagt stöd på 625 miljoner kronor för att påskynda utveck- lingen av teknik som förbättrar förutsättningarna för kommersiell användning av biobränslen.

Vattenfall AB

Våren 1991 beslöt riksdagen att överföra huvuddelen av verksamheten i Statens vattenfallsverk till ett aktiebolag, Vattenfall AB, och att avskilja verksamheten i storkraftnätet till en särskild organisation (prop. 1990/91:87, NU38 samt prop. 1991/92:49, NUIO). I regeringens proposition angavs att det viktigaste motivet till att föra över huvud- delen av Vattenfalls verksamhet från affärsverk till bolag var att effekti- visera förvaltningen av statens kapital. Vattenfall borde ges möjligheter att utvecklas inom de konkurrensutsatta områdena genom att verksam- heten bedrivs i aktiebolagsform. Det angavs vidare att elkonsumenternas ställning bör stärkas genom åtgärder som ökar konkurrensen mellan producenter i Sverige samt mellan svenska och utländska producenter. Dessutom borde småskaliga producenter tillförsäkras goda möjligheter att sälja el på marknaden.

Den 1 januari 1992 började Vattenfall AB sin verksamhet. Samtidigt inrättades Affärsverket svenska kraftnät (Svenska kraftnät) som driver och förvaltar stamnätet.

Klimatpolitiken

Vid FN:s konferens om miljö och utveckling i Brasilien år 1992 under- tecknade 153 stater, däribland Sverige, en klimatkonvention som syftar till att skyddajordens klimat. Riksdagen beslutade våren 1993 om åtgär- der mot klimatpåverkan, innefattande bl.a. vissa klimatpolitiska insatser inom energiområdet (prop. 1992/93:179 bil. 4, NU28, rskr. 362). Beslu- tet innebar bl.a. att en nationell strategi antogs som innebär att koldioxidutsläppen från fossila bränslen stabiliseras i enlighet med klimatkonventionen till 1990 års nivå år 2000, för att därefter minska.

Enligt beslutet skall de svenska insatserna inom energisektorn koncentreras till två områden: forskning, utveckling och demonstration av energieffektiv teknik och teknik för att utnyttja förnybara energikällor i Sverige samt energieffektivisering och övergång till förnybara energi- källor i Baltikum, Polen och övriga Östeuropa.

Elmarknadsreformen

Riksdagen beslöt våren 1994 om en reformering av elmarknaden (prop. 1993/94:162, bet. 1993/94zNU22, rskr. 1993/941358). Beslutet inne- fattade dels ändringar i lagen (1902z71 s.1), innefattande vissa bestämmelser om elektriska anläggningar (ellagen), dels en ny lag (l994:618) om handel med el, m.m. Enligt beslutet skulle det nya regelverket träda i kraft den 1 januari 1995.

Riksdagen beslöt dock i december 1994 att skjuta upp elmarknads- reformens ikraftträdande för att skapa möjligheter för Energikommissio— nen att genomföra en bredare konsekvensanalys av de nya reglerna för elmarknaden innan reformen träder i kraft (prop. 1994/95:84, bet. l994/95:NU10, rskr. 1994/95:141). Kommissionen avlämnade i februari innevarande år delbetänkandet Ny elmarknad "(SOU 1995:14) med förslag om bl.a. att den nya ellagstiftningen skulle träda i kraft med vissa förändringar.

I oktober 1995 beslöt riksdagen att den nya ellagstiftningen skall träda i kraft den 1 januari 1996 (prop. 1994/95:222, bet. 1995/962NU1, rskr. 1995/96z2). Förutom förändringar av lagstiftningen i enlighet med kommissionens förslag innefattade beslutet vissa tekniska regleringar och principer för finansiering av Närings— och teknikutvecklingsverkets (NUTEK) verksamhet som nätmyndighet enligt den nya ellagstiftningen.

Elrnarknadsreformen innebär förändringar av elmarknadens funk- tionssätt. Den grundläggande förändringen ligger i att aktörernas ansvar på marknaden ändras och preciseras. Huvudprincipen är att produktion och försäljning av el skall ske i konkurrens, medan nätverksamheten som är ett naturligt monopol skall regleras och övervakas på särskilt sätt. Det samlade ansvaret för drift och leveranssäkerhet (systemansva- ret) åläggs staten. Reformen innebär dock inte någon förändring av de ' grundläggande principerna för elsystemets drift.

2.3. Utredningsarbetets inriktning och betänkandets disposition

Utredningsarbetets organisation

Utredningsarbetets bredd och kommissionens behov av att till sig knyta expertis inom de berörda områdena har nödvändiggjort en arbetsorganisation där underlaget för kommissionens överväganden har behandlats i flera expertgrupper och referensgrupper. Fyra expertgrupper, vardera bestående av 10 - 20 experter, har biträtt

kommissionen. Expertgruppen för elmarknadsfrågor var verksam i samband med kommissionens behandling av den nya elmarknadslagstiftningen. Övriga tre expertgrupper - inom områdena kraftproduktion och energitillförsel, energianvändning och effektivisering samt samhällsekonomi och miljö - har i huvudsak arbetat med de frågor som redovisas i föreliggande betänkande. Expertgrupperna har regelbundet sammanträtt med en av kommissionens sakkunniga som ordförande.

Kommissionens sekretariat har haft uppgiften att ställa samman underlagsmaterial, som sedan i en eller flera omgångar diskuterats i en eller flera av expertgruppema. Ett stort antal underlagspromemorior, baserade på konsultrapporter och experternas utlåtanden, har därvid sammanställts. Därigenom har möjlighet givits att inhämta kunskap och synpunkter från många håll och också att slita skilda uppfattningar i många frågor. Till expertgruppernas möten har inkallats specialister i särskilda frågor och ett antal seminarier med ett större antal inbjudna har också arrangerats av grupperna.

Förutom de nämnda experterna har ett stort antal experter varit verksamma i kommissionens arbete genom att utarbeta rapporter i särskilda frågor eller genom att på annat sätt biträda vid utarbetandet av underlagsmaterial. Ett större antal experter på rättsliga frågor samt forsknings- och utvecklingsfrågor har bistått sekretariatet genom att tjänstgöra som referensgrupper vid utarbetandet av underlagsmaterial på dessa områden. En förteckning över de personer som har varit involverade i kommissionens arbete återfinns som bilaga 3.

Underlagspromemorior och rapporter som på detta sätt har utarbetats med bistånd från kommissionens experter publiceras som underbilagor till betänkandet (SOU 1995: 140). Det är vikti gt att påpeka att experterna har lämnat synpunkter på detta underlag och i övrigt på olika sätt bistått sekretariatet vid utarbetandet av underlagspromemorior, men att de inte har haft att ställa sig bakom det slutliga innehållet i materialet.

Kommissionen har vid sina sammanträden behandlat underlags— promemorior och rapporter vilka därvid utgjort ett underlag för över— läggningarna. Kommissionen har dock inte funnit anledning att ta ställning till underlagspromemoriorna.

Information Fån enskilda personer, organisationer och företag

Kommissionen har mottagit ett stort antal skrivelser från enskilda personer, organisationer och företag. Därutöver har enskilda specialister och organisationer bidragit till arbetet genom att föredra sina synpunkter i särskilda frågor. Detta har i stor utsträckning skett inom ramen för expertgruppernas arbete. Kommissionen har också vid sina sammanträden hört företrädare för organisationer och företag, samt experter rörande olika ämnesområden.

Delar av kommissionen har företagit studieresor i Sverige för att studera bl.a. torvhantering, vattenkraftverk och kärnkraftverk. Vid en resa till Norge inhämtades information från myndigheter och företag samt studerades gasutvinning i Nordsjön. Kommissionen har dessutom företagit en studieresa till Litauen för att där studera kämkrafts- och gaskraftsproduktion samt besöka litauiska myndigheter. Delar av kommissionen har också företagit en studieresa till Kanada och Kalifornien för att studera uranbrytning, alternativ elproduktion samt nedläggning av kärnkraftverk.

Betänkandets disposition

I kapitel 1 har givits en överblick av användningen och tillförseln av energi i Sverige och globalt, samt av därmed förbundna påverkningar på miljön.

Kapitel 3 innehåller en mer ingående översikt av den svenska energi- användningen och dess utveckling under de närmast föregående årtiondena. Framställningen ger en bild av de förändringar som har skett i användningen av el och bränslen för olika ändamål.

' I kapitel 4 ges en motsvarande översikt av den aktuella tillförsel- situationen i Sverige och de förändringar som har ägt rum. En större del av kapitlet är en genomgång av förutsättningarna och kostnaderna för elproduktion i olika slag av kraft- och kraftvärmeverk. Det formella regelverket för att söka, pröva och fastställa villkor för uppförandet av elproduktionsanläggningar behandlas också.

Kapitel 5 behandlar kärnkraften, med tonvikt på de svenska kärnkraftverken. Kapitlet ger en översiktlig bild ur många synvinklar: ägarstruktur, säkerhetsarbetet, produktionskostnader, avfallshantering samt lagstiftning. Dessutom ges en internationell utblick.

Användningen och tillförseln av naturgas i Sverige beskrivs i kapitel 6. I kapitlet behandlas också den nordiska och europeiska marknadsutvecklingen, prissättningen på naturgas och förutsättningarna för ökad gasanvändning i Sverige.

Kapitel 7 ägnas åt biobränslen och torv. I kapitlet redovisas möjligheterna till ökad användning av biobränslen för produktion av el och värme, marknaden för biobränslen samt resursbasens omfattning med hänsyn till ekologiska och tekniska begränsningar. Den miljö- och klimatpåverkan som följer av användningen av biobränslen och torv behandlas också. '

I kapitel 8 beskrivs de pågående programmen för utveckling av energieffektiv teknik och för förnybara energislag samt de senaste årens energiforskningsinsatser. Framställningen är särskilt inriktad på att redovisa de resultat av insatserna som hittills kunnat avläsas.

Kapitel 9 behandlar prisutvecklingen på el och bränslen. I kapitlet beskrivs dagens el- och bränslepriser och deras utveckling över tiden. De förändringar av prisbildningen som kan bli följden av den nya ellagstiftningen diskuteras. Kapitlet avslutas med en redovisning av industrins elpriser i andra länder.

Den el- och energiintensiva industrin i Sverige beskrivs i kapitel 10. Strukturomvandlingens betydelse för dessa branscher redovisas och företagens kostnader för inköp av energi sätts i relation till värdet av deras produktion. Några av de energikrävande branschemas produktions- och marknadssituation behandlas närmare. Deras betydelse för utrikeshandeln och för sysselsättningen redovisas.

Den miljöpåverkan och de risker som tillförseln av energi medför behandlas översiktligt i kapitel 11. Syftet är att kort beskriva de viktigaste för- och nackdelarna med de tillgängliga energikällorna. Också problemen med att mäta, värdera ochjämföra olika miljöproblem och risker diskuteras.

I kapitel 12 behandlas klimatfrågan. Växthuseffektens betydelse berörs kortfattat och utsläppen av koldioxid i olika länder och över tiden redovisas. Därefter behandlas åtgärder för att motverka klimatförändringar, klimatpolitiken i Sverige, EU och internationellt samt kostnaderna för klimatpolitiska åtgärder. Det fortsatta arbetet inom ramen för klimatkonventionen diskuteras.

Kapitel 13 behandlar energipolitiska styrmedel. Kapitlet innehåller en översikt av styrmedel som tillämpas och har tillämpats i Sverige. De regler för bl.a. beskattning som är gemensamma för EU-länderna gås igenom. Efter en diskussion om vilka krav som bör ställas på energipolitiska styrmedel innehåller kapitlet en genomgång av för- och nackdelar med användningen av olika styrmedel för att ställa om energisystemet.

Kapitel 14 behandlar möjligheterna att minska användningen av el

och bränslen genom åtgärder för energihushållning och effektivare energianvändning. Framställningen är i huvudsak inriktad på bebyggelse— och industrisektoremas energianvändning. De tekniska möjligheterna och uppskattade kostnader redovisas. Även möjligheterna att konvertera uppvärmning från el till bränslen eller fjärrvärme behandlas. Slutligen diskuteras några faktorer som är av betydelse för hushållens och företagens vilja och möjligheter att investera i åtgärder för energihushållning.

I kapitel 15 redovisas bedömningar av konsekvenserna för samhällsekonomi och miljö av tre alternativa scenarier för kärnkraftens avveckling. I ett alternativ drivs reaktorerna under 40 år. Mot detta alternativ, som är referensaltemativ vid beräkningarna, ställs två alternativ där avvecklingen inleds år 1998. I ett fall stängs alla reaktorer före år 2011, i det andra sker avvecklingen i långsammare takt.

Kapitel 16 innehåller en redovisning av de rättsliga aspekterna på en lagstiftning om kärnkraftsavveckling.

I kapitel 17, slutligen, redovisar kommissionen sina bedömningar och förslag.

Som särskilda bilagor finns fogade kommissionens direktiv och tilläggsdirektiv (bil. 1 och 2), en förteckning över ledamöter, sakkunniga, experter och sekretariat (bil. 3) samt en förklararing av energi- och måttenheter, tekniska termer m.m. (bil. 4).

"H'ulfltjllln 1.-"li".-1 ll -'1 1.1.1 1.10 Juan-f _1 '.!1; '_L"I_10£173 jä'ljxf: Åll'uul'l'? _ Ill.1 —".. ..L. ;"1 'l'lillil "wr, någa 11 ".in. ji. ;;le _ ' "," 'äå'lul' ulf man'-Miri ill.!j ' "+ ris?-111113 ...nlrausiqä a' dill w." %Di'l'é' Inkl "IllWhll'll?! MTA) 11.1'1 lata.-g.., du:-111451 '_'. .-. 'T Jlmw' 1311. IJ." Cum nätt? rid-13.»; -='+.1-' mm "3,31 g..—.."... ,..- "maila lagtima vittnat]... t-jb'fc'. I T'". 114351 ". "HQ' 'Bl lhlnmyinliq . MM: :.... 1.1-”rinner." Blä 'rfgåi'. Fille! '. Imani!

'i ' ' l.-'.l'-

3. Energianvändningen

3 .1 Energianvändningens fördelning

Energianvändningen i Sverige har, som beskrivits i kapitel 1, varit relativt oförändrad under de senaste årtiondena. Fördelningen av den slutliga energianvändningen på sektorerna har också varit relativt stabil under perioden 1970 - 1994, med vissa variationer mellan åren beroende på exempelvis konjunktur- och temperaturskillnader. Vissa mer bestående förändringar i energianvändningen kan dock iakttas. Detta illustreras i figur 3.1, som visar energianvändningen fördelad på sektorer.

Inom transportsektorn har energianvändningen ökat under perioden, frånsett tillfälliga nedgångar i början av 1980- och 1990-talen. År 1994 var användningen i sektorn drygt 50 % högre än år 1970. I'de övriga sektorerna har användningen däremot varit ganska stabil och den ökade energianvändningen för transporter uppvägs av en viss minskad användning i bebyggelse- och industrisektorema.

Totalstatistiken skymmer, till följd av bl.a. de redovisningsmetoder som tillämpas, vissa betydelsefulla förändringar i användningen, vilka har ägt rum under perioden. En markant förändring har varit en ökad elanvändning, som till en del har berott på övergång från bränslen till el. Detta har lett till minskade omvandlingsförluster i den slutliga energianvändningen. Vissa omvandlingsförluster i elproduktionen (kärnkraftens) redovisas dock inte'.

Under åren 1970 - 1994 ökade elanvändningen med i genomsnitt drygt 3 % per år, som har visats i figur 1.4. Ökningen ägde rum i såväl bebyggelse- och industrisektorema som i fjärrvärmesystemet. I transport— sektorn, som svarar för en mycket liten del av elanvändningen, har användningen legat på en konstant nivå under den senaste tioårsperioden. Förlusterna vid eldistributionen uppgick år 1994 till 7,7 TWh. Största delen av distributionsförlustema uppstår på lågspänningsnätet.

1

Se kapitel 1.

Figur 3.1 Energianvändning åren 1970 - 1994 i bebyggelse—, industri- och transportsektorerna. Index 1970 = 100.

In rikes tran sporter

160 140

120

lndu ltri

Bebyggelse

100 -

80

60 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Sektoremas energianvändning i energienheter visas i figur 1.3. Källa: NUTEK

Nätägarnas inriktning är att utforma överföringssystemen och anläggningarna så att de totala kostnaderna för kapital, förluster och underhåll minimeras. Distributionsförlustemas andel av den totala elanvändningen har minskat från 8,5 % år 1985 till 5,5 % år 1994.En reformerad elmarknad kan väntas innebära ökade krav på effektivisering av distributionen. Högre råkraftpriser kan också göra att standardhöjningar blir mer lönsamma. Det är troligt att den nedåtgående trenden för eldistributionsförluster kan fortsätta och sedan plana ut på en lägre nivå, ca 4-5 procent.

Användningen av fossila bränslen har under perioden 1970 - 1994 minskat i bebyggelse- och industrisektorema, men ökat i transport— sektorn. Inom industrin har det skett en kraftigt minskning av användningen av oljeprodukter (från 74 till 21 TWh) och samtidigt en ökad användning av biobränslen (från 33 till 47 TWh). Det biobränsle som utnyttjas industriellt består huvudsakligen av bränslen som genererats i tillverkningsprocessema inom främst skogsindustrin. Användningen av kol inom industrin har varit konstant, ca 15 TWh, varav det mesta har använts i järn- och stålindustrin.

Även i bebyggelsesektorn har användningen av oljeprodukter minskat

kraftigt, från 1 19 till 37 TWh, men där har användningen av biobränslen förblivit i stort sett oförändrad (ca 12 TWh). Den minskade oljeanvänd- ningen beror på, förutom effektivisering, främst en ökad elanvändning, men också en ökad fjärrvärmeanvändning. Figur 3.2 visar hur använd- ningen av oljeprodukter och biobränslen (inklustive torv) har utvecklats i bebyggelse- och industrisektorema exklusive fjärrvärme.

Figur 3.2 Användningen av oljeprodukter och biobränslen (inkl. torv) i bebyggelse- och industrisektorema (exkl. fjärrvärme) åren 1970 1994, TWh.

120

Bebyggelsesektorn, olja

80

40

Industrin, biobränslen

Bebyggelsesektorn. blobrinslon o I '7—7—1 |__|—_|" ! få” ! |__|—'- | | "I—I—T ! "' '_'—"|__!

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

"'-l—-.....-...._.---lr"

Källa: NUTEK

3.2. Bebyggelsesektorns energianvändning

Till bebyggelsesektorn räknas bostäder i flerfamiljshus och småhus, fritidshus, lokaler, de areella näringarna samt övrig service (el-, vatten—, avlopps- och reningsverk). Huvuddelen av energianvändningen i sektorn avser uppvärmning, medan den i övrigt utgörs av främst elanvändning för hushålls- och driftändamål. Energianvändningens fördelning på energislag har förändrats kraftigt under perioden 1970 - 1994, framför allt genom en betydande minskning av bränsleanvändningen för upp- värmning. Denna minskning har skett genom effektivisering och en övergång till el- och fjärrvärme. Under motsvarande tid har den uppvärmda ytan i bostäder och lokaler ökat med ca 45 %. Oljeanvändningen har minskat kraftigt sedan år 1970 (se figur 3.3). I dag används ungefär en tredjedel av den mängd olja som användes år

1970. Användningen av fjärrvärme har ökat under samma period från 12 TWh till knappt 36 TWh (exklusive industrins användning). Även inom fjärrvärmeproduktionen har användningen av olja minskat och ersatts med främst biobränslen. Användningen av biobränsle för enskild uppvärmning i småhus ligger i dag på samma nivå som år 1970, efter en kraftig nedgång under 1970-talet.

Figur 3.3 Energianvändningen i bebyggelsesektorn åren 1970 - 1994, TWh.

Tem peratu rkorrigerad 200 totalanvändning

"X

150

100 Oljeprodukte

so

0 '7—11—r—rr—II—l 1970 1974 1978 1990 1994

Källa: NUTEK

Elanvändningen i bebyggelsesektorn fördelade sig på elvärme 28 TWh hushållsel 17 TWh och driftel 26 TWh. Under perioden 1970 - 1985 femfaldigades elvärmeanvändningen i landet, från knappt 5 TWh till ca 25 TWh, se figur 3.4. Användningen av elvärme och hushållsel har därefter varit relativt konstant, trots att befolkningen och den totala bostadsytan, liksom antalet apparater i hushållen, har ökat. Att elanvändningen trots allt inte har ökat sedan mitten av 1980-talet beror på bl.a. den effektivisering och förnyelse som sker successivt av både apparater och byggnader.

Användningen av driftel i lokaler och byggnader har däremot ökat kraftigt under de senaste åren, vilket beror på bl.a. att den samlade lokalytan ökade betydligt mellan åren 1980 och 1992 (1,5 % per år i genomsnitt). Därtill kommer att innehavet av kontorsmaskiner, t.ex. kopieringsapparater, datorer och skrivare, har ökat explosionsartat. Trots

att dagens apparater är mer energieffektiva än 1980-talets, har detta resulterat i en ökad elanvändning. Apparatanvändningen har i många fall lett till ett ökat behov även av ventilations- och kylanläggningar, vilket också har bidragit till en ökad elanvändning.

Figur 3.4 Elanvändningen i bebyggelsesektorn år 1994 fördelad på elvärme. hushållsel och driftel, TWh.

80

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Användningen är temperaturkorrigerad.

Källa: NUTEK

3 .3 Industrins energianvändning

Inom industrin används nästan lika mycket energi som i bebyggelsesektorn. Totalt användes år 1994 drygt 50 TWh el, 4 TWh fjärrvärme och 87 TWh bränsle. Av det tillförda bränslet var drygt 50 % biobränslen, 25 % oljeprodukter, ca 18 % kolbränslen och ca 4 % naturgas. Biobränsleanvändningen sker till stor del genom förbränning av returlutar och biprodukter inom skogsindustrin.

Industrins energianvändning är i hög grad konjunkturkänslig. I det korta tidsperspektivet finns ett mycket starkt samband mellan produktionsvolymens och energianvändningens variationer. Detta framgår av figur 3.5, där de tre senaste konjunktursvackoma tydligt avtecknar sig i energianvändningen. Under den senaste lågkonjunkturen sjönk industrins energianvändning med ca 5 % under åren 1991 och 1992, vilket speglar en nedgång i industriproduktionen med ca 9 %.

På längre sikt påverkas energianvändningen i industrin - såväl dess totala omfattning som dess sammansättning - i hög grad av energi- prisemas utveckling. Figur 3.5 visar också att det har skett en tydlig omfördelning mellan energislagen. Oljeanvändningen har minskat markant, från att ha utgjort närmare hälften av den tillförda energin år 1970 till endast 13 % år 1994. Samtidigt har elanvändningen ökat kraftigt. Elandelen ökade från drygt 20 % år 1970 till ca 36 % år 1994. Andelen biobränsle ökadeunder samma period från 21 till 33 %.

Figur 3.5 Industrins slutliga energianvändning åren 1970 - 1994, TWh.

200

150

Oljeprodukter 100

Naturgas

Fjärrvärm ex

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 Källa: NUTEK

Övergången från olja till el har också medfört att industrins totala energianvändning har minskat, enligt den redovisningsmetod som används i Sverige. Elenergi har i de flesta användningsområden en högre verkningsgrad än olja, vilket innebär att en kWh olja kan ersättas med mindre än en kWh el. Den totala energianvändningen var ca 154 kWh år 1970 och 142 TWh år 1994.

Cirka 70 % av den totala energianvändningen i industrisektorn kan hänföras till några energikrävande branscher: gruvindustri, massa— och pappersindustri, kemisk industri, jord- och stenindustri samt jäm- och stålindustri. Dessa branscher har under perioden genomgått stora strukturförändringar, vilket har påverkat energianvändningen.

Industrins specifika energianvändning, dvs. energiåtgången per krona produktionsvärde, har stadigt minskat sedan år 1970. För industrin som

helhet har den specifika Oljeanvändningen minskat med fyra femtedelar (mätt i fasta priser), medan den specifika elanvändningen förblivit i stort sett oförändrad. Mellan åren 1992 och 1994 ökade emellertid den specifika Oljeanvändningen för industrin som helhet med 9 %, medan den specifika elanvändningen sjönk med 11 %. Figurerna 3.6 och 3.7 illustrerar detta.

Figur 3.6 Industrins specifika oljeanvändning åren 1970 - 1994, kWh per krona produktionsvärde i 1980 års priser.

1,0

Massa- och papperslndustrl

0,8

0,6

Järn- och stålverk

0,4

Industrin totalt

0,2

0,0 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Källa: NUTEK

För de energi— och elkrävande branscherna massa- och pappersindustri, järn- och stålverk samt kemisk industri har utvecklingen varit relativt likartad, men för de två förstnämnda branscherna har minskningen av den specifika Oljeanvändningen varit större. Massa— och pappers- industrins specifika elanvändning ökade påtagligt under främst 1980- talet, beroende på framför allt en växande produktion med elintensiva processer med inriktning på vedsnåla produkter, men har därefter åter avtagit. Elanvändningen var dock högre år 1994 än är 1970 (0,49 kWh per krona produktionsvärde år 1994 jämfört med 0,41 är 1970).

Figur 3.7 Industrins specifika elanvändning åren 1970 1994, kWh per krona produktionsvärde i 1980 års priser.

0,6 Massa- och pappersindustri 0,4 Järn- och stålverk Keml_ k industri X 0,2 Industrin totalt Verkstadsindustri 0,0

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Källa: NUTEK

Av industrins energianvändning svarar inköpt energi för ca 60 %, medan återstoden utgörs av internt genererad energi, huvudsakligen biprodukter, som används inom skogsindustrin. Tabell 3.1 ger en översikt av industrins energianvändning år 1994 fördelad på branscher och energislag.

Ino'm massa- och pappersindustrin användes år 1994 drygt 65 TWh energi, vilket motsvarar omkring 45 % industrins totala användning. Knappt hälften, ca 30 TWh, av branschens energianvändning utgjordes av returlutar. Massa- och pappersindustrin svarade för ca 38 % av industrins totala elanvändning och ca 30 % av oljeanvändningen.

Järn- och stålverken stod för 15 % av industrins energianvändning och ca 75 % av den totala användningen av koks och kol. Därav utgjordes ca 9 TWh av koks- och masugnsgas, som genereras och används internt i produktionen. Tillsammans med övriga metallverk svarade branschen för ca 15 % av industrins elanvändning. Livsmedels- industrin stod för ca 40 % av industrins naturgasanvändning, vilket kan förklaras av att många företag i denna bransch är lokaliserade till södra och västra Sverige där naturgasen finns. Jord- och stenvaruindustrin svarade för en stor del av den inköpta mängden kol- och koks.

Tabell 3.1 Industrins energianvändning år 1994 fördelad på branscher, TWh. Kol, Bio- Natur- Oljor Gasol Fjärr- El Totalt

koks bränsle gas värme Bransch Gruvor 0,7 1,0 2,3 4,1 Livsmedels- industri 0,2 .. 1,3 2,0 0,5 0,3 2,4 6,8 Textilind. 0,3 0,2 0,1 0,3 0,8 Trävaruind. 7,4 .. 1,0 0,2 2,0 10,6 Massa- och pappersind. 0,4 38,6 0,5 5,2 0,5 0,8 19,3 65,3 Grafisk ind. .. 0,3 0,4 0,8 Gummiind. .. .. .. .. 0,3 0,3 Kemisk industri m.m. .. 0,4 0,7 1,5 .. 1,0 5,5 9,1 Petroleum- och kolind. .. .. .. .. .. 0,7 0,7 Jord- och stenvaruind. 1,9 0,1 1,2 1,0 .. 1,0 5,2 Järn- och stålverk 1 1,9 0,2 1,9 1,7 0,2 4,7 20,6 Metallverk 0,5 .. 0,2 0,2 .. 2,6 3,5 Verkstadsind. 0,1 .. 0,2 2,1 0,6 1,3 6,7 11,1 Annan ind. .. .. .. .. .. .. 0,1 Övrig ind. .. .. .. .. .. 2,3 2,5

Industrin totalt 15,8 46,5 3,2 16,8 4,7 4,1 50,5 141,6

_________—————_———

Anm. 1 biobränslen, torv m.m. ingår även massa-, och pappersindustrins returlutar på 29,8 TWh. I posten naturgas ingår stadsgas med 116 GWh. Koks innefattar även koks- och masungsgas. .. Värden mindre än 100 GWh. Avrundningsfel förekommer.

Källa: NUTEK

3.4. Transportsektorns energianvändning

Transportsektorns energianvändning består huvudsakligen av olje- produkter, främst bensin, diesel och flygbränsle, som används till person- och godstransporter. El används inom transportsektorn för att driva spårbunden trafik och svarar för endast några få procent av sektorns totala energianvändning. År 1994 användes 2,6 TWh el och

96,2 TWh bränsle, varav 12,6 TWh bunkeroljor i utrikes sjöfart. Av användningen för inrikes transporter år 1994 (86 TWh) svarade bensin för 49 TWh (57 %), dieselolja för 24 TWh (28 %) och flygbränsle för 10 TWh (11 %).

Figur 3.8 visar hur energianvändningen för inrikes transporter har förändrats sedan början av 1970-talet. År 1994 var energianvändningen mer än dubbelt så hög som år 1970. Som framgår av figuren är energi- användningen i transportsektorn förhållandevis konjunkturkänslig. I början av 1980—talet sjönk energianvändningen för att sedan åter öka. Efter en ny nedgång år 1990 ökar nu energianvändningen för inrikes transporter igen. Bensinanvändningen ligger dock på en lägre nivå än i slutet av 1980-talet. En markant nedgång i bensinanvändningen inträffade år 1993, vilket torde hänga samman med den kraftiga skärpningen av beskattningen av bensin som genomfördes vid årsskiftet 1992/93.

Figur 3.8 Slutlig energianvändning för inrikes transporter åren 1970 - 1994, TWh.

100

80

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Källa: NUTEK

Transportarbetet har under hela efterkrigstiden ökat kraftigt, både när det gäller persontransporter och godstransporter. Transportsektorns andel av den inhemska energianvändningen har ökat kontinuerligt och utgör i dag drygt 22 %. Sektom stod år 1994 för 49% av den slutliga användningen av oljeprodukter. Knappt 42 % av koldioxidutsläppen och

över 80 % av kväveoxidutsläppen år 1993 härrörde från transport- sektorn.

Till skillnad från övriga användarsektorer har det inom transport- sektorn inte skett någon övergång från olja till andra energislag. Den tekniska utvecklingen har resulterat i en viss minskning av den specifika bränsleanvändningen i nya fordon. På senare år har dock utvecklingen mot bränslesnålare fordon stagnerat. Den effektivisering som skett, har motverkats av höjningar av motorstyrka, säkerhet och komfort. Bränsle- effektiviteten i hela fordonsflottan påverkas långsamt, eftersom om- sättningstakten är relativt låg.

. , '. än..-ata anni-15.4. ('|'—1,1 .- .. % ftw—ul? ari-:i mm

n_.1)£l1£5h-._l:. mftlflilim Y'I'I'r . rririlbriirrrm. iii-nitar)

kli-Mmää leran Älta-ci .a- åtal-iw nia-hn: aw». in” marinerat-= Mumin wali-_ Iringa-trånga,?

."ic'. l _'q_rl ” . T'” .' ,'1 D:. |-..' * & ”h.—1 _ : xi ir'l | || | t,.” r.. ' ,' . Jr..' _ I| _ uW-IHI'II

'- ' _ h _ILL'UT 3155 . du :. .lulfll .'| "" . mn tunnt

4. Energiförsörjningen

I detta kapitel beskrivs den svenska energitillförseln, med tonvikten lagd på elproduktionen. Kärnkraften, som svarar för hälften av elproduktionen, diskuteras i nästa kapitel.

I kapitlet följer en uppskattning av kostnaderna för uppförande av nya el- och värmeproduktionsanläggningar. Här redovisas anläggningar som är i huvudsak kommersiellt tillgängliga. För övriga anläggningar finns vissa uppgifter i en underlagsbilaga'. För en utförlig redovisning av bakomliggande förutsättningar, bränslepriser, utsläppsgränser, samt investerings- och produktionskostnader i skilda typer av anläggningar av olika storlekar hänvisas till underlagsbilagan.

Proceduren för att söka, pröva och fastställa villkor för tillstånd att uppföra nya kraftverk kan starkt påverka möjligheterna att snabbt bygga ut ny produktionskapacitet. Tillståndsproceduren beskrivs i sista avsnittet.

Miljöeffekter, samt kort de krav som gäller avseende utsläpp av skilda föroreningar, beskrivs i kapitel 11. Beskattningen på området redovisas i avsnitt 13.3.

' Underlagsbilaga 1.

4.1. Energiförsörj ningen

Energitillförseln har i Sverige, som visats i kapitel 1, varit relativt stabil sedan år 1970 och legat kring 450 TWh/år. Stora förändringar har dock ägt rum i energisystemet, där en av de mest väsentliga är den kraftiga minskningen av oljetillförseln. Oljans andel av tillförseln har minskat från 70 % år 1970 till 44 % år 1994. Biobränsletillförseln har samtidigt nära nog fördubblats, från 43 TWh år 1970 till knappt 80 TWh år 1994.

Den minskning i oljetillförseln som skett, var en uttalad målsättning för statsmakterna efter oljekrisema. Samtidigt skedde en utbyggnad av vatten- och kärnkraft. Elkraftens sammanlagda andel av den totala energitillförseln har under perioden ökat från 10 till 31%.

Som påpekades i kapitel 1 kan energitillförsel redovisas på skilda sätt. Vid en redovising enligt den vanliga svenska metoden är tillförseln lägre än vad som framkommer i de internationella balansema, beroende på att kärnkraften redovisas som tillförd el i stället för som den vid reaktorerna avgivna vännemängden. Enligt det redovisningssätt som används inom OECD har tillförseln ökat från ca 450 TWh år 1970 till 595 TWh år 1994.

I tabell 4.1 redovisas tillförseln enligt svensk redovisningsmetod och enligt den metod som används inom övriga OECD. I figur 4.1 visas energitillförseln enligt såväl svensk som internationell metod.

Figur 4.1 Sveriges energitillförsel åren 1970 - 1994 enligt svensk redovisningsmetod resp. OECD:s (kurva).

700 600 500 400 Råolja och oljeprodukter

300 / Naturgas 200 ,.:.::::::-: ''''' i."? T ' " ”: Ko' och kuk, 100 . . : :::: xspmvärm.

o ..... |lllIIIlllll'lllllllllIlllllIllllllllllllllllli Kärnkraft

1970 1974 1978 1982 1986 _1990 1994 Tabell 4.1 Energitillförseln år 1994,TWh.

Svensk Enligt metod OECD

Råolja och oljeprodukter 204 204 Naturgas 9 9 Kol 28 28

Biobränslen 79 79 Vattenkraft 59 59 Kärnkraft 73 20

Spillvärme 8 8

Summa 460 595

Sveriges inträde i EU har inte påverkat möjligheterna att redovisa energitillförseln på det traditionella sättet. Den svenska statistiken räknas dock om inför sammanställning av europeisk statistik (Eurostat).

4.1.1. Bränslen Olja

Den svenska Oljeanvändningen har minskat med 40 % sedan början av 1970-talet. Nära 60 % av den råolja som importeras till Sverige kommer i dag från Nordsjön.

Användningen av oljeprodukter, i synnerhet eldningsolja, har minskat snabbt, speciellt efter år 1979. Leveranserna av tjock eldningsolja uppgick år 1994 till knappt 30 % av den volym som levererades på den svenska marknaden är 1979. Eldning med lätta eldningsoljor för uppvärmning har till stor del ersatts med el och fjärrvärme.

Under senare år har minskningen av oljeförbrukningen avstannat och en ökning kan konstateras. Industrin samt el-, gas- och värmeverkens användning ökade något under år 1993 till följd av en kall vinter, förändrad beskattning i industrisektorn samt en ökad industriproduktion. Ökningen fortsatte under år 1994, framför allt till följd av exportindustrins produktionsökning och en ökad användning i

fjärrvärmeverk. Största delen av de oljeprodukter som används är bensin och dieselolja för transportändamål.

Kol

Fram till och med 1950-talet hade importerat kol stor betydelse för Sveriges energiförsörjning. Kolet ersattes efter hand av olja. Orolig- heterna på oljemarknaden under 1970-talet innebar att kol av pris- och försörjningsskäl återigen blev ett intressant bränsle.

De senaste årens relativt låga oljepriser, de skärpta miljökraven vid koleldning samt den ökande beskattningen i framför allt värmesektom har lett till att kolanvändningen har stagnerat. Kol konkurrerar, i olika utsträckning beroende på skattesystemets konstruktion, huvudsakligen med andra fossila bränslen inom industrin och elproduktionen.

Importen av energikol uppgick år 1994 till 1,7 miljoner ton. Cirka 60 % härav användes i fjärrvärme- och kraftvärmeverk. Av denna del

användes nära hälften för elproduktion i kraftvärmeverk och resten för värmeproduktion i kraftvärme- och värmeverk. Totalt användes ca 8 TWh kol för produktion av el och värme.

Industrins användning av energikol var under år 1994 ca 700 000 ton, motsvarande ca 5,5 TWh. Förbrukningen av koks uppgick till 1,5 miljoner ton i industrin och i växthusnäringen till ca 15 000 ton.

Biobränslen, torv m.m.

Användningen av biobränslen och torv uppgick år 1994 till ca 78 TWh. Skogsindustrin var den största enskilda användaren. Produktion och användning av returlutar inom massaindustrin uppgick till 30 TWh, exklusive elproduktion. Inom massaindustrin och sågverken användes 8,5 TWh respektive 7,4 TWh trädbränslen.

I fjärrvärmeverken användes totalt 18 TWh biobränsle och torv m.m. Trädbränsle svarade för 9,8 TWh, avfall för 4,4 TWh och torv för 2,8 TWh. Användningen av tallolja uppgick till 0,9 TWh.

Användningen av biobränslen i fjärrvärmeverken har ökat kraftigt sedan år 1980. Detta kan förklaras med bl.a. den ökande skattebelastningen på fossila bränslen, senast i samband med skatte— refonnen år 1991 och införandet av koldioxidskatt på fossila bränslen i värmeproduktionen. Under 1980-talet utgick stöd till fastbränsle- baserade värmeproduktionsanläggningar.

Omkring 12 TWh trädbränslen, i huvudsak helved och flis, användes för enskild uppvärmning i småhus under år 1994. Vedeldning är vanligast hos husägare med nära tillgång till skog, exempelvis inom lantbruket eller i småhus utanför tätorterna.

För elproduktion användes under året totalt 2,4 TWh biobränslen. Ungefär hälften producerades med returlutar inom industriell kraftvärme, resterande med trädbränsle inom industrin. En mindre del av elproduktionen, 0,2 TWh, utnyttjade trädbränslen i kraftvärmeverk.

Biobränslemarknaden diskuteras utförligare i kapitel 7.

Det råder oenighet om huruvuda torv skall betraktas som ett biobränsle eller inte, se vidare kapitel 7. Torv består av ofullständigt nedbrutna växter. Torvmarker uppstår genom att markområden försumpas och att sjöar växer igen. En fjärdedel av den totala landarealen i Sverige är torvmark och i dag används ca 7 000 ha för energiproduktion. Detta motsvarar ca 0,1 % av den torvtäckta arealen. Torvtäcket beräknas årligen tillväxa 4-5 gånger mer än brytningen. Den årliga tillväxten beräknas ha ett energivärde på mellan 12 och 20 TWh.

Förbränning av torv har stått för ca 3 TWh energi de senaste åren,

efter att ha ökat kraftigt under slutet av 1980-talet.

Naturgas och gasol

Naturgas står i dag för ca 2 % av den totala energitillförseln i Sverige. Utbredningsområdet är sydligaste Sverige och Västkusten. I de utbyggda områdena svarar naturgasen för mellan 15 % och 25 % av den totala energitillförseln. Den totala importen av naturgas i Sverige uppgår till ca 800 miljoner m3, motsvarande ca 9 TWh bränsle. Gasen har ersatt i huvudsak olja inom industrin samt i kraftvärme- och värmeverk.

Dagens ledningsnät har en kapacitet på 2 miljarder m3, motsvarande ca 22 TWh bränsle. Med kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh. Importavtalen med Danmark är tecknade för en import av 1,1 miljarder m3.

Naturgasmarknaden diskuteras i kapitel 6. Tillförseln av gasol (propan och butan) till det svenska energi- systemet var år 1994 ca 5 TWh. Gasol används för värmeproduktion och i industriella processer. Den är i stora delar utbytbar mot olja. Inom industrin användes år 1994 ca 365 000 ton och i fjärrvärmeverken ca 69 000 ton gasol.

Uran

År 1993 och 1994 uppgick importen av uran till ca 1 200 resp. 1 900 ton. Sverige importerar uran från Kanada, Australien, Ryssland samt Uzbekistan och Kazakstan.

I början av 1980-talet utvanns mer uran än vad som sedan gick att få avsättning för. Detta medförde att stora lager, motsvarande två - tre års världsförbrukning, byggdes upp. Lagren håller nu på att betas av.

År 1992 utvanns totalt 36 000 ton uran i världen och användes 57 000 ton. De i dag ekonomiskt utvinningsbara tillgångarna uppskattas till ca 3 miljoner ton.

4.1.2. El

Elproduktionen

Sveriges elproduktion har stigit kraftigt under perioden 1970 till 1994, från ca 60 TWh år 1970 till dagens 138 TWh. Sedan kärnkraftverken togs i drift har de oljebaserade kraftverkens andel av elproduktionen minskat kraftigt, från ca 12 TWh år 1970 till strax under 1 TWh år 1994. Anläggningarna används numera som bl.a. torrårsreserv.

Elproduktionen har under de senaste åren fördelats på kraftslag enligt tabell 4.2.

Tabell 4.2 Elproduktion åren 1992 - 1994, TWh.

1992 1993 1994 Kärnkraft 60,8 58,8 70,2 Vattenkraft 73,5 73,9 5 8,1 Kraftvärrne 3,5 4,8 4,6 Industriellt mottryck 3,3 3,5 4,0 Kondensanläggningar 0,6 0,4 0,8 Gasturbiner 0,1 0,1 0,1 Vindkraft 0,03 0,05 0,07 Nettoproduktion 141,5 141,5 137,8 Import 8,9 8,0 6,7 Export 1 1,0 8,6 6,4

Källa: NUTEK; Energiläget i siffror 1995 och Energirapport 1995

Traditionellt har praktiskt taget all elproduktion i Sverige och Norden, Island undantaget, samkörts. Syftet har varit att utnyttja de anläggningar som har de lägsta rörliga kostnaderna. Vattenkraftens rörliga kostnader är mycket låga, varför kärnkraftverken nedregleras vid riklig vattentillgång. Elproduktionen från övriga kraftslag har varit relativt konstant. En sammanställning över rörliga produktionskostnader i befintliga anläggningar, samt uppskattningar av produktionskostnaderna för nya, ges i avsnitt 4.4.

Åren 1992 och 1993 var båda s.k. våtår vilket resulterade i en riklig tillgång på vattenkraft. Samtidigt var kärnkraftsproduktionen lägre än

normalt, vilket berodde på att, förutom den goda vattentillgången, några reaktorer var avstängda på grund av tekniska problem. Vatten- kraftsproduktionen minskade under år 1994, beroende på att det var ett torrår samt på att vattenmagasinen hade tömts mer än normalt under år 1993 för att kompensera för produktionsbortfallet i kärnkraftverken.

Den ungefärliga bränsleinsatsen för elproduktion i kraftvärmeverk i fjärrvärmenäten, industriellt mottryck, oljekondensanläggningama samt gasturbinerna framgår av tabell 4.3.

Tabell 4.3 Bränsleinsats för elproduktion brutto, TWh.

Bränsleinsats 1992 1993 1994 Ö'lior————3,7__—4T—5,—9_ Ind. mottryck 1,3 1,7 2,6 Kraftvärme 1,0 1,3 1,0 Oljekondens 1,1 0,8 2,0 Gasturbin 0,3 0,4 0,3 Naturgas 0,8 1,1 1,0 Ind. mottryck 0,1 0,3 0,5 Kraftvärme 0,7 0,8 0,5 Biobränsle 3,3 3,3 2,6 Ind. mottryck 3,0 2,8 2,4 Kraftvärme 0,3 0,5 0,2 Kol inkl. hyttgas 3,3 3,6 4,3 Ind. mottryck 0,1 0,2 0,2 Kraftvärme 3 ,2 3,4 4,1

Källa: NUTEK

Användningen av gasol för elproduktion har under de tre åren uppgått till ca 0,1 TWh.

Möjlighet till export och import av el

De nordiska ländernas kraftnät är ihopkopplade på ett antal ställen. Elsystemet i Sverige är kopplat till systemen i Norge, Finland och Själland med växelströmsförbindelser. Det svenska systemet är dessutom kopplat till Jylland och Tyskland via likströmsförbindelser. En likströmsförbindelse finns även från Sverige till södra Finland. Jylland är kopplat till Norge via likströmsförbindelser och är dessutom anslutet till Tyskland. Därigenom är Jylland indirekt anslutet till det kontinentaleuropeiska systemet. I södra Finland finns en exportkabel till Ryssland.

I slutet av år 1995 tas en ny likströmslänk mellan Själland och Tyskland i drift. Dessutom planeras två nya likströmsförbindelser mellan Sydnorge och Tyskland och en mellan Sydnorge och Holland.

Svenska kraftnät äger de flesta svenska utlandsförbindelsema med en spänning på 220 kV och högre. Förbindelsema är öppna för alla företag som har tillgång till stamnätet. Dessa företag kan därmed träffa avtal om export och import med företag i andra länder som har tillgång till förbindelserna. Kapaciteten på utlandsförbindelsema framgår av tabell 4.4.

Tabell 4.4 Kapacitet utlandsförbindelser, MW el.

Import Export Jylland 600 600 Själland ] 500 1 300 Norge 2 700 2 700 Norra Finland 800 1 000 Södra Finland 500 500

Källa: Svenska kraftnät

De handelsmässigt viktigaste förbindelserna är placerade i södra Norge, med en kapacitet om ca 1450 MW el. Kapaciteten kommer att ökas till ca 1800 MW i befintliga ledningar. Merparten av investeringarna sker på den norska sidan.

Vidare finns en kabel från Skåne till Tyskland. Ledningen har en kapacitet om 600 MW och ägs av Sydkraft, Vattenfall och Preussen Electra med en tredjedel vardera.

4.2. Produktionssystemet

Elproduktionssystemet dimensioneras efter två kriterier. Dels ska landets totala efterfrågan på elenergi under året tillfredsställas, dels ska systemet klara att leverera en tillräcklig efekt vid de tider då efterfrågan på el är som störst.

Under ett normalår klarar vatten- och kärnkraftverken nästan hela den svenska elproduktionen. Är nederbörden riklig och alla kämkrafts- reaktorer i drift räcker kapaciteten väl för nuvarande efterfrågan. Vid kombinationen torrår och låg tillgänglighet i kärnkraftverken finns det dock risk för energibrist. För att täcka den måste el importeras eller de oljeeldade kondenskraftverken tas i drift.

Den el som används för uppvärmning är direkt beroende av temperaturen. Detta gäller i viss mån också hushållsel. Industrins elanvändning varierar över dygnet och året, men inte med temperaturen. De allra högsta effektbehoven inträffar under extremt kalla januari- eller februariförmiddagar i början på veckan under år med högkonjunktur. Då räcker inte vatten- och kärnkraftverken till även om de utnyttjas för fullt. Oljekondenskraftverken och gasturbinerna måste utnyttjas. Tillsammans kan de svara för en betydande produktion. De rörliga produktionskostnaderna i dessa anläggningar är betydligt högre än i vatten- och kärnkraftverken.

Om effekttoppama är kortvariga innebär dock detta inga större problem. Däremot kan inte Oljekondenskraftverken och gasturbinerna användas för reguljär elproduktion annat än i begränsad omfattning. Det beror dels på de relativt höga kostnaderna, dels på att anläggningarna inte är dimensionerade för eller har koncession att utnyttjas under längre perioder.

4.2.1. Vattenkraft

Under ett normalår produceras i de svenska vattenkraftverken 63,5 TWh el, vilket motsvarar ungefär 45 % av Sveriges totala elproduktion. Vid torrår kan elproduktionen i vattenkraftstationema minska med upp till 15 TWh, och under våtår kan produktionen bli ca 10 TWh högre än normalt. I figur 4.2 visas verklig elproduktion i vattenkraftverken under perioden 1970 till 1994 samt norrnalårsproduktionen under samma period.

Figur 4.2 Verklig vattenkraftsproduktion samt norrnalårsproduktion åren 1970 - 1994, TWh.

80

Normala"- . produktion

Verklig vatten— kraftsprod uktion

20

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Den installerade effekten i vattenkraftverk är ca 16 500 MW. De rörliga kostnaderna för vattenkraften är mycket låga, 0,5 - 5 öre/kWh. De består i praktiken av vattenkraftskatten, se avsnitt 13.3.

4.2.2. Kraftvärme och industriellt mottryck

I kraftvärmeverk produceras både el och värme. Ett kommunalt kraftvärmeverk är anslutet till kommunens fjärrvänriesystem. Kraftvärme i industrin kallas ofta industriellt mottryck.

Kraftvärme i industrin producerade år 1993 3,5 TWh el och år 1994 4,0 TWh el. Det finns en installerad effekt på ca 900 MW el samt dessutom 20 MW el i s.k. kondenssvansar där värmen kyls bort i stället för att användas för uppvärmningsändamål. Den tekniskt möjliga elproduktionen bedöms uppgå till maximalt 5 TWh. Den största delen av den installerade effekten finns i massa— och pappersindustrin.

Kraftvärrneanläggningar finns i ungefär 30 kommuner. Till ett kraftvärmeverk är kopplat ett fjärrvärrnenät. Den befintliga kapaciteten i de kommunala kraftvärmeverken är knappt 1 900 MW el.

F järrvärmenäten har ofta flera värmeproduktionsanläggningar som kan utnyttja olika energislag. Systemet optimeras så att värme produceras i den anläggning som är billigast vid varje tidpunkt. Ett värmeunderlag i form av normal bebyggelse medger, med i dag vanligen förekommande dimensioneringskriterier, utnyttjandetider för

kraftvärmeanläggningar på ca 4 500 timmarz. Utnyttjandetiden för kraftvärrnen bestäms dock inte bara av värmeunderlaget utan även av bränsle- och elpriset. Ett lågt elpris medför att kraftvärmeverkens utnyttjandetid för elproduktion minskar eftersom det blir billigare att köpa el än att producera den själv. Kraftvärrneverken har de senaste åren till följd av låga elpriser utnyttjats i mindre omfattning än vad den installerade effekten medger. År 1993 producerades 4,8 TWh el i kommunala kraftvärmeverk. År 1994 var elproduktionen 4,6 TWh. I de befintliga systemen går det tekniskt att under ett normalår producera ca 8 TWh el. .

De rörliga kostnaderna för elproduktion i ett kraftvärmeverk består framför allt av kostnaderna för bränsle och kan grovt sägas variera från ca 9 öre/kWh el för kol upp till ca 16 öre/kWh el för biobränsle.

Fjärrvärme

I Sverige finns ca 200 kommuner med fjärrvärme med en abonnerad värmeeffekt på 21,5 GW och ett kulvertnät på 9 200 km. År 1994 levererades 40 TWh värme. Drygt 60 % gick till bostadsuppvärmning, knappt 30 % till uppvärmning av servicesektorns lokaler och 10 % till industrin. För denna värmeproduktion användes en total tillförsel av bränsle och el på ca 46 TWh, med den fördelning som framgår av tabell 4.5 .

2 Utnyttjandetid är detsamma som levererad mängd energi i MWh dividerat med installerad effekt i MW. Utnyttjandetiden uttrycker alltså det antal timmar som en anläggning skulle behöva köras på full effekt för att producera en viss mängd el. Utnyttjandetiden skall ej förväxlas med drifttiden, dvs. det antal timmar som en anläggning körs utan hänsyn till hur stor del av effekten som utnyttjas. I praktiken är drifttiden normalt längre än utnyttjandetiden.

Tabell 4.5 Energitillförseln i fjärrvärmeverken år 1994, TWh.

Biobränslen, torv m.m. 18,1 Värmepumpar 6,6 (elinsats 2,2) Olja 6,6

Energikol inkl. hyttgas 5,0 Naturgas inkl. gasol 4,0

Spillvärme m.m. 3,5

Elpannor 2,9

Totalt 46,7

Källa: NUTEK Energiläget i siffror 1995

I fjärrvärmeverken var användningen av oljeprodukter år 1994 hälften av användningen år 1979 (knappt 7 resp. 14 TWh). Sedan 1980-talet har oljans andel av tillförseln minskat kraftigt, från drygt 90 % (ca 31 TWh) av den totala tillförseln år 1980 till dagens 14 %. Användningen av trädbränslen i fjärrvärmeverken har ökat från nära noll år 1970 till drygt 9 TWh år 1994. I mitten av 1980-talet var, som ett resultat av bl.a. skattebelastningen på olja samt stöd till fastbränsleanläggningar, användningen av kol betydande (ca 13 TWh), men den har därefter sjunkit till dagens ca 5 TWh.

Fjärrvärmens konkurrenskraft gentemot enskild uppvärmning är större ju tätare bebyggelsen är. År 1994 levererades fjärrvärme till drygt 1,6 miljoner lägenheter i flerbostadshus och drygt 100 000 småhus samt till lokalfastigheter. Värmetätheten, efterfrågan av värme per ytenhet, är normalt störst i storstädernas centrala delar och i stora bostadsområden. Distributionskostnaden får inte vara för hög i förhållande till värme- underlaget.

4.2.3. Kondensanläggningar och gasturbiner

Kondensanläggningama i Sverige eldas i huvudsak med lättolja. De har sedan slutet av 1970-talet sällan tagits i drift eftersom tillgången på vatten- och kärnkraft har varit god. De används i huvudsak för s.k. spetslast, dvs. under tider då elefterfrågan är stor, och som reserv vid t.ex. torrår. Kondenskraftverkens elproduktion var år 1993 ca 0,5 TWh och år 1994 ca 0,9 TWh.

Det finns totalt 3 200 MW installerad kapacitet i kondens- anläggningarna och produktionsförmågan uppgår f.n. till drygt 20 TWh.

Hela denna produktionsförmåga är dock inte tillgänglig eftersom flera av anläggningarna inte har koncession att köras som baslast. En bedömning är att kondensanläggningama om behov uppstår, utan nyinvesteringar i reningsutrustning, skulle kunna producera mellan 5 och 10 TWh under några enstaka år.

I produktionssystemet ingår även gasturbiner, vilka uteslutande används som reserv. Totalt finns en kapacitet om 1 900 MW el installerad. Delar av kapaciteten är inte tillgänglig utan investeringar. Under år 1994 producerades 0,1 TWh el i gasturbiner.

4.2.4. Vindkraft

För närvarande finns i Sverige ca 40 MW installerad eleffekt i vindkraftverk. Det fanns 160 aggregat i drift år 1994, varav merparten är tillverkad i Danmark. Under detta år uppgick elproduktionen från vindkraftverken till 0,074 TWh. Det investeringsstöd som infördes år 1991 och den miljöbonus som infördes år 1994 har varit av avgörande betydelse för nyproduktionen av vindkraftverk. Före år 1991 uppfördes endast 38 vindkraftverk.

Merparten av de vindkraftverk som nu byggs har en effekt på mellan 150 och 600 kW. Produktionskostnaderna är starkt beroende av vindläget och kan i bra lägen uppgå till ca 30 - 40 öre/kWh, beroende på aggregatstorlek och lokalisering3. I sämre vindlägen kan kostnaderna bli avsevärt högre.

Inkluderas det stöd på 35 % av investeringskostnaden som har lämnats under senare år reduceras produktionskostnaderna till ca 21 - 28 öre/kWh.

Vindkraft stöds i Sverige med, förutom det nämnda investerings- stödet, en miljöbonus som fr.o.m. den 1 januari 1995 uppgår till 9 öre/kWh. Genom miljöbonusen reduceras kostnaderna ytterligare, till ca 12 - 20 öre/kWh.

Vindkraftverk är fr.o.m. den 1 januari 1996 befriade från elnätavgift. En vindkraftägare blir från samma datum dessutom garanterad avsättning för den producerade elen till den nätägare till vars nät

3 Baserat på en drift- och underhållskostnad på 5 öre/kWh, en avskrivningstid om 25 år och en real kalkylränta på 5%. Från vindkraftägama har hävdats att kortare avskrivningstider, 15 är, bör användas.

vindkraftverket är anslutet.

Vindkraft kan lokalt minska överföringsförlusterna i distributions- näten. Vindkraftverket ger därmed ett mervärde till systemet. Motsatt effekt kan fås om ett stort antal vindkraftverk ansluts till små nät.

Om vindkraften skulle utgöra en stor andel av den totala elproduktionen, kan detta ge upphov till förluster. Vinden varierar kontinuerligt vilket medför att den producerade elkraften varierar. En stor mängd vindkraft i systemet påverkar därmed övriga kraftslag, vilka förutom elförbrukningen även måste följa vindkraftens variation. En typisk utnyttjandetid för ett vindkraftverk är 2 000 timmar/år. I Sverige är det främst vattenkraften som regleras kontinuerligt. Då produktionen i vatten- och värmekraftverk varieras kan verkningsgraden minska. Enligt en studie4 påverkas inte vattenkraftsystemets verkningsgrad nämnvärt vid en elproduktion från vindkraft på 2 - 2,5 TWh el/år. Vid en större andel el från vindkraftverk försämras dock verkningsgraden, vilket medför en integrationskostnad för vindkraften. Denna är enligt studien ca 0,5 öre/kWh vid nivån 7 TWh el/år.

4.3. Nya el- och värmeproduktions- anläggningar

4.3 . 1 Ny vattenkraft

Utbyggnadspotential

Riksdagen beslutade år 1984 om en utbyggnad av vattenkraften på minst 2,5 TWh5 . Syftet var att uppfylla ett tidigare riksdagsbeslut från år 1975 om en utbyggnad av produktionsförmågan till 66 TWh/år till mitten av 1990-talet, den s.k vattenkraftsplanen.

Det finns en teoretisk utbyggnadspotential på 130 TWh vattenkraft. Den ekonomiska potentialen, inklusive i dag utbyggda älvsträckor, bedöms uppgå till ungefär 90 TWh. Den återstående icke exploaterade delen av potentialen kan följaktligen ge ett tillskott på ca 27 TWh/år.

Det finns möjlighet till utbyggnad med en lägre grad av exploatering,

4

Underlagsbilaga 1.

5 Prop. 1983/84:160, bet. 1983/84:BOU30, rskr. 1983/84:383 4

där större miljöhänsyn tasö. Detta reducerar dock den möjliga elproduktionen som sjunker från ovan angivna 27 TWh till knappt 15 TWh.

Huvuddelen (21 TWh) av den återstående icke exploaterade delen av potentialen inkluderar områden som är skyddade från utbyggnad enligt naturresurslagen. De stora vattenområden som är undantagna från utbyggnad är de fyra huvudälvama Tomeälven, Kalixälven, Piteälven och Vindelälven. Förutom dessa fyra stora älvar är Vapstälven, Moälven, Lögdeälven, Öreälven och Byskeälven samt delar av Ljungan, Indalsälven, Ångermanälven, Luleälven och Dalälven undantagna.

Av återstående ca 6 TWh är omkring 3 TWh upptagna i riksdagens vattenkraftsplan. Av planens projekt har dock projekt om närmare ] TWh undantagits enligt naturresurslagen eller avslagits av regering eller vattendomstol.

I tabell 4.6 sammanfattas den potentiella vattenkraftutbyggnaden.

Tabell 4.6 Potentiell vattenkraftutbyggnad, TWh.

Teoretisk potential 130 Ekonomisk potential 90 Ekonomisk potential, exkl. undantagna älvsträckor 69 Projekt enl. Vattenkraftsplanen 66 I dag utbyggt 63

Källa: NUTEK Energiläget 1994

Teoretiskt sett skulle alltså en utbyggnad av samtliga i vattenkraftplanen angivna projekt samt alla övriga ekonomiskt utbyggnadsvärda älvsträckor kunna resultera i ett tillskott om ca 5 TWh el från vattenkraft. En sådan utbyggnad kräver en annan inställning till vattenkraftutbyggnad än vad som är fallet i dag. NUTEK gör bedömningen att vattenkraften fram till år 2005 kan komma att byggas ut med en kapacitet om ca ] TWh. Här ingår bl.a. utbyggnad av små vattenkraftverk samt effektiviseringar och förnyelse i äldre anläggningar. Omprövningar av gamla vattendomar kan dock leda till ökade krav på

6

Underlagsbilaga 1

tappning av vatten förbi kraftstationerna, vilket skulle resultera i ett produktionsbortfall. Detta uppskattas av NUTEK till ca 0,5 TWh.

Det bör påpekas att Vattendragsutredningen (Ml993:12) i sitt arbete skall identifiera ytterligare skyddsvärda älvsträckor. Bevarandeintresset skall vägas mot energiintresset.

Utbyggnaden av vattenkraften är i dag av mycket liten omfattning, till följd av bl.a. den goda kraftbalansen samt som ett resultat av det mycket kraftiga motståndet mot utbyggnad som finns på många håll.

Kostnader

Den genomsnittliga kostnaden för att bygga ut de orörda älvarna och älvsträckorna har uppskattats till 3,5 kr/kWh,år (total investerings- kostnad dividerad med total årsproduktion). Den totala potentialen, inklusive de skyddade älvama, är som nämnts 27 TWh men sjunker till knappt 15 TWh om ökade miljöhänsyn tas. Produktionskostnaden för ny "miljöanpassad" vattenkraft uppskattas för en stor del av potentialen till mellan 25 och 35 öre/kWh (exkl. skatt). I vissa fall uppgår kostnaden till nära 50 öre/kWh.

4.3 .2 Ny kraftvärme

Utbyggnadsmöjlighetema för kraftvärmen beror av bl.a. värmebehov och installerad vänneproduktionskapacitet i fjärrvärmesystemen.

År 1994 fanns fjärrvärme i ca 200 av landets 288 kommuner. Totalt levererades ca 39 TWh fjärrvärme, vilket motsvarar drygt 40 TWh under ett normalår. De 25 största fjärrvärmeföretagen svarade för mer än 70 % av de totala värmeleveranserna. Av dessa har 19 företag kraftvärmeverk som tillsammans representerar över 90 % av den totala befintliga kraftvärmekapaciteten.

Beräkningar som utförts på hela landets bostadsbestånd visar att det finns ett ännu inte utnyttjat teoretiskt fjärrvärmeunderlag om maximalt 16 TWh, som dels har utrustning och byggnadsförutsättningar för att kunna anslutas till fjärrvärmen, dels är belägna så att fjärrvärme— distribution skulle kunna vara ekonomiskt rimlig.7 Från detta underlag måste dock borträknas en okänd andel som av olika skäl inte bedöms vara möjlig att ansluta, t.ex. av topografiska orsaker eller för att de ligger i områden med en minskande värmetäthet.

7 Underlagsbilaga 10.

NUTEK bedömer att de årliga fjärrvärmeleveranserna fram till år 2005 kommer att öka med knappt 3 TWh. Det skulle innebära normalårsleveranser på ca 43 TWh värme.

Svenska Fjärrvärmeföreningens medlemmar bedömer att värmeleveransema år 2010 blir 45 - 49 TWh. Bakom bedömningen ligger varierande uppfattningar om de ekonomiska förutsättningarna i framtiden, t.ex. vad gäller nybyggnation, elprisutveckling etc. För prognosperioden förutsätts ett ringa energisparande i fjärrvärmeområden.

El från biobränslebaserad kraftvärme

Siffran 47 TWh år 2010 kan, mot bakgrund av ovanstående, tas som utgångspunkt för en grov bedömning av den möjliga framtida elproduktionen i biobränsleeldade kraftvärmeverk. För att uppskatta möjligheterna att bygga kraftvärme måste dock från dessa 47 TWh vissa delar av värmeunderlaget räknas bort. I dag produceras ca 3 TWh fjärrvärme i fjärrvärmesystem som är så små, att det inte är praktiskt och ekonomiskt möjligt att bygga den typ av biobränsleeldade kraftvärmeverk som är kommersiellt tillgänglig i dag. 1 de övriga systemen produceras ca 12 TWh värme med spillvärme, avfall och stora värmepumpar. Produktionskostnaderna i dessa anläggningar är så låga att det knappast lönar sig att ersätta dem med kraftvärmeverk. När det gäller de befintliga värmepumparna kommer det sannolikt att löna sig att hålla dem i drift så länge som möjligt. De flesta av dem installerades kring mitten av 1980-talet och torde kunna drivas i minst 5 10 år till. Däremot är det osäkert om de kommer att ersättas med nya när de tjänat ut. Den tekniska utvecklingen och elpriserna blir avgörande. Till det kommer ett ökat intresse för s.k. fjärrkyla, som åtminstone i några av de stora fjärrvärmesystemen kan förbättra värmepumpamas konkurrenskraft. Utnyttjandet av spillvärme från t.ex. industrier kan öka något, särskilt om tekniken för s.k. lågtemperatursystem för fjärrvärmedistribution utvecklas.

Av ekonomiska skäl dimensioneras ett kraftvärmeverk normalt så att det svarar för ungefär hälften av fjärrvärmesystemets totala effektbehov. En mindre del den s.k. spetslasten — kommer troligtvis även fortsätt- ningsvis att produceras med olja, som är det ekonomiskt mest fördelaktiga alternativet. Den delen bedöms svara för ca 5 TWh av värmeproduktionen.

Från det ovan givna värmeunderlaget om 47 TWh kan alltså ca

20 TWh uppskattas ej möjliga att tas i anspråk för byggande av kraftvärme. Återstående värmeunderlag kan utnyttjas för en större eller mindre mängd elproduktion, beroende på bränsle- och teknikval. Om alla de återstående ca 27 TWh värme skulle produceras i biobränsleeldade kraftvärmeverk med ett elutbyte på 0,5, ger det möjligheter till produktion av knappt 14 TWh el. Alla elpannor samt kol—, naturgas— och biobränsleeldade hetvattencentraler som används i dag, skulle i så fall ersättas med biobränslebaserad kraftvärme. I dagens fjärrvärmesystem finns en teknisk produktionskapacitet för kraftvärme motsvarande 8 - 10 TWh el. Med hänsyn till värmeunderlaget kan dock bara ca 7 TWh utnyttjas med nuvarande förutsättningar. I de befintliga anläggningarna skulle ca 4 TWh el kunna produceras med biobränslen utan några större nyinvesteringar. Kapacitet motsvarande ca 2 TWh skulle kunna konverteras till biobränslen med begränsade investeringar. För att konvertera de anläggningar som i dag bara kan eldas med olja eller naturgas, vilka har en kapacitet på ca 2 TWh el, krävs mycket omfattande investeringar. Utöver dessa konverteringar skulle nya biobränsleeldade kraftvärmeverk med en kapacitet på ca 5 TWh behöva byggas för att ta tillvara hela underlaget. Om kraftvärmeverken i stället eldades med naturgas skulle drygt dubbelt så mycket el, dvs. 25 - 30 TWh, kunna produceras med det angivna värmeunderlaget, med samma förutsättningar som ovan. Detsamma gäller i kraftvärmeverk som baseras på förgasning av fasta bränslen, t.ex. biobränslen. Den tekniken är dock fortfarande på utvecklingsstadiet (se kapitel 7). Kostnaderna för elproduktion med biobränslen i kraftvärmeanlägg- ningar faller inom ekonomiskt rimliga gränser, medan kostnaderna för kondensanläggningar baserade på biobränslen uppskattas vara avsevärt högre, se avsnitt 4.3.4. 1 realiteten är det därför, med dagens teknik, fjärrvärmeunderlaget som sätter en gräns för hur mycket el som kan produceras med biobränslen.

Kostnader

Elproduktionskostnaden i ett kraftvärmeverk beror, förutom på kapitalkostnaderna, på bränslepriser, utnyttjandetid och intäkter från den

producerade värmen, s.k. värmekreditering? 1 de kostnadsredovisningar som följer har följande bränslepriser, exklusive skatt, antagits:

Lätt eldningsolja (Eo ]) 115 kr/MWh bränsle Tung eldningsolja (Eo 5) 75 kr/MWh Kol (energikol) 50 kr/MWh Naturgas - kraftvärme 120 kr/MWh Trädbränsle 110 kr/MWh

Med en utnyttjandetid på 4 500 timmar och en värmekreditering på 13,5 öre/kWh värme (vilket motsvarar den rörliga kostnaden, inkl. drift och underhåll, i en biobränslebaserad hetvattencentral vid biobränsle- priset 1 l öre/kWh bränsle) blir de uppskattade produktionskostnaderna i enlighet med tabell 4.7. Elproduktionskostnader där full värme- och effektkreditering gjorts visas också. Krediteringen har i det fallet satts till 18 öre/kWh.

8 Full s.k. kreditering består av en värmekreditering och en effektkreditering. Värmekrediteringen motsvarar den rörliga produktionskostnaden i en het- vattencentral. Effektkrediteringen motsvarar kapitalkostnaden i en hetvatten- central.

Tabell 4.7 Elproduktionskostnader i nya kraftvärmeverk, 25 års avskrivningstid, 5 % real kalkylränta, öre/kWh.

Anläggning Effekt Utan skatter Med skatter Med skatter MWel och NO,-avgift och NO,-avgiftq och NO,-avgift Värme— Värme- Värme- och kreditering kreditering effekt-

kreditering10

Kol 50 26 56 47 Olja 50 23 50 41 Biobränsle, RK 50 39 38 31 Biobränsle 50 46 45 38 Naturgas 33 32 39 35 Naturgas ] 10 29 37 33

För naturgas har kombicykel (elproduktion i gas- och ångturbin) förutsatts. RK = rökgaskondensering

Antas en längre utnyttjandetid sjunker produktionskostnaderna.

Tabellen visar skillnaderna i elproduktionskostnad med och utan effektkreditering. I dag finns i fjärrvärmesystemen ofta en överkapacitet på hetvattencentraler och följaktligen i många fall inget behov av ny värmeproduktionskapacitet ens om efterfrågan ökar. Bara om ett kraftvärmeverk byggs i en kommun där det finns behov av ny värme- produktionskapacitet, t.ex. en hetvattencentral, skall kapitalkostnaden för värmedelen dras av från kostnaden för kraftvärmeverket, eftersom värmedelen ändå skulle ha byggts. Finns inte behov av ny värme- produktionsförmåga kan denna effektkreditering inte göras. Först några år efter sekelskiftet kan något större behov av nyinvesteringar i eller utbyte av befintliga hetvattencentraler förväntas.

Skatter och avgifter påverkar starkt elproduktionskostnadema i olika

9 Kväveoxidavgiften (NO,-avgiften) är utformad så att anläggningar med lägre utsläpp av NO, än medelnivån krediteras. NO,-utsläpp från de nya anläggningarna är lägre än den här antagna medelutsläppsnivån på 70 mg NO,/MJ bränsle. Anläggningarna krediteras därmed, motsvarande några tiondels öre/kWh. Skärpta krav kan väntas om ett stort antal bränslebaserade anläggningar skulle behöva uppföras.

10 I de konsekvensberäkningar som gjorts, se kapitel 15, görs full kreditering, motsvarande en biobränsleeldad hetvattencentral. Krediteringen har satts till 18 22 öre/kWh.

anläggningar. Fossila bränslen som används för värmeproduktion i kraftvärmeverk (liksom i värmeverk) belastas med koldioxidskatt och halv energiskatt, medan så inte sker i elproduktionen. Beskattningen av fossila bränslen i värmeproduktionen slår igenom på elproduktions— kostnaderna, eftersom det billigaste alternativet till värmeproduktion i ett kraftvärmeverk är värmeproduktion i en biobränsleeldad hetvatten- central. Biobränslepriset är lägre än fossilbränslepriset inklusive skatt. Detta innebär att hela skatten i kraftvärmeverkets kalkyl belastar elproduktionen, trots att skatten formellt tas ut på den del av bränslet som används för värmeproduktion. Hade fossilbränsleanvändning i ett kraftvärmeverk varit helt befriad från koldioxid- och energiskatt, i likhet med i kondensanläggningar, hade elproduktionskostnaderna i kol-, naturgas— och oljekraftvärrneverken varit lägre.

De redovisade produktionskostnaderna är baserade på dagens krav vad gäller utsläpp av kväveoxider (50 mg NO,/MJ bränsle) och svavel (50 mg S/MJ bränsle) från nya kraftvärmeverk. Uppskattningar har även gjorts för ett fall där kraven skärpts. Utsläppsgränserna har därvid halverats. Denna halvering påverkar de totala produktionskostnaderna marginellt. Detta gäller för nya anläggningar. Motsvarande skärpningar av utsläppsgränser i befintliga anläggningar kan bli mycket dyra.

4.3.3. Ny värmeproduktion

Värmeproduktionskostnader för nya värmeverk redovisas i tabell 4.8. Här har antagits en utnyttjandetid på 4 000 timmar.

Tabell 4.8 Värmeproduktionskostnader i nya värmeverk, 100 MW värme, öre/kWh. Anläggning Utan skatter och Med skatter och NO,-avgift NO,—avgift Kol 13 30 Olja 12 31

Biobränslen 18 18 Avfall 12 12

Värmepump” 15 17

” Här har antagits ett elpris exkl. skatt på 260 kr/MWh.

Värmeproduktionskostnaden i en elpanna har inte tagits med, eftersom den används endast när elpriset är lågt.

Liksom för kraftvärmen har beskattningen i värmesektom en mycket stor betydelse för konkurrensförhållandena mellan bränslena. Koldioxid- och energibeskattningen på fossila bränslen medför att biobränslena har en mycket stark ställning i värmesektom. För olja och kol är kostnaderna efter skatt nästan tre gånger högre än före skatt.

4.3.4. Ny kondensproduktion

Det har inte byggts kondensanläggningar i Sverige på 20 år (kärnkraft- verken undantagna). '

De beräknade elproduktionskostnaderna för nya kondensanläggningar är baserad på en antagen utnyttjandetid på 6 000 timmar. Bränsle— priserna är desamma som de som har antagits för kraftvärme- anläggningar, förutom gaspriset som här har antagits vara 100 kr/MWh bränsle.

Tabell 4.9 Elproduktionskostnader i nya kondensanläggningar, öre/kWh.

Anläggning Effekt Utan svavelskatt Med svavelskatt MWel och NO,-avgift och NO,-avgift

Kol 600 33 32 Olja 600 32 32 Naturgas 360 28 27

(kombicykel)

Biobränsle 150 51 50

Biokondensanläggningar är tekniskt sett möjliga att upphandla. Dock har ingen anläggning uppförts. Den redovisade kostnaden får därför ses som en grov uppskattning. Tillförseln av biobränslen kan utgöra en restriktion avseende storleken på anläggningen. En mindre anläggning ökar kostnaderna”.

Elproduktion i kondensanläggningar belastas enbart med svavelskatt och kväveoxidavgift. Liksom i övriga fall krediteras anläggningarna kväveoxidavgiften.

12

NUTEK har exempelvis redovisat kostnader på 65 öre/kWh för en 50 MW el biokondensanläggning.

Även i detta fall har beräkningar gjorts där dagens krav (30 mg NO,/MJ bränsle resp. 30 mg S/MJ bränsle) för nya anläggningar halverats. Liksom för nya kraftvärmeanläggningar påverkas elproduktionskostnaderna endast marginellt av de skärpta kraven.

4.3 .5 Ny vindkraft

Elproduktionen i ett vindkraftverk är starkt beroende av placeringen vilket påverkar lönsamheten. Vinden är starkast ute till havs, vid kusten och över slättområden. Vid strandnära lägen kan vinden ha 30 % mer energi än den har någon kilometer längre in i landet. Bl.a. det faktum att det blåser mest vid kusterna har gjort att det uppstått målkonflikter med andra intressen. Enligt Boverket finns få områden för vindkraft tillgängliga utan risk för konflikt med starka allmänna intressen. Är dessa intressen dessutom riksintressen har vindkraften svårt att hävda srg.

I utredningen Läge för vindkraft13 redovisades potentialen för vindkraft på land och i vissa kustnära områden. I utredningen utgick man ifrån vindkraftverk med en effekt på 3 MW, dvs. avsevärt större kraftverk än de som byggs i dag. Innan reducering gjorts för andra anspråk på markanvändning än minimiavstånd till bebyggelse. redovisades en teoretisk potential på 70 TWh. Vindkraftlägena befann sig i kustlänen från Bohuslän till Gävleborg och innehöll en vindenergi på minst 4 000 kWh/m2 och år. Efter att hänsyn tagits till andra anspråk, t.ex. militärens samt riksintressen för naturvård, kulturminnesvård och friluftsliv, återstod vindlägen motsvarande 7 TWh. För lokalisering till havs redovisades en möjlig elproduktionspotential på 20 TWh.

Merparten av de vindkraftverk som nu byggs är i storleksordningen 150 - 600 kW. Produktionskostnaderna kan i bra lägen, med ett energiinnehåll i vinden på 4 000 - 5 000 kWh/m2 och år, uppgå till 30 - 40 öre/kWh.

Mot bakgrund av tillståndsfrågorna kan havsbaserad vindkraft vara lättare att bygga storskaligt än vad landbaserad vindkraft är. Kostnaderna för havsbaserad vindkraft är betydligt högre än för landbaserad. I Danmark pågår sedan år 1991 försök med havsbaserad vindkraft. Den samlade investeringskostnaden har där varit 80 % högre

'3 sou 198832

än för genomsnittliga landbaserade vindkraftverk. NUTEK gör bedömningen att vindkraft år 2005 kan svara för ca 0,2 TWh av elproduktionen.

4.4. Sammanfattning av elproduktions- kostnader

Som tidigare nämnts samkörs elproduktionsanläggningarna 'i Sverige, Norge, Finland och Danmark. De anläggningar som har de lägsta rörliga kostnaderna tas först i drift, därefter de med näst lägsta rörliga kostnader osv. Av tabell 4.10 framgår de kortsiktiga marginalkostnaderna i det befintliga produktionssystemet.

Tabell 4.10 Kortsiktiga marginalkostnader i det svenska elproduktions- systemet, öre/kWh.

Vattenkraft 0,5 - 5 öre/kWh Kärnkraft 5 Kraftvärme 9 - 16 (lägst för kol, högst för biobränslen)

Industriellt mottryck 5 - 9 (lägst för biobränslen, dvs. pappers- och massaindustrins interna bränslen, högst för kol)

Oljekondens 19 - 25 Gasturbiner 42

Källa: NUTEK - Svensk Elmarknad 1995 och Kraftverksföreningen Anm: Inkl. skatter och rörliga avgifter.

1 figurerna 4.3 och 4.4 visas de totala elproduktionskostnaderna för nya kraftvärme- och kondensanläggningar, dvs. fasta och rörliga kostnader.

Figur 4.3 Elproduktionskostnader för nya vatten- och vindkraftverk samt kondensanläggningar, öre/kWh el.

x||

/ = & 10 ___ /—_ X ., — xx: & Gas- Vatten- Kärn- Olje- Kol- Vind- (Bio- kondens kraft kraft kondens kondens kraft kondens)

Utnyttjandetiden har antagits vara 6 000 timmar.

Bränslebaserad elproduktion är belagd enbart med svavelskatt och kväveoxidavgift. Skillnaderna med och utan dessa skatter är marginella. I kärnkraftens kostnad är avgiften för avfall och rivning inkluderad.

Figur 4.4 Elproduktionskostnader för nya kraftvärmeverk, öre/kWh.

60

50 40 30 20

"; lx

Kol Olja Gas Bio Kol Olja Gas Bio utan skatter och avgifter Med skatter och avgifter

Utnyttjandetiden är här 4 500 timmar och värmekrediteringen (dvs. kostnaden för det billigaste sättet att producera värme i en

hetvattencentral) 13,5 öre/kWh värme, vilket motsvarar den rörliga kostnaden i en biobränsleeldad hetvattencentral.

På det fossila bränsle som åtgår för värmeproduktion i ett kraft- värmeverk tas koldioxidskatt samt halv energiskatt ut. Skattebelast- ningen på de fossila bränslena slår därmed igenom på elproduktions- kostnaderna, eftersom det billigaste sättet att producera värme i dag är i en biobränsleeldad hetvattencentral.

På bränsle för elproduktion tas varken energi- eller koldioxidskatt ut. EI beskattas i konsumentledet.

4.5. Tillståndsfrågor

Uppförande (och drift) av anläggningar för kraft- eller värmeproduktion kräver tillstånd i enlighet med ett antal lagar. Den procedur som måste gås igenom innan en anläggning slutligen kan byggas är tidskrävande. Hänsyn till detta måste tas vid planering av ny elproduktionskapacitet. Tillståndsfrågor behandlas utförligare i en separat underlagsbilaga”.

4.5.1. Lagstiftningen

1 första hand är det sex lagar som har - eller kan ha - direkt betydelse för den som vill bygga en ny el- eller värmeproduktionsanläggning.

Lagen ( ] 987.'12) om hushållning med naturresurser m.m. (NRL)

NRL innehåller de grundläggande bestämmelserna om hushållning med den fysiska miljön. Den allmänna utgångspunkten är att marken, vattnet och den övriga fysiska miljön är knappa resurser, som vi måste hushålla med. För att utnyttja resurserna på ett effektivt sätt skall olika intressen vägas mot varandra. NRL är avsedd att ge vägledning vid beslut om hur mark och vatten skall utnyttjas på bästa sätt, så att flera olika intressen kan tillgodoses.

NRL ställer krav på miljökonsekvensbeskrivning exempelvis vid uppförande av stora förbränningsanläggningar.

De områden som av olika skäl är särskilt lämpliga att utnyttja på ett visst sätt för t.ex. rennäring, naturvård, kommunikationer, industriell

'4 Underlagsbilaga 5.

produktion och energiproduktion - kan vara av riksintresse (2 kap. 5 - 9 åå). Områden av riksintresse har ett extra starkt skydd mot annan användning. Om ett område är av riksintresse för flera ändamål som inte går att förena ”skall företräde ges åt det eller de ändamål som på lämpligaste sätt främjar en långsiktig hushållning med marken, vattnet och den fysiska miljön i övrigt” (2 kap. 10 å). Totalförsvarets intressen har dock alltid företräde (2 kap. 10 å).

För att bygga vissa anläggningar krävs enligt NRL tillstånd av regeringen. Tillstånd får ges till etablering av anläggningar som är förenliga med de grundläggande och särskilda hushållningsbestäm- melserna i 2 och 3 kap. NRL och som dessutom är lämpligt lokaliserade från andra allmänna planeringssynpunkter. I normalfallen krävs kommun- fullmäktiges godkännande för att tillstånd skall kunna ges. I vissa undantagssituationer kan regeringen lämna tillstånd utan att kommun- styrelsen har tillstyrkt detta. Inom energiområdet gäller detta för anläggningar för mellanlagring eller slutförvaring av använt kärnämne eller kärnavfall, förbränningsanläggningar, gruppstationer för vindkraft, naturgaslager och anläggningar för miljöfarligt avfall. För att regeringen skall få lämna tillstånd utan att kommunfullmäktige har tillstyrkt måste det dock vara från nationell synpunkt synnerligen angeläget att anlägg- ningen uppförs.

NRL förutsätter en dialog mellan den centrala myndigheten, länsstyrelserna och kommunerna. Länsstyrelserna skall verka för att riksintressen tas till vara i kommunala planer enligt plan- och bygglagen (PBL) och vid mål och ärenden enligt de NRL-anknutna lagarna. NUTEK skall enligt förordningen (19931191) om tillämpning av NRL samråda med länsstyrelserna om vilka områden som är av riksintresse för bl.a. energiproduktion och -distribution. NUTEK skall därefter lämna skriftliga uppgifter till länsstyrelserna om vilka områden som NUTEK anser vara av riksintresse. Länsstyrelserna har i sin tur att bedöma vilka områden de anser vara av riksintresse och att löpande förmedla detta underlag till kommunerna.

NUTEK:s arbete med riksintressen för energiproduktion omfattar hela energiområdet. För vattenkraften har regeringen redan angett de riksintressanta områdena i den s.k. vattenkraftsplanen. NUTEK:s arbete består därför av att bevaka att kommunerna tar hänsyn till riksintresset. För värmekraft har NUTEK formulerat två kriterier för riksintresse - tillgång till hamn och kylvatten. Dessutom är det en fördel om det redan finns järnväg, vägar och kraftledningar i närheten. Då stora delar av kusterna är skyddade från lokalisering av värmekraft enligt NRL, är det

i princip endast de platser där det redan finns tung industri eller kraftproduktion som är aktuella att peka ut som riksintresse. Sjutton lägen är identifierade. Hittills har samråd med länsstyrelserna genomförts för sju av dessa: Brotjorden, Väröhalvön, Karlshamn, Marviken, Oskarshamn, Oxelösund och Forsmarksområdet. För resten av platserna planeras samråd ske under våren 1996.

När det gäller vindkraft har NUTEK under år 1995 arbetat med att formulera lämpliga kriterier för riksintresse. Det viktigaste kriteriet för detta riksintresse är att vindenergitillgången är tillräckligt god. Arbetet, som beräknas vara klart senast under våren 1996, har följts av en referensgrupp, som bestått av bl.a. berörda länsstyrelser. Här kan nämnas att länsstyrelserna inte är överens om hur riksintressebegreppet skall tillämpas. Vissa länsstyrelser anser att riksintresse för vindkraft är ett nödvändigt verktyg för att komma vidare med planeringsfrågoma, medan andra är rädda för att ett alltför allmänt utpekande av riksintressanta områden för vindkraft kan ge negativa effekter. Kommuner kan tveka inför att områden utpekas som riksintresse för vindkraft, eftersom områdets användning för andra ändamål i viss mån begränsas därigenom.

Beträffande energidistribution arbetar NUTEK med områden för anläggningar för el- och gasdistribution. Bestämmelserna om riks- intressen berör i dag huvudsakligen vissa tillkommande anläggningar för eldistribution, men även frågor om områden för anläggningar för gasdistribution studeras av NUTEK.

Lagen (1988:950) om kulturminnen m.m.

Lagen innehåller regler om bl.a. _skydd för fasta fornlämningar. Här beskrivs t.ex. vilka undersökningar som länsstyrelsen kan kräva för att få reda på hur en anläggning kan påverka fornlämningar.

Plan— och bygglagen (198 7.'1 0), PBL

PBL innehåller bestämmelser om planläggning av mark och vatten samt om byggnation. Planläggning skall ske så att den bl.a. främjar en från allmän synpunkt lämplig utveckling (2 kap. 1 & PBL). I 2 kap. 2 & anges att NRL skall tillämpas vid planläggning och ärenden om bygglov. Bebyggelse skall lokaliseras till mark som är lämplig för ändamålet med hänsyn till bl.a. de boendes och övrigas hälsa samt möjligheterna att förebygga vatten— och luftföroreningar samt bullerstörningar (2 kap. 3 €).

I 4 och 5 kap. PBL finns bestämmelser om s.k. översiktsplaner, detaljplaner och områdesbestämmelser. Översiktsplanen skall redovisa bl.a. de ”allmänna intressen som bör beaktas vid beslut om användningen av mark- och vattenområden” och hur kommunen avser att tillgodose riksintressen enligt NRL. Genom en detaljplan ska i kommunen pröva markens lämplighet för bebyggelse. Om tillräcklig reglering har skett genom områdesbestämmelserna behövs dock ingen detaljplan.

Innehållet i översiktsplanen, detaljplanen eller områdesbestämmel- serna kan ha stor betydelse för möjligheterna att bygga nya anläggningar för att producera elkraft. Ett tillstånd enligt miljöskyddslagen får inte strida mot detaljplan eller områdesbestämmelse. Att göra en ny plan, eller ändra en befintlig, är en omständlig procedur som är noga reglerad i PBL. Om en planändring är en förutsättning för att bygga en ny anläggning - vilket det ofta är när det gäller stora förbrännings- anläggningar - kan det påverka projektets ledtid.

Naturvårdslagen ( ] 964.822), N VL

Syftet med NVL är att värna naturvårdens intressen. De s.k. hus- hållningsbestämmelserna i NRL skall dock tillämpas också vid beslut enligt NVL. Lagen innehåller bestämmelser om bl.a. strandskydd, som ofta spelar stor roll för den som vill bygga vindkraftverk.

Miljöskyddslagen (196938 7), ML och miljöskyddsförordningen (1989:364), MF

ML syftar till att skydda människor och miljö från luftföroreningar, buller och andra störningar från fast egendom och fasta anläggningar. Också här gäller NRLzs generella bestämmelser om att mark skall användas på bästa sätt. ML är i planfrågor nära förbunden med PBL. Tillstånd till miljöfarliga verksamheter får inte strida mot detaljplaner eller områdesbestämmelser.

I en bilaga till MF finns en förteckning över de verksamheter som kräver tillstånd enligt ML. I stora drag gäller att för stora anläggningar skall tillstånd sökas hos Koncessionsnämnden för miljöskydd och för mindre anläggningar hos länsstyrelsen. För de minsta anläggningarna räcker det att anmäla anläggningen till kommunens miljö- och hälsoskyddsnämnd eller motsvarande.

Vattenlagen (I983:291), VL

VL innehåller regler om vattenanläggningar och vattenföretag, t.ex. kraftverk. Alla sådana anläggningar kräver tillstånd enligt VL utom när det är uppenbart att inga allmänna eller enskilda intressen skadas. Hushållningsbestämmelserna i NRL skall tillämpas när en ansökan om tillstånd enligt VL prövas.

Vattendomstolen prövar s.k. vattenmål som första instans. Som vattendomstol fungerar vissa tingsrätter. Överrätt i vattenmål (Vatten- överdomstolen) är Svea hovrätt- och sista instans är Högsta domstolen.

I vissa fall är det regeringen som skall pröva om ett vattenföretag skall tillåtas. Detta gäller t.ex. vattenkraftverk med en installerad generatoreffekt på minst 20 MW samt vid vattenregleringar och -överledningar av en viss storlek.

VL innehåller noggranna anvisningar om hur prövningen av vattenmål skall gå till. Ofta krävs olika typer av samråd och utredningar. Det gäller särskilt sådana vattenföretag som skall prövas av regeringen.

4.5.2 Myndigheterna

En rad myndigheter deltar i prövningsprocessema. De viktigaste skall kort nämnas här. ' Kammarkollegiet skall om det behövs föra statens talan i vattenmål för att ta till vara allmänna intressen. ' Kommunen tar fram översiktsplan, områdesbestämmelser och detaljplaner samt prövar ansökan om bygglov. Kommunen tar emot anmälan om vissa mindre anläggningar enligt MF. Kommunen får föra talan i vattenmål för att ta till vara allmänna intressen inom kommunen. ' Koncessionsnämnden för miljöskydd prövar större anläggningar enligt ML. Dessutom är Koncessionsnämnden en viktig remissinstans för regeringen vid prövning av ärenden enligt NRL. ' Länsstyrelsen samråder med kommunen när det gäller översiktsplaner och prövar kommunens beslut om detaljplaner och områ- desbestämmelser för att tillgodose riksintressen. Länsstyrelsen samråder kring och prövar ansökningar som berör bl.a. fasta fornlämningar. Länsstyrelsen prövar dispens från strandskydd och beslutar om eventuella förelägganden och förbud enligt NVL. (I många fall har länsstyrelsen beslutat att delegera denna beslutanderätt till kommunerna.) - Närings- och teknikutvecklingsverket (NUTEK) undersöker vilka områden som är av riksintresse för energiproduktion och -distribution,

samt lämnar förslag till länsstyrelsen. ' Regeringen prövar vissa ärenden enligt NRL (4 kap), VL, PBL och ML.

' Vattendomstolarna prövar vattenmål. Vid sidan av myndigheterna - och de som ansöker om tillstånd - finns en lång rad aktörer som alltid eller ibland har en roll i samband med tillämpningen av de nämnda lagarna. Sakägare (de som besluten på visst sätt angår) har exempelvis rätt att överklaga besluten.

4.5 .3 Miljöbalken

Flera av de lagar som berörts ovan är kopplade till varandra. De s.k. hushållningsreglerna i NRL skall t.ex. beaktas när PBL, VL, ML och NVL tillämpas. Tillstånd enligt ML får inte strida mot detaljplaner eller områdesbestämmelser som är upprättade enligt PBL.

År 1989 fick den s.k. Miljöskyddskommittén i uppdrag att bl.a. sam- ordna de olika lagarna på miljöområdet. År 1993 presenterade kommittén betänkandet Miljöbalk (SOU 199327). I betänkandet föreslogs bl.a. att NVL, ML, NRL och några andra lagar skulle föras samman till en miljöbalk.

Utredningens förslag har inte genomförts. Istället har en ny utredning - Miljöbalksutredningen (Dir. 199434) - tillsatts. Den skall bl.a. undersöka hur också VL skall kunna föras in i en ny miljöbalk. Utredningen skall vara klar till sommaren 1996.

Ett av syftena med miljöbalken var enligt Miljöskyddskommitténs betänkande att effektivisera prövningen enligt de olika lagarna. Det skulle ske genom en samordning av reglerna och procedurerna. Regeringen skulle inte blandas in i prövningsprocessen i andra fall än när ett politiskt ställningstagande behövs.

Miljöskyddskommittén föreslog också att ideella organisationer skulle få generell talerätt i ärenden om tillståndsprövning samt att det skulle inrättas en miljöombudsman med uppgift att behandla klagomål från enskilda. Om förslagen genomförs kan sannolikt i vissa fall tillståndsproceduren ta längre tid och delvis motverka effekten av en rationaliserad lagstiftning.

4.5.4 Några kommentarer beträffande tillstånds- proceduren för lokalisering av ny kraft- produktion

Den procedur som är nödvändig för att få tillstånd till att bygga en ny produktionsanläggning kan vara omständlig och ta lång tid.

Det har ofta framhållits att de nuvarande reglerna och tillämpningen av dem kan vara ett alltför stort hinder för den som vill bygga nya kraftproduktionsanläggningar. [ delbetänkandet Ny elmarknad (SOU 1995: 14) pekade Energikommissionen på de långa tider som ofta krävs för att erhålla tillstånd, liksom på osäkerheten om de förutsättningar under vilka ett eventuellt tillstånd kommer att meddelas. I betänkandet framhölls att det vore värdefullt om tillståndsprocessen kunde förkortas utan att miljö- och säkerhetskraven sänks.

Svårigheten att bygga ut vattenkraften i takt med den s.k. vattenkraftsplanen är en illustration av detta förhållande. Det bör dock påpekas att kraftbalansen har varit god under de senaste åren och att något behov av ny elproduktionskapacitet inte funnits. Konflikten mellan t.ex. miljökrav och krav på att få bygga stora kraftverk har därför sällan ställts på sin spets.

Konflikten mellan kraftproduktion och andra intressen har i stället ofta visat sig vid lokalisering av vindkraftverk. Intresset för att uppföra vindkraftverk har ökat till följd av investeringsstödet och miljöbonusen. [ många fall har byggandet försenats och försvårats på bl.a. grund av att de kringboende klagat.

Det har dock gjorts en del för att förenkla för den som söker tillstånd. Boverket gav exempelvis i mars 1995 ut publikationen ”Etablering av vindkraftverk på land”, som har tagits fram i samarbete med Naturvårdsverket och NUTEK. Vidare har flera länsstyrelser tagit fram riktlinjer och föreskrifter för hur de skall tillämpa t.ex. naturresurslagen och naturvårdslagen vid lokaliseringar av vindkraftverk.

Som nämnts finns farhågor för att tillståndsproceduren kan bli ett allvarligt hinder för nya produktionsanläggningar, framför allt i en situation där kärnkraften avvecklas och betydande behov av ny produktionskapacitet uppstår. I huvudsak har två problem framhållits. Det ena är den, som den uppfattas, långdragna proceduren för prövning av tillståndsärenden. Detta problem torde delvis vara möjligt att reducera genom ett väl förankrat projekt i kommunen. Införandet av en'miljöbalk kan underlätta proceduren, vilket dock möjligen kan motverkas om ideella organisationer får talerätt.

Ett mer principiellt problem tycks vara hur prövningen är organise- rad. Inte minst har anförts att kommunerna och länsstyrelserna inte är

tillräckligt intresserade av att få nya produktionsanläggningar.uppförda. Ofta finns skilda uppfattningar - även politiska sådana — vilket leder till att ärendehanteringen kan komma att ta lång tid.

Sammanfattningsvis är det troligt att tillståndsprocessen kan ha en negativ inverkan på möjligheterna att snabbt få fram ny produktions- kapacitet. Är projekten förankrade i den politiska beslutsprocessen bör detta problem kunna reduceras kraftigt. Om få kommuner accepterar att nya stora anläggningar byggs inom dess gränser ökar sannolikheten för att tillstånd till slut måste ges i strid med kommunens uppfattning.

5. Kärnkraft

I detta kapitel ges en översiktlig bild av kärnkraften, med tonvikten lagd på de svenska kärnkraftverken. 1 avsnitt 5.1 behandlas ägarstrukturen bakom kärnkraftverken. Principerna bakom säkerhetsarbetet behandlas i avsnitt 5.2. Därefter ges en uppskattning av dagens och morgondagens produktionskostnader i avsnitt 5.3. Vidare behandlas i avsnitt 5.4 den svenska avfallshanteringen samt de planer som finns avseende stängning och rivning av kärnkraftverken. Lagstiftningen beträffande atom- ansvarighet beskrivs i avsnitt 5.5 och kärnkraftens situation internationellt i avsnitt 5.6. I det sista avsnittet ges en kort översikt över utvecklingen internationellt avseende ny kärnkraftteknik.

Miljöeffekter och frågor om risker med kärnkraften beskrivs i kapitel 1 1 som behandlar energisystemets risker och miljöeffekter.

5.1. Reaktorema och deras ägare

De svenska kärnkraftverken togs i kommersiell drift under perioden 1972 - 1985. Kärnkraften utgör, tillsammans med vattenkraften, basen i det svenska elproduktionssystemet och svarar under ett normalår för ca hälften av produktionen. År 1994 var elproduktionen i kärnkraftverken drygt 70 TWh. År 1993 var produktionen endast 58,9 TWh, vilket berodde på såväl riklig vattentillgång som långa avställningsperioder för några reaktorer.

De svenska kärnkraftsreaktorerna är lättvattenreaktorer av två typer, kokarvattenreaktorer (BWR) och tryckvattenreaktorer (PWR). Ringhals 2, Ringhals 3 och Ringhals 4 är tryckvattenreaktorer. Övriga reaktorer är av kokarvattentyp. Kokarvattenreaktorerna är samtliga av svensk konstruktion, ABB Atom, medan tryckvattenreaktorema är amerikanska, Westinghouse. Tabell 5.1 visar bl.a. ålder och storlek på reaktorerna.

Tabell 5.1 De svenska kärnkraftverken.

Block Kom- Urspr. Effhöjn. Aktuell Tillst.

mersiell effekt är effekt t.o.m' drill MW,, MWCl (netto) Barsebäck 1 1975 570 1985 600 - Barsebäck 2 1977 570 1985 600 2010 Forsmark 1 1980 900 1986 970 2010 Forsmark 2 1981 900 1986 970 2010 Forsmark 3 1985 1050 1989 1155 2010 (1996) Oskarshamn 1 1972 440 - 440 - Oskarshamn 2 1975 575 1982 605 - Oskarshamn 3 1985 1050 1989 1160 2010 (1996) Ringhals ] 1976 750 1989 795 - (1996) Ringhals 2 1975 800 1989 875 30/6 1997 Ringhals 3 1981 915 - 915 2010 Ringhals 4 1983 915 - 915 2010 Summa effekt 10 040

' Tillstånden är givna utifrån termisk effekt, årtal inom parentes avser effekthöjningsdel. - Avser drifttillstånd utan tidsbegränsning R2 bytte ånggeneratorer år 1989. Ånggeneratorbyte planeras år 1995 på R3. 01 renoveras 1993 - 1995

Ringhals ägs av Vattenfall AB, som är helägt av svenska staten. Forsmark ägs av Forsmarks Kraftgrupp AB, bakom vilket Vattenfall AB står med 75 % av aktiekapitalet. Övriga aktieägare är huvudsakligen Stockholm Energi, Gullspångs Kraft, Stora Kraft, Skellefte Kraft, Sydkraft samt Karlstads kommun. Oskarshamnsverket ägs av OKG AB, i vilket bolag Stockholm Energi, Gullspångs Kraft, Stora Kraft, AB Skandinaviska Elverk, Karlstads kommun och Sydkraft är aktieägare. Sydkraft är största enskilda ägare i OKG AB med nära 55 % av aktiekapitalet. Barsebäck ägs av Barsebäck Kraft AB som är helägt av Sydkraft AB. Sydkraft AB ägs i sin tur av kommuner, pensionsfonder och försäkringsbolag, företag, enskilda och organisationer. Cirka en tredjedel av aktiekapitalet ägs av utländska företag.

5.2. Säkerhetsarbetet

Ett väl fungerande och aktivt säkerhetsarbete, vad gäller såväl statusen på tekniska komponenter som säkerhetskulturen vid anläggningarna, är av utomordentlig betydelse för att olyckor, med utsläpp av radioaktivitet som följd, i största möjliga utsträckning skall kunna undvikas.

Olyckor, incidenter och ökad kunskap har medfört successivt skärpta krav på anläggningarna. Exempel på detta är de filteranordningar som byggdes på de svenska kärnkraftverken som en följd av Harrisburgolyckan. Filteranordningama skall tillse att inte mer än 0,1 % av de totala radioaktiva ämnena i reaktorhärden släpps ut vid en olycka. I kapitel 1 1 ges en kort beskrivning över några reaktorolyckor som har inträffat i världen under den tid kärnkraftverk har varit i drift. Olyckorna har i många fall tydliggjort brister i säkerhetsrutiner och teknik samt visat på effekter som tidigare inte varit kända och som föranlett skärpningar av säkerhetskraven.

De svenska kärnkraftsföretagen har regeringens tillstånd att bedriva kärnteknisk verksamhet. De ursprungliga tillstånden gavs enligt lagen (1956:306) om rätt att utvinna atomenergi m.m. (atomenergilagen). Nya tillstånd för att uppföra kärnkraftverk får, enligt lagen (198413) om kärnteknisk verksamhet (kärntekniklagen), inte ges. Drifttillstånd får återkallas endast på grund av starka säkerhetsskäl.

Enligt 6 & kämtekniklagen är det förbjudet att utarbeta konstruktionsritningar, beräkna kostnader, beställa utrustning eller vidta andra sådana förberedande åtgärder i syfte att inom landet uppföra en kärnkraftsreaktor. Enligt 25 & kämtekniklagen kan den som med uppsåt eller av oaktsamhet bryter mot 6 & dömas till böter eller fängelse i högst två år.

5.2.1. Utgångspunkter för säkerhetsarbetet

Säkerheten vid kärnkraftverken och övriga kärntekniska anläggningar övervakas av Statens kämkraftinspektion (SKI) som också utövar tillsyn över behandling och lagring av kärnavfall vid kärnkraftverken, mellanlagring av använt bränsle samt slutförvaring av radioaktivt driftavfall vid Slutförvaret för radioaktivt driftavfall (SFR) i Forsmark.

Det säkerhetsmässiga underlaget utgörs av bl.a. en säkerhets— redovisning, Final Safety Analysis Report (FSAR), som kan sägas ge en beskrivning av den säkerhetsnivå som anläggningen måste hålla för att få drivas. För driften gäller av SKI fastställda säkerhetstekniska föreskrifter samt regler om vilka händelser som skall rapporteras till

SKI. Om SKI finner det påkallat av säkerhetsskäl kan SKI omedelbart stänga en reaktor. Det finns också föreskrifter om hur ofta och på vilket sätt som komponenter skall kontrolleras och provas.

Strålskyddet övervakas av Statens strålskyddsinstitut (SSI). För utsläpp av radioaktivitet till luft och vatten finns, liksom för dosbelastning för anställda vid kärnkraftverken, av SSI fastställda gränsvärden.

Säkerhetsarbetet bygger på kvalitetskrav på konstruktion, drift och underhåll av reaktorerna för att förebygga driftstörningar som kan hota säkerheten. Grundläggande säkerhetsfunktioner avser reaktorns kylning, avstängning, inneslutning samt bortförsel av den producerade restvämten efter avstängning. Flera skydds- och säkerhetssystem finns för att hindra att eventuella driftstörningar skall leda till haverier. De senast byggda reaktorerna bygger, jämfört med de äldre reaktorerna, på säkerhetsmässigt robustare konstruktionsprinciper och en högre grad av redundas (flera system som fungerar oberoende av varandra), funktionsuppdelning och fysisk separation mellan olika system. En lägre grad av redundans hos de äldre reaktorerna kompenseras i viss utsträckning av att säkerhetsfunktioner, till följd av säkerhetsförbättringar som vidtagits under åren, kan fullgöras av system med olika konstruktion. En sådan ökad diversifiering minskar den känslighet som redundanta system med identiska komponenter har, där samtidiga fel kan uppstå hos komponenterna.

Vid en sammanvägd bedömning av säkerhetsnivån i äldre och yngre reaktorer har SKI kommit till slutsatsen att de angivna skillnaderna tenderar att uppväga varandra, särskilt om man ser till den osäkerhet som kan finnas i analysmetoden.

SKI anser att det är faktorer som säkerhet, ekonomi och miljö som bör avgöra när ett kärnkraftverk bör tas ur drift. Det stora flertalet lättvattenreaktorer i världen har varit i drift kortare tid än 20 år. Det finns därmed vissa kvarstående osäkerheter om mekanismer som skulle kunna begränsa den säkerhetsmässiga och ekonomiska livslängden. Enligt SKI kan dock inte några tekniska begränsningar som skulle kunna minska möjligheterna att genomföra reparations- eller renoveringsinsatser förutses. Däremot kan man anta att sådana insatser i vissa situationer inte skulle anses vara motiverade av ekonomiska skäl. Den aktuella reaktorn skulle då i stället stängas.

Årlig redovisning av säkerhetsläget till regeringen

SKI har tillsammans med SSI i uppdrag att årligen till regeringen redovisa drifts- och säkerhetsläget vid kämkraftsanläggningarna. Den senaste redovisningen gjordes i december 1995. Genomgången här bygger på 1994 års redovisning.

Utgångspunkterna för redovisningen är dels den säkerhetsnivå som redovisades när tillstånd gavs av regeringen, dels de tilläggskrav som regeringen och SKI därefter har ställt. Därutöver skall reaktorägarna och SKI sträva efter att förbättra säkerheten så långt som det rimligen är möjligt. En viktig bedömningsgrund i detta arbete är den säkerhetsnivå som anses rimlig att nå vid tillämpning av de säkerhetsprinciper som angivits av FN:s internationella atomenergiorgan, IAEA. Denna säkerhetsnivå uppnås enligt SKI i de svenska reaktorerna.

De analysmetoder som användes då reaktorerna byggdes var inte så väl utvecklade som dagens är. De senaste årens händelser, exempelvis de problem med extempumpsreaktorema som uppdagades år 1992 och som ledde till avställning av fem reaktorer, och den renovering som genomförs på Oskarshamn 1, har pekat på behovet av en grundlig genomgång av konstruktionsanalysema, i första hand för de äldre reaktorerna. Sådana konstruktionsgenomgångar har påbörjats och beräknas vara klara år 1998. Resultaten av dessa kan enligt SKI peka på behov av ytterligare säkerhetsförbättringar.

[ redovisningen pekas också på vikten av att verksamheten hanteras på ett sätt som befrämjar säkerheten. Inträffade händelser och SKI:s inspektioner har pekat på brister i samspelet människa-teknik- organisation. Till de faktorer som visat sig bidra till dessa brister, kan nämnas brister i kompetens, samarbete och kommunikation mellan individer och grupper, eller organisatoriska brister, inklusive otillräcklig utveckling och implementering av kvalitetssystem. Enligt SKI finns dock en i grunden god säkerhetskultur och en medveten satsning för att förbättra samspelet människa-teknik-organisation.

Kraftbolagen är skyldiga att rapportera vissa typer av händelser och omständigheter till SKI. Rapporteringen har under de senaste fem åren legat på en hög nivå, kring 350 - 450 rapportervärda omständigheter per år. SKI anser att erfarenhetsåterföringen fungerar mycket väl mellan kraftföretagen och myndigheten. Det bör påpekas att rapportervärda omständigheter inte är synonymt med tekniska problem.

Under den redovisade perioden, efter revisionsavställningarna 1993 fram till revisionsavställningarna 1994, inträffade totalt fem incidenter som klassades som 1 på lNES-skalan.l Totalt under år 1994 inträffade åtta händelser, av vilka en klassades som 2.

Antalet snabbstopp i de svenska reaktorerna har under lång tid legat på en konstant låg nivå. mellan 0 och 2 snabbstopp per reaktor och år.

5.2.2. Kärnkraftverkens åldrande

Också ett kraftverk åldras. Säkerheten är beroende av komponenternas status. Av den anledningen kontrolleras och byts komponenter ut allteftersom deras funktion nedsätts. Nedsatt funktion kan bero på flera faktorer, såsom exempelvis utmattning och krypning i metalliska material, angrepp i form av korrosion, slitage och erosion samt åldrande. Det kan vara värt att kort förklara skillnaden mellan livslängd och åldrande.

Den tekniska livslängden är förknippad med den förväntade livslängden hos vissa komponenter. Komponenterna i ett kärnkraftverk dimensioneras, liksom i andra kraftverk eller processindustrier, mot bl.a. utmattning. Med detta menas att vissa kritiska komponenter, exempelvis reaktortanken i ett kärnkraftverk, har dimensionerats för att klara ett visst förväntat antal belastningsvariationer som kan uppträda under driften. De svenska kärnkraftverken har dimensionerats för det antal belastningsvariationer, transienter, som förväntades uppträda under en 40-årsperiod. Från det antagna antalet transienter avräknas verkligt uppkomna transienter, till exempel snabbstopp. Det verkliga utfallet avseende antalet snabbstopp har hittills varit lägre än vad som antogs vid dimensioneringen.

Materialen och komponenterna utsätts även för annan påverkan. Bestrålning gör att materialen blir sprödare. Isolering på elkablar kan

INES-skalan (International Nuclear Event Scale) är en sjugradig skala som används för att beskriva hur allvarlig en händelsen är, där ] betecknar den minst allvarliga. Händelser under 1 kan dock klassificeras. Vid händelser som klassas över 3 har skador på härden inträffat. Händelsen i Three-Mile- Island klassades som 5 och Tjernobyl som 7. Igensättningen av silama i Barsebäck år 1992 klassades som 2

genom miljöpåverkan få försämrade egenskaper. Korrosion på metalliska material kan innebära bl.a. godsförtunning och sprickbildning. Ett exempel på det senare är den spänningskorrosion som har inträffat i ånggeneratortuber och som lett till byte av ånggeneratorer på Ringhals 2 och Ringhals 3.

Den ekonomiska livslängden är tiden från det att anläggningen togs i drift till dess att den varaktigt tas ur drift p.g.a. att den inte längre är lönsam att driva. Med tiden kommer vissa renoverings- och förnyelse- åtgärder av ekonomiska skäl inte att vara motiverade att genomföra. Den aktuella reaktorn ställs då i stället av.

Produktionskapaciteten hos en anläggning avtar generellt med ökande ålder. Underhåll och modernisering kan uppskjuta denna utveckling. Anläggningen kan också bli föråldrad genom att kraven på den skärps. Åldrande kan definieras som den successiva minskningen av skillnaden mellan prestationsförrnåga och krav.

Enligt Kraftverksföreningen har kostnaden för underhåll och modernisering hittills uppgått till i medeltal 200 miljoner kronor årligen per reaktor. Detta motsvarar ca 2 - 4 öre/kWh och år. Åren 1988 och 1989 var kostnaderna högre p.g.a. ombyggnad av inneslutnings- funktionen samt ånggeneratorbytet på Ringhals 2. Enligt kärnkrafts— företagen är det ekonomiska utrymmet för underhållsinsatser stort i jämförelse med kostnaderna för alternativa sätt att producera el. En fastställd tidpunkt för nedläggning eller behov av mycket stora ombyggnader, kan väntas innebära att det ekonomiska utrymmet för säkerhetsbevarande åtgärder minskar. Detta kan innebära återkallelse av tillstånd om SKI anser att säkerhetskraven inte uppfylls.

5 .3 Produktion och kostnader

Redovisade kostnader

De totala kostnaderna för att producera el i ett kraftverk beror på bl.a. avskrivningar och räntor, kostnader för drift och underhåll, bränslepris och verkets tillgänglighet. Tillgängligheten anger hur stor del av året verket kan användas. Eftersom det krävs underhåll och service, och eftersom konstruktionen av kärnkraftverken är sådan att de måste stängas av vid bränslebyte, minskas tillgängligheten med den tid detta tar. För svenska kärnkraftverk brukar avställningsperioden ligga på tre till fyra veckor per år. Tillgängligheten är därmed maximerad till högst ca 92 %. I praktiken är tillgängligheten för hela beståndet något lägre och har under den senaste tioårsperioden legat på i genomsnitt mellan

75 och 90 % för kokarvattenreaktorerna. För tryckvattenreaktorema är motsvarande siffra 55 85 % för Ringhals 2 (generation 1) respektive 80 - 90 % för Ringhals 3 och 4 (generation 2).

Eftersom det svenska elproduktionssystemet består huvudsakligen av vattenkraft och kärnkraft, där vattenkraftens rörliga kostnader är mycket låga, nedregleras kärnkraftverken vid riklig vattentillgång. Den verkliga produktionen i kärnkraftverken kan därför bli lägre än den möjliga. Verken kan vara tillgängliga för drift utan att utnyttjas fullt ut. Produktionen i de svenska kärnkraftsreaktorerna har de senaste tio åren legat i genomsnitt kring 66 TWh. I figur 5.1 visas historisk och, av Kraftverksföreningen angiven, möjlig framtida tillgänglighet och produktionsförmåga, baserad på en livslängd hos reaktorerna på 40 år.

Figur 5.1 Historisk och framtida möjlig produktion (enligt Kraftverksföreningen) vid en 40-årig livslängd.

% TWH IAR 100 100 90 90 80 . w.so 70 .. 70 50 60 50 50 40 ... .. 40 '" ;Franifld'a tillgänglig 30 . . . energl 30 20 DHlstorlsk tlllgängllg 20 ' "” energl | 10 _ +T|Ilgängllghetsfaktor 7.10

0 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012 2017 2022

Produktionskostnaderna för ett kärnkraftverk fördelar sig på följande . poster (tabell 5.2), exemplifierade av de totala kostnaderna för el producerad i Forsmark år 1994.

Tabell 5.2 Elproduktionskostnader i Forsmark 1994.

Kostnadstyp Kostnad Andel öre/kWh % Finansiella kostnader 4,7 28 Avskrivning enl. plan 3,1 19 Drifts- och andra 4,1 25 rörelsekostnader Bränsle 2,5 15 Avgifter för avfall 2,1 13 och rivningZ Summa 16,5 100

[ kostnaderna ingår den särskilda skatten på kämkraftsel, som för närvarande är 0,2 öre/kWh. Den 1 januari 1996 höjs skatten till 1,2 öre/kWh. Produktionskostnaderna i Forsmark uppgick år 1994 till 16,5 öre/kWh. År 1993 var kostnaderna, till följd av en lägre produktion, 19 öre/kWh. De uppskattade produktionskostnaderna för varje enskild reaktor under den senaste tioårsperioden redovisas i en separat underlagsbilaga3. Där framgår att kostnaderna skiljer sig ganska kraftigt mellan reaktorerna. Genomsnittskostnaden i öre/kWh för respektive kärnkraftverk år 1994 visas i tabell 5.3.

2 Storleken på avgiften baseras på antaganden om kostnader för rivning och slutligt omhändertagande av anläggningarna, utgående från en driftperiod på 25 år. Om en anläggning drivs längre än så, väntas avgiften minska till att endast omfatta kostnader för den tillkommande avfallsmängden.

3 Underlagsbilaga 8

Tabell 5.3 Genomsnittliga produktionskostnader i svenska kärnkraftverk år 1994, öre/kWh el.

Drift Avskrivning Totalt

och ränta öre/kWh Barsebäck 12,7 1,9 14,5 Forsmark 8,6 7,8 16,5 OskarshamnI 12 9,5 21,5 Ringhals 9,5 3,8 13,3

Anm: ]) Exkl. Oskarshamn 1 som var avställd Källa: Se fotnot 3.

En del av driftskostnaderna härrör från gemensamma funktioner på varje anläggningsplats och är därmed oberoende av reaktorns storlek. Detta kan vara en bidragande orsak till att driftskostnaden per kWh är lägre i Forsmark och Ringhals än i Barsebäck och Oskarshamn - den installerade effekten är större i Forsmark och Ringhals.

Driftskostnaderna, dvs. kostnaderna för bränsle, avgifter samt drift och underhåll, varierade år 1994 från 8,1 respektive 8,2 öre/kWh för de största och nyaste reaktorerna, Oskarshamn 3 och Forsmark 3, till 13,3 öre/kWh för Barsebäck 2. Av driftskostnaderna utgör en viss del sådana kostnader som uppstår även om verket inte körs under en period. Hit hör exempelvis kostnader för personalen. De helt rörliga drifts— kostnaderna är de som enbart är relaterade till driften av anläggningen, dvs. kostnader för bränsle, skatt och avgiften för avfallshantering och rivning. Dessa kostnader uppgår till ca 4,5 - 5 öre/kWh el.

De totala kostnaderna, dvs. rörliga och fasta kostnader. är högst för Oskarshamn 3 och Forsmark 3, eftersom de är nyare och har högre finansiella kostnader. De totala kostnaderna varierade mellan 19 respektive 20 öre/kWh för Oskarshamn 3 och Forsmark 3 ned till ca 13 öre/kWh för Ringhals 2.

Beträffande kostnadsutvecklin gen kan konstateras att kostnaderna för några, men inte alla, reaktorer har sjunkit under tioårsperioden (realt i 1995 års penningvärde).

I jämförelse med den produktion som förutsattes vid starten av det svenska kärnkraftsprogrammet har en prestandahöjning skett med totalt ca 15 TWh/år. Denna ökning kan hänföras till dels effektökning, dels högre tillgänglighet. Det finns möjligheter till ytterligare effektökningar.

Enligt uppgift från Vattenfall AB varierar de nödvändiga åtgärderna, och därmed kostnaderna, för sådana prestandahöjningar. Exempel på insatser för att öka prestanda är höjning av reaktorhärdens effekttäthet samt ökning av kapaciteten för turbin- och generatoranläggningar. Kapitalkostnaderna för sådana åtgärder varierar enligt Vattenfall AB mellan 500 och 15 000 kr/kW.

Kostnader för att bygga och driva nya kärnkraftverk kan, med utgångspunkt i uppgifter för den nyligen projekterade femte finska kärnkraftsreaktorn, grovt uppskattas till drygt 30 öre/kWh.

F ramlida produktionskostnader.

Inledningsvis måste understrykas att den framtida kostnadsutvecklingen för kärnkraftverk är osäker. Vid bedömningar av kostnadsutvecklingen blir antaganden om bl.a. kämkraftverkens framtida tillgänglighet betydelsefulla. De flesta lättvattenreaktorer i världen är yngre än 20 år och det statistiska underlaget för jämförelser är således mycket begränsat. Det fanns vid utgången av år 1994 totalt nio lättvatten- reaktorer som varit i drift längre än 25 år4. Energitillgängligheten hos dessa varierade enligt statistik från IAEA mellan 48 och 87 %, med medelvärdet 75 %. Vidare finns ett 20-tal gaskylda reaktorer som nått motsvarande ålder.

Som nämnts tidigare kan, enligt SKI, för närvarande inga tekniska begränsningar förutses, som skulle minska möjligheterna att genomföra reparations- eller renoveringsinsatser. Den genomgång av konstruktionsförutsättningarna för reaktorerna som nu genomförs kan möjligen ändra denna bedömning.

Även om det inte kan anges någon egentlig högsta tekniska livslängd för en kärnkraftsreaktor kommer det med tiden att visa sig att någon nödvändig renoveringsåtgärd inte är motiverad av ekonomiska skäl. Den aktuella reaktorn kommer då att ställas av. Det är således säkerhetsbedömningar i kombination med ekonomiska avgöranden som bestämmer reaktorns faktiska livslängd.

Tillgängligheten beror på den status som komponenterna i kärnkraftverket har, dvs. på underhålls- och reinvesteringar.

Eventuella prisökningar på uran kan inte väntas få något stort

4 Fem i USA och en vardera i Schweiz, Tyskland, Spanien och Neder- länderna.

genomslag på elproduktionskostnadernas. Bränslets andel av produktionskostnaderna är som framgått av tabell 5.2 låga (ca 15 %). Detta kan jämföras med andra elproduktionsanläggningar, som t.ex. ett gaskraftverk där bränslets kostnadsandel utgör mer än hälften av de totala produktionskostnaderna.

Kraftverksföreningen hävdar att det är möjligt att driva kärnkraft- verken till 40 års ålder med en tillgänglighet på i genomsnitt 85 %. Detta motsvarar en sammanlagd produktionsförmåga på 70 - 75 TWh/år fram till år 2015. Därefter sjunker produktionen allt eftersom anlägg- ningarna tas ur drift. I denna tillgänglighetsbedömning har beaktats en minskad produktion till följd av förlängda avställningsperioder (två månaders extra avställning vart femte driftår från det att anläggningen fyllt 20 år) samt en omfattande modernisering under anläggningens sista 15 driftår (två till sex månaders avställning).

De rörliga produktionskostnaderna varierar, som framgått tidigare, mellan ca 8 och 13 öre/kWh. För att upprätthålla bl.a. säkerhet och produktionsförmåga krävs (förutom drift- och underhållsinsatser) investeringar för modernisering och förnyelse. Det är inte möjligt att ange när dessa investeringar kommer att behöva göras, men branschen uppskattar att kostnaderna sammanlagt kommer att motsvarar 1 - 3 öre/kWh och år (utslaget över reaktorernas drifttid upp till 40 år). Efter 25 års drift har de ursprungliga kapitalkostnaderna skrivits av. Kostnaden för rivning av kärnkraftverket och hanteringen av det använda bränslet som genererats under de 25 åren har betalats genom avgiften. Drivs kärnkraftverket längre än 25 år, är det endast kostnaden för hanteringen av ytterligare använt bränsle som kommer att tas ut. Denna kostnad uppskattas till ca 0,5 öre/kWh. Enligt branschen uppgår i detta skede, dvs. efter 25 års drift av en anläggning, de rörliga produktionskostnaderna (där investeringar för modernisering och förnyelse inkluderats) till 8 - 10 öre/kWh, som genomsnitt för samtliga reaktorer. I figur 5.2 illustreras schematiskt den framtida kostnadsbilden.

5 Under 1980—talet förekom en stor överproduktion av uran. De lager som byggdes upp motsvarade ca 2 - 3 års världsförbrukning. Överutbudet betas nu av. Kostnaderna för uran utgör ca 30 % av bränslekostnaden. Eftersom kostnaden för uran därmed endast utgör en liten del av den totala elproduktionskostnaden, skulle också en kraftig prisökning få ett litet genomslag. Kämvapen-plutonium skulle kunna används i kämkraftsreaktorer om det blandas in i kärnbränslet.

Figur 5.2 Utveckling och sammansättning av framtida kostnadsutveckling. Principskiss.

Kost- nader

Övriga driftkostnader ;

Tid +

I beräkningar avseende bl.a. samhällsekonomiska konsekvenser av en kämkraftsavveckling (se kapitel 15) ingår bl.a. de kostnader som kan undvikas vid en kärnkraftsavveckling. Kostnader för bränsle samt drift- och underhåll är därvid att betrakta som undvikbara. Kostnader för redan gjorda investeringar måste däremot betalas oavsett om kärnkraftverket drivs eller inte. Framtida investeringar är att betrakta som undvikbara. Avgiften för rivning och hantering av avfallet är beräknad utifrån en drifttid om 25 år och måste betalas även om en anläggning stängs före 25 års drifttid. Vissa funktioner på en anläggningsplats kan vara gemensamma för flera reaktorer. Exempel på detta är brandskydd och bevakning. Om en reaktor läggs ned övervältras kostnaden på de övriga reaktorer som fortfarande är i drift.

Konsekvensberäkningar, baserade på material från bl.a. kärnkraftföretagen, har gjorts för två genomsnittliga kostnadsnivåer under reaktorernas drifttid, 10 resp. 12 - 15 öre/kWh. I det senare fallet antas kostnaderna öka med tiden. Utvecklingen avseende tillgängligheten hos anläggningen är som konstaterats inledningsvis av stor betydelse i sammanhanget och är naturligtvis svår att förutsäga. Bland annat osäkerheten kring möjligheten att bibehålla tillgängligheten på en hög nivå har motiverat att beräkningar har genomförts med skilda kostnadsantaganden.

Beräkningarna redovisas i kapitel 15.

5 .4 Kärnavfall

Avfallshanterin gen beskrivs utförligt i separat underlagspromemoria om kärnkraftö.

Kärnkraftsföretagen har ansvar för att vidta de åtgärder som behövs för att på ett säkert sätt hantera och slutförvara använt kärnbränsle och radioaktivt avfall. De svenska kärnkraftsföretagen har bildat ett gemensamt bolag, Svensk Kärnbränslehantering AB (SKB) med uppgift att genomföra detta arbete. SKB tar även, via Studsvik AB, hand om radioaktivt avfall från sjukhus, industrier och forskning.

Regeringen har att fatta beslut om formerna för slutförvar. Ännu är det inte beslutat hur avfallshanteringen kommer att utformas.

5.4.1. Kämavfallshanteringen i Sverige

Utgångspunkterna för SKB:s planer och för utformningen av avfallshanteringen är att kortlivat avfall skall deponeras snarast efter det att det uppstår. Använt bränsle däremot planeras att mellanlagras i minst 30 år innan det placeras i slutförvar. Därigenom begränsas värme— utvecklingen i Slutförvaret. Övrigt långlivat avfall deponeras i anslutning till slutdeponeringen av använt kärnbränsle.

Visst lågaktiv! avfall förbränns i Studsvik, deponeras vid kärnkraftverken, friklassas eller förs till Slutförvaret för radioaktivt driftavfall (SFR) i Forsmark. SFR skall kunna ta hand om allt radioaktivt driftavfall från de svenska reaktorerna. Till SFR kommer även driftavfallet från CLAB (det centrala mellanlagret för använt kärnbränsle i Oskarshamn) samt radioaktivt avfall från sjukhus m.m. SFR planeras att byggas ut för att kunna ge plats för kommande rivningsavfall.

Det högaktiva långlivade avfallet utgörs huvudsakligen av det använda kärnbränslet. Det högaktiva avfallet skall enligt SKB:s plan mellanlagras i CLAB och därefter föras till slutlig förvaring 500 meter ned i berget. Där skall avfallet isoleras från all kontakt med människor, nu levande och kommande, och deras miljö. Efter uppskattningsvis 100 000 år har radioaktiviteten klingat av till en nivå som motsvarar den i en rik uranmalm. Det finns ännu inga beslut om var detta slutliga

6

Underlagsbilaga 2.

förvar skall ligga. Inkapslingsanläggningen planeras av SKB att bli lokaliserad vid CLAB.

Slutförvaret skall konstrueras så att det efter en viss tid inte kräver tillsyn. Dock förutses att förvaret kan vara tillgängligt för exempelvis reparation eller ändring.

Vid drift av samtliga reaktorer till och med år 2010 erhålls en total bränsleförbrukning på ca 7 810 ton uran, varav 6 020 ton från BWR och 1 790 ton från PWR. Den totala elproduktionen uppgår i detta fall till ca 2 000 TWh.

Utöver det använda bränslet tillkommer låg- och medelaktivt driftavfall från kärnkraftverken, CLAB och inkapslingsanläggningen samt rivningsavfall från rivning av kärnkraftverken. Dessutom tillkommer små mängder bränsle från bl.a. Ågestareaktorn.

De framtida kostnaderna för avfallshanteringen från och med januari 1995 beräknas av SKB uppgå till 46 miljarder kronor förutsatt att samtliga reaktorer drivs till år 2010.

Kostnaderna för avfallshanteringen efter 25 och 40 års drift per reaktor beräknas av SKB till 43,3 respektive 52,7 miljarder kronor.

Till och med år 1994 har ca 9,7 miljarder kronor i löpande penningvärde förbrukats. En stor del av dessa kostnader gäller investering i och drift av CLAB (2,8 miljarder kronor t.o.m. år 1994), SKB:s forskning, administration, information etc. (1,7 miljarder kronor) och upparbetning (3,2 miljarder kronor)7.

5.4.2. Finansiering av kämavfallshanteringen, inklusive rivning av kärnkraftverken

Den grundläggande principen är att kostnaderna för hanteringen av kärnkraftens restprodukter skall bäras av kämkraftproduktionen. Det ekonomiska ansvaret åvilar kärnkraftsföretagen. Finansieringen sker genom att en avgift tas ut på elproduktionen i kärnkraftverken och fonderas. På detta sätt säkerställs att medel kommer att finnas tillgängliga för finansiering av de åtgärder som enligt kämtekniklagen och lagen (1992:1537) om finansiering av framtida utgifter för använt kärnbränsle m.m. (finansieringslagen) skall ombesörjas av kärnkrafts- företagen. Företagens skyldigheter kvarstår till dess att de har fullgjorts

7 I slutet av 1970—talet var utgångspunkten för avfallshanteringen att det

använda kärnbränslet skulle upparbetas. Metoden övergavs dock är 1980. Kostnaden avser de upparbetningskontrakt som numera är sålda.

eller befrielse från dem har medgetts även om ett tillstånd återkallas eller ett tillstånds giltighetstid går ut. Avgiften skall täcka kostnaderna för hantering och slutförvaring av i reaktorn använt kärnbränsle, avveckling och rivning av reaktoranläggningen samt den forsknings- och utvecklingsverksamhet som krävs för detta.

Avgiften skall också täcka statens kostnader för vissa ändamål, bl.a. tillsyn och kompletterande forskning. Avgiften betalas till SKI, som sätter in avgiftsmedlen på räntebärande konton i Riksbanken. Det är också SKI som beslutar om utbetalning till reaktorinnehavama för de ändamål som anges i finansieringslagen.

Merparten av de beräknade kostnaderna för omhändertagande av kämavfallet är fasta och avgiften är beräknad efter en drifttid för reaktorerna på 25 år. Skulle en reaktor gå längre tid än så, minskar det årliga avgiftsbehovet eftersom endast kostnader för lagring och hantering av ytterligare använt kärnbränsle tillkommer. Kraftverks- föreningen uppskattar att avgiften skulle minska med 1,5 öre/kWh.

Den årliga avgiften bestäms med ledning av kostnadsberäkningar som reaktorinnehavama ger in till SKI. Vid beräkningen bedöms den framtida reala avkastningen på medlen.

Avgiften varierar mellan kämkraftsblocken. Sedan år 1984 har den legat på samma genomsnittliga nivå, 1,9 öre/kWh. De senaste åren har SKI dock föreslagit avgiftshöjningar till en genomsnittlig nivå om 2,2 -

2,4 öre/kWh. Regeringen har beslutat om oförändrad avgift, bl.a. i avvaktan på behandling och proposition avseende de framlagda förslagen från kämbränslefondutredningen.

I proposition 1995/96:83 Säkrare finansiering av framtida käm- avfallskostnader m.m., föreslås att avgiftsmedlen i stället för att sättas in på konto i Riksbanken skall placeras i Riksgäldskontoret. Vidare föreslås att ett system med kompletterande säkerheter, som reaktorinnehavama skall ställa till staten, införs för att öka tillförlitligheten i finansieringssystemet. Detta innebär att fondupp- byggnaden är säkerställd om en reaktor behöver ställas av före 25 års drifttid. Säkerhetema skall dessutom täcka det fallet att fonderade medel visar sig otillräckliga när kämkraftsproduktionen helt har upphört. Riksdagen har beslutat i enlighet med regeringens förslag.

Vid slutet av år 1994 var den totala nettobehållningen av de medel som hittills fonderats ca 15,4 miljarder kronor. Nettobehållningen beräknas uppgå till ca 17,9 miljarder kronor vid början av år 1996.

Kärnkraftsföretagen bokför kostnaderna för sitt driftavfall, framför allt långt- och kortlivat medelaktivt avfall för direktdeponering, direkt

när kostnaderna uppkommer. Möjligheter finns också att göra egna avsättningar för att kunna balansera dessa kostnader över åren. Kraftföretagens kostnader för driftavfallet beräknas uppgå till ca 0,13 - 0,24 öre/kWh.

5.4.3. Stängning och rivning av kärnkraftverk

Rivning av kärnkraftverk skiljer sig från rivning av andra industrianläggningar främst genom att en del av arbetet måste genomföras i strålningsmiljö. Hittills har i världen endast några få stora kärnkraftverk rivits; däremot har rivning av små reaktorer och forskningsreaktorer genomförts.

SKB:s utgångspunkt är att arbetet med att riva kärnkraftverken skall påbörjas så snart som möjligt efter elproduktionsstoppet. Detta för att bl.a. kunna utnyttja kompetent och anläggningskunnig personal.

Förberedelser och planering av rivningen beräknas enligt SKB påbörjas några år innan reaktorn tas ur drift. I förberedelsearbetet ingår att göra en beskrivning av rivningsarbetet, att beräkna avfallsmängder samt att uppskatta dosbelastningen. Innan själva rivningen kan påbörjas måste allt klyvbart material (bränsle) transporteras bort. Samtidigt sker förberedelser för rivningen, t.ex. dekontaminering.

Rivningsarbetet kan indelas i tre skeden: rivning av aktiva system, rivning av aktiva byggnadsdelar samt rivning av byggnaderna. Hela rivningsarbetet bedöms kunna genomföras på ca fem år. Den mest omfattande insatsen gäller rivning av de aktiva systemen.

Rivningskostnadema har uppskattats av SKB. De omfattar kostnader under tiden från det verket har tagits ur drift till dess själva rivningen påbörjas (avställningsdrift), kostnader för själva rivningen samt kostnader för att ta hand om och slutförvara avfallet.

Kostnaden för avställningsdriften av samtliga verk, om de ställs av samtidigt, uppskattas av SKB till 3 015 miljoner kronor. Sker en successiv avställning (här beräknat för en femårsperiod) uppskattas kostnaderna till 1 900 miljoner kronor.

Kostnaden för själva rivningen har för samtliga reaktorer beräknats till 8 800 miljoner kr.

Vid rivningen erhålles totalt ca 140 000 m3 avfall. Kostnaden för att ta hand om detta har beräknats till 1 000 miljoner kronor, eller ca 80 miljoner kronor per reaktor.

5.4.4. Kontroll av kärnavfall

Använt kärnbränsle innehåller klyvbart material och står därför under internationell kontroll i enlighet med Sveriges åtaganden under det internationella Icke-spridningsfördraget (NPT). Syftet med fördraget är att förhindra att kretsen av kämvapenstater utökas. De stater som hittills har tillträtt fördraget har förbundit sig att inte överlåta kärnvapen eller andra kärnladdningar eller att på något sätt bistå, uppmuntra eller förmå någon icke-kärnvapenstat att tillverka eller förvärva kärnvapen. Sverige och övriga icke-kärnvapenstater har åtagit sig bl.a. att inte motta kärnvapen eller andra kärnladdningar och har förklarat sig godta kontroll beträffande atombränsle och annat klyvbart material. Nationell kontrollmyndighet är SKI. Den internationella kontrollen utövas av IAEA, och efter det svenska EU-medlemskapet, av Euratom.

5.5. Skadeståndsansvaret för atomskador

5.5.1. De internationella konventionerna

Internationella bestämmelser om ansvarighet för atomskador finns främst i tre konventioner. Enligt 1960 års Pariskonvention om skadestånds- ansvar på atomenergins område (Pariskonventionen) har innehavaren av en atomanläggning ett strikt ansvar (dvs. ett ansvar oberoende av vållande) för skador som uppkommer i samband med driften av anläggningen, upp till ett visst belopp för varje olycka. Pariskonventionen kompletteras av 1963 års Brysselkonvention om s.k. supplerande statsansvar (tilläggskonventionen). Tilläggskonventionen innebär en civilrättslig reglering av frågan om ersättning av statsmedel vid stora olyckor. Enligt tilläggskonventionen betalas ersättning av statsmedel i den mån ansvarsbeloppet enligt Pariskonventionen inte räcker till full ersättning åt de skadelidande. Pariskonventionen och tilläggskonventionen, som båda har slutits inom ramen för verksamheten inom OECD, syftar till en regional reglering för Västeuropa vad gäller atomansvarighetsfrågor. Sverige har tillträtt Pariskonventionen och tilläggskonventionen. Andra länder som har motsvarande ansvarsreglering är Belgien, Danmark, Finland, Frankrike, Italien, Nederländerna, Norge, Spanien, Storbritannien och Tyskland. Grekland, Portugal och Turkiet har tillträtt Pariskonventionen men inte tilläggs- konventionen.

Förutom de båda nämnda konventionerna finns det en världs- omfattande konvention om ansvarighet för atomskador, nämligen 1963 års Wienkonvention om civilrättsligt ansvar för atomskada (Wienkonven- tionen). Denna konvention har utarbetats inom IAEA. Wienkonven- tionen har hittills tillträtts av 24 stater. Av de europeiska staterna är det endast f.d. öststater som har tillträtt denna konvention. Wienkonventionen innehåller inte några regler om supplerande statsansvar. Sverige har inte tillträtt Wienkonventionen av främst den anledningen att ett tillträde till både den och Pariskonventionen skulle medföra rättstekniska problem, som har ansetts inte vägas upp av Sveriges intresse att tillträda Wienkonventionen.

Pariskonventionen och Wienkonventionen har utarbetats i nära samråd mellan OECD och IAEA. Konventionerna överensstämmer i fråga om de grundläggande principerna och i stor utsträckning även när det gäller utformningen av de enskilda bestämmelserna. Systemet enligt såväl Pariskonventionen som Wienkonventionen bygger på fyra huvudprinciper: Innehavaren av en atomanläggning har ett strikt ansvar för atomskador, ansvaret kan utkrävas endast av innehavaren av en atomanläggning (s.k. kanalisering), ansvaret är begränsat till beloppet och anläggningshavaren är skyldig att täcka detta sitt ansvar med försäkring eller annan ekonomisk garanti.

År 1988 tillkom i Wien ett protokoll som länkar samman Wien- och Pariskonventionema. Protokollet har hittills undertecknats av ett tjugotal stater, däribland Danmark, Finland, Norge och Sverige. Genom protokollet utvidgas tillämpningsområdet för de båda konventionerna på så sätt att ansvaret enligt den ena konventionen gäller också till förmån för de skadelidande i stater som är anslutna till det andra konventionssystemet. Riksdagen beslutade hösten 1991 att godkänna det gemensamma protokollet rörande tillämpningen av Wienkonventionen och Pariskonventionen (prop. 1991/92:31, LU 12).

5.5.2. Särskilt om ansvarsbeloppens storlek enligt konventionerna

Enligt Pariskonventionen skall anläggningshavarens ansvar bestämmas till högst 15 miljoner särskilda dragningsrätter (SDR), varmed avses de av internationella valutafonden använda särskilda dragningsrätterna (omräkning görs efter kursen den dag då en olycka har inträffat; i september 1994 motsvarade 1 SDR ca 11 SEK). Beloppet får dock, men endast under hänsynstagande till möjligheten för anläggningshavaren att erhålla försäkring eller annan ekonomisk garanti, sättas lägre eller högre

än det angivna riktvärdet, dock till lägst 5 miljoner SDR. Enligt en rekommendation av år 1990 från OECD:s särskilda atomenergiorgan NEA bör anläggningshavarens ansvar vara minst 150 miljoner SDR.

Genom kombinationen av Pariskonventionen och tilläggskonven- tionen skapas ett ersättningssystem med tre steg. Anläggningshavaren bär det primära ansvaret i enlighet med de nationella regler som fastställs på grundval av bestämmelserna i Pariskonventionen (det första steget). Tilläggskonventionen stadgar därutöver ett subsidiärt ansvar för staterna. Detta bärs i första hand, upp till en nivå om 175 miljoner SDR, av den stat i vilken den skadeorsakande atomanläggningen finns (anläggningsstaten). Anläggningsstatens ansvar utgör det andra steget. För den del av skadan som ligger inom intervallet 175-300 miljoner SDR ansvarar konventionsstaterna gemensamt enligt särskild fördelning. Detta gemensamma ansvar utgör det tredje steget.

Enligt Wienkonventionen kan anläggningshavarens ansvar begränsas för varje atomolycka till ett belopp som inte får understiga fem miljoner US-dollar i guld.

5.5.3. Atomförsäkringspoolerna

När utnyttjandet av kärnenergin för fredliga ändamål påbörjades under 1950-talet ställdes försäkringsbolagen världen över inför en ny skaderisk. Man saknade härvid underlag för tillförlitliga bedömningar av vad för slags skador man kunde förvänta sig. Man fick också räkna med att en atomolycka kunde drabba andra försäkringar. Osäkerheten och kraven på mycket höga försäkringsbelopp ledde till att man beslöt att behandla atomförsäkringen som en risk för sig, skild från annan Skadeförsäkring. Genom ett speciellt försäkringsförfarande för atom- riskerna tillskapades särskilda atomförsäkringspooler.

År 1956 gick de svenska skadeförsäkringsbolagen samman och bildade Svenska Atomförsäkringspoolen i syfte att täcka behovet av försäkringsskydd mot atomrisker i anslutning till uppförande och drift av reaktoranläggningar och därmed sammanhängande verksamhet. Sam- arbetet regleras genom ett mellan poolmedlemmama träffat poolkontrakt. Poolen är inte någon självständig juridisk person utan endast ett organ som för medlemmarnas räkning meddelar direktförsäkring samt avger och mottager återförsäkring. Poolen meddelar såväl ansvars- som egendomsförsäkring.

För närvarande finns atomförsäkringspooler i ca 30 länder. Atom-

försäkringar meddelas som direktförsäkring av poolen inom respektive land, varefter riskerna fördelas mellan övriga pooler genom åter- försäkring. Genom detta arrangemang kan man utnyttja kapaciteten hos ett stort antal försäkringsbolag världen över. Försäkringsbeloppet bestäms i Sverige med hänsyn till tillgänglig kapacitet på världs- marknaden.

5.5.4. Regleringen i Sverige

Den svenska atomansvarighetslagen (1968z45) bygger på Paris- konventionen och tilläggskonventionen. Begränsningen av anläggnings- havarens ersättningsansvar enligt atomansvarighetslagen höjdes genom en lagändring som trädde i kraft den 1 juli 1995 till 175 miljoner SDR (för vissa anläggningar och för transporter finns särskilda regler). Ansvaret skall vara täckt av en obligatorisk försäkring, som i regel skall motsvara 120 procent av ansvarsbeloppet, eller av annan betryggande säkerhet.

Utöver de ersättningsregler som föranleds av Paris- och tilläggs- konventionema infördes i atomansvarighetslagen år 1982 ett "fjärde steg", som innebär ett civilrättsligt ansvar för svenska staten. Gränsen för detta statsansvar är satt så att det sammanlagda belopp som står till förfogande för dem som lider skada på grund av driften av en atomanläggning uppgår till tre miljarder kr per olycka (31a 5). Den senaste tidens ekonomiska utveckling och därmed värdet på den särskilda dragningsrätten har dock lett till att maximibeloppet enligt tilläggskonventionens tredje steg överstiger vad som kan betalas ut enligt 3 la å atomansvarighetslagen. Den svenska lagstiftningens fjärde steg kan därmed sägas ha förlorat sin betydelse.

Av 33 & atomansvarighetslagen följer vidare att, i de fall ersättnings- beloppen enligt lagen eller konventionssystemet inte räcker till för att uppkomna skador skall kunna ersättas fullt ut, ytterligare ersättning kan utgå av statsmedel enligt grunder som bestäms i lag. Någon viss ersättningsnivå garanteras dock inte enligt denna bestämmelse.

Atomansvarighetslagens tillämpningsområde varierar för de olika stegen. Anläggningshavarens ansvar enligt första steget omfattar t.ex. även skador i andra stater än konventionsstaterna när olyckan har inträffat i Sverige.

Ersättningsbeloppen m.m. har ett flertal gånger varit föremål för lagstiftarens överväganden. Riksdagens lagutskott har vid flera tillfällen (bl.a. när frågan om höjda ersättningsbelopp m.m. senast behandlades, se bet. 1994/95zLU25) betonat att utgångspunkterna vid avgörande av

nivån för anläggningshavamas ansvar för atomskador är att ansvaret i första hand bör bäras av kämkraftsindustrin. Samtidigt har utskotet konstaterat att det inte torde vara förenligt med Pariskonventionen att ålägga anläggningshavarna ett obegränsat ansvar. Utskottet har hänid uttalat att det inte bör komma i fråga att Sverige skulle lämna konventionen och därmed ställa sig utanför det ersättningssystem som gäller i Västeuropa, varför svensk lagstiftning måste bibehålla en begränsning av ansvarighetsbeloppet. Lagutskottet har också ett flertal gånger betonat vikten av att regeringen noga följer utvecklingen på försäkringsmarknaden och, efter hand som förhållandena medger ett ökat skadeståndsansvar för anläggningshavarna, återkommer till riksdagen med förslag. Utskottet har vidare framhållit det angelägna i att regeringen även verkar på det internationella planet och tar till vara de möjligheter som finns till förbättringar av ansvarssystemet vid atomskador.

Vad gäller svenska statens särskilda ansvar har Lagutskottet vid ett flertal tillfällen uttalat sig till förmån för en höjning av beloppsgränsen.8

5.5.5. Ansvarsgränser i andra länder

Även i de övriga tio stater som har tillträtt tilläggskonventionen är ansvarsgränserna för anläggningshavarna bestämda till särskilda belopp, såvitt gäller det ansvar som skall vara täckt av försäkring eller på annat sätt garanterat.

I Tyskland gäller att anläggningshavarens ansvarighet skall uppgå till 500 miljoner DM (ca 225 miljoner SDR), vilket skall vara garanterat. Därutöver svarar staten för ytterligare 500 miljoner DM. Dessutom gäller att anläggningshavaren har ett obegränsat ansvar, som inte behöver vara täckt av försäkring, gentemot tyska medborgare. I förhållande till skadelidande i andra konventionsstater är ansvaret begränsat.

I Japan, Kanada, USA och Österrike - som alla står utanför Pariskonventionen och tilläggskonventionen - finns också ansvarssystem, som innebär bl.a. att visst belopp skall vara täckt av försäkring eller motsvarande. I USA finns därutöver ett särskilt försäkringssystem som sammantaget gör att ett belopp på omkring nio miljarder dollar finns

8 Se bet. 1994/95zLU25

tillgängligt för att ersätta en atomskada. Japan har inte någon begränsning av ansvarsbeloppet.

Schweiz, som har signerat men inte ratificerat Pariskonventionen, har ett ersättningssystem som innebär obegränsat ansvar. Det ansvar som skall vara täckt av obligatorisk försäkring skall dock uppgå till 500 miljoner CF (ca 280 SDR).

5.5.6. Pågående internationellt förhandlingsarbete

Inom IAEA påbörjades år 1989 ett arbete med en revision av Wienkonventionen. Arbetet bedrivs sedan år 1990 av IAEAzs ständiga utskott för civilrättsligt ansvar vid kämkraftsolyckor. En diplomat- konferens för revision av Wienkonventionen är planerad att äga rum under andra halvåret 1996.

Förutom stater anslutna till Paris- respektive Wienkonventionen deltar många andra stater i revisionsarbetet. Inom ramen för detta arbete beslutades tidigt att söka komplettera Wienkonventionen med mekanismer för supplerande statsansvar och ersättning i likhet med vad som gäller enligt tilläggskonventionen. Revisionsarbetet har lett till förslag om viktiga ändringar av konventionen, bl.a. vad gäller ansvarsbeloppens storlek och regler om att anläggningsstaten skall ha ett visst ansvar. Exempel på andra förslag är en utsträckning av det geografiska tillämpningsområdet, ett utvidgat skadebegrepp (inkluderande föroreningsskador) och längre preskriptionstider (som huvudregel 30 år för personskador). Revisionsarbetet är komplicerat. Det är osäkert i vilken utsträckning staterna kan ena sig.

Under arbetet med revisionen av Wienkonventionen har dessutom diskuterats om ytterligare mekanismer avseende supplerande ersättning kan införas. Här har tanken varit att kämkraftsindustrin i de stater som är anslutna till den reviderade konventionen skall bidra med ytterligare ersättning, utöver den supplerande ersättning som kan utgå från staterna enligt ett gemensamt ansvar. Man har dock bedömt att försöken att utarbeta en överenskommelse med bidrag från industrin till ett supplerande ersättningssystem inte kommer att lyckas. I detta läge har flera stater uttryckt önskemål om att finna en lösning grundad enbart på bidrag från staterna själva i tillägg till vad som skall betalas av anläggningshavaren och av anläggningsstaten.

5.6. Kärnkraft i andra länder

Det finns för närvarande ca 430 kämkraftsreaktorer i drift i världen. De producerar tillsammans omkring 2 100 TWh el per år, vilket utgör ca 17 % av världens elproduktion. Vid utgången av år 1993 var 55 reaktorer under byggande. Vid samma tidpunkt hade 68 reaktorer ställts av permanent. De flesta av dessa var gaskylda, byggda under 1950- och 1960-talen.

Industriländerna

I kärnkraftverken i OECD-ländema produceras runt 1 700 TWh el årligen, vilket är ca 25 % av den totala elproduktionen. En utbyggnad till ca 2 100 TWh per år väntas. Denna utbyggnad till trots förväntas kärnkraftens andel av den totala tillförseln minska samtidigt som naturgasandelen ökar.

Under år 1993 togs åtta nya kämkraftsreaktorer i drift inom OECD. Fem av dessa låg i Japan och en vardera i Kanada, USA och Frankrike. Utöver dessa var 17 reaktorer under byggnad och väntas tas i drift fram till år 2000: fyra i Frankrike, fem i USA, sju i Japan och en i Storbritannien.

Någon betydande utbyggnad sker endast i Sydkorea, Japan och Frankrike. Japan förväntas nära nog fördubbla sin kärnkraftskapacitet, från 33 000 MW år 1991 till 61 000 MW år 2010. Under samma period antas produktionskapaciteten öka med 16 000 MW i Frankrike. Kärnkraftens andel av elproduktionen är 30 % i Japan och 78 % i Frankrike. Frankrike är det enda land i Västeuropa där konkreta utbyggnadsplaner finns.

I övriga länder inom OECD, framför allt i Europa, är kärnkraften mer eller mindre kontroversiell. I många länder, exempelvis Tyskland, Österrike och Italien, finns ett kraftigt motstånd mot ut- eller nybyggnad. I USA är tillståndsprocedurema långa och utgången osäker. I många delstater krävs bl.a. att behovet av ny kraft fastställs officiellt innan nya kraftverk byggs. Om det inte bedöms att ny kärnkraftskapacitet är nödvändig jämfört med alternativ kapacitet och energihushållning får inte investeringarna räknas in i den bas utifrån vilken eltariffema sätts.

I Italien stängdes en kärnkraftsreaktor år 1982 och ytterligare tre stängdes efter Tjemobylolyckan. I och med detta finns inte några kärnkraftverk i drift i Italien. I Belgien är kärnkraftens andel av

elproduktionen ca 60 %. Ingen utbyggnad är planerad.

I Storbritannien, som har 36 kämkraftsreaktorer i drift, är det främst lönsamhetsproblem som har varit i fokus. Till kämkraftsindustrin utgår statliga subventioner som bekostas genom en avgift på 10 % på elpriset i England och Wales. Avgiften planeras att avskaffas under år 1998.

I Finland, som har fyra kämkraftsreaktorer, fanns till nyligen planer på att bygga en femte reaktor. År 1993 avvisade dock den finska riksdagen en ansökan från Imatran Voima och Industriens Kraft om tillstånd att bygga ett nytt kärnkraftverk i antingen Lovisa stad eller på ön Olkiluoto.

Asien

I Asien sker en betydande ökning av användningen av kärnkraft. Förutom i Japan byggs det kärnkraftverk i Kina, Taiwan och Sydkorea. I Kina startades år 1992 en reaktor på 300 MW cl av egen konstruktion och två franskbyggda reaktorer togs i drift år 1993 och 1994. Kina har beställt ytterligare två reaktorer. Sydkorea har nio reaktorer i drift.

Östeuropa och fd. Sovjetunionen

I Sveriges närområde finns ett antal kämkraftsanläggningar. På Kolahalvön och vid S:t Petersburg finns kärnkraftverk. I Litauen ligger kärnkraftverket Ignalina, som är av samma konstruktion som Tjernobylreaktorema. Endast undantagsvis uppfyller de Öst- och Centraleuropeiska kärnkraftverken internationellt överenskomna säkerhetsriktlinjer och —krav. Samtliga de kämkraftsreaktorer som var i drift i det forna Östtyskland stängdes efter återföreningen med f.d. Västtyskland.

I Barents— och Karahaven finns dessutom dumpade ubåtar och fartygsreaktorer, av vilka minst sex stycken innehåller använt kärnbränsle. I Murmanskområdet finns kärnkraftsdrivna isbrytare samt såväl utrangerade som operativa ubåtar, av vilka ett flertal av de senare är kärnvapenutrustade.

De brister i reaktorsäkerhet som uppdagades efter Tjemobylolyckan samt den miljöförstöring, framför allt från den militära kärntekniska verksamheten, som blev känd efter Sovjetunionens upplösning, har drivit fram ett internationellt samarbete på kämsäkerhets- och strålskydds- området med Central- och Östeuropa och de nya oberoende staterna.

Flera länder i Central- och Östeuropa är starkt beroende av sin kärnkraft för fortsatt elproduktion. Kärnkraften ger länderna tillgång till

billig el. Det tidigare planekonomiska systemet har inte främjat insatser för energieffektivisering och energihushållning. Energiförlusterna är stora. Priserna på el har varit och är i allmänhet fortfarande mycket låga.

Vid de s.k. G7-ländernas toppmöte i Mänchen sommaren 1992 fastställdes principerna för kämsäkerhetsstöd till Östeuropa och det forna Sovjetunionen. Utgångspunkterna är att alla aktiviteter skall avse fredliga syften. Mottagarstaterna förväntas vara anslutna till icke- spridningsfördraget (NPT). Ansvaret för kärnsäkerheten ligger hos den som driver kärntekniska anläggningar. Vidare skall mottagarländema utforma en lagstiftning som säkerställer en klar fördelning av ansvaret mellan den som driver anläggningen och de organ som skall utöva säkerhetstillsyn.

Insatserna har hittills koncentrerats på främst säkerhetsförbättringar i de äldre sovjetiskbyggda kärnkraftverken.

Hjälp ges huvudsakligen i form av teknisk rådgivning, expertstöd och bidrag till att täcka kostnader för kunskapsöverföring, stöd till säkerhets- myndigheter samt upphandling och installation av säkerhetsutrustning. Samarbete har också startat avseende strålskyddsåtgärder, avfalls- hantering, beredskap mot radiologiska olyckor och förbättrad kontroll av kärnämnen.

5 .7 Ny kärnkraftteknik

Med ny kärnteknik avses här bl.a. nya typer av kämkraft- eller käm- kraftsreaktorer och tillhörande kärnbränslecykelfrågor samt upparbetning och avfallsbehandling inklusive transmutationg. Forskningen om trans- mutation syftar till att med avancerad kärnteknik omvandla långlivade radioaktiva avfallsprodukter till inaktiva eller kortlivade ämnen. Utvecklingsarbetet inom reaktortekniken är främst inriktat på nya typer av lättvattenreaktorer och s.k. brid—reaktorer. Utvecklingsarbetet inom lättvattenreaktorområdet syftar till säkrare reaktorer med lägre härdskadefrekvens, åtgärder för att ta hand om en härdsmälta utan långvariga och allvarliga konsekvenser för omgivningen samt större användarvänlighet. Det finns två linjer för lättvattenreaktorer som är under utveckling. Den ena linjen arbetar med uppskalning av väl

9 Ny kärnteknik utvecklingsinsatser internationellt. Sammanfattning och översikt år 1995. Studsvik Eco & Safety.

beprövad teknik och bedöms därför allmänt kunna bli tillgänglig för kommersiellt utnyttjande utan särskilda verifikationsprogram. Bl.a. ABB Atom arbetar med denna utvecklingslinje. Den andra linjen omfattar stora anläggningar med traditionellt utformade säkerhetssystem och mellanstora anläggningar, s.k. innovativa reaktorlösningar, i vilka nya systemlösningar och passiva säkerhetsfunktioner introduceras.

Bridreaktorema har i vissa länder bedömts vara av intresse då de ger möjligheter att utnyttja uranråvaran effektivare än i lättvattenreaktorer. Jämfört med lättvattenreaktorer är investeringskostnaderna för dessa höga. Med hänsyn till förväntade låga kämbränslepriser även i framtiden och säkerhetsbedömningar är en utbyggnad baserad på bridreaktorer inte aktuell inom en nära framtid. Bridreaktorema bedöms kunna komma i kommersiell användning under perioden åren 2020—2030. Utvecklings- insatsema är därför inriktade på att skaffa drift- och systemerfarenhet samt att pröva olika transmutationskoncept. Arbete inriktat mot kommersiell produktion sker främst i Japan samt Ryssland, Indien och Kina. Den mest genomarbetade konstruktionen har framtagits i samarbete mellan främst Frankrike, Storbritannien och Tyskland men byggstarten är fördröjd.

De kanadensiska tungvattenreaktorema har utvecklats mot bättre prestanda och säkerhet. Omkring 30 enheter är i drift eller under byggnad världen över.

Forsknings— och utvecklingsinsatser som avser direktdeponering av kärnavfall syftar till inkapsling och slutförvaring. I bl.a. Frankrike och Japan har forskningsinsatser för att transmutera högaktivt avfall startats.

De länder som driver upparbetningsanläggningar, dvs. Frankrike, Storbritannien, Ryssland, Japan och Indien, planerar för återanvändning av plutonium i stor skala.

llf'l '||ll,_;|rl _,llrl lll'l |l.||.|','l Jr.-.fi. "1.11 3115!) r|||.;.l_|l|:1;|114 ils-1 .-|.i1]ÅU.ll:l.;pU'|"]..ll UHI--a 11.1.r.|=.114.-r|'.-||'111|1.fi'l" 1'. 1.1-1111—11'1 nail.annan:-mmrllulrcwmrnnnJ. L,I'-mzllrl' 1[v|',l'|i_l..'u|h,':-,'|g.l£,l J.MF-fmiwww dw'wli.'lpbrr._|r1:=d1a "1:31 15215 vif",'-'11ii|1f1-i-lllv,?lil-i.|v!vrifmu'. %&W-fdhhmlpm .miozqislm'rmw 1111. 1.411 1 1 .11'111'113'7'L1-'41'=-'.w'v111-111 .4 -. maan-151.511” namn.-u ., . . -av”.-.-I.'b-'.uq|::|;u|c,|i.1.rl|n|' -|?'.11.;|..llw ut:-mutan mmaillnm makt-gå ;.agum' ::.. |||-1.11 145115”! ut.-ml man». ..".11' Manni-ah. .. Imagwmnswmawlim .i.r;5.;.1.- marina—m amkm-.eu. multi-m _ gui-gt thi. .itL'MbWHWr-W'" & miknmnmm. &"th . 51.11.1111 .iiv'Hgv druvaniHmHn—äm 1113.an 113-Il. ,, _vtg: inqkmflgguuuvhuw. mrmapmnmgummmam l.!”qmipnupåmw. ama-mma. whrlmfmmnur-immmumr ,ri'ålllHQPmU .quwf 'rlå- "Eli "HIM! 151me MIB Miuunmml 111954».ng flat.- —|'|i|l.| r.T-- .Jla. r' .| in vit.-;tvhrri 11'51151; w omar-mani hingptqgäig|.Wprl'få..|uq'un1-'w-i'uuruemwui'ln mi.-mmm [110 159.511 "MM 11:11; "111,01._| "&nu-'l- hi-r uu'rbluhrmi, lloieremmoil ' Malma-* ".1911111111'11'191'111-11M ' mnlvabs.13um-m- uni—| mmHg-11131 ..saagrgm'mumm mnkr—141 mm mm Mm '|1._1 , r.. _ _ 111 'l| .. . | 'hjulh'llllliii'mw ”MHP? .ggllrigv'g, 14.1'. a.m.-limmam-ngm. _ m.m—1,11. ,11111114..1ii. .mwrgn 01 man; "ludwm'wm. Rima-||. ..' r..1....L.. ”' "':' MEN?! lad—"Wifi "15 ymhnnqviplmih '|':va mna 'mlmnrmaa'mi rluo qgnrmlmdj fl:—u En.-liulrurr'l Lidl -.-t|,ni1L|11=:._| ani ||. 1111 |n1n|ilil1mihbfl|llrbmsvl ' ,, laulu 11112 |???) .muu 1151 151-115.401 mais-|D? wlan; [ gifvinzfi 4.511 gå?"" ...-1- m.m". n'fhlfsmov "|:le 9111 W &%th 115915 WWHW1 Jitiiu .|-......||at|ol- Mat&M-mmhdnm ':'l' l_:.-_F|'|.-1|'.-1r; _--l- rrllhöi..'|.'- - n u..t:lflill-1n$|11mppdufqu

' |||.l1.l.1-'l.'.' "i".""|' -'l -,_. -i.l-.". -_- ' " . '1 -'l'l"'|.i""1—'I|'l 1" -" ' '” mu,_|'||."| r_,'|".-|_'r ' _[Tl W i ' ' . '." rea-..: 'F'V-idif-ll'l "DUFFI'T'UELE' ' r'_' ...g-.: 1.1 :.nj'. '._.'.r|- 1-1' " ,..- ' -. l-'- '_.J:l'l_'1 :'11— 1."|'_1. .'| i _|,, ;. lr, .,..._-. ||,”L,|;l'L-,'|, .|r.-'.| |_ ... . . .. rr. |, 1:11 . |l'||"ll'.'£lT ,".1'111131. ; . 'h'l'fult |.i.l' '_':f' |11't- '""--. ' ' " -"LI'V-'1. . . ._- U|, u,l|nrl_..ul1-c_.||r..'||-'I -' - --| -I --:||| -'-.'- 1. U. 111'| Him. m,,- _,.-.. rm-_. '|'—.,,.:_n,—;- |. .|-,|.-,'., ' l-. . ' . _'|' _ . J|1 13' "|| 'l'. m;. 1.1—|El|r||.' :..-",...: ;. . ' ' _1. '-.ei 1 : ."'T- '||I_' '.11- -| |_.;11 In..." |_.'—.. :| . 'n,'l_.|.1.u.|1||,'. _: "'|'" " ':l'f' . l'..l". 11 L'Nl' '.l'.l'J '-l' .] ' ,."1||. ._||" '.|3L'11111JEI |".'_ '.'1'1 . i - '. I ..—|.,- ' 571,14 JLr-ll” __ 'I". .11 | IL _ _ ___—.- _—_ _ . |. !. -_'|mr':".rr.k1'|1.|rr nrr-un'1'.-=| "151-'I d'!" . "L" ulM'ET"'D1 nimi-'..- |å|r1-.'.1...hm..|..-.. » .. |." ,- ' ' | I'- .,.-

6. Naturgas

6.1. Dagens användning

Naturgas har i dag en blygsam roll i det svenska energisystemet och utgör ca 2 % av den tillförda energin. Naturgas finns tillgänglig i sydligaste Sverige och på Västkusten. I de utbyggda områdena svarar gasen för mellan 15 och 25 % av den totala energitillförseln. Kunderna är huvudsakligen industriföretag samt värme- och kraftvärmeverk. Elproduktionen från naturgas i kraftvärmeverk var 0,7 TWh år 1994. Den svenska marknaden försörjs med gas från danska fyndigheter. Det första importavtalet, som har följts av flera, slöts år 1979 mellan dåvarande SwedeGas (numera Vattenfall Naturgas) och Dangas.

Den totala importen av naturgas i Sverige uppgår till ca 800 miljoner ms, motsvarande ca 9 TWh bränsle. Ledningsnätet har dock en kapacitet på 2 000 miljoner m3, motsvarande ca 22 TWh. Med kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh. Importavtalen är tecknade för en import av 1,1 miljarder m3.

Det pågår sedan några år projekt med naturgasdrift av tunga fordon i Göteborg, Malmö och Lund. Även på andra håll i Sydsverige planeras för satsning på gasdrift av fordon.

6.2. En vidgning av gasmarknaden

Riksdagen antog år 1988 riktlinjer för naturgasanvändningen i Sverige. Enligt dessa riktlinjer skall bl.a. investeringar i rörledningar och inköp av gas ske på kommersiella villkor. Gas skall utan subventioner (eller andra former av stöd) konkurrera på marknaden. Kommersiella förhandlingar skall genomföras på företagsnivå och den samhälleliga bedömningen av ett naturgasprojekt skall göras i samband med tillståndsprövningen enligt lagen (1978:160) om vissa rörledningar (rörledningslagen).

Under 1980-talet och i början av 1990-talet bedömdes förutsätt- ningarna för en ökad naturgasutbyggnad i Sverige vara goda. Diskussioner fördes med norska och finska gasbolag om att dra dels en

ledning från Göteborg och upp genom södra Mellansverige till Stockholm, dels en ledning från Haltenbanken utanför Trondheim för vidare distribution av gas till Bergslagen, Gävle och Stockholm. Den senare ledningen skulle kunna dras vidare till Finland. Dessa planer beskrivs utförligare i separat underlagsbilaga'.

Till grund för bedömningarna låg planer på att ställa av två kämkraftsreaktorer åren 1995 och 1996. Efter energiöverenskommelsen år 1991 bedömdes förutsättningarna för en naturgasutvidgning inte längre vara goda och projekten lades ned.

Inom ramen för Nordiska Ministerrådet har senare en rapport utarbetats av gasbolagen i Nordenz. I denna rapport uppskattas den potentiella efterfrågan i Mellansveriget till ca 20 TWh bränsle (1,9 miljarder m3) år 2010. Konsumtionen inom nuvarande distributionsområde uppskattas kunna öka till 14 TWh (1,3 miljarder m3). Marknadspotentialen finns huvudsakligen i värme-, kraftvärme- och industrisektorema. Om behov av ny elproduktionskapacitet uppstår, t.ex. till följd av en kämkraftsavveckling, växer naturligtvis marknaden.

En ökad gasförbrukning kräver stora investeringar i ledningsnät. Utifrån 1980-talets uppskattningar av den mellansvenska marknaden samt den ovan refererade studien kan dessa investeringar uppskattas till knappt 10 miljarder kr (1995 års priser). Uppskattningama är baserade på ett antagande om transport av sammanlagt ca 6 miljarder m3 gas till Sverige och Finland, vilket från norskt håll har indikerats som en minimivolym för att en norsk export av naturgas till den nordiska marknaden skall vara intressant.

Som nämnts finns möjligheter att genom installation av kompressorer öka kapaciteten på nuvarande ledningsnät till en kapacitet motsvarande 30 TWh bränsle. Kostnaden för detta har uppskattats till 250 - 300 miljoner kronor.

Det norska gas- och oljebolaget SAGA Petroleum A.S. har för Energikommissionen redovisat ett projekt för ökad gasanvändning i Västsverige. Projektet innefattar elproduktion med gas med utnyttjande av i första hand befintliga rörledningar. I ett senare skede skulle

]

Underlagsbilaga 3.

2 Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010. Nordiska Ministerrådet. Tema Nord 1994z638.

rörledningar från norska Nordsjön till Västkusten kunna aktualiseras.

Kostnader för lågtrycksnät och lager är svåra att uppskatta. Investeringar i lågtrycksnät är beroende av hur långt det kommer att vara lönsamt att sträcka ut ett ledningsnät. Inledningsvis kan det väntas att stora industrikunder ansluts. En utvidgning till mindre konsumenter sker därefter successivt i en kontinuerlig process. Kostnad för lager har tidigare uppskattats till 1,5 - 2,5 miljarder kronor. Nyligen har dock riksdagen beslutat om nya regler för beredskapslagring av bränslen. Detta innebär att en individuell prövning kommer att göras av den ansvariga myndigheten i varje fall. Några uppskattningar av kostnader för lager har därför inte kunnat göras.

Transportsektorn

I oktober 1995 fanns 108 naturgasdrivna fordon, huvudsakligen bussar, i Sverige. Ytterligare 184 fordon var beställda. Under år 1995 har naturgas (och biogas) kunnat tankas på sju platser i södra och västra Sverige. Biogas består liksom naturgas av huvudsakligen metangas. Koncentrationen av metan i biogas är lägre än i naturgas. Biogas kan, renad och anrikad, användas i naturgasdrivna fordon utan att dessa behöver byggas om. Projekt där biogas används i bussar och lastbilar pågår i Linköping och Trollhättan.

Det främsta motivet till att investera i naturgasdrivna fordon har varit ambitionen att förbättra luftkvaliteten i tätorterna. Möjligheten att både reducera buller och avgasutsläpp var avgörande för Göteborg och Malmö då dessa städer beslutade om flottförsök med gasdrivna bussar.

En av de mest kritiska faktorerna för utvecklingen av en gasmarknad på transportområdet är uppbyggnaden av infrastruktur för tankning av fordonen. Detta är inget specifikt naturgasproblem utan gäller alla alternativa drivmedel för fordon.

Andra kritiska faktorer för en fortsatt kommersialisering av naturgasdrivna fordon är dels tillgången på orginaltillverkade fordon, dels möjligheten att genom ökade produktionsvolymer reducera kostnaderna för bl.a. tankarna i fordonen. Flertalet av de stora fordonstillverkama är engagerade i utvecklingen av gasdrift. Den förhållandevis korta körsträckan per tankning, ca 30 - 35 mil, kan dock vara en restriktion för att utnyttja potentialen. Eftersom gasdrivna fordon i huvudsak kan väntas få sin största användning i tätorter torde detta dock inte vara något allvarligt problem.

Sydgas bedömer att den sydsvenska marknaden per för gas till fordonsdrift på sikt kan uppgå till ca 300 GWh per år.

I en studie som utförts på uppdrag av Energikommissionen3 har marknadspotentialen för naturgas i bussar i kollektivtrafik samt fordon för lokala och regionala varutransporter uppskattats i de större tätorterna längs en tänkt ledning genom Mellansverige? Enligt studien kan en möjlig marknad uppgå till ca 1,4 - 3,6 TWh gas per år, varav för bussar i kollektivtrafik 0,4 - 0,6 TWh, lokala varutransporter 0,4 - 1,9 TWh, regionala varutransporter 0,2 - 0,5 TWh samt taxibilar och personbilar 0,4 - 0,6 TWh. I studien antas att gasdrivna fordon kan uppnå marknadsandel om mellan 30 och 60 % av nyförsäljningen. För bussar i kollektivtrafik byts drygt 8 % av fordonsparken ut varje år. I de studerade orterna byts ca 250 bussar varje år. För lastbilar sker en nyregistrering av drygt 9 % av fordonsparken varje år.

Uppbyggnaden av marknaden väntas ta ca 10 år.

T idsaspekter

I perspektivet av en eventuell kämkraftsavveckling är tidsaspekten för när gasen kan nå sin marknad viktig. I tidigare utredningar, då en sträckning av gasnätet genom södra Mellansverige var aktuell, bedömdes att en ledning skulle kunna nå Stockholmsområdet sex år efter det att importavtal hade tecknats. Gävle skulle kunna nås ett år senares.

Av betydelse i en sådan process är markanvändnings- och tillståndsfrågor. Det kan nämnas att såväl Vattenfall Naturgas AB (på uppdrag av SwedeGas) som Storstockholms Energi AB (STOSEB) bevakar att mark, som reserverades för gasändamål i respektive företags tidigare gasplaner, inte utnyttjas för ändamål som omöjliggör byggande av ett ledningsnät.

Om det skulle bli aktuellt med import av gas, inte bara från Nordsjön utan också från Ryssland, kan det antas att introduktionen av gas i Mellansverige skulle kunna ske snabbare.

Underlagsbilaga 3.

4 De studerade orterna är Borås, Jönköping, Linköping, Norrköping, Eskilstuna, Storstockholm, Enköping, Uppsala, Västerås, Gävle, Sandviken, Borlänge och Falun.

5 Naturgas i Mellansverige. STEV 1987z5.

6.3. Miljöpåverkan

Naturgas innehåller mycket små mängder svavel men ger vid förbränning upphov till koldioxid- och kväveoxidutsläpp. Jämfört med andra fossila bränslen är dock koldioxidutsläppen lägre. Gas är därmed ett jämförelsevis mindre skadligt fossilt bränsle sett från försumings- och klimatsynpunkt.

Naturgas består i huvudsak av metan. Metan är en växthusgas som, oförbränd, har en kortsiktigt mycket starkare växthuseffekt än koldioxid räknat per viktsenhet. Generellt gäller att om metanutsläppen, i ett tidsperspektiv om 100 år, skulle överstiga ca S% av den mängd som används, så blir den klimatpåverkande effekten jämförbar med motsvarande effekt vid oljeeldning. Skulle utsläppen överstiga ca 9% blir effekterna jämförbara med motsvarande effekter vid koleldning.

Utsläppen från det befintliga ledningsnätet i Sverige - i Skåne och på Västkusten - uppgår till ca 0,3 % av den totala användningen av naturgas. Nätet innefattar de gamla stadsgasnäten i Malmö och Göteborg där huvuddelen av utsläppen sker. Exkluderas dessa utsläpp uppgår läckaget till ca 0,05 %, vilket är förhållandevis obetydligt från klimatsynpunkt (se vidare underlagsbilaga 3).

De totala metanutsläppen i Sverige är ca 330 000 ton och härrör huvudsakligen från jordbruket, som svarar för 200 000 ton.

De sammanvägda miljöeffekterna av en ökad användning av naturgas beror på vilka energislag som naturgasen kommer att ta marknadsandelar från. Om naturgas ersätter andra fossila bränslen uppkommer en positiv miljöeffekt vad gäller utsläpp av såväl svavel- och kväveoxider som koldioxid. Sker i stället en ersättning av biobränsle blir nettoeffekten negativ vad gäller klimatpåverkan. Med utgångspunkt i den nordiska studien som nämndes i förra avsnittet, har emissionsförändringama vid en ökad gasutbredning uppskattats för svaveldioxid, koldioxid samt kväveoxid 6.

Enligt Nordiska Ministerrådets rapport är år 2010 marknads- potentialen 14 TWh gas i det nuvarande utbredningsområdet samt 20 TWh i Mellansverige. Uppskattningama grundar sig på antagandet att naturgas ersätter andra fossila bränslen i småhus, flerbostadshus, lokaler, industri samt kraft- och fjärrvärme. I volymerna ingår inte framtida behov av ny elproduktionskapacitet. Utsläppsreduktionema framgår av tabell 6.1. I tabellen redovisas, förutom effekterna år 2010, även utsläppsreduktionen år 1992 på det nuvarande utbredningsområdet,

6 Underlagsbilaga 3.

under samma antagande om var substitution till naturgas sker.

Tabell 6.1 Årlig minskning i ton av SO,, NOx och CO2 om naturgas ersätter andra fossila bränslen i enskild uppvärmning, kraft- och fjärrvärme samt industri, år 1992 och 2010 samt de totala utsläppen i Sverige år 1994 i ton.

Totala 1992 2010 utsläpp 1994 SO2 4 600 20 000 100 000 NO,, 1 500 6 200 400 000 CO2 660 000 3 000 000 60 000 000

Källa: Nordiska Ministerrådets rapport Tema Nord l994:638 samt ÅF Energikonsult.

Amn: Av koldioxidutsläppen svarade år 1994 el- och värmeverk för ca 8 miljoner ton och förbränning i industrin för ca 18 miljoner ton.

En uppskattning av detta slag är naturligtvis en grov förenkling av verkligheten eftersom den konvertering som antas ske till enbart gas, i vissa fall också skulle kunna ske till biobränslen. En sådan konvertering skulle minska nettoutsläppen av koldioxid än mer. Det är vidare tveksamt om gas skulle konkurrera ut olja och kol i den omfattning som förutses. Beräkningarna illustrerar ändå naturgasens fördelar i jämförelse med olja och kol.

Som nämnts i tidigare kapitel finns en viss naturgasmarknad inom transportsektorn. Om diesel ersätts med naturgas (eller biogas) är den största miljövinsten att luftkvaliteten i tätorterna förbättras. Jämfört med dieseldrift (buss eller lastbil) med katalysator ger naturgasdrift lägre utsläpp av framför allt partiklar och kväveoxider. Den relativt sett mindre mängd koldioxid som bildas vid förbränning av naturgas jämfört med förbränning av dieselolja motverkas delvis av lägre verkningsgrad i en naturgasmotor. Nettoutsläppen av koldioxid från naturgasbussar kan mot denna bakgrund uppskattas vara ca 10 % lägre än från dieselbussar.

Utsläppen av kväveoxider skulle, om den tidigare angivna marknad- spotentialen om 1,4 — 3,6 TWh gas togs i anspråk, minska med mellan 1400 och 4300 ton per år och av partiklar med mellan 15 och 40 ton per år. Utsläppen av totalkolväten, i huvudsak metan, skulle däremot med dagens teknik öka. Teknikutveckling för att minska metanutsläppen

pågår. Minskningen av koldioxidutsläpp uppgår till mellan 64 000 ton och 132 000 ton.

I Göteborg finns ca 400 bussar och 1 000 lastbilar i lokal stadstrafik. Om samtliga dessa fordon skulle övergå från dieseldrift till naturgasdrift skulle krävas ca 320 GWh gas per år. Utsläppen av partiklar från dessa fordon skulle uppskattningsvis minska från dagens 20 ton per år till knappt 3 ton per år. Kväveoxidutsläppen skulle minska från ca 530 ton per år till 140 ton per är.

6.4. Omvärlden

I de delar av Syd- och Västsverige där gas har etablerats, är dess andel av den regionala energianvändningen ca 20 %. Denna andel av energianvändningen är ungefär densamma som i Västeuropa och i världen totalt.

Förbrukningen av gas i Västeuropa har ökat kraftigt de senaste decennierna, speciellt under 1970-talet. Gasen utgjorde vid 1960-talets mitt ungefär 2,5 % av primärenergiförbrukningen, en andel som vid 1990—talets början hade ökat till nära 20 % på bekostnad av olja och kol. Storbritannien, Tyskland, Frankrike, Nederländerna och Italien är de viktigaste konsumentländema och svarar för drygt fyra femtedelar av den totala användningen. Hushållssektom och industrisektorn svarar vardera för omkring en tredjedel av den totala gasanvändningen i Västeuropa.

I Norden är gasens andel av energiförbrukningen störst i Finland och Danmark och uppgår i dessa länder till ca 10 % av energibehovet. År 1994 förbrukades i Finland 2,8 miljarder m3 gas och i Danmark något mindre, 2,3 miljarder rn3 gas. I Norge användes endast 0,1 miljarder m3. I de baltiska länderna är naturgasen etablerad och svarar framför allt i Lettland och Litauen för en mycket stor andel av energitillförseln.

Totalt sett förbrukas i Europa gas motsvarande ca 250 miljarder m3. Härav svarar källor inom EU (främst Nederländerna och Storbritannien men även Danmark, Tyskland, Italien och Frankrike) för, omkring 150 miljarder m3. Resten av gasen, ungefär en tredjedel, importeras från länder utanför EU. Importen härrör till hälften från Ryssland och till ungefär en fjärdedel från vardera Norge och Algeriet.

Trots att världsproduktionen av naturgas har fördubblats sedan 1970- talets början har reserverna vuxit snabbare. Kvoten mellan reserver och produktion har ökat från drygt 40 till ca 65. De västeuropeiska gasreservema utgör bara ett par procent av de globala, men de representerar ändå vid dagens utvinningsnivå ca 26 års utvinning. Ytterligare gasfynd i Europa kan komma att tillföras dessa reserver.

Härtill kommer export från Ryssland och Nordafrika som har stora reserver. Tillgången på naturgas torde alltså inte utgöra någon restriktion för användningen under de närmaste decennierna.

6.4.1. Framtida marknadsutveckling

Enligt IEA:s prognos för år 2010 kommer den totala gasanvändningen i Västeuropa att öka med 66 %. Därigenom skulle gasens andel av den totala energitillförseln växa från 17 % år 1994 till 22 % år 2010 i OECD-ländema. I Europa väntas en övergång ske från subventionerat kol till gas i elproduktionssektom, där s.k. kombicykelteknik framstår som ett mycket konkurrenskraftigt alternativ. För elsektorn pekar bedömningar på att användningen år 2000 skulle medföra en fördubbling av förbrukningen jämfört med början av 1990-talet. I elproduktion väntas en fördubbling av användningen till år 2010.

I den tidigare nämnda rapporten från Nordiska Ministerrådet har gasmarknaden i de nordiska och baltiska länderna är 2010 uppskattats. Marknadspotentialen år 2010 (inklusive nuvarande förbrukning på 6,2 miljarder m3 i Norden och 6,6 miljarder m3 i Baltikum) uppgår enligt rapporten till ca 19 miljarder rn3 gas i de nordiska länderna och ca 8 miljarder m3 i de baltiska länderna. Av potentialen skulle bl.a. 5 miljarder m3 gas användas i Danmark och 8,5 miljarder rn3 i Finland. Den kraftiga ökningen i Finland beror bl.a. på ett behov av ny elproduktionskapacitet. Marknadspotentialen inkluderar ersättning av olje- och kolbaserad el- och värmeproduktion samt i Estland av oljeskiffer. En sådan konvertering skulle medföra minskade utsläpp av framför allt koldioxid, svavel och partiklar.

Frågan om ett nordiskt gassamarbete diskuteras i avsnitt 6.6. Eftersom produktionen inom Europa, med undantag av Norge, väntas minska, förutsätts EG:s importberoende komma att öka.

På utbudssidan kan noteras att fyndfrekvensen på den norska kontinentalsockeln har minskat under senare år, men att tillväxten av nya gasfynd ändå är tre gånger så stor som produktionen. Norge befinner sig i en stark expansionsfas när det gäller produktion och leveranser. Gasen har redan övertagit oljans roll som den mest betydelsfulla exportvaran. År 1996 inleds utvinningen av det mycket stora Trollfältets fyndigheter. Norska företag bygger också nya ledningar till den kontinentala marknaden och är delägare i transiteringsprojekt i Tyskland.

Frågan om den ryska gasexportens framtid är föremål för stort

intresse. Trots de omfattande politiska förändringarna har export- kontrakten kunnat uppfyllas7. Gazprom, tidigare Sojuzgas, har bedrivit en aktiv marknadspolitik, som bl.a. syftar till att diversifiera transportvägama till det kontinentala nätet. Gazprom har samarbetsavtal med flera kraft- och industriföretag, i t.ex. Tyskland, Frankrike och Italien, avseende bl.a. teknisk utveckling och marknadsföring samt är i vissa fall även delägare i ledningsnät. Det kan förväntas att den politiska utvecklingen i Ryssland och transiteringsländema (Ukraina och Vitryssland) kan få viss betydelse för leveranssäkerheten. Det bör dock noteras att ryska gasleveranser till utlandet hittills har skett utan störningar, med undantag för korta avbrott till följd av problem med transiteringen genom Ukraina. Leveranser från Ryssland till Sverige skulle i första hand kunna ske via Finland och således inte beröras av transiteringsproblematiken i Ukraina. _

Gazprom har besökt Energikommissionen och bl.a. uttalat starkt intresse för ett projekt, avseende byggande av en naturgasledning genom Mellansverige. Det är då inte enbart den svenska marknaden som är av intresse, utan möjligheten att få en ytterligare tillförselväg till den europeiska marknaden.

Energikommissionen har också tagit del av norska företags (Statoil, Norsk Hydro och Saga) planer för och värderingar av framtida export av gas till Sverige.

6.4.2. Gasmarknadens struktur

I de flesta av Västeuropas länder svarar ett enda nationellt gasföretag för merparten av gasinköpen och för de längre transporterna inom landet. De nationella gasföretagens marknadsställning är ofta ett resultat av lagstiftning eller de tekniska-ekonomiska förutsättningarna.

I många fall finns ett ägarsamband mellan de nationella gasföretagen och den inhemska gasproduktionen. Även där sådana band inte existerar, har gasföretaget i regel en mycket stark ställning i förhållande till lokala gasproducenter. Producentema har i praktiken sällan haft alternativa kunder.

I de stora exportländema Algeriet, Nederländerna och OSS/Ryssland sköts all gasexport av en enda institution. I samtliga exportländer är regeringen starkt engagerad i utrikeshandeln. De långsiktiga avtalen vilar i vissa fall på överenskommelser om s.k. motköp av säljarlandet. Det

7

Underlagsbilaga 6.

starka statliga engagemanget får ses mot bakgrund av att det oftast är fråga om mycket omfattande och långsiktiga åtaganden av stor betydelse för försörjningstrygghet och bytesbalans.

Exportörerna har i princip endast haft ett fåtal kunder att välja mellan. I praktiken begränsas alternativen av de geografiska avstånden. Exportöremas valmöjligheter begränsas ytterligare om köparna uppträder i samordnade konsortier. Norge söker nu öka sina avsättningsmöjligheter genom att bygga flera ledningar. Leveranser sker numera inte enbart till nationella företag utan även till andra kunder.

Slutanvändarna har vanligtvis inte möjlighet att välja leverantör utan ställs inför ett monopol; ett nationellt gasföretag eller en lokal distributör. Den marknadsmakt som monopolställningen ger begränsas av främst konkurrensen mellan gas och andra energislag. Gaspriset kan inte varaktigt sättas högre än priserna på de alternativ som står till konsumenternas förfogande. Möjligheterna att utnyttja monopol- ställningen för att höja priser och vinster begränsas också av att flera av de nationella gasföretagen genom sina stadgar har hindrats från vinstmaximering. Inom EU har en prövning aktualiserats om existerande importmonopol överensstämmer med EG:s konkurrensbestämmelser.

En institutionell förändring av betydelse som har diskuterats sedan slutet av 1980-talet, är EG-kommissionens propå om att införa s.k. "common carriage", dvs. en förpliktelse för de nationella gasbolagen att under vissa omständigheter transportera gas som de inte äger. Ett första steg i en sådan process beslutades år 1992. För närvarande fokuseras dock arbetet på framför allt elmarknaden.

Det kan nämnas att enligt den svenska rörledningslagen är en ledningsägare skyldig att, mot ersättning och om ledig kapacitet finns, ombesörja transport genom ledningen åt annan part. Frågan om utnyttjande av ledningsnät har aldrig prövats i praktiken, då konkurrens på naturgasmarknaden saknas i Sverige.

6.4.3. Infrastruktursatsningar i EU—samarbetet

Infrastruktur— och nätverkssatsningar har blivit en strategisk fråga inom EU. Sådana investeringar betecknas som frågor av gemensamt intresse. I Maastricht-fördraget har medlemsstaterna förbundit sig att främja utvecklingen av de europeiska näten för energidistribution, transporter och datakommunikation.

När det gäller naturgasen finns specifika motiv till att främja

utvecklingen av de europeiska distributionsnäten. Genom att koppla ihop de olika ländernas gasnät minskas risken för avbrott och andra störningar. Detta gäller också förbindelser med länder utanför EU.

Med ett mer integrerat gasnät ökar vidare de enskilda kundernas möjlighet att köpa gas från flera leverantörer. Detta leder till ökad konkurrens mellan gasleverantörerna och gasdistributörerna, vilket i sin tur kan pressa ned priserna.

EU:s strävanden på området kan få positiva effekter också för Sverige. Mest intressant i ett sådant perspektiv är kanske möjligheten att bygga en gasledning från Finland genom Sverige till Danmark. Ett starkt intresse för ett sådant projekt har uttalats från såväl finskt som ryskt håll. Detta skulle vara ytterligare en väg att knyta ihop det ryska gasnätet med det europeiska _i Nordeuropa. Därigenom skulle såväl försörjningstryggheten som konkurrensen kunna öka i Sverige, Finland och resten av EU.

6.5. Prissättning

Praktiskt taget all västeuropeisk försörjning med gas baserar sig på långsiktiga kontrakt som löper över många år. Då produktionen är kapitalintensiv, är det vanligt att både producenter och konsumenter är angelägna att binda upp varandra med långa kontrakt. Dessa kan exempelvis innehålla bestämmelser om att köparen är tvungen att betala även för leveranser som han inte får avsättning för. Omfattande och mycket långa kontrakt har ansetts utgöra en viktig förutsättning för att garantera avkastning. Sådana kontrakt har tryggat utnyttjandet av de nationella gasföretagens och de lokala distributöremas transportnät, liksom deras möjlighet att garantera försörjningen.

Prisändringarna på råolja och oljeprodukter spelar fortfarande den avgörande rollen för gasprisets justeringar i de flesta leveranskontrakten. Denna s.k. altemativprissättning, som innebär att gasens pris relateras till importörens alternativa bränsle, har dock inte alltid varit förhärskande. På senare år har även kol- och elpriserna fått en viss betydelse vid bestämningen av gaspriser.

Beträffande det framtida priset på naturgas kan konstateras att IEA förutsätter en fortsatt koppling till oljepriset. Om en ökad konkurrens mellan gasproducentema skulle utvecklas, t.ex. genom EU:s strävanden, skulle dock detta kunna leda till en prissättning som i högre grad relaterades till kostnaderna.

En samverkan mellan producentländema kan begränsa konkurrensen och bidra till höjda priser. Prisutvecklingen avgörs av bilaterala

förhandlingar på en marknad, som domineras av ett fåtal aktörer, och är därför svårbedömd.

Av stor betydelse för den framtida utvecklingen av gaspriserna kan utvecklingen i Ryssland och andra stater i OSS bli. Ryssland har mycket stora reserver och gasen svarar för en stor del av landets hårdvaluta- intäkter.

6.6. Svensk gasimport och ett nordiskt samarbete

Den svenska naturgasimporten inleddes för tio år sedan. Marknaden har inte expanderat på det sätt som man ursprungligen räknade med, vilket bl.a. kan tillskrivas förändringar av beskattningen på energi. De nu löpande avtalen upphör gradvis att gälla med början strax efter sekelskiftet. Vattenfall Naturgas svarar för importen av gas till Sverige och den befintliga stamledningen.

Den volymmässiga utvecklingen av det svenska gasbehovet är starkt beroende av takten på och inriktningen av det svenska energisystemets omställning och behovet av tillkommande produktion eller import av el. Ett nära beroende kan därför komma att föreligga mellan el- och gasmarknadernas utveckling i de nordiska länderna. En ökad svensk gasimport kan därför bli betingad bl.a. av utvecklingen och integrationen av mellanstatlig handel med el.

En kraftig ökning av gasimporten förutsätter betydande och långsiktigt stabila avsättningsmöjligheter. Den tidigare nämnda nordiska studien antyder att ett gemensamt svenskt-finskt importprojekt, varigenom Sverige och Finland skulle få tillgång till såväl norska som ryska leveranser, måste omfatta en volym på 6 - 8 miljarder m3 för att ha företagsekonomisk bärkraft. Den ökade leveranssäkerhet och förbättrade köparposition, som importländerna härigenom skulle kunna uppnå, motverkas delvis av de begränsade avsättningsmöjligheter, som föreligger längs delar av den tilltänkta sträckningen av ledningsnätet. Från norskt håll bedöms marknaden som begränsad, medan man från rysk och finsk sida pekar på värdet av en alternativ transportled till de stora marknaderna på kontinenten, vilket skulle ligga i linje med de infrastrukturella intressen som finns inom EU.

För att uppnå tillräckligt stora importvolymer i Norden kan det därför krävas en samordning av köparsidan.

Frågan om varifrån gasen skall importeras sammanhänger utöver den

faktiska tillgången på gas, även med möjligheten att skapa tillräckligt starka köparkonstellationer. Uppbyggnaden av ett nationellt gasnät anses ofta förutsätta aktörer med stark finansiell bas och en betydande uthållighet. Stordriftsfördelar och odelbarheter innebär oftast att nätet, åtminstone under uppbyggnadsfasen, utgör ett monopol. Avgörande är frågorna om riskbedömning. I det sammanhanget aktualiseras frågan om en statlig medverkan eller om den risk som hänger samman med ändrade marknadsförutsättningar, t.ex. genom skatteförändringar, kan lösas tillfredsställande på annat sätt.

Ytterligare frågor är hur riskerna kan fördelas mellan köpare och säljare samt vilken betydelse en ökad ägarsamverkan mellan producenter, importörer och distributörer kan få som ett alternativ till de långfristiga kontrakt som nu dominerar. Såväl norska företag som ryska Gazprom har visat ökat intresse för att etablera sig som delägare av rörledningar i importländer.

En kämkraftsavveckling, särskilt en lagstiftad sådan, skulle innebära en förhållandevis förutsägbar marknad för naturgasen i Sverige. Detta skulle påverka förutsättningarna för import genom att marknads- underlaget för ett tvärgående gasrör i Sverige ökar. Vidare kan lastkurvan väntas bli jämnare om en relativt sett större andel av den importerade gasmängden används i elproduktion, jämfört med i kraftvärme- och värmeproduktion. Den stora marknaden gör att flera importvägar blir möjliga vilket ger en ökad förhandlingsstyrka gentemot säljaren.

En planmässig utfasning av kärnkraften kan innebära att man frånhänder sig ett företagsekonomiskt konkurrenskraftigt alternativ till gasen, vilket påverkar förhandlingsstyrkan gentemot gasexportören. Om en ökad gasimport i stället skulle föregå en avställning av käm- kraftreaktorer kan förhandlingsituationen förbättras. Om förhandlingar sker i ett läge där ingen kämkraftsavveckling är beslutad och där gasimport endast ses i perspektivet av en ökad diversifiering av energisystemet, eller som en förberedelse inför en eventuell kämkraftsavveckling, innebär det en annan förhandlingssituation än om ett beslut om avveckling i någon form finns.

Det kan påpekas att den nuvarande ledningen kan, om kompressorer installeras, ge en kapacitet på 30 TWh gas, att jämföra med dagens tillförsel på 9 TWh. Kapacitetsökningen möjliggör en elproduktion på ca 12 TWh el i gaskombikraftverk. För denna ökning krävs nya avtal. De gamla avtalen med Danmark löper ut under perioden 2003 - 2010. En ny anslutning i norra änden av den befintliga rörledningen kan medge tillförsel från två håll och därigenom öka kapaciteten.

6.7. Några sammanfattande slutsatser

Internationella prognoser pekar på att industriländerna kan komma att bli alltmer beroende av Mellanöstern för sin energiförsörjning, framför allt vad gäller oljeförsörjningen. Möjligheten till ökad bränsleimport från mer näraliggande länder skall ses i detta perspektiv.

Sveriges geografiska läge, mellan stora gasreserver i Norge och Ryssland, gör det möjligt med gastillförsel från dessa två exportörer. Detta är gynnsamt ur såväl ekonomisk som säkerhetsmässig synvinkel. En ledning genom Sverige skulle innebära att tillförselmöjlighetema och försörjningstryggheten ökade även i Finland. Konkurrensen på gasmarknaden i de nordiska, baltiska och övriga europeiska länderna skulle öka. Den glesa bebyggelsen i Sverige begränsar dock i vissa områden avsättningsmöjlighetema.

Det är inte sannolikt att någon investering i ny gasinfrastruktur kommer att ske om inte aktörerna är övertygade om att stabila och långsiktiga regler kommer att gälla för den svenska energiförsörjningen, eller att någon form av statligt engagemang kan påräknas. Vid en fortsatt utbyggnad av det svenska gasnätet är det nödvändigt att, som på andra ledningsbundna marknader, noggrant övervaka och kontrollera drift och prissättning, då en eller ett fåtal mycket starka aktörer annars kan få en dominerande roll inom överföringen. En möjlighet vore att låta staten bekosta eller garantera utbyggnaden eller ha ett avgörande inflytande över stamnätet. Energiföretagen skulle med en sådan lösning på kommersiella villkor kunna köpa de tjänster de önskar.

] en sådan situation skulle alltså staten ta en aktiv del i uppbyggnaden av en infrastruktur på naturgasområdet. Detta är vanligt på flera områden. Jämförelser kan göras med stamnätet för el, utbyggnaden av järnvägsnätet etc. I flertalet andra länder har naturgasintroduktionen skett med någon form av statligt engagemang.

Det bör understrykas att ett statligt engagemang inte nödvändigtvis innebär statliga subventioner till naturgasanvändning. Enligt tidigare beslutade riktlinjer skall bl.a. investeringar i rörledningar och inköp av gas ske efter kommersiella villkor. Ett statligt engagemang kan dock ändå vara önskvärt eller nödvändigt. En anledning kan vara konkurrensaspekten, dvs. att stamledningen utgör ett s.k. naturligt monopol. En annan är den siktlängd som gäller såväl investeringar som importavtal, och som medför att aktörerna är kraftigt exponerade för förändringar i bl.a. energibeskattning. De historiska erfarenheterna med avseende på långsiktig stabilitet i energi- och skattepolitiska beslut är

inte så goda. En tredje anledning till ett statligt engagemang är att gasexportörema kan ställa krav på en stark köparkonstellation. Ett gemensamt svensk-finskt samarbete kan i detta sammanhang aktualiseras.

Den alternativprissättning som nu tillämpas för gas i Sverige innebär att det pris köparen får betala är relaterat till priset på det alternativa bränsle eller energislag som finns att tillgå. Vid förhandlingar om importavtal utgör dessa prisnivåer med avdrag för transport- och distributionspålägg en övre gräns för prissättningen. Den undre gränsen utgörs av producentlandets kostnader för utvinning och transport. Inom detta förhandlingsutrymme bestäms prisklausulerna av parternas för- handlingsstyrka. Ett beslut om kämkraftsavveckling och/eller skärpta begränsningar för koldioxidutsläpp i anslutning till förhandlingar om naturgasimport, skulle påverka förhandlingssituationen genom att höja den övre prisgränsen.

Det krävs ett omfattande arbete för att sluta ett naturgasavtal. Förhandlingar och bakomliggande analyser från både köpar- och säljarsidan fordrar tid och resurser. Vanligen tar det flera år att genomföra processen fram till ett färdigt avtal. Avtalen skall utgöra en bas för mycket stora åtaganden från båda sidor. De investeringar i gasfält och rörledningsssytem som blir aktuella uppgår oftast till tiotals miljarder kronor och de måste motsvaras av ett trovärdigt ansvar från köparsidan att motta och betala för leveranserna. Mandat och resurser för den svenska parten måste klargöras innan eventuella förhandlingar inleds. Långsiktigt stabila riktlinjer för svensk energipolitik är sannolikt en nödvändig förutsättning för att förhandlingar skall kunna inledas.

wawlåulru'. .|||=' ||'|.' 1111 .uhra 1.11 ; rr "" '|l " 5151',,1||.|_1|:.."-|,. '-le.1.-|.1:|:'|_|, . ' 1,1-:|- ".."" ”1.551.” "".-1' "Pihl-_" T|W."1JT1'.J, .., " ."JFJ 'll"'||' ' ""-:1'111; .',.'|-i||-r-.|' '-'|u-|'||f|11|;11;u 111 -. ""' "r ”Wii. .|_' .'1111ffl'5l'3Ä11 |.',,| ||? .:| ."5'1 ,. |. . 115-l: ':_"".' 'l' .l'. .. .||||"li " ,'.| 71.1 dnm-. .|' '-l,"|| åktur. 11111. "l""|'i. ','" '|W""|'-1 ', wllqattuirvirtarl. -' '||| "al:-"milt? "gig '. '1'”-.|||.hrtt.1|| 1.11 1— ||1JW||lrtmnl

'." |- lll-I,, "'.?" "& ,,l'lld.'l|'åifl119|,f" .':1'|l.|.-' "755934" 'I" "

.- " %*?591' , | .| 3,3. LC'

-. .- _ "'|'" T'" mammi-. "| , .._'. gul-"|år r,,_.,_,, ..1 i”,-ätit?- .J"- | nugmt -| J.???” '|'|-1 jag. 1 ..| ,'Mq t:|'-i ”11.191 I'| ram—åf ::.. 155,15. 1. || ' . . img..- .-||'.||t- 331-511.111an |Hitta liv' |'|_'1'J'"ri'!1.|.11u'

| I'M"! ',; 151.113 hm.—'.|- mäta: ...a-11,1... "Quay," Tl'äl'bux'l' "GI-l. 5|.'

7. Biobränslen, torv m.m.

I 1991 års överenskommelse ingick att en biobränslekommission skulle tillkallas för att analysera de långsiktiga föutsättningama för en ökad kommersiell användning av biobränslen samt lämna förslag till åtgärder för att stärka biobränslenas konkurrenskraft. Biobränslekommissionens förslag innebar riktlinjer för hur utvecklingsinsatsema för biobränsle, med särskild inriktning på teknik för produktion av el skulle samordnas och förstärkas'.

I detta kapitel redovisas möjligheterna till en ökad användning av biobränslen för produktion av el och värme, marknaden för biobränslen samt resursbasen med hänsyn till ekologiska och tekniska begränsningar. Status vad gäller teknisk utveckling redovisas närmare i avsnitt 7.4 och 8.5.

Användningen av inhemska biobränslen uppgick år 1994 till ca 70 TWh. Endast en liten andel av dessa bränslen produceras och används för någon form av handel. Skogsindustrins andel är drygt 48 TWh, med god tillgång på internt genererade bränslen, t.ex. returlutar inom massaindustrin. Den traditionella användningen av helved i småhus där ägaren har tillgång till egen skog uppgick år 1994 till ca 12 TWhZ.

De bränslen som handlas på den öppna marknaden är främst trädbränslen, t.ex avverkningsrester från skogsbruket och industriella biprodukter. Avfall används i många fjärrvärmeverk. Bränslen från jordbruket finns på marknaden i liten utsträckning. Odling av energiskog (salixodling) kan bli omfattande i framtiden om efterfrågan på biobränslen ökar och om lönsamheten jämfört med traditionell jordbruksproduktion förbättras. Förädlade biobränslen, t.ex. pelletter och briketter, används i dag i värmeverk och större fastigheter. Användningen kan komma att öka bland mindre användare. Viss import förekommer. Importen har bestått av bl.a. trädbränsle, olivkämekross samt torv. Kvantitetema har ökat till mellan 0,5 och 1 TWh bränsle per år under senare år.

' Biobränsle för framtiden (SOU 1992:90)

2 NUTEK Energiläget 1995

Användningen av biobränslen har ökat kraftigt under senare år, främst som en följd av beskattningen av fossila bränslen i värmeproduktion. Ökningen har varit störst i fjärrvärmesektorn. I industrin har saluförda biobränslen inte samma konkurrenskraft, dels till följd av energi- och koldioxidbeskattningen, dels p.g.a. att det inte alltid är tekniskt möjligt att använda biobränslen i industriella tillämpningar. Helved avverkas huvudsakligen för icke—kommersiell användning.

Biobränslemarknaden har förändrats i många avseenden under de senaste fem åren och det tar tid innan marknaden har anpassat sig till förändrade skatter, priser och andra yttre faktorer som påverkar utbudet. Priserna har samtidigt sjunkit i reala termer. Marknaden för bioenergi är enligt Biobränslekommissionen inte en enda marknad utan flera separata, vilket beror på att olika användarkategorier har skilda behov och önskemål, och att konkurrensförhållandena mellan bränslen varierar med bl.a. anläggningens storlek och utformning. Andra studier antyder att biobränslepriset följer priset (inklusive skatt) på olja och kol och att följsamheten är en långsiktig process'.

7.1. Efterfrågan

I dag är biobränslen konkurrenskraftiga främst inom fjärrvärmesektorn, till följd av energi- och koldioxidbeskattningen av fossila bränslen i värmeproduktion. Biobränslenas andel av bränsletillförseln i fjärrvärmeverken har ökat kraftigt de senaste åren och fossila bränslen har till stor del utkonkurrerats. Biobränslena konkurrerar även med el till avkopplingsbara pannor och värmepumpar.

Biobränslenas konkurrenskraft är lägre i elproduktionen, eftersom fossila bränslen som används för elproduktion inte är belagda med energi- eller koldioxidskatt. Elproduktion i kraftvärmeverk baseras därför i huvudsak på fossila bränslen. Biobränslen för elproduktion gynnas dock av det investeringsstöd till biobränslebaserade kraftvärme- verk som infördes år 1991. Merparten av de kraftvärmeanläggningar som har erhållit stöd har ännu ej tagits i drift.

Inga biobränslebaserade kondenskraftverk (konventionell teknik) har uppförts. Elproduktionskostnadema uppskattas, som framgår av kapitel 4, vara avsevärt högre än vid fossilbränslebaserad kondens.

3

Underlagsbilaga 4

Fjärrvärme, kraftvärme

Användningen av trädbränslen, avfall och torv i fjärrvärmeverken uppgick år 1994 till 18 TWh. Det finns stora likheter mellan marknaderna för torv och biobränslen. Bränslena är i stor utsträckning utbytbara i anläggningar för el— och värmeproduktion. Som sagts inledningsvis har användningen ökat under senare år. Elproduktion baserad på biobränslen uppgick i kommunala kraftvärmeverk under samma år till 0,2 TWh el. Elproduktion i kraftvärmeverk kan väntas öka i takt med att de biobränslebaserade kraftvärmeverk som erhållit investeringsstöd tas i drift. I de fall en kombination av fossila och biobränslen används kan de fossila bränslena av skatteskäl i första hand hänföras till elproduktionen.

Efterfrågan på biobränsle i tjärr- och kraftvärmeproduktion är beroende av vilka styrmedel som används. Enligt bl.a. Fjärrvärmeföreningens bedömningar kan årstillförseln av biobränslen för fjärrvärmeproduktion komma att öka med drygt 10 TWh bränsle inom tio till femton år'.

Figur 7.1 Användningen av biobränslen, torv m.m. i fjärrvärmesektorn, 1980-94, TWh bränsle.

20

Biobränslen för elprod.

15

10

1980 1984 1988 1992

' Prognos -95 från Svenska fjärrvärmeföreningen

Industrin

I industrin användes år 1994 ca 48 TWh biobränsle. Användningen är störst i massaindustrin och sågverken. Detta är en följd av att dessa industrier internt genererar bränslen i tillverkningsprocessen. Energiutvinning ur returlutar är en del av massaindustrins produktions- process. Denna biobränslegenerering är direkt beroende av produktions- nivån. Pappers— och massaindustrins biobränsleanvändning kan väntas variera i takt med produktionen.

Elproduktionen i industriella mottrycksanläggningar var år 1994 ca 4 TWh. Biobränsle användes till 2,2 TWh av denna elproduktion. Industrin betalar ingen energiskatt och f.n. endast 25 % av koldioxidskatten för övriga användare, vilket gör de fossila bränslena förhållandevis konkurrenskraftiga i förhållande till köpta trädbränslen i denna sektor.

Figur 7.2 Industrins användning av biobränslen, torv m.m, åren 1980 - 1994, TWh bränsle.

50 Torv m.m.

Biprodukler, sågverksindustri

X Biobränslen

för alprod. X 30 Bipwdukter, massainduntri 20 Returlutar, massaindustri

1980 1984 1988 1992

Flerbostadshus, lokaler och småhus

Användningen av biobränslen i flerbostadshus är liten. Därför mäts inte energianvändningen. Den schablonskattas istället utifrån antalet lägenheter som värms med trädbränslen. År 1993 hade 13 500 lägenheter trädbränslen som regel i kombination med olja och/eller el.

I lokaler är användningen av biobränslen ännu mindre. En viss ökning av efterfrågan på biobränslen kan förväntas. Förädlade bränslen, som pelletter, kan komma att konkurrera med olja inom dessa tillämpningar och i vissa större pannor. Bränslet är dock inte etablerat i större skala. Priserna ligger inom intervallet 14 till 23 öre per kWh beroende på köpares.

Biobränsleanvändningen i småhus uppskattas till 10 12 TWh årligen. Vid småskalig vedeldning finns det problem med utsläpp av olika kolväten vid eldning i vissa pannor. Kommunerna kan därför komma att begränsa eldning i villapannor i vissa områden. Detta gör att nettoökningen av biobränslen i småhussektom kan bli begränsad trots en möjlig ökad eldning med förädlade bränslen. Effektivare pannor kan också minska bränslebehovet. Ökningen på tio års sikt torde därför i denna sektor vara begränsad till några TWh årlig bränsleanvändning.

7.2. Utbud

Den ökade efterfrågan på biobränslen har kunnat tillfredsställas utan att brist har uppstått på marknaden. Det är produktionskostnaderna och priset för biobränslet, jämfört med priset på alternativen inklusive skatter, som kommer att bestämma efterfrågan och utbud i framtiden. Om priset på biobränslen stiger, till följd av t.ex. prisutvecklingen för alternativen, kommer lönsamheten i biobränsleproduktionen att stiga. De skogsbränslen som tidigare varit för dyra att ta tillvara blir då lönsamma att saluföra. Stigande priser gör det även attraktivare för jordbrukare att plantera energiskog. Höga priser (inklusive skatt) på fossila bränslen är således en förutsättning för en stor efterfrågan av biobränslen på lång sikt.

Om produktionen i sågverken, samt massa- och pappersindustrin växer ökar mängden avverkningsrester i skogen samt de industriella biprodukterna. Detta kan medföra ett ökat utbud av trädbränslen och vissa industriella biprodukter t.ex. spån och bark. Fjärrvärmeverkens möjligheter att använda industriella biprodukter, som spån har ökat under senare år.

Även om det är ekonomiska faktorer som avgör det framtida utbudet och efterfrågan, är det omdiskuterat vilket uttag som är uthålligt möjligt efter ekologiska och tekniska restriktioner. Biobränslekommissionen bedömde år 1992 att potentialen för ett ökat uttag av avverkningsrester

5 Förädlade trädbränslen 1995, NUTEK Rl995z28

var betydande och att uttaget vid dåvarande ekologiska restriktioner skulle kunna öka till 22 — 24 TWh om året (jämfört med 6 TWh år 1992). Vidare konstaterades att om det visar sig möjligt att kompensera bortfallet av näring vid ökat uttag skulle uttaget kunna ökas till 36—40 TWh. Ändrade gallringsrutiner m.m. skulle kunna ge en potential om 50 — 60 TWh. Potentialerna för industriella biprodukter och returlutar, vilka är direkt knutna till produktionsnivån inom skogsindustrin, bedömdes som marginellt större än dagens användning. Bedömningarna av det möjliga uthålliga uttaget av trädbränsle varierar således. Diskussionen gäller inte den fysiska potentialen (SIMS bedömning i figur 7.4). Det uppskattade intervallet för hur mycket uttaget av trädbränslen skulle kunna öka till år 2005, jämfört med i dag, varierar. Figurerna 7.3 och 7.4 illustrerar spännvidden i bedömningarna.

Figur 7.3 Bedömningar av uttaget av trädbränslen, ökningjämfört med dagens användning. Avverkningsrester, gallringsved och virke utan industriell användning. TWh bränsle.

90 80 70 60 50

Dlntervall uMinim um

Blunrlnsle- SIMS SIMS Skogi- IVA IVA komm. år 2005 år 2010 Industrin "kort sikt" "ling slkt" || 2005 år 2005

Figur 7.4 Bedömningar av utbudet av industriella biprod., återvinningsvirke, m.m. Ökningjämfört med dagens användning. TWh bränsle.

16 14 12 10

8 Dlntervall mMinimum

€)th

Blnbrlnsle- SIME SIMS IVA IVA komm. || 2006 || 2020 "kort sikt" "lång sikt" är 2006

Anm. Skogsindustriema har inte presenterat någon bedömning av dessa sortiment.

Det är bl.a. ekologiska restriktioner som begränsar uttaget av avverkningsrester i skogen. De näringsförluster som uppstår vid uttag av skogsbränsle skulle kunna kompenseras med återföring av aska från förbränning av trädbränslen. Försök pågår rörande detta, men det är i

dag osäkert vilken omfattning askåterföring kan få i framtiden. Tekniska restriktioner kan exempelvis vara att lämplig teknik saknas för uttag av vissa trädbränslesortiment. Vidare förklaras skillnaderna av olika antaganden utifrån konkurrensen om viss vedråvara. Skogsindustrin kan behöva en större del av skogsråvaran för förädling till exportprodukter. En ökad konkurrens kan också uppstå genom en ökad inhemsk produk- tion av drivmedel för fordon.

Biobränslekommissionen underströk i sin bedömning att nästan hela den angivna skogsbränslepotentialen framkommer som ett resultat av Skogsindustrins verksamhet. En förutsättning för dessa beräkningar är att en ökad användning av skogsbränslen inte får äventyra produktion och investeringar inom skogsindustrin.

Den efterfrågeökning som kan förutses enligt tidigare avsnitt, med dagens skattesystem, är liten och kan tillgodoses av ett utbud motsvarande de mest återhållsamma uppskattningarna i figurerna 7.3 och 7.4. De mest optimistiska bedömningarna av det uthålliga uttaget överstiger kraftigt vad som skulle krävas för att försörja ett utbyggt fjärrvärme/kraftvärmesystem som enbart utnyttjar trädbränslen.

Det bör vidare framhållas att om efterfrågan på trädbränslen ökar kan det bli mer attraktivt att odla energiskog. Ledtiderna för att uppnå storskalig salixodling är ca tio år. Det finns dessutom en stort utbud av biobränslen på den internationella marknaden t.ex. rivningsvirke, flis och olivkämekross. Utbudet av inhemsk torv har under de senaste tre åren legat på ca 3 TWh per år.

Det möjliga uttaget av trädbränslen förefaller således inte vara begränsande för dagens eller morgondagens energiförsörjning. Tillgångarna på biobränslen utgör inte heller någon restriktion för användningen på längre sikt. Bestämmande för användningen är i stället ekonomiska faktorer som bränslepriser, skatter och produktions- kostnader. Biobränslekommissionen gjorde samma bedömning.

Sänkta kostnader för produktionen av biobränslen påverkar lönsamheten och utbudet. Om produktionskostnaderna minskar i relation till andra bränslen blir uttag, som tidigare varit för dyra i förhållande till bränslepriset, lönsamma. Därigenom ökar utbudet. Det är svårt att förutsäga hur produktionskostnaderna kommer att utvecklas. Enligt vissa bedömningar kan avverkningskostnaderna komma att sjunka markant som ett resultat av teknisk utveckling.

Uppdelningen av bränsleproduktionskostnaden i kostnadsposter visar att transporter av biobränslet svarar för en betydande del av bränslepriset. Med en ökad användning kan transportkostnadens

betydelse komma att öka. Omkring 100 km brukar annars anges som ett tak för lönsamma landsvägstransporter av icke förädlade biobränslen och det dubbla för förädlade bränslenö. Relativt långväga transporter med tåg och båt har dock blivit vanligare på senare tid.

Eftersom bränslepriserna är beroende av varandra, skulle sjunkande produktionskostnader för ett prisledande bränsle leda till sänkta priser och sänkt utbud även för andra bränslen, inklusive biobränsle.

Mot denna bakgrund kan konstateras att det är svårt att förutsäga det framtida utbudet och efterfrågan av biobränslen. Efterfrågan är långsiktigt beroende av priserna på andra bränslen och energislag. Utbudet är långsiktigt beroende av kostnaderna för att utvinna och distribuera bränslet. Priset på marknaden kommer att bestämmas av balansen mellan utbud och efterfrågan. Det mest avgörande för utvecklingen av marknaden är vilka styrmedel som kommer att användas för att ta hänsyn till bl.a. bränslenas miljöpåverkan.

7.3. Miljöpåverkan

Uttag av avverkningsrester i skogen orsakar miljöpåverkan dels genom att nödvändig näring tas ur skogen, dels genom att skogsmaskinerna orsakar utsläpp. De näringsämnen som försvinner är kväve och mineraler. De högsta halterna av näringsämnen i ett växande träd finns i barr, blad och fina kvistar, dvs. i de delar som till stor del blir avverkningsrester. 1 de södra delarna av landet är nedfallet av kväve från luften så stort att mark och sjöar riskerar försurning och övergödning. Något behov av kvävekompensation uppstår därmed inte. I norra Sverige kan dock kvävekompensation vara nödvändig vid ett ökat uttag av avverkningsrester.

Förlusterna av mineraler fordrar någon form av kompensation genom gödsling med handelsgödsel eller askåterföring. Kompensationsnivån är beroende av hur intensivt uttaget är.

Ökat uttag av avverkningsrester har också effekter på förna och humus vilket minskar tillgången på mineraliserad växtnäring och vatten samt försämrar förutsättningarna för bakterier och svampar. En god tillväxt av skogen kan dock motverka den negativa effekten av ett ökat uttag av avverkningsrester.

Huvuddelen av de mineraler som försvinner från skogen vid uttag av bränsle återfinns i den aska som blir kvar efter förbränning. Återföring

6 Trädbränslen 1994, NUTEK Rl994115

av askan kan därför kompensera mineralförlusterna. Askan är liksom kalk basisk, varför den kan användas för att återställa försurad mark. Återföring av aska är inte en etablerad teknik. Kunskapen är dock god inom området och pilotförsök pågår.

Under senare år har bevarandet av den biologiska mångfalden allt mer ställts i fokus även på skogsbruksområdet. Skogsbruk, som bedrivs så att den biologiska mångfalden säkerställs, innebär restriktioner på hur skogsmarken kan utnyttjas och disponeras. Detta kan ha stor påverkan på uttagsmöjligheterna. Massa— och pappersindustrins kunder ställer ökande krav på att framställningen av pappersprodukterna inte får ha påverkat den biologiska mångfalden i skogen negativt. Skogsägarna identifierar och förstärker därför s.k. nyckelbiotoper, vilket kan påverka uttagsmöjligheterna.

Som nämnts i tidigare är utsläppen av kolväten från småskalig vedeldning ofta höga. I vissa tättbebyggda områden är detta av sådan karaktär att ytterligare restriktioner kan komma att införas.

Torvtäkter ger lokala miljöstörningar under den tid brytning pågår. Efter avslutad brytningsverksamhet återställs täkten till skog, våtmark eller dylikt och miljöstörningarna upphör.

7.3 .1 Klimatpåverkan

Förbränning av bränslen från skogs- och jordbruket anses inte ge något nettotillskott av koldioxid och andra växthusgaser till atmosfären. Utsläppen av koldioxid vid förbränning av biobränslen uppvägs av att den växande biomassan, t.ex. skogen, genom fotosyntes tar upp atmosfärens koldioxid. Detta gäller under förutsättning att uttaget av biomassa inte överstiger tillväxten. Denna balans upprätthålls oavsett om biomassan förbränns eller om träden och växterna med tiden dör och förmultnar.

En fråga som ofta diskuteras är omfattningen av utsläppen av koldioxid eller andra föreningar vid uttag och produktion av biobränslen. Resultat av analyser av miljöpåverkan över hela bränslecykeln visar att fasta biobränslen, som är de biobränslen som används i värme— och elproduktion, medför begränsade emissioner så länge de inte transporteras längre vägsträckor. Det låga energiinnehållet per volymenhet gör det olönsamt att frakta bränslet så långa sträckor på väg att koldioxidutsläppen blir betydande.

I dag används fossila bränslen vid odling och omvandling av

traditionella jordbruksgrödor till flytande drivmedel, t.ex. rapsolja och etanol. Detta medför att koldioxidemissionerna vid produktion av flytande biodrivmedel med dagens teknik kan vara i nivå med de fossila drivmedlens, sett över hela bränslecykeln. Framställning av etanol från trädbränslen med ny teknik som är under utveckling förutses dock medföra betydligt mindre koldioxidutsläpp.

Koldioxidutsläppen från torvförbränning är omdiskuterade. lnom t.ex. EU, IPCC och IEA betraktas torv som ett fossilt bränsle och koldioxidutsläpp från torvförbränning ingår i den redovisning som klimatkonventionens parter gör till konventionen.

Biobränslekommissionen ansåg år 1992 att det inte förelåg tillräckligt vetenskapligt underlag för att ta ställning till torvens klimateffekter.

Mil jöavgiftsutredningen bedömde att torvförbränning principiellt sett borde belastas med koldioxidavgift7. Uppkomsten av den svenska torvindustrin stimulerades tidigare av staten utifrån en önskan att minska oljeberoendet. Utredningen fann därför att koldioxidavgifter skulle ha för drastiska konsekvenser för användare och producenter av torv och innebära alltför förändrade förutsättningar för användare och producenter. Ett undantag från koldioxidavgifter under en omställningsperiod föreslogs därför. Denna period skulle vara så lång att gjorda investeringar skulle kunna avskrivas, vilket uppskattades till minst tio år.

Nettoeffekterna av torvtäkt och torvförbränning på emissionerna av klimatpåverkande gaser har varit oklar. Från en obruten myr sker emissioner av metan, medan förbrännning av torv ger ett betydande engångstlöde av koldioxid till atmosfären. Forskning har genomförts för att få fram säkrare värden på dessa flöden. De senaste beräkningarna som har redovisats i en rapport från Naturvårdsverket visar att nettoemissionerna av växthusgaser från torvtäkt och torvförbrännin g blir mindre än från kolförbränning, men högre än förbränning av naturgas”.

Svenska torvproducentföreningen menar dock att torvförbränning inte ger ett nettotillskott av koldioxid så länge landets årliga nybildning av torv överstiger den årliga brytningen av energitorv samt att hänsyn bör tas till att markens kolbindande förmåga ökar i en utbruten torvtäkt.

7 san värde på miljön. sou 1990:59

SNV:s rapport 469, Impact on the greenhouse effect of peat mining and combustion.

” NIITEKzs Energi för framtiden

Biobränslekommissionen uppskattade landets årliga nybildning till ca 12-25 TWh och den årliga produktionen av energitorv uppgår till ca 3 TWh.

7.4. Förgasning av biobränslen

Förgasning av fasta bränslen för elgenerering har under ett antal år diskuterats såväl i Sverige som i många andra länder. Förgasning innebär att ett fast bränsle omvandlas till gas före förbränning i gasturbin eller förbränningsmotor. Internationellt har arbetet främst fokuserats på förgasning av kol och olja, vilket skulle kunna förbättra miljöprestanda för dessa bränslen. I Sverige har på senare år biobränsleförgasning rönt störst intresse. Mer eller mindre omfattande projekt bedrivs vid Vattenfall, Sydkraft samt Termiska Processer i Studsvik (TPS).

Förbränning av biobränsle i ett konventionellt kraftvärmeverk, t.ex. en fluidbädd, ger en elverkningsgrad på 30 % (den el som produceras motsvarar alltså 30 % av bränslets energiinnehåll), och ett alfavärde på 0,5. Med detta menas att det i en kraftvärmeanläggning produceras hälften så mycket el som värme. I ett kraftvärmeverk baserat på förgasning kan elverkningsgraden bli 40-50 % och alfavärdet 1,3. Detta innebär att elproduktionen teoretiskt kan bli 2,5 gånger högre i en kraftvärmeanläggning baserad på ny förgasningsteknik än i en anläggning som nyttjar konventionell teknik. Totalverkningsgraden är dock lägre för förgasningsanläggningar. Detta har betydelse för total- ekonomin om priset på el och värme ligger nära varandra. Ett högre alfavärde på bekostnad av totalverkningsgraden är endast lönsamt om el betalas bättre än värme.

Förgasning kan ske vid atmosfärstryck eller under tryck. Förgasning vid höga tryck är i dag inte kommersiellt etablerad för elgenerering. Några anläggningar av demonstrationskaraktär finns uppförda i världen. De har samtliga byggts med någon form av statligt stöd. Förgasning vid atmosfärstryck ligger enligt vissa bedömare närmare kommersialisering.

En förklaring till att förgasning inte etablerats kommersiellt är bl.a. de tekniska problemen rörande reningen av gasen och, i fallet trycksatt biobränsleförgasning, inmatningen av bränslet i förgasaren. Vidare utsätts t. ex. komponenterna för stora och varierande belastningar. Även processintegreringen av förgasare och gasturbin är ett problemområde. Forsknings- och utvecklingsarbete bedrivs inom bl.a. dessa områden.

Förgasningsanläggningar är jämfört med konventionella anläggningar betydligt mer komplicerade och därmed dyrare. Högre underhålls- och kapitalkostnader samt lägre utnyttjningstider gör att elproduktion i förgasningsanläggningar är dyrare än i konventionella kraftvärmeverk, trots det högre elutbytet. De nuvarande prisrelationema mellan el och värme är otillräckliga för att kompensera de högre driftkostnaderna. Uppskattningar, som gjorts inom ramen för Energikommissionens arbete, visar på elproduktionskostnader kring 80 öre per kWh”). Liknande resultat har visats på annat håll". Kostnadsuppskattningarna är dock mycket grova. En jämförelse mellan teknik i ett utvecklingsstadium och kommersiellt tillgänglig teknik är dessutom inte rättvisande.

7.5. Biobränslen och naturgas

En naturgasledning genom Mellansverige, se kapitel 6, skulle leda till ökad konkurrens på de lokala bränslemarknaderna, i och med att ytterligare ett bränsle introduceras. Av de totala kostnaderna för naturgas är en relativt stor del kapitalkostnader för rörledningen.

1 den energipolitiska propositionen från år 1991 anförs att biobränslen och naturgas är konkurrerande bränslen i kraftvärmen. En naturgasutbyggnad skulle därmed kunna konkurrera med biobränslen i befintliga anläggningar, exempelvis i fjärrvärme- och kraftvärmeverk, eller begränsa möjligheterna till en utökad biobränslemarknad.

I Energikommissionens arbete har konkurrensen mellan naturgas och biobränslen längs en tänkt naturgasledning från Göteborg till Gävle år 2005 studerats. Studien är ett försök att i ett lokalt och regionalt perspektiv analysera om, och i så fall i vilka sektorer, naturgas och biobränslen konkurrerar. Det bör påpekas att en naturgasledning genom Mellansverige är till sin sträckning geografiskt begränsad. Om en ledning byggs innebär det inte att det kommer att finnas tillgång till naturgas i hela landet.

I studien har antagits att kommuner inom ett avstånd av fyra mil från ledningen skulle kunna få tillgång till naturgas. Detta motsvarar ungefär situationen längs den befintliga stamledningen på Västkusten. En ledningsdragning från Göteborg - Jönköping - Stockholm - Gävle skulle

” Underlagsbilaga 1

" Biobränslen för framtiden (5011 199290)

medföra att ca 70 kommuner ligger i sådan närhet till ledningen.

Beräkningar har utförts med olika prisantaganden för bränsle och el i syfte att belysa konkurrenssituationens känslighet för prisändringar”. Med utgångspunkt i den nuvarande energitillförseln och energianvänd- ningen i kommunerna längs den tänkta ledningen har bränsleanvänd— ningen år 2005 beräknats i kraftvärme- och fjärrvärmeverken, i egna pannor i bostäder och lokaler samt i industrin.

Beräkningarna visar att, beroende på prisrelationer, konkurrens mellan naturgas och biobränslen i huvudsak kan uppstå i fjärrvärmesektorn. Biobränslen har med dagens energi- och koldioxid- beskattning en mycket stark konkurrenskraft i värmeproduktion. Vid låga relativa naturgaspriser tar gasen marknadsandelar av biobränslena. Biobränsleanvändningen i de studerade kommunerna ökar ändå jämfört med dagens totala nivå.

Elprisets inverkan har stor betydelse för kraftvärmens konkurrens- kraft vilket avspeglar sig i användningsnivåerna för biobränsle och naturgas i fjärrvärmesektorn. Låga elpriser medför att kraftvärmens konkurrenskraft minskar. Därmed blir också den totala användningen av biobränsle och gas i fjärrvärmen lägre än i fallet med högre elpriser. Framför allt är det gasanvändningen som minskar kraftigt. Detta kan förklaras med att naturgasbaserad kraftvärme har ett högre alfavärde än biobränslebaserad, och därmed i högre grad baserar lönsamheten på el- produktionen.

Vid det låga elprisantagandet (råkraftpris på 28 öre per kWh år 2005) förbättras konkurrenskraften för individuell uppvärmning. Naturgas- användningen i denna sektor ökar därmed, liksom eluppvärmningen. Biobränsleanvändningen i blockcentraler ökar, vilket beror på att vid ett lågt elpris är fjärrvärmeutbyggnad genom ihopkoppling av "flera små värmesystem inte lönsam. Kraftvärmens konkurrenskraft är sämre vid låga elpriser. Vid högre elpriser (35 öre per kWh år 2005) konkurrerar naturgas endast i liten utsträckning med biobränslen i den individuella uppvärmningen. Gas tar visserligen en stor marknadsandel, men konkurrerar inte med biobränsle utan med olja och i viss mån med elvärme.

I en beräkning - i fallet med det lägre elpriset - har gaspriset hållits realt oförändrat fram till år 2005. Övriga bränslen ökar realt i pris. I detta extrema exempel minskar biobränsletillförseln i individuell

12

Underlagsbilaga 3

uppvärmning i området från dagens 6,4 TWh till 4,8 TWh år 2005. Gas för enskild uppvärmning uppgår år 2005 till 8,5 TWh. I fjärrvärmesektorn sker dock samtidigt en ökning av biobränsletillförseln i kommunerna från dagens 3,2 TWh till 12 TWh, samtidigt som gastillförseln ökar till 7 TWh. Övriga energislag står i detta fall för huvuddelen av tillförseln. Ökningen av biobränslen i fallet med det högre elpriset är ännu kraftigare.

Inom industrisektorn råder ingen konkurrens. Där tar gas i stället marknadsandelar från olja. Användningen av köpta biobränslen i industrisektorn är i dag obetydlig, beroende på dels att biobränslen rent tekniskt inte passar i vissa tillämpningar, dels på att skattepåslaget för fossila bränslen i industrin inte är tillräckligt stort. Industrin betalar ju endast en fjärdedel av koldioxidskatten.

Frågan om konkurrensen mellan naturgas och biobränslen kan vara mer komplicerad än vad som kan utläsas av de långsiktiga pris- relationerna mellan bränslena. När en ledning väl är dragen finns motiv för gasbolag att inledningsvis sänka priserna för leveransernatill exempelvis fjärrvärmeföretag för att på så sätt knyta upp nya kunder. Detta förutsätter att gasföretagen har ekonomiska möjligheter att bära en initial förlust medan marknaden byggs upp.

Möjligheterna till lågprissättning kan inte helt bortskrivas. Å andra sidan måste en utgångspunkt vara att ett gasbolag inte under längre tid kan ta ut priser som understiger kostnaden. Till importpriset kommer kostnaden för själva ledningsnätet, såväl stamledningen som regional- och lokalnät. Beskattningen - särskilt koldioxidbeskattningen - i värme- och kraftvärmesektorn har en mycket stor inverkan på konkurrenssituationen mellan samtliga bränslen.

- ., . ”

_ . .'1l.'+J Almlöf? I". .' "f".*':b * . . —;Äl'*lå".l,_"r ' .. (13. |,_,. :

.w. . 'i': =, .. r

'...' e'”""=:'-.ll' " =....”- -'

]Nr ..1

11.394

.. ...'.' .;'l_,' i, . 1. '_j |.

__. ni...—u, ' " ' ' ... .-.=l._;. r! &, :"le ' lll" l'.""-_.

"11 il. '1 I)":

' "'14 |_-l$_'l*-:ll'.l, : 4:01 ' .*?”,p'. 'är 1.3-?, . ::ll. ” l.. l.”; "..'.1' 'if-(" . .T'Z' . i-"ll'l'llf glu I'll'" ' . 'N" i'll—*,: 'är, "I—läkt? "MEN-l ,llijt,:dpr,.lé_.' '. _l l'.'.-*.' Vaughan-1.1; :i'l'l . '3-— 11 '. ,_. än... .— "HEMI-" Eau . "1- (""Il "[ l" . _V |. i,.ij'j tummen .i'." .rli..5hrnsi.iu'lm-...l "av J.: . --'E' - " P:."I h_F' I|I

. - 1.1 'g'-.:"!

. ."". rl

";-' az- -.... - ..]...' . '. . I .. .' - ' ...L - "

8. De energipolitiska programmen

I detta kapitel behandlas de pågående programmen för utveckling av energieffektiv teknik i avsnitt 8.1' och för förnybara energislag i avsnitt 8.22 samt de senaste årens energiforskningsinsatser i avsnitt 8.43, dvs. huvudsakligen de program som initierades i samband med det energipolitiska beslutet är 1991. En översikt av motsvarande insatser inom EU ges i avsnitten 8.3 och 8.4.3. I avsnittet 8.5 ges en kort översikt av teknikläget för energikällor och teknikområden som har bedömts vara intressanta i Sverige för framtiden.

8.1. Programmen för omställning och utveck- ling av energisystemet - energi- användning

Riksdagen beslöt år 1988 om ett program för effektivare användning och ersättning av el. Ett stöd till teknikupphandling inrättades den 1 juli 1988. Inledningsvis anvisades 150 miljoner kronor. För verksamheten ansvarade dåvarande Statens energiverk.

I den energipolitiska överenskommelsen år 1991 beslutades om ett nytt femårigt program för effektivare användning av energi. Programmet omfattade effektivisering av all slags energianvändning inom samtliga samhällssektorer, dock huvudsakligen effektivare användning och ersättning av el. Enheten för effektivare energianvändning vid NUTEK genomför större delen av programmet samt utgör sekretariat åt Energianvändningsrådet.

Energianvändningsrådet är ett rådgivande organ till NUTEK. I rådet ingår ledamöter från Boverket, Statens råd för byggforskning (BFR),

Underlagsbilaga 14

2

Underlagsbilaga 7

3

Underlagsbilaga 32

Kommunikationsforskningsberedningen (KFB), Konsumentverket, Naturvårdsverket, NUTEK och Vägverket. I rådets uppgifter ligger att följa utvecklingen av energianvändningen och energieffektiviserings- arbetet inom sektorsmyndigheternas ansvarsområden samt att samman- ställa information om detta. Rådet skall ha en pådrivande roll i energi- hushållningsprogrammet och följa arbetet med energihushållning hos marknadens aktörer.

8.1.1. Insatser

Programmet för effektivare energianvändning har en ekonomisk ram på sammanlagt 965 miljoner kronor. Tyngdpunkten i programmet ligger på teknikupphandling och demonstrationsprojekt. Större delen av programmets medel kan fritt fördelas över programperioden, som genom riksdagsbeslut budgetåret 1992/93 förlängdes med två år och varar fram t.o.m. första halvåret 1998.

Programmet för effektivare energianvändning består av följande delar, som samtliga har funnits med sedan år 1991: - 750 miljoner kronor för teknikupphandling för åren 1991-1998. Därutöver anvisades 150 miljoner kronor ur Energiteknikfonden för demonstration i större skala i statliga, kommunala och privatägda lokaler samt bostäder för åren 1991-1998. Stöden administreras och fördelas av NUTEK Effektivare Energianvändning. - 50 miljoner kronor ur Energiteknikfonden för demonstrations- och pilotanläggningar inom industrin, främst den elintensiva industrin, för åren 1991-1996. Anslaget handläggs av NUTEK Energi och miljöteknik. - 10 miljoner kronor för att utveckla och samordna energiinriktad information till icke-energiintensiva företag. NUTEK:s informations- enllet ansvarar för verksamheten. — 5 miljoner kronor för utveckling av provningsmetoder för energideklarationer och provning av konsurnentprodukter vid Konsumentverket.

Utöver dessa medel avsätts resurser för att stödja effektivare energianvändning både inom särskilda program och inom flera myndigheters ordinarie verksamhet.

Under våren 1995 hade ca 240 miljoner kronor utbetalats och ytterligare ca 400 miljoner reserverats för planerade projekt. Verksamheten koncentreras kring teknikupphandlingsprojekt och spridningsaktiviteter i anslutning till dessa. Allmän information och

utbildning om andra former av energieffektivisering förekommer i mycket liten utsträckning.

Teknikupphandlingen organiseras ofta i någon form av tävling som utgår från en kravspecifikation från en särskilt utsedd beställargrupp. På detta sätt upprätthålls konkurrensneutralitet. De leverantörer som lyckas bäst får sin belöning genom att beställargruppen, som organiseras av NUTEK Effektivare energianvändning, utser dem till vinnare och köper en viss garanterad volym. Aktörerna i beställargruppen får stöd från programmet för sina in itialinsatser och därtill hörande merkostnader. Det är beställargruppen som ställer krav och som köper produkten eller systemet. NUTEK köper aldrig produkter.

När en teknikupphandling har genomförts sker vanligen provning av produkten eller systemet. I anslutning till teknikupphandlingen utformas ofta någon form av programkrav. Programkraven kan beskrivas som frivilliga normer, och utarbetas i allmänhet av NUTEK i samarbete med respektive bransch. Till kraven hör i vissa fall energimärkning som ett stöd för konsumenterna.

Programkrav har hittills tagits fram för bl.a. belysning och ventilation i lokaler såsom skolor, kontor, vårdinrättningar och verkstadsindustri samt för kontorsutrustning.

Som stöd för att få nya produkter kända och prövade i större skala används s.k. ramavtal. Sådana har träffats med 24 större lokalförvaltare och 21 industriföretag med syfte att demonstrera ny teknik och sprida programkraven som har utarbetats av NUTEK. Företaget får ersättning i relation till hur mycket energi som förväntas att kunna sparas. Tanken med ramavtalen är att stödmottagarna även efter upphandlingen skall fortsätta att använda energieffektiv teknik eftersom kunskap och erfarenhet av den nya tekniken då finns. I förlängningen förväntas detta innebära att även andra företag och förvaltare tar till sig den nya tekniken. Det är då en spridningseffekt uppstår.

Ramavtal har också träffats med 26 energiföretag. Syftet med dessa avtal är att få energieffektiv teknik demonstrerad och att stimulera energiföretagen att erbjuda effektiviseringstjänster.

Med teknikupphandling som bas bedrivs en rad projekt riktade till olika målgrupper. "Eloff Strömsnål" är en energimärkning för vitvaror och kommer att användas även för märkning av energieffektiva fönster. Projektet EKO-energi har startats för att få företag att spara el. ENEU 94 är en handledning för såväl beställare som leverantör att använda vid upphandling av utrustning och maskiner inom verkstadsindustrin.

Stöd till industrins energieffektivisering är huvudsyftet med anslaget för demonstrations- och pilotanläggningar inom industrin.Totalt har hittills 48,6 av anvisade 50 miljoner kronor beviljats till olika projekt för

eleffektivisering inom industrin, bl.a. inom järn- och stålindustrin, massa- och pappersindustrin och gruvindustrin.

Av anvisade 10 miljoner kronor för information till icke energiintensiva företag har drygt 2 miljoner kronor använts. De 5 miljoner kronor som har anslagits till Konsumentverket för provning är förbrukade. För att Konsumentverket skall kunna fortsätta att medverka i effektiviseringsprogrammet har ett treårigt avtal slutits med NUTEK på totalt 6,6 miljoner kronor.

8.1.2. Hittills avläsbara resultat

Programmet för effektivare energianvändning, med tyngdpunkten på teknikupphandling, syftar till att få fram bättre teknik på marknaden. Det kan också vara ett sätt att få de tillverkande företagen att uppmärksamma energianvändningen både i den egna produktionen och vid användningen av företagets produkter.

Programmet för effektivare energianvändning har inledningsvis inriktats på främst hushållsel och driftel inom bebyggelsesektorn.

Teknikupphandlingar som hittills gett ett påtagligt resultat är den av kombinerad kyl och frys, tvättstugeutrustning för flerbostadshus, monitorer samt högfrekvensdon för belysning. I dessa fall har en utveckling mot mer energieffektiva produkter kunnat konstateras. En tidigarelagd marknadsintroduktion för vissa produkter som redan varit utvecklade har skett. Energieffektivisering har ofta samtidigt gett en kvalitets- och standardhöjning inom t.ex. belysningsområdet.

Till de teknikupphandlingsprojekt där en viss spridning har konstaterats hör högtrycksnatriumlampor för vägbelysning och sport- hallar m.m., styrsystem för gjuteriindustrin samt röda lysdioder för trafikljus.

Fönster är ett projekt där marknaden har tillförts produkter med helt nya kvaliteter, men där efterfrågan på produkten hittills har varit låg. Flera tillverkare har tagit fram energieffektiva fönster.

Totalt har ett dussintal teknikupphandlingstävlingar slutförts och spridningsaktiviteter pågår för dessa. Ytterligare ca 20 teknikupp- handlingar pågår eller är under planering.

Av den utvärdering som har genomförts åt Energikommissionen framgår att kostnaden per minskad energienhet är ganska hög för den omedelbart minskade energianvändningen. Insatserna är dock avsedda att möjliggöra senare spridningseffekter, utan statligt stöd. De kostnader

och resultat som redovisas är vanligen NUTEK:s programkostnader och de direkta effekterna, vilket således inte ger en fullständig bild av kostnaderna och resultaten.

8.1 .3 Kommentarer

I Programmet för effektivare energianvändning har stor vikt lagts vid utveckling och spridning av energieffektiva produkter. Teknikupp- handling är ett nytt sätt att energieffektivisera. Flera aktörer anser att teknikupphandling stimulerar energieffektivisering och att NUTEK genom strategiska marknadsinsatser har fäst uppmärksamheten på denna möjlighet.

Det är svårt att med stor säkerhet kvantifiera det totala resultatet för programsatsningar av det slag som genomförs genom programmet för effektivare energianvändning. Några av de satsningar som har genomförts eller är under planering kan ifrågasättas vad gäller den samlade effekten på energianvändningen. Åtgärder för t.ex. minskad energiförbrukning i en del av systemet kan ibland ge oväntade effekter i andra delar. Det är därför viktigt att insatser för energieffektivisering genomförs utifrån ett systemtänkande. En slutsats är att det finns ett behov av att ytterligare utveckla kalkylerings- och utvärderingsrutiner för denna typ av energipolitiska åtgärder.

Underlagsmaterialet indikerar att en eventuellt fortsatt verksamhet skulle kunna koncentreras på kärnverksamheten, dvs. teknikupphandling och spridningsaktiviteter. Fördelningen mellan nationella insatser och insatser som kan göras från något av EU-programmen bör övervägas. T.ex. förefaller standardisering och märkning av produkter vara en fråga som i första hand bör drivas inom EU.

Om målen för energieffektivisering från tidigare energipolitiska beslut ska kunna uppnås är det troligt att traditionella metoder behöver tillgripas som komplement. Prisutvecklingen på energi och ekonomiska styrmedel är också viktiga faktorer.

Utbildning och information för drift- och underhållspersonal m.m. är angeläget. Underhållsteknik i vid bemärkelse är vital för att möjliggöra ett gott kapitalutnyttjande genom teknisk förnyelse och uppgradering av befintliga system. Det kan övervägas att införa riktlinjer för energieffektivitet i anslutning till den obligatoriska ventilationskontrollen.

Utbildning och information om energieffektivisering bör ökas även till speciella nyckelgrupper såsom energiföretag, installatörer och konsumentvägledare.

De förändringar som förväntas inom industrin under de kommande decennierna kommer att kräva stora insatser för att klara en hög industriproduktion med effektiv användning av resurser. En bättre samverkan mellan NUTEK:s olika enheter och med industrins företrädare kan ge grund för att insatser sätts in där de gör mest nytta. En möjlig åtgärd är ett särskilt program för energieffektivitet i industrin med ett särskilt råd för industrins effektivisering, bestående av bl.a. industriföreträdare.

Internationellt utvecklas snabbt nya standarder för miljörevision och miljöstyrningssystem, t.ex. EMAS, som är EU:s förordning om miljörevision, och ISO 14000, som är en internationell kvalitetsstandard. Det är osäkert om kunskaper om dessa system får önskvärd spridning eller om ytterligare särskilda åtgärder krävs för att t.ex. små och medelstora företag ska kunna ta del av dessa metoder.

För transportsektorn gäller att forskning, utveckling och internationell samverkan är viktig för att nå resultat.

8.2. Programmen för omställning och utveckling av energisystemet - tillförsel

Här ges en kortfattad redovisning av de åtgärder för främjande av förnybara energislag som var en del av 1991 års energipolitiska beslut. De resultat som hittills kan avläsas redovisas och kommenteras. För mer utförlig redovisning och diskussion hänvisas till underlagsmaterialet'.

8.2.1. Insatser

Syftet med investeringsstöden är att främja introduktion av vindkraft och solvärme samt investeringar i kraftvärmeproduktion baserad på biobränslen. Bakgrunden är att förnybara energislag har klim'atmässiga fördelar som inte kommer till uttryck i energibeskattningen. I avvaktan på en internationell samordning av framför allt koldioxidbeskattningen har därför investeringsstöden utnyttjats som styrmedel för att främja de förnybara energislagen och den biobränslebaserade kraftvärmen.

Till investeringar i biobränslebaserad kraftvärme har lämnats ett

4

Underlagsbilaga 7

bidrag med högst 4 000 kr per installerad kW el. För ombyggnad av befintliga värmeverk och konvertering av fossilbränslebaserade kraftvärmeverk till anläggningar för kraftvärmeproduktion med biobränslen utgår stöd om 25 % av ombyggnadskostnaden, dock högst 4 000 kr per installerad kW el. Med biobränslen avses här trädbränslen, energigrödor och halm, även i förädlad form som biogas och pelleter m.m. Anläggningar som förbränner vissa sorterade avfallsfraktioner kan få reducerat stöd på 3 000 kr per kW el. Kraftvärmeanläggningar som utnyttjar deponigas kan också få stöd. Stödet är villkorat med att anläggningsägaren under en femårsperiod skall förbinda sig för en biobränsleanvändning på minst 85 % av den totala bränsleförbrukningen. För att förbättra konkurrenskraften hos befintliga biobränslebaserade kraftvärmeverk lämnas också ett bidrag på 1 000 kr per kW el.

Stöden gällde ursprungligen perioden 1991 1995, men förlängdes senare med ett år. För insatserna avsattes totalt 1 000 miljoner kronor. Medlen är nu intecknade genom beslut. Stödet handhas av NUTEK.

Till investeringar i vindkraftverk med en elefekt över 60 kW lämnades ursprungligen bidrag med 25 % av investeringskostnaden. Stödet har sedan höjts till 35 %. Stödet gällde en femårsperiod och totalt 250 miljoner kronor avsattes för insatserna. Ett belopp om totalt 10 miljoner kronor har därefter överförts till utvecklingsinsatser inom ramen för energiteknikfonden. Vidare har möjlighet öppnats för teknikupphandling. Stödet har även finansierat vindkraftsrådgivning. Investeringsstöden är förenade med kvalitetskrav. De handläggs av NUTEK.

Solvärme stöds med ett bidrag på 25 % av investeringskostnaden. Stödet omfattar såväl solvärme i bostäder som i större tillämpningar, och handhas av Boverket respektive NUTEK. Under en tid lämnades 35 % av investeringskostnaden i stöd för solvärme i bostäder. För insatserna avsattes totalt 52 miljoner kronor för en femårsperiod. Riksdagen har därutöver nyligen beslutat om ytterligare 56 miljoner kronor i solvärmestöd.

I det energipolitiska beslutet ingick vidare en ökad medelstilldelning till Energitekni/g'onden med 1 10 miljoner kronor årligen under fem år.

I energiöverenskommelsen ingick vidare att 625 miljoner kronor skulle avsättas för bl.a. utvecklingsinsatser för biobränslen. Mot bakgrund av biobränslekommissionens förslag tillsattes en särskild programstyrelse för främjande av biobränslebaserad elproduktionsteknik, FABEL. Dess uppgift är att främja en ökad användning av biobränslen genom att lämna stöd för demonstration av ny elproduktionsteknik som är baserad på biobränslen och har höga elverkningsgrader. Uppdraget skall avslutas senast den 1 juli 1997.

8.2.2. Hittills avläsbara resultat

Biobränslebaserad kraftvärme

Av ] 000 miljoner kronor har 800 miljoner kronor beslutats som stöd till investeringar i ny kraftvärme, motsvarande en biobränsleanvändning på 3,4 TWh. Av resterande medel har drygt 30 miljoner kronor utbetalats i form av retroaktiva stöd, 54 miljoner kronor till ombyggnad av hetvattencentraler till kraftvärmeverk och 115 miljoner kronor till konvertering av fossilbränsle baserade kraftvärmeverk till biobränslebaserade. Den nytillkomna eleffekten uppgår till 327 MW.

Den teoretiskt möjliga biobränsleanvändningen i dessa anläggningar uppskattas, baserat på bl.a. angivna utnyttjandetider på 4 700 timmar per år i kommunala kraftvärmeverk och 7 100 timmar per år i industrier, till ca 6 TWh per år. Den tillkommande elproduktionen kan därmed uppgå till 1,7 TWhel. Låga elpriser har medfört att de kommunala kraftvärme- anläggningarna i Sverige, som uppfördes innan stödet introducerades, under de senaste åren har haft en utnyttjandetid motsvarande ca 2 500 timmar.

Av totalt 49 anläggningar som har beviljats stöd hade 28 tagits i drift i maj 1995. Fem av de kommunala kraftvärmeverk som erhållit stöd kan nu redovisa driftstatistik för en hel eldningssäsong. Den redovisade elproduktionen från dessa anläggningar är i de flesta fallen lägre än den möjliga, till följd av såväl driftsekonomi som "barnsjukdomar".

En del av stödet, ca 51 miljoner kronor, har gått till 24 röt- och deponigasanläggningar. Dessa hade i många fall uppförts även utan stöd. Driftsstatistik har hittills redovisats för 10 av de 24 röt— och deponigasanläggningarna som har fått stöd. Statistiken visar på vissa driftproblem, men hälften av anläggningarna har visat en tillgänglighet på över 90 %. Elproduktionen har under eldningssäsongen uppgått till ca 21 GWh el. Det är ca 80 % av den möjliga produktionen.

Utan stödet hade sannolikt investeringarna i kraftvärme- anläggningarna uteblivit. Stödet har därmed främjat investeringar. Utan stöd hade man troligen i stället i viss utsträckning investerat i värme—— produktionsanläggningar. Några kommuner har tidigarelagt investeringar i kraftvärme till följd av stödet. Stödet har styrt fram elproduktions- kapacitet i en situation med elöverskott. Den direkta effekten av stödet, i form av ny biobränsleanvändning som inte skulle ha tillkommit utan

stöd, är svår att uppskatta då biobränslen även till följd av rådande beskattning har en mycket stark ställning i värmeproduktionen.

Investeringsstödet kan inte bedömas ha haft någon större effekt på den tekniska utvecklingen. Detta var inte heller stödets syfte. Teknik— utvecklingen på området inriktas på den internationella marknaden och dess efterfrågan. En stor del av anläggningarna har byggts med utländska pannor, men i viss utsträckning har svenska underleverantörer gynnats och i de 15 kommunala anläggningarna har svenska turbiner beställts.

Vindkraft

Från det att investeringsstödet infördes ijuli 1991 fram till september 1995 har medel beviljats till 213 aggregat med en sammanlagd effekt på ca 67 MW och en förväntad elproduktion på ca 0,16 TWh. Alla aggregat har ännu inte tagits i drift. Tillgängliga medel var under hösten 1995 intecknade genom beslut, med undantag för ca 25 miljoner kronor som har reserverats för teknikupphandling och 5 miljoner kronor som reserverats för utvärdering av stödet och vindkraftrådgivning. Innan stödet infördes fanns sammanlagt 38 vindkraftverk, uppförda sedan år 1983.

De vindkraftverk som har uppförts med stödet är storleksklassen 150 - 600 kW.

Att stödet har medfört investeringar i vindkraftverk som inte skulle ha byggts utan stöd torde vara klart. En miljöbonus på 9 öre per kWh till leverantörer av vindkraftproducerad el infördes den I juli 1994. Effekten av denna har ännu inte kunnat beräknas, men NUTEK har observerat ett kraftigt ökat intresse för att uppföra nya vindkraftverk.

Investeringsstödet tycks inte ha bidragit positivt till den tekniska utvecklingen. Av de vindkraftverk som byggts med stöd är merparten dansktillverkade och serieproducerade. Den danska vindkraftsindustrin har en betydande andel av världsmarknaden. Någon kostnadspress nedåt har inte observerats. Den starka kraftbalansen i Sverige har dock motverkat kraftiga kostnadsökningar enligt NUTEK. Den svenska tillverkarindustrin är mycket liten och har inte kunnat utnyttja stödet i någon större omfattning. Investeringsstödet kan inte kombineras med stöd till teknikutveckling.

Enligt NUTEK har stödet medfört att tillståndsfrågorna har aktualiserats och prövats samt att en diskussion om vindkraften och landskapsbilden har startat. Kvalitetskraven har inneburit att stöd endast ges till kommersiellt tillgängliga, typgodkända kraftverk, varigenom

problem med "barnsjukdomar" har kunnat undvikas.

Solvärme

Efterfrågan på stöd till solvärme i bostäder har varit stort. Storskalig solvärme har däremot rönt litet intresse. Sedan hösten 1994 är anslagna medel till bostäder intecknade. Stöden till investeringar i solvärme i bostäder motsvarar en förväntad värmeproduktion på 0,015 TWh per år. Resultaten från en utvärdering av ett antal små solvärmesystem visar att erfarenheterna i stort varit goda, men att energiutbytet har varit lägre än förväntat. För storskalig solvärme motsvarar beviljade och inneliggande ansökningar en värmeproduktion på 0,001 TWh per år.

För solvärme i bostäder räcker stödet endast undantagsvis till att göra en investering lönsam. För lönsamhet krävs ungefär en halvering av dagens kostnader. För privatpersoner som investerar i solvärme är dock den ekonomiska aspekten inte alltid av överordnad betydelse.

På solvärmeområdet finns en svensk tillverkningsindustri. Utan investeringsstödet skulle denna industri knappast ha utvecklats. Tillverkningen är fortfarande att betrakta som hantverksmässig.

Solvärmestödet har sedan det introducerades år 1991 lett till att antalet godkända solfångarfabrikat ökat från 3 till ca 30. Marknaden domineras dock av ett fåtal tillverkare.

Projektkostnaden, uttryckt som kronor per m2 installerad solfångare, har i stort varit oförändrad, liksom anläggningarnas storlek — ca 10 m2 per hus enligt Boverkets solvärmestödshandläggare.

Energiteknikfonden, FABEL

Stödet till teknikutveckling genom Energiteknikfonden och FABEL behandlas i avsnittet om Energiforskningen.

8.2.3. Kommentarer

Huruvida investeringsstödet är en effektiv form för att främja omställningen av energisystemet diskuteras i kapitel 13. Investeringsstöd sänker kapitalkostnaden för anläggningen, men påverkar inte de rörliga kostnaderna. Stödet ger därmed inga incitament för att utnyttja anläggningen. Detta gäller kanske särskilt för

kraftvärmeanläggningarna. I många kommuner finns flera värmeproduktionsanläggningar, exempelvis hetvattencentraler och avkopplingsbara elpannor. Den anläggning som är billigast vid varje tidpunkt utnyttjas. Kraftvärmeverkets utnyttjande är därmed beroende av såväl värmebehovet som bränsle- och elpriserna. De kommunala kraftvärmeverken har under de senaste åren utnyttjats mindre än vad som är tekniskt möjligt.

Investeringsstöden till biobränslebaserad kraftvärme har lämnats även till redan uppförda anläggningar. Stödet har då motiverats utifrån rättviseskäl. Det finns dock principiella invändningar mot retroaktiva stöd, eftersom de i efterhand" inte påverkar bränslevalet.

Beträffande vindkraft kan konstateras att stödet haft en mycket positiv effekt på viljan att uppföra vindkraftverk. De typgodkännandekrav som har varit förenade med stödet har troligen lett till att "barnsjukdomar" har kunnat undvikas och därmed till ökad acceptans för de verk som har uppförts.

Investeringsstödet till solvärme har inte bidragit till någon minskning av produktionskostnaden.

Investeringsstöd kan leda till att en naturlig prispress på marknaden hindras. De bör därför endast ges under en övergångsperiod. Det är dock svårt att avgöra när denna övergångsperiod kan avbrytas utan att marknaden kollapsar.

8.3. Insatser inom EU

Under EU-kommissionen finns flera program som stöder verksamhet för att åstadkomma effektivare användning av energi och introduktion av förnybar energi. Flera initiativ syftar till att minska energikonsumtionen och stabilisera koldioxidutsläppen. Bland dessa program kan nämnas ALTENER, JOULE, SAVE och THERMIE. JOULE och THERMIE beskrivs närmare i avsnitt 8.4..

ALTENER, Specific Actions for Greater Penetration of Renewable Energy Sources, är EU:s program för introduktion av förnybara energislag såsom sol, vind, geotermi och biomassa. Även småskalig vattenkraft omfattas. Insatserna inriktas främst på främjande av marknaden för alternativa energislag, finansiella och ekonomiska åtgärder, utbildning och information. Programmet startade år 1993 och budgeten fram till år 1997 uppgår till 40 miljoner ECU. Enligt beslutet om programmet skall medlemsländerna bemöda sig att genom sin energipolitik bidra till att begränsa sina koldioxidutsläpp. Målet är en minskning med 180 miljoner ton till år 2005 genom att andelen

förnybara energikällor inom gemenskapen ökar från 4 % av det totala energibehovet år 1991 till 8 % år 2005. Enligt beslutet skall vidare produktionen av el från förnybara energislag tredubblas (undantaget storskalig vattenkraft) samt skall en marknadsandel för biodrivmedel om 5 % av den totala fordonsparkens förbrukning säkras inom gemen- skapen.

SAVE står för Specifik Actions for Vigorous Energy Efficiency. SAVE—programmet startade år 1991 med en femårsbudget på 35 miljoner ECU. De tre verktyg som anvisas är lagstiftning och administrativa styrmedel, ekonomiskt stöd till icke-tekniska pilotprojekt samt informationsspridning. Bland åtgärderna finns aktiviteter för att främja bättre energieffektivitet i bebyggelsesektorn, med t.ex. normering och energimärkning av elektriska apparater och energi- värdering av byggnader. Bland åtgärder för att förändra konsumtions— beteendet ingår utbildning och informationsspridning.

Hittills har fyra projekt där Sverige är projektsamordnare fått stöd. Dessa behandlar samordnade varutransporter, energieffektiva fönster, energimärkning av hushållsapparater samt byggnormer och deras effekt på inomhusklimat och energiförbrukning.

SAVE—programmet har utvärderats och en omfattande rapport presenterades i november 1994. Där konstateras bl.a. att subsidiaritets- principen leder till en ojämn respons på lagstiftnillgsförslag och att förväntningarna på resultaten av SAVE därför har varit alltför optimistiska.

En fortsättning av SAVE-programmet, SAVE II, föreslås starta den 1 januari 1996, då SAVE upphör. Budgeten föreslås vara 150 miljoner ECU under fem år.

8.4. Energiforskning

8.4.1. Energiforskningsprogrammet

Energiforskningsprogrammet startade år 1975 som ett resultat av oljekrisen år 1973. Syftet var att anpassa energiförsörjningen till den förändrade omvärlden med begränsade oljeresurser och miljöproblem. De övergripande målen för energipolitiken har sedan dess förskjutits och stödformerna, indelningen i teknikområden samt ansvarsfördelningen mellan myndigheter har också förändrats under åren liksom omfatt- ningen av medelstilldelningen.

När de energipolitiska forsknings-, utvecklings- och demonstrations- insatserna (EFUD) var som störst i början av 1980-talet svarade de för 8 % av statens totala forsknings- och utvecklingsinsatser. Efter år 1984 har insatserna koncentrerats till vissa områden och stödet till EFUD har i fasta priser minskat till en tredjedel för perioden 1 juli 1993 — 30juni 1996. EFUD har under perioden 1975 1993 i snitt utgjort 5 % av statens totala forsknings- och utvecklingssatsning. Under budgetåret 1994/95 var andelen drygt 2 %. Den totala övriga statligt finansierade forskningen och utvecklingen har, exklusive de nya s.k. strategiska stiftelsernas fonder, varit i stort sett oförändrad, räknat i löpande priser. Under treårsperioden 1990/91 1992/93 var, exklusive Energiteknik- fonden, drygt en miljard kronor tillgängliga för forskning- och utveck- lingsstöd inom energiområdet. I tabell 8.1 visas respektive teknik- områdes andel av de totala insatserna.

Statlig medverkan i branschgemensam forskning, utveckling och demonstration inom energiområdet har sedan år 1991 finansierats genom främst Energiteknikfonden. Denna inrättades år 1988 för att ge stöd till demonstration av ny energiteknik. Sedan år 1991 kan stöd utgå även till sammanhållna utvecklingsprogram dvs. med branschen samfinansierade kollektivforskningsprogram. Energiteknikfonden har årligen tillförts ca 180 miljoner kronor sedan år 1991.

Energiteknikfondens tyngdpunkt ligger i dag på stimulans av företagens kompetensutveckling genom ekonomiskt stöd till bransch- gemensam forskningl takt med att statens insatser under slutet av 1980- talet minskade ökade energiföretagens engagemang. Energiföretagen finansierar framför allt de mer tillämpningsnära EFUD-insatsema, exempelvis investeringar i pilot- och demonstrationsanläggningar. Den helt dominerande andelen insatser från dessa energiföretagen ligger dock

i investeringar för att pröva ny teknik i ett tidigt kommersiellt skede5.

Tabell 8.1 Statliga EFUD-insatser. inklusive Energiteknikfonden. angivet i treårsperioder.

Teknikområden procent av EFUD

1975/78

Energihushållning Industrin Bebyggelse Transporter

(Övrigt. värmcp, tjanv. återvinning)

Kol, gas. skiffer

Torv

Förnybar: energikällor Sol

Vind

Biomassa

Övrigt

Kärnkraft (fission)

Övergripande

Systemanalys Gmndforskning Ovrigt (elprod. förbränning)

Totalt EFUD i procent 100

Total EFUD fast pris (miljoner kronor)

2 086

Tola! statlig FOU (miljoner kronor)

37 710

Total EFUD/ Total statlig FoU i procent

Källa: NUTEK

5

1978/81 1981/84

32.2 10.1 14.6

3.0

4.5

9.9 9.1

1.4 6.4 7.0 1.8 2.3 2.9 100 100

3 471 3 838

42 322 45 425

1984/87 1987/90

36.0 35.0 9.7 8.0 13.0

8.7

5.3

4.4 3.9 23.4 8.5

6.0 27.3

1.3

100 100

2 399 I 898

49197 51 617

] 990/93

36,4 1 1.9 1 1.6 10.7

2.3

1.9 1.2 23.7 4.6 3.9

8.3 28.5 2.0 8.3 18.2 100

1661

54313

Teknikutveckling inom energisektorn, Elforsk Rapport 199514

1993/96 Prel.

100

I 300

52 172

8.4.2. Energiforskningsprogrammet under åren 1991 — 1996

Energiforskningsprogrammet är uppdelat på ett antal teknikområden avseende energitillförsel och på användning av energi inom de tre sektorerna bebyggelse, industri och transport samt allmänna energi- systemstudier. Ett särskilt programområde syftar till en långsiktig energi- relaterad naturvetenskaplig kompetensuppbyggnad och ett annat är inriktat mot kärnteknik. Naturvetenskapliga forskningsrådet (NFR), NUTEK, BFR, KFB, och Studsvik AB är de myndigheter och företag som ansvarar för EFUD. NUTEK har ett samordningsansvar. Här redovisas kort de respektive delprogrammens inriktning.

Inom varje teknikområde satsas i dag på grundläggande forskning vid universitet och högskola. Denna forskning förstärks genom ett särskilt program för energirelaterad naturvetenskaplig grundforskning. NFR ansvarar för detta program. Forskningen sker inom de tre områdena biologiska system, fysikaliska och kemiska system samt miljö- och klimateffekter. Rådets stöd till projekt inom ramen för programmet bedöms efter vetenskaplig kvalitet, energirelevans och medelsbehov. En särskild energikommitté prövar och väger samman de tre kriterierna.

Kunskap om sambanden mellan teknisk och ekonomisk utveckling och samhällsstrukturer är betydelsfull för beslut om t.ex. investeringar. Värdet av en teknik beror på det system, som den ingår i och de krav systemet skall möta. NUTEK ansvarar för ett särskilt forskningsprogram rörande energisystemstudier (A ES-programmet). Programmet syftar till att bl.a. kartlägga förutsättningarna för introduktion av energieffektiv teknik i energisystemet genom systemteknisk, samhälls-, och beteende- vetenskaplig forskning (t.ex. metodutveckling av prognosmetodik). Denna övergripande kartläggning kompletterar de systemanalyser som utvecklas och genomförs inom ramen för de traditionella naturveten- skapliga och tekniska områdena. Tillsammans har dessa metoder använts för systemstudier avseende utvecklingen av det tekniska energisystemet med hänsyn till kostnader, miljökrav, ekonomisk utveckling och försörjningstrygghet. Arbetet är främst inriktat på att producera beslutsunderlag för att stödja en eller flera aktörers handlande inför t.ex. beslut om forskningsinsatser eller investeringar i ny teknik. Stödet från energiforskningsprogrammet har varit avgörande för utvecklingen av nya metoder och modeller som i dag används för strategiska beslut inom energiområdet.

NUTEK ansvarar också för EFUD rörande tillförsel av energi, t.ex. bioenergi, alternativa drivmedel, naturgas, vind- och solenergi, omvand-

ling av bränslen till el och/eller värme samt överföring, distribution och lagring av energi. Biobränsleanvändningen har ökat kontinuerligt i Sverige sedan början av 1980—talet och den biologiska potentialen är betydande. Forskning och utveckling om omvandling och användning av bränslen till el eller värme och därmed sammanhängande miljöteknik, har bedrivits under lång tid i Sverige och är i dag ett betydelsefullt kompetensområde för stora delar av svensk energiindustri. Den väl utbyggda fjärrvärmen gör att även detta område är av strategisk betydelse i ett svenskt perspektiv. NUTEK ansvarar vidare för EFUD om industrins energianvändning.

BFR ansvarar för bebyggelsens energianvändning. Forsknings- och utvecklingsarbetet är indelat i de tre systemområdena energi- effektivisering i byggnader och i bebyggelseplaneringen och energi- system samt de tre teknikområdena solvärme, värmepumpar och energilagring.

KFB ansvarar för att ta fram kunskap om energianvändningen inom transportsystemet och om åtgärder för att effektivisera denna energi- användning.

Studsvik AB ansvarar för kärnteknisk energiforskning. De s.k. R2- och R2-0-reaktorerna utnyttjas av forskare från universitet och högskola. Studsvik ansvarar vidare för teknikbevakning av ny kärnteknik i om- världen. För denna verksamhet utnyttjas knappt en femtedel av anslaget kärnteknik, som dessutom används för säkerhetshöjande forskning rörande kärnbränsle, fysik, kemi, material och avfall. Av anslaget används ca en fjärdedel på materials uppträdande i olika miljöer och en knapp tredjedel på avfallsfrågor.

Det s.k. FABEL-programmet fördelas av Programstyrelsen för främjande av biobränsleel. Regeringen bemyndigade år 1993 Programstyrelsen att disponera medlen också för demonstrations- anläggningar för produktion av etanol ur cellulosarika råvaror. Projekt med stöd av anslaget beräknas starta i större omfattning under den senare delen av femårsperioden.

8.4.3. Hittills avläsbara resultat

Energiforskningsprogrammet har utvärderats ett antal gånger, senast av IVA och Energiforskningsgruppen år 19926'7. Vad som redovisas nedan är bl.a. slutsatser från dessa utvärderingar. Energiforskningsprogrammet har sedan starten år 1975 lett till en ökad kunskap och kompetens inom energiområdet. Exempelvis har förnybar energi och ny miljövänlig teknik för förbränning utvecklats och kommit till användning. Utveckling av ny elproduktionsteknik t.ex. från biobränslen, vind och sol pågår. Energieffektiv teknik, bl.a. processoptimering, har kommit till användning inom den tyngre energikrävande processindustrin och bebyggelsesektorn. Vidare har kunskap och kompetens byggts upp, främst inom universitet och högskola, när det gäller teknik som kan få en praktisk eller kommersiell tillämpning under de kommande decennierna. I dag finns också en ökad kunskap om trögheten i en omställningsprocess och de hinder som fördröjer introduktionen av ny teknik.

Energiforskningsprogrammet har alltså bidragit till en betydande kompetensuppbyggnad inom skilda energirelaterade områden. Programmet har däremot inte i avgörande grad bidragit till de förändringar av energisystemet som skett under de senaste decennierna och på kort sikt kan inte heller sådana direkta effekter förväntas. Ledtiden för utveckling av ny teknik är lång och det .tar också lång tid från det att ny teknik introduceras på marknaden till dess att mer betydande marknadsandelar uppnås. 20 — 30 år är normal tid för ny teknik att nå från pilot- och demonstrationsstadiet till introduktion och användning i större skala. Samtidigt har vissa satsningar misslyckats och ett antal tekniska förslag har i efterhand visat sig vara återvändsgränder. tekniskt eller ekonomiskt.

Energiforskningsprogrammet har resulterat i en omfattande kompetensuppbyggnad, nya forskningsmiljöer och kunskaper, som har bidragit till ökad handlingsfrihet inför de energipolitiska besluten. Flera utvärderingar ger belägg för att forskningen, särskilt under senare år, har

6 IVA-studien om Energi för kommande generationer, Energiforskning 1975-1992

7

Energiforskningsgruppen (Ds 19921122) Energiforskningens mål och medel

varit av god kvalitets. Genom programmet har kunskapen om de specifikt svenska förhållandena, om de olika energislagens möjligheter och om teknikens förutsättningar lett till en fokusering på insatsområden med goda framtidsutsikter. Dessa insatsområden kan bli strategiskt viktiga för Sverige i omställningen av energisystemet.

Det av riksdagen fastställda målet för koldioxidutsläpp har inneburit att programmet har inriktats mot utvecklingen av teknik, som också kan leda till minskade utsläpp av växthusgaser.

8.4.4. Svenska insatser i ett internationellt perspektiv

Energisystemets utveckling globalt är nära kopplad till frågor om världens växande befolkning, global säkerhet och hur en långsiktig, bärkraftig utveckling för världen skall kunna säkras.

Detta ställer stora krav på energisystemet. Det skall bidra till tillväxt samtidigt som dess miljöpåverkan skall vara acceptabel. Energiförsörj- ningen skall tryggas och produktiviteten öka samtidigt som en diversifiering skall bidra till flexibilitet. En minskad miljöpåverkan skall uppnås genom bl.a. lägre utsläpp och en högre verkningsgrad vid energiomvandlingen och en ökad effektivisering vid tillförsel och användning av energi. Energisystemet skall också förnyas genom att ny teknik etableras och underhållas genom kunskaps- och kompetens- försörjning vad gäller etablerad teknik. Forskning, utveckling och demonstration skall göra det möjligt för energisystemet att uppfylla dessa krav.

Ett långsiktigt perspektiv är nödvändigt för lyckosamma forsknings— insatser. Processen från forskning till kommersiella produkter sker i många led, tar lång tid och kräver långsiktighet hos alla medverkande. Energisystemets infrastruktur, tekniska system och operatörer kräver kunskapsförsörjning. Basen för denna kunskapsuppbyggnad är stabil forskningsfinansiering av tillräcklig omfattning och tydliga spelregler.

Betydande delar av svenskt näringsliv är verksamma inom energiområdet. Företagens insatser är väsentliga för svensk ekonomi genom att de bl.a. svarar för en stor andel av sysselsättningen och en

8 Energiforskningsgruppen Energiforskningens mål och medel (Ds 19921122)

betydande export. Inom energiområdet finns flera svenska projekt med möjlig framtida industriell och ekonomisk utvecklingskraft. Sverige har internationellt sett en mycket hög kompetens vad gäller exempelvis produktion och omvandling av bioenergi, elöverföring över stora avstånd, avancerade cykler för elproduktion, förbränningsteknik, rökgasrening, effektiva industriprocesser, motorutveckling, fjärrvärme- teknik och energieffektivt byggande samt kärnkraft. Härtill kommer en kvalificerad transportindustri samt ett materialtekniskt kunnande som är väsentligt för betydande delar av energiområdet?

De sammanlagda statliga investeringarna i energiforskning och utveckling har minskat i flera OECD-länder sedan början av 1980-talet. Inom energiforskningsområdet kan en kursändring noteras med en ökad inriktning på forskning rörande förnybara energikällor. Den statliga forskningsbudgeten för fossil energiteknik, särskilt kol, har minskat i flera länder, medan stödet till förnybar energi, särskilt biomassa, tenderar att öka i bl.a. USA och Kanada.

Ofta antas att Sverige skulle satsa ovanligt stora statliga resurser på energiforskning. Så är inte fallet. De statliga resurserna för energi- forskningen har under senare år varit lägre jämfört med satsningarna i andra jämförbara länder"). Sveriges EFUD-satsningar avviker dock från de flesta länders i ett avseende när det gäller sambandet mellan energisystemets utseende i dag och de statliga EFUD—satsningarna. Norge satsar exempelvis på fossil energi, Schweiz och Österrike på elforskning medan de svenska statliga satsningarna är små på konventionell kämkraftsforskning och forskning om vattenkraft och fossila bränslen.

I dag är det såväl i Sverige som i andra länder framför allt miljö- hänsyn som påverkar hur forskningsmedlen disponeras. Internationellt prioriteras renare el- och värmeproduktion, förbättrad energieffektivitet och användningen av alternativa energibärare. Detta inbegriper satsningar på alternativa drivmedel. En starkt pådrivande faktor i dessa sammanhang är frågan om att minska utsläppen av koldioxid.

Forskningen och det industriella utvecklingssamarbetet internationa- liseras. På flera områden, t.ex. materialteknik och förbränningsforskning, är det för svårt, för dyrt och för tidsödande att söka nationella lösningar.

IVA-studien om Energi för kommande generationer, Energiforskning: Optioner inför 2000-talet

"' Energy policies of IEA Countries, 1994 review,Annex II Government R&D Budgets, p 615 642

Genom internationellt samarbete skapas kontaktytor för de forsknings- finansiärer och forskare som är verksamma inom områden, som prioriteras inom det svenska energiforskningsprogrammet. Den nationella utvecklingen på energiområdet kan stärkas _om svenska komparativa fördelar framgent utnyttjas mer aktivt för att ta tillvara och fördjupa det internationella samarbetet. Förutsättningama för framgång är härvidlag hög teknisk kompetens inom såväl universitet och högskola som inom näringsliv och andra delar av samhället.

IEA forskningssamarbete

Sverige är medlem i det intemationalla energiorganet International Energy Agency (IEA), som bildades år 1974 inom ramen för OECD- samarbetet. Syftet med samarbetet är bl.a. att minska medlemmarnas behov av importerad olja genom energihushållning och utveckling av alternativa energikällor. Under senare år har arbetet inom IEA även fokuserats på att minska energisystemets miljöpåverkan. Ett viktigt led i verksamheten är ett forskningsprogram. År 1975 antog IEA:s styrelse allmänna riktlinjer för medlemmarnas gemensamma forsknings- och utvecklingsarbete. Forsknings- och utvecklingssamarbetet syftar till att långsiktigt förbättra energiförsörjningen genom att främja diversitet, effektivitet och flexibilitet inom energisektorn.

Forskningssamarbetet inom IEA genomförs via samfinansiering från de deltagande länderna. Genom att ställa vissa resurser eller information till gemensamt förfogande, får respektive land ta del av motsvarande insatser från övriga deltagande länder. Därmed erhålls en s.k. uppväxling av insatserna. Flertalet IEA-projekt rör ej konkurrenskänsli gt utvecklingsarbete.

Arbetet i IEA utgör en del av den svenska strategiska omvärlds- bevakningen. Deltagandet i IEA-samarbetet har lett till att svenska forskare och även svenskt näringsliv har fått internationella forsknings- kontakter inom energiområdet som man svårligen skulle ha erhållit annars, vilket är av stor betydelse för den svenska konkurrenskraften.

E U—forskningssamarbete

Medlemskapet i EU erbjuder nya samarbetsformer och möjligheter till forsknings- och utvecklingsarbete inom energiområdet. Det är i dag för tidigt att uttala sig om hur framgångsrikt Sverige kommer att vara när

det gäller att finansiera svenska projekt inom energiområdet med EU- medel. Hur framgångsrik den svenska forskningen kommer att vara i detta avseende är beroende av svenska forskningsgruppers konkurrens- kraft i Europa och av hur mycket Sverige som medlem kan påverka innehållet i EU:s forskningprogram. Detta arbete har just börjat. Den nationella basen är därvid av största vikt för svenska forskares och svenskt näringslivs konkurrenskraft och framgång på den gemensamma europeiska marknaden. Andra medlemsländer vars EFUD-insatser, exklusive inom kärnkraftsområdet, är i samma storleksordning i relation till BNP som 1994 års svenska EFUD-insatser är Danmark, Finland, och Nederländerna[ '.

Området icke nukleär energi är indelat i forsknings- och utvecklings— programmet JOULE och demonstrationsprogrammet THERMIE. JOULE står för Joint Opportunities for unvconventional or long-term Energy Supply och THERMIE står för Technologie Européennes pour la Maitrise de lénergie. Forskning och utveckling utgör 45 % och demonstration 55 % av budgeten. Programmen har en total budget på 967 MECU, varav 27 % avsatts för energihushållning, 45 % för förnybar energi och 28 % för fossila bränslen. Verksamhetenen har stor bredd och kompletterar det svenska energiforskningsprogrammet inom flera områden. Det bör dock noteras att programmen inom vissa områden bara delvis fångar upp frågor som är centrala i ett svenskt perspektiv.

THERMIE har samma indelning som JOULE, men programmet är indelat i två delar; THERMIE A som avser demonstrationsprojekt samt THERMIE B som avser projekt för informationsspridning om ny energiteknik. Fördelningen mellan delarna är ca 75/25. THERMIE verkar genom projektstöd, stimulansåtgärder och samordning.

Svenska projekt förekommer inom områden som energihushållning, fasta bränslen, biobränsleförgasning, biobränsle och avfall samt transportteknik.

Nordiskt energiforskningssamarbete

Ett nordisk energiforskningsprogram pågår sedan år 1985. Syftet med programmet är att stärka baskompetensen i Norden vid universitet och högskola genom att inom valda energiområden möjliggöra nordiska forskares samarbete.

" Energy policies of IEA countries, 1994, Review, Annex III Government Energy R&D Budgets, s 619

I programmet ingår delområdena bioenergiprocesser/fotosyntes, bränsleceller, energi och samhälle, fasta bränslen med tyngdpunkt på omvandling av biobränslen, fjärrvärme och petroleumteknologi samt processintegration.

Verksamheten under föregående programperiod har bidragit till att forskningssamarbete inletts mellan forskare på nordiska universitets- institutioner, där något tidigare samarbete knappast existerat. Programmet har bidragit till ca 20 doktorsexamina och resultaten har kommit till användning inom både industri och ett bredare näringsliv.

Det nu pågående samarbetet gäller åren 1995 — 1998 och för detta har hittills medel om totalt 25 miljoner norska kronor avsatts.

8.4.5. Redovisning av prioriterade forskningsområden

Sverige bör välja forskningsområden där vårt land kan förväntas ge ett särskilt bidrag till den internationella utvecklingen och därmed har förutsättningar för att ta till vara nya forskningsrön, samt där vårt specifika energisystem ställer särskilda krav på kunskap och kompetens.

Den grundläggande naturvetenskapliga forskningen bör ges hög prioritet, så att de vetenskapliga grunderna för tillförsel, omvandling och användning av energi skall kunna utvecklas med samtidig hänsyn till miljön. Den grundläggande forskningen utgör en förutsättning för det mer tillämpade forsknings— och utvecklingsarbetet med mer närliggande mål.

Helhetssynen på energisystemet är betydelsefull, inte minst vid avvägningar mellan insatsernas intensitet på olika områden. Exempel på centrala frågor är hur energisystemets utformning och användningen av ny teknik kan påverkas. Energisystemforskning måste bedrivas på flera nivåer. För att få en helhetsbild av energisystemets utvecklings- möjligheter bör den tekniskt inriktade systemforsknin gen integreras med den övergripande energisystemforskningen. Detta skapar förutsättningar för en effektiv avvägning av åtgärder inom såväl tillförselsidan som användningssidan i energisystemet.

Genomgripande förändringar är nödvändiga för att effektivisera energianvändningen inom transportsektorn samtidigt som miljöpåverkan minskar. Utveckling av ökade kunskaper kring själva transportsystemet framstår som en särskilt viktig fråga. Förändringarna spänner över hela området från samhällsplanering till fordonsutveckling och bränsle- tillförsel. Med hänsyn till att möjligheten att begränsa koldioxidutsläpp

i Sverige i hög grad berör transportområdet bör, i ett energipolitiskt perspektiv, forskning och utveckling inriktas mot minskad bränsle- förbrukning, produktionsteknik för alternativa drivmedel och förbättring av miljöegenskaperna hos traditionella drivmedel. Transportmarknaden är i hög grad internationell och internationellt samarbete och samarbete med näringsliv och industrin är därvid av stor betydelse

Det ställs i dag ökade krav på att förena en god inomhusmiljö med långtgående energihushållning i bostäder och byggnader. Dessa två områden har utvecklats på olika håll med i viss utsträckning för få och svaga beröringspunkter. Forskning som syftar till långtgående energi— hushållning i förening med ett gott inneklimat bör ha hög prioritet. Med hänsyn till byggnaders långa livslängd bör system för underhåll, strategi för utbyte av system och effektivisering i befintliga byggnader vara av central betydelse.

Den främsta drivkraften för utveckling av nya industriella processer är högre produktivitet, kvalitet, bättre utnyttjande av råvaror, samt ökade miljö- och kundkrav. Det finns ett antal områden med betydande potential för såväl minskad elanvändning som minskad användning av värme. Energianvändningen inom processindustrin är nära knuten till den totala processutformningen. Utvecklingen inom energiområdet ställer elanvändningen inom den energiintensiva industrin i fokus. Detta bör avspeglas i forsknings- och utvecklingsinsatserna.

Den internationella utvecklingen inom området fossila bränslen kommer att bestämma villkoren för hur resultaten av forskningsinsatser rörande andra energikällor kommer att utnyttjas. Oljeanvändningen i Sverige kommer att fortsätta. En ökad användning av naturgas kan bli aktuell. Inom dessa områden kan svenska bidrag till fortsatt utveckling inte påverka själva resursbasen, men öka effektiviteten och miljö- prestanda.

Användningen av förnybar energi är beroende av regionala förut- sättningar. Betydelsen av förnybar energi kommer att öka som en del i strävan att förbättra försörjningstryggheten och öka miljöanpassingen. Den förnybara energi som på kort sikt kan lämna ett betydande bidrag till den svenska energiförsörjningen är vattenkraft och biobränslen.

Den svenska utbyggnaden av vattenkraften genomfördes under framförallt l930 1960-talen. Forskningsverksamheten var då omfattande. När utbyggnaden stannade av, minskade också forskningsinsatsema. Samtidigt som nybyggnads— och renoveringstakten minskade har kompetensen inom området utarmats. En förnyelse av befintlig vattenkraft bör utformas med hänsyn till ökad effektivitet och minskade miljöeffekter. Behovet av forsknings- och utvecklingsverk- samhet inom vattenkraftområdet har därmed ökat.

Biobränslen utgör i dag den förnybara energiråvara, exklusive vattenkraften, som har störst potential i Sverige. Skogsbrukets och Skogsindustrins restprodukter kan tillvaratas i ett kort perspektiv medan storleken på jordbrukets energiproduktion är beroende av inriktningen på omställningen av jordbruket. Särskilt angeläget är att utveckla referensanläggningar, som demonstrerar effektiv teknik med god ekonomi och acceptabel miljöpåverkan i hela bränslekedjan. Forskning som syftar till att säkerställa ett ökat utnyttjande av biobränslen från framför allt skogen, inom ramen för ett långsiktigt uthålligt skogsbruk, bör därför förstärkas. I ett längre tidsperspektiv kan näringstillförsel som t.ex. askåterföring för bibehållen eller ökad biobränsleproduktion komma att bli betydelsefull.

Avfallshanteringen kommer att förändras under de närmaste åren. Forskningen bör uppmärksamma förutsättningarna för energiutvinning ur avfall med hänsyn till förändrad avfallshantering och nya avfallsströmmar.

Utvecklingen av vindkraftteknik är i dag inriktad mot större anläggningar. Den framtida omfattningen och inriktningen av stöd till forskning och utveckling av vindkraft bestäms i hög grad av möjlig- heterna att kommersialisera den svenska utvecklingslinjen (se avsnitt 8.5).

Motsvarande gäller solceller, där en fortsatt framgångsrik utveckling i första hand kan ge möjlighet till export till länder med bättre förutsättningar för utnyttjande av solgenererad el än Sverige. Först på längre sikt kan solceller bli av betydelse för enerigförsörjningen i Sverige. En kraftig sänkning av kostnaderna för solceller i kombination med genombrott inom batteritekniken kan komma att förändra delar av energitillförseln och ge nya möjligheter till decentraliserad elproduktion.

Drivkrafter för utvecklingen vad gäller omvandling av bränslen till el och/eller värme är högre miljökrav och bättre utnyttjande av naturresurser. Förbränning och förgasning är centrala kompetensområden för stora delar av svensk energiindustri, som t.ex. tillverkande företag från motor- och gasturbintillverkare till små pannföretag — samt energiföretagen. Forskning och utveckling inom området bör därför fortsättningsvis ges en central ställning i energiforskningsprogrammet med inriktning både mot långsiktig grundläggande forskning och tillämpade forsknings- och utvecklingsinsatser som är viktiga för Sverige. Tekniska genombrott för bränsleceller kan väntas få betydelse, vilket kan motivera insatser inom området.

Överföring, distribution och lagring av energi utgör angelägna områden för att möjliggöra en effektiv och säker tillförsel av energi i ledningsbundna system. Elöverföring och eldistribution i såväl stor, som i liten skala, t.ex. vindkraft är här ett centralt område. Området värme- och kylteknik innefattar i sig skilda tekniker som fjärrvärme/fjärrkyla, värmepumps- kylteknik samt solvärme. Teknikläge, förutsättningar och utvecklingspotentialer skiljer sig avsevärt mellan dessa tekniker, men det finns samtidigt beröringspunkter. Inriktningen för framtiden innebär en effektivisering av befintliga system och forskning för att på sikt nå fram till förbättrade delsystem med särskild hänsyn till områden som är specifika för Sverige som t.ex. fjärrvärmesystemet. Nya lagringsmedier, som t.ex. vätgas kan i framtiden få ökad betydelse.

I propositionen om energipolitiken år 1991 betonas forskningens betydelse för att nödvändig kompetens inom kärnteknikomrädet skall kunna bibehållas långsiktigt. Särskilt pekas på betydelsen av att säkerställa att forskningsreaktorn i Studsvik kan drivas vidare för såväl forskningsändamål som i kompetensuppbyggande syfte under överskådlig tid. Framförallt ökad säkerhet har en utvecklingspotential internationellt. Inom fissionstekniken har Sverige sedan lång tid varit framgångsrikt. För att bibehålla denna ställning och för att kunna bidra till fortsatt utveckling inom kärnavfallsområdet fordras kvalificerad forskning vid universitet och högskola.

Kostnaderna för ytterligare reduktionsåtgärder av koldioxididutsläpp från energisystemet i Sverige är höga i jämförelse med uppskattade åtgärdskostnader i många andra länder. Försöken med ett system för insatser i andra länder och ett s.k. gemensamt genomförande bör fortsätta och byggas upp stegvis. Tillämpningsproblemen inom detta område är betydande, men det är angeläget att utarbeta former för s.k. överlåtbara utsläppsrätter. [ det fortsatta arbetet bör därför metodutvecklingen för krediteringen betonas och kompetensen inom området förstärkas. En utbyggnad av verksamheten måste ske i internationellt samförstånd samt genom samarbete och med beaktande av utvecklingen när det gäller klimatkonventionens parter. Frågan behandlas närmare i kapitel 12.

8.4.6. Forskningsfinansiering

Finansieringen av EFUD i dag är i stort sett lika fördelad mellan staten, kraftföretagen och den tillverkande industrin. Det statliga programmet har ett längre tidsperspektiv än marknadsaktörernas insatser. Statliga insatser bör därför prioritera kunskaps- och kompetensutveckling genom

finansiering av energiforskning vid universitet och högskola. En sådan forskning kan på sikt leda fram till nya produkter och processer, som bidrar till omställningen av energisystemet.

Energiområdets bredd skapar forsknings- och utvecklingsfrågor som kräver samarbete mellan aktörer inom tillförsel— och användnings— områdena. Formerna för kunskapsöverföring mellan å ena sidan energi- och energiteknikföretagen och å andra sidan universitet och högskola kan vidareutvecklas. Det statliga EFUD-programmet kan genom delfinansiering fortsatt kunna bidra till att stödja sådant konkurrens- neutralt samarbete.

Energiområdets forskningsstödjande aktörer består dels av de statliga sektorsmyndigheterna och forskningsråden NUTEK, NFR, BFR, KFB och Teknikvetenskapliga forskningsrådet (TFR), dels av flera bransch- organisationer som Elforsk, F järrvärmeföreningen, Värmeforsk och Stiftelsen lantbruksforskning. Antalet aktörer har ökat under de senaste åren. De nya forskningsstiftelsernas (Miljöstrategiska stiftelsen och Strategiska stiftelsen) verksamhet är under uppbyggnad. Hur stiftelsernas insatser förändrar behovet av stöd inom ramen för energiforsknings- programmet är i dag svårt att överskåda. Stiftelsernas insatser kommer att visa på nya möjligheter vilket ställer nya krav på samverkan. Till följd av energiområdets bredd finns dessutom EFUD-frågor som kräver samarbete t.ex. mellan aktörer inom energitillförsel- respektive energi- användningsområdet.

Spridningen av ny kunskap underlättas om forsknings— och utvecklingssamarbetet mellan olika aktörer inom energisektorn stärks. Möjligheterna till ökad samordning på finansieringssidan bör prövas och vidareutvecklas med avseende på statliga och privata medel samt medel från Stiftelserna.

Uppdelningen av energiforskning på flera myndigheter kan göras tydligare genom att undvika att mer än en myndighet är ansvarig för ett specifikt teknikområde. Tillgängliga medel för statligt stöd till EFUD är, trots medverkan från flera myndigheter, med hänsyn till områdets bredd starkt begränsade. De statliga anslagen via myndigheterna fungerar i första hand som en brygga för samarbete mellan olika parter. Ansvaret för uppbyggnad av en långsiktig forskning och starka forskargrupper vid universsitet och högskola måste delas av flera parter. Myndigheternas uppdrag måste genomföras i nära samarbete. Det är dock betydelsefullt att det finns en väl fungerande, ansvarig, samordnande energimyndighet.

8.4.7. Ersättning av kärnkraften ställer särskilda krav på EF UD

De mycket kraftfulla energiforskningsinsatser som har gjorts i hela den industrialiserade världen har hittills inte kunnat visa på alternativ elproduktionsteknik som är kommersiellt konkurrenskraftig med vattenkraft, kärnkraft eller kraftproduktion baserad på bränslen. Inom det senare området har dock processer utvecklats som medger avsevärt ökad elproduktion vid en given bränsleinsats.

Dagens svenska EFUD svarar inte helt mot de frågor som skulle aktualiseras vid en kämkraftsavveckling före år 2010. Av strategisk betydelse härvidlag skulle vara de insatser som gjorts för effektivisering och till viss del inom bioenergiområdet. En avsevärd del av energiforskningen har emellertid en inriktning som på längre sikt kan få stor betydelse i ett miljö- och klimatperspektiv.

Den ändring i EFUD-insatser som skulle behöva göras vid en nära förestående kämkraftsavveckling beror av hur bortfallet i elproduktionen skall hanteras.

Vid en snabb kämkraftsavveckling är det troligt att fossila bränslen, framförallt naturgas, kommer att utgöra viktiga alternativ. På kort och medellång sikt aktualiseras frågor om hur utsläpp av koldioxid och kväveoxider från den ökade bränsleanvändningen skall kunna begränsas. Biobränslen får härvid en central roll. Utbyggnadstakten samt de tekniska och ekonomiska riskerna avgör då i vilken utsträckning ny teknik kommer att tillämpas. En biobränslesatsning bör utformas så att man inte bygger fast sig i en gammal teknik. Sådana investeringar skulle vara blockerande för investeringar i ny effektivare teknik under en väsentlig del av den tekniska avskrivningstiden, kanske upp till eller över 20 år, och försvåra elersättning i ett mer långsiktigt perspektiv. Samma resonemang kan föras då det gäller elersättande teknik inom industrin.

8.5. Ny teknik

De energikällor som behandlas här är solenergi, vindenergi och biobränslen. Av dessa energikällor är biobränslena den klart viktigaste i dag. Dessutom behandlas exempel på teknik för förbränning och förgasning av biobränslen för effektivare produktion av värme och el samt värmepumpstekniken för att tillvarata värme från lågvärda värmekällor. Energikällor som t.ex. geotermi och vågkraft har uteslutits eftersom dessa inte anses kunna ge något väsentligt bidrag till energi-

försörjningen i Sverige.

Biobränsleuttag

Skogen svarar för den största delen av de förnybara bränslen som används i dag. Forskning och utveckling inom området rör hur ett ökat bränsleuttag påverkar skogens långsiktiga produktionsförmåga. Resultaten används för att fastställa vilka biologiska restriktioner för bränsleuttag från skogen som är motiverade och vilka kompensations— åtgärder som kan vara nödvändiga. De miljömässiga, tekniska och ekonomiska förutsättningarna för återföring av biobränsleaska till skogen studeras. Resultaten väntas också bidra till att ta fram systemlösningar för hur en ökad biobränsleanvändning kan utnyttjas på det mest kostnadseffektiva sättet ur samhällsekonomisk synpunkt för att minska nettoemissionerna av klimatpåverkande gaser.

Jordbruket utgör en resurs i produktionen av biobränslen. I Sverige är salixodling av störst intresse. Forskning och utveckling inom området är inriktade på att sänka produktionskostnaden och öka odlings- säkerheten. Det finns i dag ca 15 000 hektar salixodling i södra och mellersta Sverige.

Biobränslefo'rädl ing

Genom förädling av biobränslen till briketter, pelletter pulver kan möjligheterna förbättras att utnyttja biobränslen i t.ex. mindre pannor och konverterade oljepannor. Den forskning och utveckling som bedrivs är inriktad på att minska kostnaderna för förädlingsprocesserna.

Etanol kan bl.a. användas som drivmedel inom transportsektorn. Etanol framställd ur stärkelsehaltiga jordbruksprodukter i Sverige har hittills inte visat sig vara konkurrenskraftig. Forskning och utveckling inom området syftar till att utveckla en ny process baserad på cellulosahaltiga råvaror, t.ex trädbränslen, och därigenom sänka produktionskostnaden.

Den del av t.ex. hushållsavfallet som utgörs av organiskt material kan rötas, varvid biogas erhålls. Biogas kan i princip användas inom alla de områden där naturgas kan användas, dvs. för värme- och elproduktion samt transporter, och företrädesvis med småskaliga tekniker eftersom biogasproduktion domineras av lokal produktion och små volymer. Forskning och utveckling inom området syftar till

processoptimering rörande biogasproduktion i särskilda reaktorer samt från deponier. Kostnaderna för biogasproduktion är beroende av vilket organiskt substrat som används.

Förbränning och förgasning

Bra teknik för förbränning och förgasning av biobränslen är central för möjligheterna att effektivt utnyttja förnybara energislag för el- och/eller värmeproduktion. Forskningen i Sverige är inriktad på framförallt tre områden; utsläppsforskning, fluidbäddsteknik för förbränning/förgasning samt förgasningsteknik. Utsläppsforskningen syftar främst till att ge kunskaper om hur man kan minska utsläppen av kväveoxider och oförbrända kolväten. Förgasnings- och pyrolysforskningen syftar till att påverka sammansättningen hos det förgasade bränslet så att bränngasen kan utnyttjas som gasturbinbränsle.

Forsknings- och utvecklingsinsatser för elproduktion från biobränslen är inriktade mot att höja elverkningsgraden, dvs. att erhålla så mycket el som möjligt i förhållande till insatt mängd bränsle i processen.

Forsknings- och utvecklingsarbetet är bl.a. inriktat på att ta fram material som klarar högre tryck och temperatur, t.ex. kromstål anpassade för höga temperaturer. Om detta lyckas kan också bättre elverkningsgrader nås.

En förutsättning för att kunna använda biobränsle i kombination med en gasturbin är att stoftpartiklar och andra föroreningar kan avskiljas från gasen så att gasturbinen inte skadas. Detta är en central uppgift vid den utveckling av förgasning av biobränsle under tryck, som bedrivs i Sydkrafts försöksanläggning i Värnamo.

Termiska processer i Studsvik (TPS) utvecklar en förgasningsprocess som drivs vid måttligt övertryck, s.k. atmosfärisk förgasning. Erhållna resultat pekar på att tekniken ger dubbelt så hög elverkningsgrad som konventionell teknik. TPS:s teknik har använts för förstudier av en pilotanläggning som skall uppföras i Brasilien. TPS är också teknikleverantör till en försöksanläggning på 8 MW el som uppförs i England enligt ett beslut som togs inom ramen för EU:s THERMIE- program är 1994. Storleksordningen 15 MW värme med ungefär samma elproduktion bedöms vara en nedre gräns för lönsamhet för denna kraftvämeprocess.

En speciell gasturbinprocess som bedöms vara mycket intressant är den s.k. Humid—Air- Turbine-cykeln. Teoretiska beräkningar pekar på att tekniken kan ge hög verkningsgrad vid elproduktion

Fasta bränslen skulle också kunna utnyttjas för gasturbindrift med hjälp av externeldade gasturbiner och existerande pannteknik. En

förutsättning för ett tekniskt genombrott är dock att tillräckligt hög lufttemperatur kan uppnås, vilket ställer krav på utveckling av keramiska värmeväxlare.

Förstudier avseende kraftvärmeproduktion baserad på direkteldade gasturbiner för träpulver pekar på en möjlig användning inom mindre fjärrvärmesystem. Tekniken kan komma att bli kommersiellt tillgänglig inom en tio-årsperiod.

Svartlutsförgasning

Svartlutsförgasning har identifierats som en betydelsefull teknik för kemikalieåtervinning och energieffektivisering i massafabriker.

Sulfatprocessen har sedan 1930-talet varit dominerande vid produktion av kemisk massa. Svartlut genereras i processen och den innehåller både kokkemikalier och energirika substanser (lignin). Ny teknik för kemikalieåtervinning och energiutvinnig är under utveckling där svartluten förgasas istället för att förbrännas. I en kombination av gas- och ångturbindrift kan dubbelt så hög elproduktion nås som vid dagens förbränning av svartlut.

Forskning och utveckling av svartlutsförgasningstekniken bedrivs förutom i Sverige också i Finland. De två företagen Kvaerner Pulping Technologies AB och ABB Corporate Research AB arbetar med att utveckla trycksatt svartlutsförgasning, dock enligt två skilda koncept.

En liten anläggning för förgasning av svartlut vid atmosfärstryck finns sedan några år i drift vid Frövifors bruk. Med stöd från FABEL- programmet på 75 miljoner kronor planeras även en trycksatt demonstrationsanläggning enligt Kvaerner Pulpings koncept att uppföras vid Frövifors. Kapaciteten är 300 ton torrsubstans per dygn. Investeringen för en fullstor anläggning för t.ex. Frövifors bedöms kunna komma att uppgå till 600-700 miljoner kronor.

En pilotanläggning, där ABB:s process demonstreras, är under uppförande i USA och förväntas vara klar under år 1996. Blir försöken lyckade i pilotanläggningen planerar man att skala upp processen från 30 ton till 240 ton torrsubstans per dygn.

Forsknings- och utveckling rörande bl.a. rening av produktgasen är central för svartlutsförgasningen eftersom det är en förutsättning för en framtida möjlig slutförbränning i gasturbin, vilket är en förutsättning för ökad el generering.

Vindkraft

Dagens kommersiella vindkraftverk med en storlek på upp till 600 kW kan producera el till en kostnad av 30 — 40 öre per kWh i . goda vindlägen. Forskning och teknikutveckling rörande vindkraft är inriktade på de tekniklösningar som på lång sikt kan bli mest kostnadseffektiva. Satsningarna görs på aggregatutveckling, delsystem och komponenter. l forsknings- och utvecklingsarbetet arbetar man med meteorologi, aerodynamik, materialutveckling, el- och styrsystem samt modellstudier för beräkning av vindkraftverkens struktur och dynamik.

De svenska prototyper som för närvarande demonstreras i Sverige omfattar två konstruktionsprinciper, s.k. stela och veka aggregat, i storlekarna från 250 kW upp till 3 MW. 3 MW-aggregatet är utvecklat i ett svenskt-tyskt samarbete och demonstreras på Gotland. Dessutom demonstreras världens första havsbaserade vindkraftverk i Blekinge.

Den framtida användningen av vindkraft är beroende av anläggningarnas kostnadseffektivitet samt möjligheten att finna lämpliga platser att bygga på. Den svenska utvecklingslinjen, s.k. vekt koncept, bedöms ha större möjligheter att reducera kostnaderna än traditionella stela aggregat. Erfarenheten från driften av redan byggda vindkraftverk är av stor betydelse för det fortsatta utvecklingsarbetet.

Solceller

Elproduktion med solceller av kristallint kisel är idag etablerad teknik med många användningsområden på platser dit det inte lönar sig att dra fram det ordinarie elnätet. Tekniken tillämpas i ett flertal nischer som t.ex. satelliter, fyrar, fritidsbåtar och sommarstugor. Forskning och teknikutveckling på solceller är i dag inriktad på att sänka produktions— kostnaderna.

Det som begränsar användningen av tekniken är det höga priset på solcellskomponenter. Produktionskostnaden för solcellsteknik uppskattas kunna sänkas till ca 2,60 kronor per kWh vid en eventuell storskalig tillverkning. I Sverige ställer användningen dessutom krav på komplet- terande energikällor under vinterhalvåret eller extra lagringskapacitet. Dessa komplement ökar de totala kostnaderna för tekniken. Även s.k. nätanslutna solcellssystem har demonstrerats och fungerar väl. För att nätansluten elgenerering med solceller skall bli ekonomisk krävs att priset på solcellsmoduler reduceras jämfört med i dag. I dag kostar solceller från fabrikant 4 5 USD per W. Priset skulle behöva reduceras med en faktor tre för att bli ekonomiskt i de mest fördelaktiga nätanslutna tillämpningarna.

På sikt förväntas det vara möjligt att sänka produktionskostnaden för solcellsmoduler med en faktor tio, genom att övergå från tekniken med kristallint kisel till ny teknik som bygger på den s.k. tunnfilmstekniken. Den nya tekniken förutses innebära att solel skall kunna produceras för 30 — 40 öre per kWh exklusive lagring. En kostnadsreduktion i denna storleksordning skulle innebära att solceller blir ekonomiska för elgenerering i de flesta sammanhang där ej lagring av el krävs.

Solvärme

Användningen av solvärme genom solfångare har ökat de senaste åren framför allt i småhus. Ett antal större anläggningar har också uppförts i demonstrationssyfte. Dessa s.k. solfångarfält är normalt anslutna till ett fjärrvärmenät. En viktig uppgift är att sänka kostnaderna för kringutrustning och installation. Dessa kostnader är i dag allt för höga särskilt i mindre anläggningar. Forskning om och teknikutveckling av solfångare är i dag inriktad på reflektorer för att öka solinstrålningeii till solfångaren, antiretlexbehandling av täckglaset, förbättrade egenskaper hos det selektiva skiktet och transparent isolering.

Värmepumpar

Genom värmepumpar kan värmeenergi av låg temperatur, t.ex. spillvärme i avloppsvatten, som inte annars kan utnyttjas, tas till vara. Forskning och utveckling i Sverige och i övriga Europa inom värmepumpområdet är i dag koncentrerad till att finna nya arbetsmedier som inte medför någon miljöbelastning.

Solbaserad vätgasproduktion och artificiell fotosyntes

Sannolikt dröjer det 40-50 år innan ett energisystem baserat på solbaserad vätgasproduktion kan bli kommersiellt. Problemen kring användning av vätgas som energibärare gäller framförallt de förluster som uppstår i samband med omvandling och lagring. Utvecklingsläget vad gäller artificiell fotosyntes ligger på grundforskningsnivå. Frågeställningar gäller förståelsen av den naturliga

fotosyntesen, och möjligheten att öka verkningsgraden via artificiell fotosyntes, för produktion av t.ex. energirik gas. En teknisk lösning bedöms eventuellt kunna studeras inom en tio- till tjugoårsperiod.

lldlziilmu siv mbwmnmwm Mammut ' Madi! Hail-H till maittain m.: m.m..lhwqwÅamtmdl twin-mmm 'iim-EIIIIIIFMIIIPI-HIEI- wih-Him.!» 'l'llJ'll'In trind-'um-flj' wat-Mmm- ...-...man "limpa-innan!: 'I: lamp-Fawad..." ' numren-. '. unc-h IHH! pli-lilli- 'le' alla|-lli!!- Elf

". :r#lim1kaH-Fllirdlm' Ir """ . """

|. PM.—N' . ,. '|' .J'Il' ' ' _ ' r' "' rl"

.|..l :..-i man lil i-lunnu brud...-...nu :m i... ..I'. .|.'i mamma-u hur.-mmm mamma.. Emm. .it-mmm .,...F=.-l.nr-.ul|.ra| ml'nmmmm |.m|r'.-' Hfmn ”nunna.—uma... 1-'.r|-.i|l' MWh—Inuti: in"-| ...-hmmm...."-

-|- : MIWIEWW

Hmmm-innan!." lund-M f.:r-dq: mål!!-lli-

i. - . "”m”-"'_', .- '|. :|. Muggar": , .

"""""'_-|I ".'- lgh 'lif'll'l'll.ll=1"j % _hh ##le '

|".. Jo...": Enl- ”' nun l.nlt.'u|u|l|'f-li'1-!.-i'L'1_..'..ll..|lll. "i..;u'll' ...,-m......jb. 5.3-"' "'—-mi-l"'-H"H1""

."..'£-' .--='.'.."-d:"1u|'n .'J'l .-|l 'It-"% :(.: IFIHI'U

'- , .'.- _.....:_ i.'.i;.:,.',-1 III”—1 11: '_g'... TI h_f'mnr'” l' m'- :- :.tlll.j'_..f:|j aug.-Irinjl'lh' '| 'I: 'I '. || ;1" ill "Fä-LWR" LT'mL

.l'nllj.1| _'1.'I' .. " :, '.'if -' ' ""." I 'I "| .l'l."_-"L|'.l.ll' E'Ll ". I.” I. ."1'.' '.:|".."ll '|'|.|"' '|' " | | 1' 'I" ”' ".-.'|"'|.|

' liutklmj '. 11.1. _. .. ' E.. ""i-. " .:..3 li'q :" .i| .:rmi-ll '" -.liinl_.'—"l' " ' 51411 |"- i ' " ..'-|'-.i'-'|T :.l'o |.'l.'| "-'. Fil:—|

. ___-___ _ ___.._.___-.__-l__-._ ..l.

nh-______ .... . .-._

9. Priser på el och bränslen

9.1. Prisutvecklingen på bränslen internationellt och i Sverige

Oljekriserna under 1970-talet innebar mycket kraftiga prishöjningar på olja. Priset på råolja steg, från några få US-dollar per fat före den första oljekrisen åren 1973 74, till omkring tio US-dollar per fat. Därefter fluktuerade priset först kring denna nivå, för att sedan i samband med Irankrisen år 1979 stiga till över 35 US-dollar per fat, vilket realt motsvarade en ökning med 500 %. Under början av 1980-talet låg världsmarknadspriserna på olja realt på en relativt konstant nivå, medan oljepriserna i Sverige fortsatte att stiga. Skatten på oljor höjdes successivt i Sverige.

För att upprätthålla det höga priset på råolja tvingades OPEC—länderna att skära ned produktionen. År 1986 inträffade ett mycket kraftigt prisfall på råoljemarknaden, främst till följd av att Saudiarabien ökade sin produktion. Tendensen på marknaden har sedan dess varit att priserna fallit realt, dock med en tillfällig uppgång kring år 1990 i samband med kriget i Kuwait. En orsak till de fallande priserna anses vara en överproduktion inom OPEC i förening med en svag efterfrågeutveckling. I dag är det reala oljepriset på den internationella marknaden väsentligt lägre än det som etablerades efter de båda oljekrisema (se figur 9.1).

I Sverige har prisfallet på oljor sedan mitten av 1980-talet delvis motverkats genom höjda skatter, vilket har medfört att priset, inklusive skatt, i dag är något högre än är 1980. Skatteandelen av det slutliga priset (exklusive moms) för tjock eldningsolja har, för andra användare än industrin, ökat från omkring 10 % i början av 1970-talet till ca 60 % i dag.

Figur 9.1 Världsmarknadspriset på råolja åren 1970 1994 i löpande och fasta priser. US—dollar per fat.

40

30

Löpande prlser 20

10

Fasta prlser

: ___- ___-_

r—I—I ! | | i _|

| | 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Vid omräkning till fasta priser har Världsbankens exportprisindex använts.

Källa: NUTEK

De stigande världsmarknadspriserna på olja i samband med Oljekriserna medförde att efterfrågan på kol ökade, vilket i sin tur ledde till en tillfällig höjning av Världsmarknadspriset på kol under perioden 1980 - 1982. Den ökade efterfrågan på kol resulterade i investeringar i såväl gruvindustrin som distributionsledet, vilket ledde till en viss överkapacitet. Från mitten av 1980—talet har kolpriset fallit realt bortsett från en mindre ökning kring år 1990.

Kolprisets utveckling i Sverige har följt världsmarknadspriserna. År 1994 var det reala priset före skatt på kol i Sverige ungefär hälften av 1983 års nivå. Skatterna på kol var fram till år 1983 mycket låga men har därefter höjts kontinuerligt. Skatteandelen av det slutliga priset för icke-industriella användare har ökat kraftigt, från ca 3 % år 1983 till ca 80 % år 1994. Skatteökningen medförde under perioden en fördubbling av det reala priset på kol inklusive skatt. Omläggningen av energiskatterna år 1990 innebar att kolskatten mer än fördubblades och utgjorde en kraftig förändring av den relativa skattebelastningen för olika bränslen (se figur 9.2).

Figur 9.2 Beskattning av bränslen åren 1970—1995 exklusive moms, 1993 års penningvärde.

_ . ' ' Naturgas ! . '

|_1|_'1|_—Tl_rl—'T|—'—1'!

1970 1975 1980 1985 1990 1995

Anm. Vid omräkning till fasta priser har konsumentprisindex använts.

Källa: NUTEK

Prisutvecklingen på olja i Sverige sedan början av 1970-talet framgår av figur 9.3. Prisuppgifter för kol och biobränslen finns endast fr.o.m. 1980-talet. Biobränsleprisema har sjunkit realt under hela perioden. En beskrivning av prisbildningen på biobränslemarknaden ges i kapitel 7. För priserna på naturgas saknas officiell statistik. Prissättnings- principerna för naturgas behandlas i kapitel 6.

Bränsleprisernas utveckling över tiden har fått påtagliga effekter på användningssidan. Den mest framträdande förändringen är i detta sammanhang den kraftiga minskning av Oljeanvändningen sedan början av 1970-talet som kortfattat beskrivs i kapitel 4. Denna process skedde dels inom energisektorn, dels hos slutanvändama, framför allt inom industrin och bebyggelsesektorn, genom en Övergång till el och fjärrvärme samt genom effektivisering. Effekterna av anpassningen till högre priser och skatter förstärktes av andra åtgärder i den statliga oljeersättningspolitiken (se kapitel 13).

Figur 9.3 Bränslepriser i Sverige åren 1970 - 1994 inklusive skatt, 1993 års penningvärde.

40

30

20

10

Blobränslen

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Vid omräkning till fasta priser har konsumentprisindex använts. För industrins del gäller andra siffror efter år 1993 p.g.a. skatte- sänkningar.

Källa: NUTEK

Kolets ökade konkurrensfördel under perioden närmast efter Oljekriserna märktes främst inom fjärrvärme- och kraftvärmeproduktionen, där kolanvändningen ökade markant fram till år 1987. Därefter har de kraftiga skattehöjningarna på kol medfört en övergång till främst biobränslen för värmeproduktion. Som framgår av figur 9.3 ligger priset på biobränslen i dag lägre än kolpriset, inklusive skatt, för icke-industriella användare.

9.2. Dagens bränslepriser i Sverige

Trots sjunkande oljepriser internationellt ökade oljepriserna i Sverige mellan åren 1992 och 1993 till följd av den svenska kronans nedskrivning. Den stabiliserade växelkursen och de sjunkande världsmarknadspriserna på olja återspeglades i sjunkande importpriser år 1994.

Det genomsnittliga importpriset i Sverige år 1994 var för råolja

904 kronor per m3 och för kol 317 kronor per ton.

Bränslepriserna i Sverige varierar mellan användarna. Dels skiljer sig priserna åt mellan olika användare, exempelvis till följd av hur stora kvantiteter som köps, dels slår energi— och miljöskatter igenom olika starkt för olika konsumentgrupper. I tabell 9.1 visas prisutvecklingen för fossila bränslen och biobränslen de senaste åren för några användar- kategorier. Observera att priset för värmeverk och industrier ej inkluderar moms.

Tabell 9.1 Bränslepriser för stora värmeverk, stora industrier samt fastigheter, inklusive skatter (samt moms för fastigheter), 1994 års penningvärde. Öre per kWh.

Stora Stora Fastigheter värmeverk industrier

1992 1993 1994 1992 1993 1994 1992 1993 1994

Eol 23,5 28 27,1 23,5 15,4 13,8 33,2 37,5 36 E05 20,3 22,2 22,9 20,3 10,6 10,7 27,8 30,3 29,9 Gasol 18,2 20,6 19,7 18,2 14.0 12,8 27,8 31,5 30,7 Kol 19,3 21,3 21,8 18,2 9,9 9,8 25,4 28,0 28,4 Biobr. 12,1 10,9 9,8 9,8

Källa: NUTEK

De prisförändringar som skedde år 1993 var en följd av den förändrade energibeskattningen och det ökade importpriset. Skatteomläggningen innebar en sänkning av koldioxidskatterna för industrin och en höjning för övriga användare, samtidigt som energiskatten, liksom nedsättnings- systemet, slopades för industrin. I tabellen tas dock inte hänsyn till att den energiintensiva industrin fram till år 1993 fick nedsättning av både energi- och koldioxidskatten med den del av energiskattebelastningen som översteg 1,2 % av försäljningsvärdet. Det faktiska priset före år 1993 var för energiintensiv industri således genomsnittligt lägre än vad som framgår av tabell 9.1.

Det genomsnittliga priset för skogsflis (exklusive skatt) under år 1994 var för leveranser till värmeverk 109 kr per MWh bränsle och för industri 98 kr per MWh bränsle. För förädlade bränslen, pelleter och briketter, var priset för leverans till värmeverk i genomsnitt 143 kr per MWh bränsle. Priserna på stycketorv och frästorv för leveranser till

värmeverk var 116 respektive 104 kr per MWh bränsle'.

9.3. Pris på fjärrvärme

Fjärrvärmepriset varierar mellan olika orter beroende på de lokala förutsättningar som gäller för värmeproduktionen. Det genomsnittliga fjärrvärmepriset (inkl. moms) var 40,5 öre per kWh år 1994. Under andra hälften av 1980-talet var priserna i stort sett realt oförändrade, medan de under början av 1990-talet har sjunkit såväl realt som nominelltz.

En redogörelse för variationerna i fjärrvärmepriserna finns i underbilaga 6 till delbetänkandet Ny elmarknad (SOU 1995:14). Där konstaterades att skillnaden i priser (exkl. moms) mellan olika fjärrvärmemarknader var över 100 % år 1993. Priset (exkl. moms) låg i intervallet 25-55 öre per kWh3. Det kunde inte påvisas något samband mellan fjärrvärmeföretagens priser och var i Sverige fjärrvärmeverken är belägna. Däremot kunde konstateras ett svagt samband mellan prisnivå och företagens storlek, där de små fjärrvärmeföretagen tenderade att ha högre priser än de stora.

9.4. Internationella bränslepriser i framtiden

Den framtida prisutvecklingen på de internationella energimarknaderna är föremål för olika bedömningar. Intresset koncentreras främst till oljemarknaden, beroende på att priset på olja till stor del styr prisutvecklingen för övriga fossila bränslen. Sambandet betingas huvudsakligen av att de fossila bränslena utgör substitut till varandra i många användningsområden.

' Källa: NUTEK

w

Prisuppgiftema baseras på statistik från SCB. Enligt Svenska Fjärrvärrneföreningen var priset för medlemsföretagen år 1994 i genomsnitt 44,6 öre per kWh inklusive moms.

Svenska Fjärrvärmeföreningens uppgifter.

Olja

Prisutvecklingen på oljemarknaden har visat sig vara svår att förutsäga. Faktorer som påverkar prognoserna är, förutom bedömningar av efterfrågan, tillgång och produktionskostnader, bl. a. vilka antaganden som görs om de dominerande producenternas uppträdande. Sådana antaganden utgör en stor osäkerhetsfaktor på grund av producentledets kartell- och oligopolartade förhållanden.

I sin långsiktsbedömning från år 1994 räknar IEA med att efterfrågan på olja kommer att växa med 1,8 procent om året fram till år 2010. OECD—ländernas efterfrågan väntas växa betydligt långsammare än genomsnittet, medan utvecklingsländerna väntas öka sin användning i snabbare takt p.g.a. en förväntad fortgående industrialisering och standardtillväxt. Med hänsyn tagen till det väntade utbudet från övriga producenter räknar IEA med att OPEC-länderna måste fördubbla sin nuvarande produktion till år 2010 för att balans skall kunna uppnås på marknaden. Detta skulle kräva en mycket omfattande kapacitets- utbyggnad i OPEC-länderna, trots att det i dag föreligger viss överkapacitet och ett tillskott skulle kunna uppkomma genom Iraks återinträde på marknaden. Industriländernas beroende av OPEC-ländema i Mellanöstern skulle åter öka. Mot denna bakgrund antas i IEA:s referenskalkyl priset på råolja att öka från ca 17 US-dollar till 28 US-dollar per fat år 2005 för att därefter stabilisera sig på denna nivå.

För tiden bortom år 2010 är tillgången på aktuella bedömningar och scenarier för oljepriset begränsad. Branschorganisationen World Energy Council (WEC) redovisar i sina scenarier från år 1993 uppskattningar för energiförbrukning och -försörjning för år 2020. Inga uttalade oljeprisantaganden redovisas men bedömningarna uppges vara gjorda utifrån priser på mellan 25 och 40 US-dollar per fat. WEC redovisar i referensfallet en lägre total oljeförbrukning för år 2010 än vad IEA gör.

EG-kommissionen har i sitt scenariearbete i flertalet fall använt oljepriser som ökar från 16 US-dollar till 19 US—dollar per fat år 2000, 26 US—dollar år 2010 och 29 US-dollar år 2020.

Andra prognoser pekar på sjunkande oljepriser. Exempelvis räknar den internationella olje- och gasindustrin med ett oljepris på 15 US- dollar per fat enligt Shells inlägg vid den senaste WEC-konferensen. Avgörande för den långsiktiga prisutvecklingen blir främst producentländernas förmåga att begränsa utbudet. Betydande

' prisfluktuationer kan inte uteslutas.

Kol

Priset på kol har efter Oljekriserna under 1970-talet, då kolpriset nära följde oljepriset, i allt högre grad kommit att baseras på kostnader för brytning och transport, vilka utgör en undre gräns för prisutvecklingen. Den övre gränsen bestäms av oljepriserna. Inom det angivna intervallet sätts priset av aktuella marknadsförhållanden.

Utvecklingen på den internationella kolmarknaden har i högre grad än vad som gäller för olje- och gasmarknaderna kännetecknats av konkurrens. En stor del av reserverna är koncentrerad till några få länder, främst USA, Kina och Ryssland, men produktionen är väsentligt mindre koncentrerad än på oljesidan. Tillgången på kol är mycket stor i förhållande till den aktuella förbrukningen. Priset på den expanderande världsmarknaden tenderar att bestämmas av produktions- och transportkostnader för amerikanska producenter. Under senare år har importpriset till Västeuropa legat kring 40 US-dollar per ton.

IEA anger i sin studie att kolpriserna i Västeuropa skulle kunna stiga till omkring 55 US-dollar per ton år 2005, eftersom efterfrågeökningen i USA antas komma att medföra ett behov av ökade investeringar. 1 Västeuropa kan subventioner av kolbrytningen komma att avvecklas med högre importbehov som följd, även om en betydande del av kolanvändningen i elsektorn .kan komma att ersättas av gas. Den betydelsefulla exporten från Ryssland och Polen antas av IEA komma att minska. Världsbanken anger produktionskostnader år 2005 som motsvarar ett importpris i Västeuropa på ungefär 50 US-dollar per ton. På grundval av dessa antaganden kan man uppfatta intervallet 55-60 US-dollar per ton som ett tak för kolpriserna i Västeuropa'.

Naturgas

Gaspriserna i Västeuropa regleras vanligtvis i långsiktiga kontrakt där de ofta relateras till priset på konkurrerande bränslen. För gas finns även kopplingar till olja i produktionsledet. Historiskt har gaspriserna, med en viss eftersläpning, följt oljeprisemas utveckling. I framtiden kan gaspriserna komma att i större utsträckning bestämmas av konkurrensen mellan olika producenter och nätägare.

4 Se Radetzki, M., "Coal in Europe: Implications of dismantled Subsidies", SNS Energy Day 1994.

Prisbildningen på naturgas i Västeuropa kan karaktäriseras som labil. Till följd av fallande konsumtion i Ryssland har ett överskott som kan avsättas på utlandsmarknaden uppstått. Avgörande för framtiden är hur de relativt koncentrerade producent- och transmissionsleden kan komma att utvecklas. Skulle konkurrensen öka kan gaspriset i högre grad komma att baseras på kostnader för utvinning och transport. I importledet avgörs prisbildningen av förhandlingar inom en korridor vars golv består av dessa kostnader och vars tak bestäms av priserna på konkurrerande bränslen.

Energikommissionens prisantaganden

Inom ramen för Energikommissionens arbete har inte några prisprognoser utarbetats. Mot bakgrund av här redovisade bedömningar har i stället enkla prisantaganden gjorts. Oljepriserna har antagits öka i jämn takt från dagens ca 17 US—dollar till 28 US-dollar per fat år 2020. Kolpriserna antas öka från ca 40 US-dollar till 57 US-dollar per ton år 2020. För naturgas antas priset öka vid den kontinentala Nordjökusten från 2,50 US-dollar till 3,75 US-dollar per MBTU, vilket innebär att en koppling till oljepriset har förutsatts? De antaganden som gjorts om de internationella bränslepriserna utveckling har betydelse för produktionskostnaderna i elproduktionen och för kraftslagens inbördes konkurrenskraft. Priserna på biobränslen har antagits följa utvecklingen för de fossila bränslena.

9.5. Elprisets utveckling och prisbildningen på elmarknaden i Sverige

Det existerar i Sverige ett antal delmarknader med olika priser för el. När man talar om elpris avses ofta det så kallade råkraftpriset, vilket definieras som elpriset på stamnätsnivå. Råkraftpriset ligger i sin tur till grund för de priser som betalas av slutliga kunder och återförsäljare. Mellanskillnaden utgörs främst av kostnader för överföring och administration. Eftersom produktionskostnaderna och elefterfrågan varierar över året och dygnet förekommer en tidsdifferentiering av priserna. Med "elpriset" avses oftast en genomsnittlig nivå över året.

5 En MBTU (Million British Thermal Unit) = 290 kWh.

Priserna på marknaden för högspänd el kan för vissa kunder, t.ex. industrier och distributörer, ligga nära råkraftpriset. På marknaden för lågspänd el är distributionskostnaderna betydligt högre och råkraftprisets andel av priset till slutkunderna följaktligen relativt lågt, 35—40 % av priset exklusive skatt för ett hushåll utan elvärme. Relationen mellan olika elpriser visas i tabell 9.2.

Tabell 9.2 Elpriser år 1994, öre per kWh, löpande priser.

Exkl. Inkl. punktskatt

skatt och moms Råkraftpris 23 23 Elintensiv industri” 24 24 Mellanstor industrin 29 29 Elvärme” 41 61 Hushållsel” 60 89

Anm. Priserna inkluderar såväl fasta som rörliga avgifter. Produktionsskatter förekommer för vattenkraft och kärnkraft. Den ljanuari 1996 höjs dessa skatter, vilket kan medföra höjningar av råkraftpriset på upp till ca 2 öre /kWh.

') Årsförbrukning 140 GWh och abonnerad effekt 20 MW. ” Årsförbrukning 50 GWh och abonnerad effekt 10 MW. '” Årsförbrukning 25 000 kWh. ') Årsförbrukning 2 000 kWh.

Källa: NUTEK

Råkraftpriset har i ett längre tidsperspektiv visat en realt fallande tendens (se figur 9.4). Under 1970-talet steg råkraftpriset dock på grund av höjda oljepriser för att sedan sjunka i början av 1980-talet som en följd av överkapaciteten i kärnkraftverken. Prisökningarna åren 1990 till 1992 kan förklaras av det ökade avkastningskravet på Vattenfall.

Figur 9.4 Utvecklingen av råkraftpriset åren 1973 1994, öre per kWh, 1993 års penningvärde.

40

30

20

10

0 1973 1978 1983 1988 1993

Anm. Vid omräkning till fasta priser har konsumentprisindex använts. Råkraftpriset är beräknat utifrån elpriset till elintensiv industri reducerat med kostnader för överföring på storkraftnätet. Uppgifter för elintensiv industri är hämtade från Vattenfall.

Källa: NUTEK

Elpriserna (exklusive skatt) för olika kunder har i stort sett följt råkraftprisets utveckling, vilket innebär relativt kraftiga ökningar under 1970-talet och realt fallande priser under början av 1980-talet. Skatternas andel av det slutliga priset till kund har ökat successivt. För industrins del bröts emellertid denna utveckling är 1993 när elskatten togs bort. Beskattningen av hushållens elkonsumtion skärptes kraftigt år 1990 när mervärdesskatt infördes, vilket avspeglas i elpriset (se figurerna 9.5 och 9.6).

Figur 9.5 Elpris för elvärmekund åren 1970 - 1994, 1993 års penningvärde, öre per kWh.

60 Elpris inkl. skatt

50

40

Elpris exkl. skatt

30 20

10

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Vid omräkning till fasta priser har konsumentprisindex använts. Priset gäller för en typkund som konsumerar 20 000 kWh per år.

Källa: NUTEK

I Sverige har den statliga styrningen av elmarknaden varit förhållandevis liten och skett främst via statens ägande av Vattenfall. En stor del av eldistributionen sker i kommunal regi, vilket har påverkat bl.a. prissättningen på lågspänd el till följd av den kommunala självkostnads- principen.

Vattenfall har genom sin storlek varit normgivande när det gäller pris- och tariffsättning på elmarknaden. Prisnivån på råkraft har därför tidigare indirekt reglerats av statens avkastningskrav på Vattenfall i kombination med Vattenfalls prisledarskap. Principerna för fastställandet av Vattenfalls tariffer har varit centrala för elprisernas utveckling.

Figur 9.6 Elpris för mellanstor industri åren 1970 - 1994, 1993 års penningvärde, öre per kWh.

50

40 Elpris inkl. skatt

30

20 Elpris exkl. skatt

10

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994

Anm. Vid omräkning till fasta priser har konsumentprisindex använts. Priset gäller för en typkund med en abonnerad effekt på 10 MW och en konsumtion på 50 GWh per år.

Källa: NUTEK

Från början av 1980-talet kan Vattenfalls prissättningsprinciper beskrivas som prissättning enligt kortsiktig marginalkostnad med statens avkastningskrav som budgetrestriktion. Dessa principer beskrivs i propositionen om ny ekonomisk styrning av Vattenfall m.m. (prop. 1987/88:87). Avkastningskravet höjdes successivt till 12 % under perioden 1989 - 1991.

Staten har via Vattenfall utövat inflytande även över investerings- verksamheten inom elsektorn. Investeringarna styrdes tidigare huvudsakligen av kraftindustrins kriterier för optimal dimensionering av reservkapacitet. Dessa kriterier har varit utformade så att efterfrågan på energi och effekt tillfredsställes inom vissa ramar, vilket har medfört att leveranssäkerheten inom det svenska elsystemet varit mycket hög. För Vattenfalls del fastställdes såväl investeringarnas omfattning och inriktning som finansieringen av riksdagen.

Fram till mitten av 1970-talet expanderade produktionskapaciteten i elsektorn i takt med den mycket snabbt ökande efterfrågan på el. Under 1980-talet uppstod en viss överkapacitet, vilket till en del kan förklaras av kärnkraftsfrågans hantering, som forcerade fram byggandet av de två sista reaktorerna. Som framgår av figur 9.4 ledde denna överkapacitet

till att elpriserna föll realt under större delen av 1980-talet. Sedan mitten av 1980-talet har det inte skett någon kapacitetsexpansion av betydelse, förutom effekthöjningar i befintliga kämkraftsreaktorer. Ett visst marginellt tillskott har därutöver tillkommit via en utökning av vattenkraftens kapacitet och genom investeringar till följd av statligt investeringsstöd, främst i biobränsleeldad kraftvärme.

9.6. Elpriset på den nya elmarknaden

Under senare år har ett antal förändringar ägt rum när det gäller elmarknadens funktionssätt. Det tidigare statliga inflytandet på elmarknaden via Vattenfall har minskat kraftigt efter den ljanuari 1992, då huvuddelen av Vattenfall blev ett statligt bolag, medan verksamheten med storkraftnätet fördes över till Affärsverket svenska kraftnät. Förändringsprocessen på elmarknaden fortsätter i och med den elmarknadsreform som träder i kraft vid årsskiftet 1995/96. Samarbetet mellan producenterna ersätts med konkurrens och priserna förutsätts komma att bestämmas av utbud och efterfrågan och inte som tidigare av produktionskostnaderna.

Den ökade osäkerheten i fråga om avsättning och priser kan förväntas leda till högre avkastningskrav och ett stopp för den överutbyggnad som har kännetecknat branschen under de senaste årtiondena. Osäkerheten på marknaden kan till en del överbryggas genom långsiktiga kontrakt. En tendens till allt längre kontraktstider inför reformeringen av elmarknaden har också kunnat noteras. Ett annat sätt för producenterna att minska osäkerheten är att förvärva distributionsföretag. Detta har också skett under senare år och ökat graden av s.k. vertikal koncentration på marknaden.

Effekter på priset av en gemensam nordisk elbörs

Frågan om en gemensam nordisk elbörs är föremål för överläggningar. Vid de nordiska energiministrarnas möte i juni 1995 konstaterades att ett väl fungerande nordiskt elsamarbete ger stora ekonomiska och miljömässiga fördelar. Sverige och Norge avser att etablera en gemensam handelsplats för el (elbörs) med utgångspunkt i samarbetet mellan Statnett och Svenska kraftnät. Under förutsättning att Stortinget behandlar och ger sitt samtycke till den proposition om hur elhandeln

med Sverige skall organiseras, som den norska regeringen nyligen har lagt fram, kommer den gemensamma börsen att kunna börja fungera den 1 januari 1996.

Utgångspunkten är att den marknadsplats som Statnett Marked organiserar i Norge skall utvecklas till en svensk-norsk börs. Finska och danska aktörer skall också kunna handla på Statnetts Markeds handelsplats. De begränsningar som finns för finska och danska aktörer att delta i elutbytet ligger främst i de regelverk och de marknadsförhållanden som gäller i dessa länder. I Finland har en ny elmarknadslag införts, men frågan om bildandet av ett stamnätsbolag med ett övergripande systemansvar för det nationella elsystemet är ännu inte löst. Inte heller är frågan om ägandet av utlandsförbindelsema avklarad. När dessa problem funnit sin lösning väntas Finland kunna delta i elutbytet på börsen på samma villkor som Norge och Sverige. I Danmark har det inte skett några ändringar i regelverket på elmarknaden.

Införandet av en gemensam elbörs kommer att innebära förändrade förutsättningar för elutbytet mellan de nordiska länderna. Gränstarifferna som har tillämpats vid handeln mellan Norge och Sverige kommer att tas bort för den kortsiktiga handeln. I framtiden kommer sannolikt merparten av elhandeln att ske över börsen. Handeln underlättas av att Norge, Sverige och Finland har system med punkttariffer.

En elbörs, till vilken såväl producenter som återförsäljare och kunder har tillträde, skapar information om elpriset. Därmed kommer priserna vid den tillfälliga handeln att inverka på priserna i nya långsiktiga kontrakt. Priserna på en elbörs kan dock variera mycket kraftigt, speciellt i ett system med stor andel vattenkraft, där utbudet är beroende av vattentillgången, Kopplingen till kontraktspriserna handlar därför främst om hur signalerna från elbörsen tolkas långsiktigt och hur de påverkar förväntningarna om den framtida utvecklingen på elmarknaden.

Förutom att elbörsen får en inverkan på elpriset i Sverige via den ökade konkurrensen, blir den direkta prispåverkande effekten av handeln större då elmarknaderna i Norden blir alltmer integrerade. Skillnaderna i elpriser mellan länderna kan förväntas bli utjämnade som en följd av det ökade elutbytet. Som konstaterades i delbetänkandet Ny elmarknad (SOU1995114) finns det i Norge de flesta är ett elöverskott, på grund av att produktionen är baserad på vattenkraft. Priserna på råkraft är i Norge normalt lägre än på den svenska elmarknaden. En ökad integration mellan elmarknaderna i Sverige och Norge skulle därmed leda till en press nedåt på de svenska elpriserna. Vid låg vattentillrinning kan priserna i Norge emellertid stiga mycket kraftigt och via elbörsen kommer dessa prisfluktuationer även att påverka priserna i Sverige.

Det finns stora fördelar i ett elutbyte mellan värmekraftsbaserade system - som de i Danmark och Finland - och vattenkraftsbaserade system, bl.a. genom att vattenkraftens regleregenskaper kan utnyttjas bättre. Det samlade behovet av reservkapacitet minskar också. En ökad integration av de nordiska ländernas elmarknader ger därför lägre totala produktionskostnader och därmed förutsättningar för att hålla lägre elpriser. Eftersom de gemensamma produktionsresursema utnyttjas bättre vid handel, kan investeringar i ny kraftproduktion till en del skjutas på framtiden, vilket dämpar takten i framtida prisökningar.

F örutsättningarna för elutbytet mellan de nordiska länderna påverkas bl.a. av skatterna i producentledet. I Danmark finns inga sådana skatter. Norge har en skatt på vattenkraftsproducerad el om 1,5 norska öre per kWh. Sverige har producentskatter på såväl vattenkraft som kärnkraft. Finland har ett system med- koldioxidskatter på bränslen i elproduktionen, vattenkrafts- och kärnkraftsskatt samt dessutom en importskatt.

Efter öppnandet av näten i Finland har framför allt de kolbaserade kraftverken fått svårt att hävda sig i konkurrensen med importerad el, vilket resulterat i bl.a. ett antal avtal om export av fast kraft från Sverige. Koldioxidskatten i en finsk kolbaserad anläggning är 4,3 penni per kWh (ca 6,4 öre) medan importskatten är 2,2 penni per kWh (ca 3,3 öre). En omläggning av skattesystemet för elproduktionen diskuteras nu i Finland.

Inom Nordiska ministerrådet pågår en översyn av de nordiska ländernas skatter på elområdet. En kartläggning av hur skatterna påverkar konkurrensen och miljön håller på att genomföras. Ett förslag om samordning av miljöavgifter på energiområdet kommer eventuellt att läggas fram sommaren 1996.

Elprisutvecklingen på kort sikt

Elprisernas utveckling under de närmaste åren beror i hög grad på hur väl konkurrensen kommer att fungera i praktiken. Elmarknaden kännetecknas av en mycket hög koncentration på producentsidan (s.k. oligopolmarknad). En aktiv priskonkurrens mellan företagen på en oligopolmarknad kan leda till ett pris som ligger nära det som skulle råda på en konkurrensmarknad. Å andra sidan finns risk för kartell- prisbildning. Företagen kan relativt lätt förutsäga varandras beteende eftersom de tidigare har samarbetat när det gäller bl.a.

produktionsplanering, investeringar och prissättning. Genom att begränsa utbudet kan producenterna hålla högre priser. Det dominerande företaget är Vattenfall AB, som är helägt av staten. Det är mycket viktigt hur detta bolag kommer att agera.

Den konkurrensutsatta delen av elmarknaden, dvs. produktion och försäljning, kommer att övervakas av främst Konkurrensverket. För att Konkurrensverket skall kunna agera i en specifik situation, t.ex. vid omotiverade prishöjningar, krävs att det kan visas att prisökningarna beror på missbruk av dominerande ställning eller konkurrensbegränsande samarbete. Konkurrensverket skall särskilt övervaka utvecklingen på avreglerade marknader.

Därutöver har ett regeringsuppdrag lagts på Konkurrensverket att följa utvecklingen på elmarknaden och redovisa sina iakttagelser årligen. Även NUTEK har fått regeringens uppdrag att följa utvecklingen på elmarknaden i samråd med bl.a. Konkurrensverket. I detta uppdrag ingår att följa förändringar i strukturen inom elproduktionen och redovisa bl.a. omfattning och effekter av vertikal integration. Vidare ingår att bedöma den nya ellagstiftningens effekter när det gäller att förhindra s.k. korssubventionering mellan å ena sidan nätverksamhet och å andra sidan produktion och handel med el. Villkoren för nya elleverantörers inträde på marknaden skall följas. Den nordiska elhandelns betydelse för konkurrenssituaionen bör bedömas.

Risken för framtida elprishöjningar minskar genom de pågående elreformema i de nordiska länderna och de nya former för handel som inrättandet av en gemensam elbörs medför. Den ökade integrationen av den nordiska elmarknaden kommer att minska de stora producentemas dominans på de nationella marknaderna. Genom att utländska producenter får möjlighet att komma in på den svenska marknaden ökar konkurrensen och det uppstår en press nedåt på priserna.

Elpriset på längre sikt

Elprisets utveckling på längre sikt beror främst på hur elanvändningen och produktionskapaciteten utvecklas. I detta sammanhang är företagens investeringsbeteende av central betydelse. Även utrikeshandeln och konkurrenssituationen på marknaden är viktiga faktorer som påverkar det framtida elpriset. Intemationaliseringen av den nordiska och europeiska elhandeln får stor betydelse, men takten i denna process är beroende av politiska beslut. På sikt kommer elprisernas nivå att bestämmas av produktionskostnaderna i nya anläggningar, vilka i sin tur är beroende av bl.a. bränsleprisernas utveckling.

Enligt bedömningar som har utgjort underlag för kommissionens arbete kommer elanvändningen att öka, om än i långsammare takt än under tidigare perioder. Hur produktionskapaciteten kommer att utvecklas är i hög grad beroende av i vilken takt kärnkraftverken tas ur drift.

När efterfrågan på el stiger och/eller produktionskapaciteten minskar uppstår en tilltagande knapphet på produktionskapacitet. Genom att bristkostnaden stiger ökar elpriset och jämvikt skapas på marknaden. Enligt vedertagna investeringskriterier kommer företagen att utöka kapaciteten när elpriserna förväntas stiga till en nivå som motsvarar kostnaderna för nya anläggningar vid den tidpunkt de kan tas i drift, 'dvs. en nivå motsvarande den långsiktiga marginalkostnaden. Detta förutsätter förutseende och framförhållning. Om ingen ny kapacitet tillkommer i en sådan situation, exempelvis på grund av långa ledtider eller osäkerhet, kan priset stiga över den långsiktiga marginalkostnaden.

Hur företagen i praktiken kommer att agera när det gäller prissättning och investeringar är beroende av bl.a. konkurrenssituationen. På en konkurrensmarknad kan företagen inte själva påverka marknadspriset. Detta förhållande bestämmer deras beteende när det gäller bl.a. prissättning och investeringar. På en oligopolmarknad, som den svenska marknaden för råkraft, finns däremot incitament och möjligheter för företagen att agera strategiskt. Prissättnings- och investeringsbeteendet är därför inte lika förutsägbart.

På en oligopolmarknad finns ett litet antal producenter. Det inbördes beroendet mellan dessa är starkt. Varje företags beslut påverkar till stor del de andra företagens agerande och omvänt. Potentiell konkurrens från nya aktörer, som kan tänkas etablera sig på marknaden, är också en viktig påverkansfaktor. Avgörande för hur marknadslösningama kommer att se ut är bl.a. vilken information företagen har om varandra.

Eftersom företagen på en oligopolmarknad har möjligheter att påverka marknadspriset finns en risk för att priset kan komma att ligga över det som skulle råda vid perfekt konkurrens. Ett sådant beteende från företagens sida borde, som tidigare nämnts, kunna motverkas av konkurrensövervakning och en ökad integration av de nordiska elmarknaderna.

Företagens prissättnings- och investeringsbeteende kan i praktiken medföra en lugnare prisutveckling jämfört med prisbanor baserade på långsiktig marginalkostnad. Det gäller framför allt i det fall inget omfattande och i tiden näraliggande investeringsbehov uppkommer som en följd exempelvis av beslut om avveckling av kärnkraften. En

strategisk anledning för de etablerade elprodueentema att inte utnyttja möjligheterna till prishöjningar fullt ut kan vara att stänga nya aktörer ute (se delbetänkandet Ny elmarknad, SOU 1995:14). En annan orsak till återhållsamhet med prishöjningar kan vara kostnadsstrukturen inom branschen, som medför att även ganska blygsamma prisstegringar ger upphov till höga vinster med åtföljande risk för politiska ingripanden, exempelvis i form av beskattning.

Utformningen av ett beslut om kämkraftsavveckling kan påverka elprisutvecklingen och investeringsbeteeendet. Faktorer som bl.a. tillstånd för nya anläggningar, beskattningen, ersättningsfrågan och våra grannländers agerande gör att utvecklingen av elpriserna är svår att förutse. Möjligheterna till import av el över den nordiska börsen kan komma att förändras vid en avveckling av den svenska kämkraftenf'.

Huvudfrågan när det gäller elprisernas utveckling är hur snabbt elpriserna påverkas av de högre produktionskostnaderna i nya anläggningar och hur stort genomslaget blir. Det kan förekomma skillnader i bedömningar av takten i prisökningarna, men knappast av den framtida långsiktiga prisnivån. På längre sikt torde, i avsaknad av en omfattande reglering, en fullständig anpassning av elpriserna till kostnaderna för ny produktionskapacitet vara oundviklig.

Elpriser för olika kunder

Enligt den ellagstiftning som träder i kraft den 1 januari 1996 skall överföringen av el skiljas från elförsäljningsverksamhet. Användarna kommer i framtiden att ha minst två avtal, ett för nätanslutningen (med nätoperatören) och ett för kraftleveransen (med elleverantören). Nätoperatörens verksam het är starkt reglerad och nätföretaget kan endast genomföra sådana effektiviseringsåtgärder hos kunderna som kan minska företagets kostnader för nätdriften.

Det har framförts farhågor om att en ökad konkurrens på elmarknaden skulle gynna framför allt större elkunder med ett stabilt förbrukningsmönster. Mycket talar för att sådana kunder kommer att få ett fördelaktigt förhandlingsläge, men det är sannolikt endast en aspekt av de nya förutsättningar som ges på den konkurrensutsatta marknaden.

6 I den norska propositionen om organisering av handeln med Sverige (ST meld nr 11, 1995-96, 5. 14) anförs att "Dersom det oppstår stor og varig obalanse i utvecklingen av kraftsektorema i Norge och Sverige, vil dette må få konsekvenser for organiseringen av handelen og de ramer myndigheterna sätter för denne".

På den nya elmarknaden kommer troligen eltariffema att tidsdifferentieras i högre utsträckning än i dag, framför allt när förbrukningen närmar sig kapacitetstaket. Det är det bästa—sättet för producenterna att föra ned signaler i systemet om produktionskostnademas variationer. Dessa variationer kan i större utsträckning än tidigare antas föras vidare från leverantörerna till slutkunderna. För kunderna innebär detta ökade möjligheter att hushålla genom att styra sina uttag av el till lågkostnadstidema. Genom ett kostnadsriktigt tariffsystem effektiviseras driften av det samlade elsystemet.

Energileverantören får ett starkt intresse av att knyta kunderna till sig för längre tider. Det kan ske genom att kunderna erbjuds långsiktiga avtal. För kunderna är en sådan relation till leverantören intressant först när erbjudandet innefattar någon motprestation från leverantören. En sådan motprestation kan exempelvis leda till minskade utgifter för el eller till en ökad säkerhet om de framtida kostnaderna för elleveranser. Kunderna kan ofta ha intresse av att teckna ett långsiktigt avtal beträffande basleveranser, men föredrar att göra övriga inköp med

kortsiktiga avtal eller på spotmarknaden.

Ytterligare en stimulerande effekt kan hänföras till den intensifierade kundkontakt som uppstår genom konkurrensen. En möjlig utveckling är att också de tjänster som saluförs inom elsektorn alltmer differentieras för att anpassas till önskemålen hos olika kundkategorier. Möjligheterna till skräddarsydda lösningar och till kundinriktade strategier gör att det kan uppstå delar av marknaden som inte följer investeringsmönstret på elmarknaden i övrigt.

Utvecklingen på elmarknaden skall som nämnts följas av NUTEK. I uppdraget ingår bl.a. att redovisa hur elpriser, nättariffer och övriga leveransvillkor utvecklas för skilda konsumentgrupper. Faktorer som är strategiska för de små konsumenternas möjligheter att dra nytta av de förändringar, som reformen innebär, skall bevakas. Mätkostnademas utveckling skall särskilt redovisas. När det gäller prissättning av nättjänster skall särskilt utvecklingen för glesbygdskundema belysas och en jämförelse göras med kunder i tätort. NUTEK skall redovisa sitt uppdrag årligen.

9.7. Elpriser i andra länder

En jämförelse mellan elpriserna i Sverige och i andra länder kan vara intressant av främst två skäl. Dels kan prisskillnader mellan länder indikera vilka förutsättningar som finns för handel med el, dels har de betydelse för industrins konkurrenskraft. Jämförelseobjekten är i det första fallet Sveriges grannländer och i det andra fallet de viktigaste konkurrentländema, av vilka en del inte ligger i Europa. Det är dock- svårt att få fram relevanta prisuppgifter, eftersom tillgänglig elpris- statistik endast omfattar slutkunder exklusive den elintensiva industrin. För de senare regleras elpriser och andra villkor i specialkontrakt som löper under lång tid och är hemliga.

De elpriser till slutkunder som publiceras för olika länder kan ge en indikation om produktionskostnaderna och priserna i tidigare liggande led, som det i övrigt är svårt att få information om men som i de flesta sammanhang är den intressanta jämförelsenormen. Man bör dock ha i åtanke att mellan råkraftpriset och priset till slutkunden ligger en mängd pålägg i form av överförings- och distributionskostnader, skatter, avgifter etc. som varierar kraftigt mellan länderna. Det kan vara svårt att på grundval av statistiken göra en indelning i högpris- och lågprisländer, eftersom det kan förekomma korssubventionering mellan olika kundgrupper. I vissa länder gynnas industrin, generellt eller enbart stor industri, och i andra hushållen. I de flesta länder följs dock priserna för industrin och hushållen åt.

Jämförelser av elpriser mellan länder försvåras också av att priserna inom varje land skiljer sig mellan regioner och mellan kunder av olika storlek. Det kan därför vara svårt att finna uppgifter för jämförbara typkunder. För EU-länderna finns relativt detaljerad statistik för industri och hushåll i olika storleksklasser. För de mest elkrävande industrierna publiceras dock inga uppgifter. Sverige och de övriga nya EU-ländema har ännu inte börjat rapportera till EU:s statistikorgan. För hela OECD-området publicerar OECD/IEA genomsnittliga priser på aggregerad nivå för industrin och hushållen. Elföretagens internationella organisation, UNIPEDE (International Union of Producers and Distributors of Electrical Energy) presenterar årligen leveransstatistik för ett femtiotal länder.

I figur 9.7 redovisas uppgifter om industrikundemas elpriser i ett urval länder år 1995. Alla avgiftselement är inkluderade, även de fasta och effektberoende. Priserna är i stort sett utan beskattning, eftersom elskatten i flertalet av de aktuella länderna är mycket låg eller obefintlig.

Figur 9.7 Industrins elpriser den 1 januari 1995 i vissa länder, öre/kWh.

Japan

Tyskland Storbrhannien Nedenänderna Franknke Danmam Norge

Finland

Svenge EI Mellanstor industri IStor industri

l— l.,—

Anm. Uppgifterna avser industrikunder med en elanvändning om 10 GWh per år, 2,5 MW, 4000 timmar resp. 70 GWh per år, 10 MW, 7 000 timmar.

Sydakaa Pohn

Kanada

0 20 40 60

120

Källa: UNIPEDE, Prices of Electricity as at 1 January 1994.

Uppgifterna gäller för elkunder som i statistiken benämns mellanstor och stor industri, dvs. industrikunder med en förbrukning om 10 respektive 70 GWh el per år. För större elförbrukare saknas i stort sett uppgifter. De tariffer som ligger till grund för sådana kunders avtal är ibland officiella, men de anpassningar den enskilda kunden gör för att utnyttja tariffen på mest förmånliga sätt förblir en affärshemlighet och därmed även det pris som betalas.

Det lägsta pris som redovisas för de största industrikundema gäller Quebec, som torde vara den kanadensiska provins där elpriserna ligger lägst. Låga priser noteras också för Sydafrika och Polen. I Sverige och Finland är priserna 35 respektive 45 procent högre än i Kanada, i de övriga länderna ända upp till 220 procent högre.

Enligt figuren har Sverige och Finland de lägsta elpriserna för industrin i Västeuropa. Skillnaden jämfört med övriga länder är särskilt stor för de mindre industrikundema, för vilka priserna i resten av Västeuropa oftast ligger dubbelt så högt som i Skandinavien. För större industrikunder är dock skillnaderna betydligt mindre. Exempelvis har

länder som exempelvis Belgien, Frankrike och Nederländerna förhållandevis låga priser för den största industrikund som redovisas i statistiken.

Även i Östeuropa ligger priserna lågt, men en begynnande marknadsanpassning av energipriserna i dessa länder talar för högre priser i framtiden. I Japan är elpriserna mycket höga.

Det bör observeras att prisspridningen ofta är stor mellan olika områden och kraftföretag inom samma land. Prisskillnaderna kan hänföras bl.a. till lokala produktionsöverskott i kombination med ett otillräckligt överföringsnät. Det är inte heller ovanligt att överenskommelser om elleveranser också avser annat än köp av elkraft, vilket kan göra elpriset svårt att fastställa.

Det måste vidare påpekas att internationella jämförelser blir svåra att göra på grund av växelkursändringar. I en underlagsbilaga redovisas uppgifter från flera källor7. I vissa fall föreligger betydande skillnader mellan uppgifterna för samma kundkategori i samma land. En orsak till detta kan vara att prisuppgifterna har samlats in på olika sätt. Därtill kommer att uppgifterna sannolikt vid olika tillfällen har omräknats efter gällande växelkurser. De senaste årens stora svängningar på valutamarknadema gör internationella prisjämförelser osäkra.

En viktig aspekt när det gäller att bedöma den svenska elintensiva industrins konkurrenskraft jämfört med utländska företag är att egen produktion av el är vanlig i dessa branscher i andra länder. Elkostnadema för företagen behöver därför inte vara direkt relaterade till elpriset. I många länder på kontinenten, exempelvis i Tyskland och Italien, utgör industrins egen produktion av el en väsentlig större andel av den totala elproduktionen än i Sverige. Industrins elproduktion sker i första hand i mottrycksanläggningar, men i länder med höga elpriser förekommer även produktion med naturgas och kol i egna kondensanläggningar. Endast en del av elbehovet täcks i många företag genom inköpt el. Företagets elkostnader blir då lägre än vad tariffema utvisar. Kostnaderna för egengenererad el utgör i många fall en övre gräns för elpriset i företagets förhandlingar med elleverantören.

Det finns exempel på att det i vissa länder förekommer särskilt gynnsamma elpriser för viss typ av elintensiv industri.

7 Underlagsbilaga 22 .

Elpriser för den elintensiva industrin i olika länder

För de stora elförbrukama inom industrin finns som nämnts ingen statistik att tillgå. För dessa företag bestäms elpriset och andra villkor i individuellt utformade kontrakt med elleverantören. Nivån på eltariffema i dessa kontrakt kan skilja sig väsentligt från genomsnittliga eltariffer för industrikunder. För stora delar av den svenska basindustrin är relationen mellan de elpriser de betalar och de utländska konkurrenternas elpriser av avgörande betydelse för konkurrensförrnågan på den internationella marknaden.

En undersökning av den elintensiva industrins elpriser har på uppdrag av Energikommissionen utförts genom en enkätundersökning till svenska företag inom metallframställnings-, skogs- och kemisektorema med dotterbolag utomlands”. Uppgifter har lämnats avseende dels de utländska dotterbolagen, dels motsvarande verksamheter i Sverige. Undersökningen omfattade tio företag. Resultatet redovisas i tabell 9.3. Elpriserna i olika länder har i tabellen angetts i förhållande till den av Vattenfall AB angivna genomsnittliga prisnivån för elintensiv industri i Sverige.

Som framgår av tabellen är priserna i de undersökta anläggningarna i Spanien, Österrike, Tyskland och Storbritannien ungefär två till tre gånger högre än i Sverige. För anläggningarna i Belgien, Tjeckien, Holland, Brasilien, Finland och Frankrike ligger prisnivån 30-60 procent över den svenska. Lägre priser än i Sverige har anläggningarna i Norge, Kanada, USA och Island. I Chile ligger priset på ungefär samma nivå som i Sverige.

För Norges del stämmer undersökningen väl med uppgifter från andra källor. Elintensiv industri med ett effektbehov på 62,5 - 75 MW betalade per den 1 juli 1995 ett totalpris i intervallet 9 till "13 norska öre9. Vissa norska industriföretag har ännu lägre elpriser enligt långsiktiga kontrakt med det statliga Statkraft.

8 Öhrling, Coopers & Lybrand, Elkostnader för elintensiv industri.

9 Källa: Statistisk Centralbyrå, Oslo.

Tabell 9.3 Elpriser för elintensiv industri år 1995. Index, Sverige =100.

Index Spridning Sverige 100 90-144 Belgien 157 Brasilien 139 91-273 Chile 102 Finland 135 Frankrike 133 100— 1 5 3 Holland 149 Island 86 Kanada 68 Norge 49 28-1 10 Spanien 3 15 Storbritannien 1 78 Tjeckien 156 Tyskland 200 145-315 USA 69 34-156 Österrike 293

Anm. Det index som anges för elpriserna utgör ett vägt genomsnitt för de anläggningar i varje land som omfattats av undersökningen. I de länder där ingen spridning anges, förekommer färre än tre anläggningar. Omräkning till svensk valuta har skett enligt valutakurser i november 1995.

Källa: Öhrling, Coopers & Lybrand, Elkostnader för elintensiv industri.

I USA och Kanada, som är viktiga konkurrentländer för den svenska elintensiva industrin, varierar priserna kraftigt mellan olika delstater och mellan olika företag. För Frankrike ligger priset enligt undersökningen i genomsnitt högre än i Sverige, men i enskilda anläggningar ligger priset på samma nivå som det svenska elpriset. Även i Brasilien, Norge och Tyskland varierar de noterade priserna kraftigt mellan olika företag. Den bild som framgår av undersökningen är således att förelintensiv industri ligger de svenska elpriserna varken extremt högt eller lågt. De synes snarare ligga i ett intervall mellan de högre och de lägre elpriserna i de undersökta länderna. I vissa för den svenska basindustrin viktiga konkurrentländer, såsom Norge, Kanada och USA, är de priser som framkommit i undersökningen väsentligt lägre än priserna i Sverige. Undersökningsresultatet bör emellertid tolkas med försiktighet av

flera skäl: - Uppgiftslämnare är endast svenska företag med tillverkning utomlands. Uppgifter från endast en anläggning ligger till grund för flera av de redovisade indexen. - Flera av de aktuella företagen har sådana avtalskonstruktioner att de genomsnittliga elpriserna kan variera från år till år. - Jämförelsen är känslig för förändringar i valutakursen.

10. Den energiintensiva industrin

Energikrävande industriproduktion brukar definieras som sådan tillverkning där kostnaderna för energiinköp utgör en betydande andel av salu- eller förädlingsvärdet. De branscher där den energikrävande produktionen återfinns är främst gruvor, massa- och pappersindustri, järn-, och stål- och metallframställning, kemisk basindustri samt jord- och stenindustri. Omkring 114 000 av de 595 000 personer som arbetade i industrin år 1993 fanns i dessa energikrävande branscherl. Även inom andra branscher, exempelvis livsmedels-, trävaru- och verkstadsindustrin förekommer energikrävande processer.

De tre förstnämda energikrävande branscherna utgör merparten av den traditionella råvarubaserade svenska basindustrin som kännetecknas av bl.a. hög kapitalintensitet och av att en mycket stor andel av produktionen exporteras. De svenska företagen verkar därför huvud- sakligen i konkurrens med företag från andra länder på en internationell marknad. Även den energikrävande kemiska basindustrin är utsatt för hård internationell konkurrens. I jord- och stenindustrin produceras främst material som används inom den inhemska byggnadssektom.

10.1. Strukturomvandlingen

Stora strukturförändringar har ägt rum i det svenska näringslivet under de senaste årtiondena. Dessa förändringar har inneburit omställningar för såväl den energikrävande industrin som för övriga branscher. Industrins andel av den samlade produktionen och sysselsättningen har successivt minskat, medan tjänstesektoremas andel har vuxit. Mellan åren 1970 och 1993 sjönk sysselsättningen i de varuproducerande sektorerna med i genomsnitt 2,1 % per år och deras andel av den totala sysselsättningen minskade från knappt 47 % till ca 30 %.

Därutöver har det skett betydande förskjutningar inom industrisektorn, framför allt från de arbetsintensiva och skyddade

* Sysselsättning i gruvor och mineralbrott samt tillverkningsindustri (SNI 2+3) enligt SCB:s industristatistik.

branscherna till de kunskapsintensiva. Den kapitalintensiva sektorn, dit basindustriema hör, har behållit sin andel av industrins produktion, ca 20 %, men minskat sin andel av sysselsättningen. I massa- och pappersindustrin, järn- och stålindustrin och den kemiska basindustrin har produktionen (i värdeterrner) under perioden 1970-1993 ökat mer än i industrin i genomsnitt, medan produktionen i gruvorna har gått tillbaka. Sysselsättningen har minskat mer än genomsnittligt i gruvindustrin och jäm- och stålindustrin och långsammare än genomsnittligt i massa- och pappersindustrin och den kemiska basindustrin. I tabell 10.1 visas hur produktionen och sysselsättningen har utvecklats i varuproducerande branscher under perioden 1970-1993.

Tabell 10.1 Varuproduktionens och sysselsättningens tillväxt och fördelning 1970- 1993. Förädlingsvärden till producentpris samt arbetade timmar

Produktion Sysselsättning ' Tillväxt Andel i % Tillväxt i % Andel i % % per år 1970 1993 1970 1993 Kapitalintensiv varuprod. 1,4 6,2 3,5 -2, 7 4,5 2,5 Gruvor -1,4 0,7 0,3 -3,3 0,5 0,2 Pappers- och massaind. 2,9 1,8 1,3 -1,8 1,3 0,9 Baskemisk- och plastind. 2,5 0,7 0,7 -0,7 0,5 0,4 Jäm- och stålverk 1,5 2,0 0,6 -4,4 1,6 0,6 Dryckesvaruind. m.m.. -0,8 0,3 0,4 -3,1 0,3 0,1 Icke-järnmetallverk 1,4 0,7 0,2 -2,3 0,3 0,3 Kunskapsintensiv varuprod. 2,3 8,9 8,0 —1,0 8, 7 7,4 Maskinind. 1,3 3,5 2,5 -1,7 3,7 2,7 Elektroind. 4,2 2,0 1,2 -0,7 2,1 1,4 Transportmedels ind. 0,4 1,9 2,2 0,1 2,1 1,4 Instrumentvaru ind. 4,0 0,2 0,5 2,4 0,2 0,4 Läkemedelsind. 4,4 0,7 1,2 -0,6 0,6 0,5 Raffinaderier 4,1 0,6 0,4 0,6 0,1 0,1 Arbetsintensiv varuprod. -0,4 8,5 4,4 -2,8 8,9 5,0 Konkurrensutsatt livsmedelsind. 2,0 0,5 0,7 -1,6 0,6 0,4 Sågverk m.m. 0,7 0,9 0,4 -3,3 0,9 0,4 Träfiberind. m.m. 1,0 0,5 0,3 -1,2 0,4 0,3 Gummivaror -2,7 0,4 0,2 -4,9 0,4 0,3 Plastvaror 2,3 0,3 0,3 0,0 0,3 0,3 Metallvaror 1,1 2,6 1,7 -1,5 2,6 1,9 Textil- och konfektionsind. -4,2 1,9 0,4 -7,0 2,4 0,5 Varv -7,0 1,0 0,2 -5,9 0,9 0,2 Annan tillverkningsind. 4,6 0,4 0,2 1,0 0,5 0,7 Skyddad varuprod. 0,3 19,1 12,4 -2,4 23,8 14,5 Skyddad livsmedelsind. -0,3 1,5 ,1, -2,0 1,7 1,2 Trävaruind. exkl sågverk-0,8 1,3 0,7 -2,9 1,7 0,9 Grafisk ind. 0,6 1,8 1,7 -0,6 1,7 1,6 Jord- och skogsbruk samt fiske 0,5 4,9 2,2 -4,2 7,6 3,5 Byggnadsind. 0,7 8,5 6,2 -l,9 9,8 6,8 Jord- och stenvaruind. -2,1 1,1 0,5 -3,7 1,2 0,5 Energi 4, 5 2, 2 3, 2 0, 4 0, 9 I , 0 Varuproduktion 1,0 44,9 31,5 -2,1 46,8 30,4 Tiänsteproduktion inkl. offentlig sektor 2,2 55,1 68,5 0,9 53,2 69,6 Hela ekonomin 1,8 100,0 100,0 -0,3 100,0 100,0

Källa: Langtidsutredningen 1995. (SOU 1995:4)

Antal sysselsatta i vissa branscher åren 1980 och 1993 redovisas i tabell 10.2. För industrin som helhet minskade antalet sysselsatta under perioden 1980-1993 med över 270 000 personer, vilket motsvarar 32 % av sysselsättningen år 1980. I den energikrävande industrin sjönk sysselsättningen med 39 %. Störst var neddragningarna inom jäm- och stålindustrin, där nära hälften av arbetstillfällena, motsvarande över 30 000 anställda, försvann. Gruvorna och jord- och stenindustrin drabbades av neddragningar på över 40 %. Inom massa- och pappers- indstrin minskade antalet sysselsatta med drygt 18 000, vilket motsvarar 30 % av sysselsättningen år 1980. I den kemiska basindustrin sjönk sysselsättningen med 22 %.

Tabell 10.2 Antal sysselsatta i energikrävande branscher åren 1980 och 1993.

1980 1993 Förändring Bransch 1980-1993 % Gruvor och mineralbrott 13 443 7 087 -6 396 -47 Massa-, pappers- och pappersvaruind. 60 955 42 463 -18 492 -30 Kemikalie-, gödselmedels- och plastind. 20 545 16 062 -4 483 -22 Jord- och stenvaruindustri 27 906 15 494 —12 412 -44 335115?" ”Ch 63 649 32 509 -31 140 -49 Summa energikrävande industri 186 498 113 615 -72 883 -39 Övrig industri 679 991 480 912 -199 079 -29 Industrin totalt 866 489 594 527 -271 962 -32

Källa: SCB

Under perioden 1980-93 har även skett stora förändringar när det gäller antalet arbetslösa, totalt och i olika branscher. Från att tidigare ha varierat med konjunkturen kring en internationellt sett låg nivå har arbetslösheten i den svenska ekonomin ökat dramatiskt under början av 1990-talet. För industrins del redovisas i tabell 10.3 arbetslösheten för LO:s samtliga industriförbund och för vissa förbund åren 1980 och 1993.

Tabell 10.3 Arbetslöshet i vissa LO-förbund 1980 och 1993. Procent av antalet medlemmar. Arbetlöshet i % Fackförbund 1980 1990 Gruv 2,6 13,8 Pappers 1,3 9,1 Metall 1,4 14,6 Industrifacket” 2,6 14,9 Samtliga industriförbund 1,7 14,1

1) Till industrifacket hör bl. a sysselsatta inom kemisk industri samt jord- och stenindustri.

Källa: AMS

Det har också skett stora strukturförändringar inom de energikrävande branscherna, beroende på bl.a. att produktsammansättningen har ändrats. Utvecklingen inom några av branscherna beskrivs nedan.

Massa- och pappersindustrin

Strukturomvandlingen under de senaste årtiondena har inneburit att den svenska massa- och pappersindustrin har gått mot en ökad förädlingsgrad och färre men större produktionsenheter. Produktionen sker i högre utsträckning än tidigare i integrerade anläggningar. Därmed används en större del av massan för pappersproduktion i Sverige, medan andelen avsalumassa har minskat. Den integrerade produktionen medför en väsentligt lägre energianvändning än om massa och papper tillverkas

i olika anläggningar. Energibesparingen kan ske främst genom att den ånga som annars skulle ha använts till torkning av massa före transport till pappersbruket nu kan användas till torkning av papperet.

Utvecklingen har vidare inneburit en förskjutning från kemisk massa till de elintensiva processerna inom mekanisk massatillverkning, TMP och CMTP, där utnyttjandet av vedråvaran är högt, nära 100 %. Vid kemisk massaframställning används mindre inköpt energi, men vedutbytet är betydligt lägre. Andelen returpapper i pappersproduktionen är ca 15 %. År 1994 var ca 40 % av det returpapper som användes importerat. En viss mängd returpapper exporteras också.

Den svenska pappers- och massaindustrin har sedan mitten av 1980- talet expanderat sin verksamhet utomlands, främst genom företagsköp och fusioner. Hälften av antalet sysselsatta och omkring 40 procent av produktionskapaciteten för papper finns nu utomlands.

Större delen, ca 80 %, av massa- och pappersindustrins produktion avsätts utomlands. År 1994 exporterade Sverige ca 8 miljoner ton papper och nära 3 miljoner ton massa, att jämföra med en total pappersexport i världen på ca 70 miljoner ton och en massaexport på ca 30 miljoner ton. Sverige är efter Kanada och USA världens tredje största exportör av papper och massa. Värdet av den svenska exporten av massa och papper var år 1994 nära 55 miljarder kronor, vilket motsvarar knappt 12 % av Sveriges varuexport.

Den svenska exporten av massa och papper avsätts huvudsakligen, till ca 80 %, på den västeuropeiska marknaden, främst i Västtyskland, Storbritannien och Frankrike. På kontinenten sker produktionen av papper till stor del i icke integrerade pappersbruk och är i betydligt högre grad än i Sverige baserad på returpapper. Tyskland har den största marknadsandelen för papper inom EU, 20 %, följt av Sverige och Frankrike på 13 % och Finland på 12 %.

Priserna på massa- och pappersindustrins produkter bestäms av efterfrågan och utbud på världsmarknaden. Priserna fluktuerar relativt kraftigt och är nu på väg upp efter en nedgång i början av 1990-talet. En utplåning av priserna förväntas under år 1996. Eftersom priserna på massa sätts i US-dollar (eller ECU för kortfibrig massa) år utvecklingen av den svenska kronans värde i förhållande till främst dollarn av stor betydelse för lönsamheten i branschen.

Stål- och metallframställning

En omfattande omstrukturering av den svenska stålindustrin påbörjades under början av 1970-talet och fortsatte under hela 1980-talet. Strukturförändringama innebar sammanslagningar av företag samt ned- läggningar och koncentration till större produktionsenheter.

Omstruktureringen har också medfört en ökad specialisering och en satsning på olika "nischprodukter". Andelen handelsstål har successivt minskat. 45 % av produktionen, mätt i ton, består i dag av specialstål, dvs. legerat stål eller stål med hög kolhalt. Detta har bidragit till att branschens produktionsvärde har ökat i fasta priser sedan början av 1970-talet, trots att produktionen av handelsfärdigt stål i dag ligger på ungefär samma nivå (4,5 ton) som år 1974 efter en nedgång under 1980-talet.

Produktionen i de svenska stålverken är i stor uträckning skrotbaserad. Elanvändningen per ton stål är väsentligt högre i den skrotbaserade produktionen än i den malmbaserade. Av stålverkens elanvändning åtgick 28 % för omsmältning av skrot i elektrostålugnar, s.k. ljusbågsugnar. Dessa behövs för tillverkning av de flesta typer av specialstål.

Den rationalisering och specialisering som den svenska järn- och stålindustrin har genomgått har lett till att branschens internationella konkurrenskraft har stärkts under den senaste tioårsperioden. För närvarande är efterfrågan på stålindustrins produkter god och produktionen ligger nära kapacitetstaket. Sedan slutet av 1980-talet har omstruktureringen av branschen delvis medfört att det utländska ägandet i de svenska stålföretagen ökat.

Av järn- och stålverkens produktion säljs ungefär 80 % på export. Den största marknaden är Västeuropa dit ca tre fjärdedelar av exporten går. Tyskland och Storbritannien svarade år 1993 för 18 respektive 11 % av det svenska stålexporten. Sveriges export av stål till USA har minskat sedan mitten av 1980-talet medan marknaderna i Fjärran Östern har ökat i betydelse. Stålindustrins exportvärde var år 1994 knappt 30 miljarder kronor, vilket motsvarar drygt 6 % av den svenska varuexporten.

Ferrolegeringsverken och de s.k. icke-jämmetallverken är stora energiförbrukare. Ferrolegeringsbranschen består i dag, efter företags-

nedläggningar under den senaste tioårsperioden, av endast ett företag. Ferrolegeringsverkens produkter, ferrokisel, ferrokrom m.m., används inom järn- och stålindustrin vid framställning av specialstål. Produktionen är mycket elintensiv. Exportandelen i den svenska produktionen är hög och konkurrensen på världsmarknaden kommer främst från företag i länder med låga elpriser, exempelvis Kanada och Sydafrika.

Branschen icke-jämmetallverk sysselsatte i Sverige år 1993 ca 7 700 personer och domineras av två företag. Produktionen består främst av aluminium, koppar och bly och är mycket elintensiv. Liksom för ferrolegeringsverken är konkurrenterna koncentrerade till länder med låga elpriser, som Norge, Kanada och Island.

Elintensiv kemisk industri

Den elintensiva kemiska industrin består av ett stort antal heterogena verksamheter. Kännetecknande är att verksamheterna i princip går ut på att förädla någon typ av råvara. De viktigaste råvarorna är olja, salt, luft och el. Till de mest elintensiva delbranscherna hör produktionen av syrgas, klor-alkali och klorater. De svenska klorattillverkama har i huvudsak expanderat produktionen utanför Sverige. De mest elintensiva kemiska delbranscherna2 sysselsatte ca 3 800 personer år 1993.

Strukturomvandling och export

Basindustrierna svarar för en betydande del av den svenska varuexporten. Skogsindustrin, gruvorna, järn- och stålindustrin och den kemiska industrin (exkl. läkemedel) stod tillsammans för ca en tredjedel av den svenska varuexporten år 1993. Därutöver finns också energi- intensiv varuproduktion för export inom exempelvis verkstadsindustrin. I tabell 16.4 visas den svenska varuexporten fördelad på varugrupper.

2 Industri för oorganiska kemikalier (SNI 3511 1) och industri för oxogen och

andra industrigaser (SNI 113).

Nettoexportandelen (exportvärdet minus värdet av importerade insatsvaror) är högre i basindustriema än i industrin i genomsnitt, beroende på att de i stor utsträckning förädlar inhemska råvaror. Uppgifter för år 19803 visar nettoexportandelar för massa- och pappersindustrin på över 50 % och för gruvorna samt järn- och stålindustrin på 30-40 %. För industrin i genomsnitt var nettoexportandelen år 1980 ca 15%.

Tabell 10.4 Sveriges export år 1993 fördelad på varugrupper, miljoner kronor

#—

Värde Andel Mkr i % Skogsvaror 66 661 17,2 trävaror 14 829 3.8 massa 8 886 2,3 papper 39 682 10,2 Mineralvaror 38 913 10,0 järnmalm 3 286 0,8 järn och stål 22 347 5,8 icke-jäm metaller 6 260 1,6 Kemivaror 41 584 10,7 grundämnen, föreningar 5 568 1,4 läkemedel 16 958 4,4 plaster 8 779 2,3 Energivaror 13 155 3,4 oljeprodukter 11 939 3,1 Verkstadsvaror 190 474 49,1 Ovriga varor 37 45 7 9,6 TOTALT 388 245 100,0

___—___;—

Källa: SCB

En strukturomvandling, som innebär en förskjutning från basindustriema till andra delar av industrin, skulle medföra att den genomsnittliga

3 Se Den elintensiva industrin under kämkraftsavvecklingen. Bilagedel (SOU 1990:22).

importandelen inom industrin ökar. För att kompensera det bortfall av exportintäkter, som skulle bli följden av en minskad produktion i basindustriema, skulle det krävas ett betydligt större produktionstillskott i andra branscher.

10.2. Energi- och elkostnader

I tabell 10.5. redovisas uppgifter om de branscher eller delbranscher där energikostnadema är höga i förhållande till produktionsvärdet. Fem branscher svarade år 1993 för drygt hälften av industrins energiinköp, men för endast en fjärdedel av saluvärdet och en femtedel av förädlingsvärdet i hela industrin. I genomsnitt motsvarade energikostnadema i dessa energikrävande branscher omkring 6 % av saluvärdet eller ca 13 % av förädlingsvärdet.

Även inom de energikrävande branscherna finns arbetsställen som är mindre energiintensiva, likväl som det finns vissa arbetsställen med en extremt energiintensiv tillverkning. Av tabell 10.5 framgår att drygt 40 000 personer arbetade vid energiintensiva arbetsställen4.

Det finns även energiintensiva arbetsställen utanför dessa branscher, men de är ofta små. År 1993 arbetade omkring 10 000 personer vid ca 200 energiintensiva arbetsställen i andra branscher än de som återfinns i tabellen

4 Ett energiintensivt arbetsställe definieras här som att kostnaden för inköpta energivaror överstiger 6 % av produktionens saluvärde eller 14 % av förädlingsvärdet.

Tabell 10.5 Energikostnad och sysselsättning i energikrävande industribranscher år 1993 Energikostnad Antal sysselsatta Energi- som andel av Antal vid energiintensiva kostnad Salu- Förädl. syssel- arbetsställen” Bransch milj. kr värde värde satta A B Gruvor och mineralbrott 665 8,4 12,5 7 087 4 359 3 704 Massa-, pappers- och pappers- varuindustri 4 664 7,1 15,6 42 463 20 559 20 994") Kemikalie-,

gödselmedels- och plastind. 1 248 4,8 10,3 16 062 3 098 3 829

Jord- och stenvaruind. 773 6,1 9,1 15 494 4 712 3 664 Järn-, stål- och metall- verk 2 460 5,0 13,9 32 509 9 132 9 931

Summa energi- krävande ind. 9 810 6,1 13,3 113 615 41 860 42 122

Ind. totalt 17 427 2,6 4,8 594 527 51 240 52 327

________-—————-—-— " A = energikostnaden > 6 % av saluvärdet, B = energikostnaden > 14 % av förädlingsvärdet.

") Inklusive sysselsatta vid energikrävande arbetsställen i grafisk industri.

Källa: SCB

De energikrävande branscherna är i allmänhet också elkrävande. Även utanför dessa brancher återfinns elkrävande delbranscher och arbets- ställen. I tabell 10.6 redovisas saluvärden och förädlingsvärden samt

elkostnademas andel därav år 1993 för elintensiva arbetsställen. Med elintensiva arbetsställen avses arbetsställen där elkostnadema utgör minst 3,5 % av saluvärdet, vilket är ungefär en dubbelt så hög andel som genomsnittet för industrin som helhet. Betydligt högre elkostnadsandelar än vad som framgår av de branschvisa genomsnittssiffror, som redovisas i tabell 10.6, finns i vissa delbranscher, framför allt inom kemisk bas- industri och metallframställning.

Tabell 10.6 Saluvärden, förädlingsvärden, sysselsättning samt el- kostnadsandelar för elintentensiva arbetsställen år 1993.

Salu- Förädl. Antal Elkostnadsandel värde- värde syssel- % av föiädl. milj. kr milj.kr satta saluvärde värde. %% inom branscherna: Gruvor och mineralbrott 5 845 3 901 42 30 7,2 10,8 Pappers- och massaindustri 40 294 16 478 23 514 7,6 18,5 Elintensiv kemisk industri 5 173 2 041 3 986 9,5 24,0 Järn-, stål-, ferrolegering 8 907 4 143 7 999 6,0 12,8 Ickejämmetallverk 1 497 619 1 431 16,8 40,5 Elintensiv verkstadsindustri 2 957 1 608 4 753 5,7 10,6 Övrig elintensiv industri 7 234 3 554 6 307 4,9 10,0 Summa elintensiva arbetsställen 7] 907 32 344 52 220 7,4 16,4 Icke elintensiva arbetsställen 608 019 327 972 542 307 1,0 1,8 INDUSTRIN TOTALT 679 926 360 316 594 527 1,7 3,1 Källa: SCB

Energi- och elkostnadens andel av förädlingsvärde respektive saluvärde är ett mått på hur känsliga arbetsställena i en bransch kan vara för energiprisförändringar. En grov uppfattning om hur prisförändringama kan påverka konkurrenskraft, driftöverskott och löneutrymme ges av dessa andelar. Energiprisemas genomslag på vinster och sysselsättning

påverkas dock även av hur de energiintensiva arbetsställena är integrerade i andra verksamheter inom och utanför det enskilda företaget.

Som indikator på känsligheten för elprishöjningar är elkostnademas andel av förädlingsvärdet den mest relevanta. Förädlingsvärdet anger den värdeökning som uppnås genom bearbetningen. Med förädlings- värdet avses här saluvärdet minskat med kostnaderna för råvaror, halvfabrikat, energivaror etc. Förädlingsvärdet innefattar således bl.a. löner, kapitalkostnader samt företagsvinster. För de arbetsställen där elkostnadema motsvarar en betydande del av förädlingsvärdet bör alltså en betydande elprishöjning innebära ett påtagligt minskat löne- och vinstutrymme vid oförändrade försäljningsintäkter.

Som framgår av tabell 10.6 är elkostnademas andel av förädlingsvärdet höga i de branscher som utgör den svenska basindustrin. Gemensamt för dessa branscher är att de är starkt exportinriktade och verkar på internationella marknader med hård konkurrens och homogena produkter. Möjligheter att övervältra ökade produktionskostnader på det slutliga priset på produkten finns därför inte. Branschema är starkt cykliska med stora variationer av priser, produktion och vinstmarginaler mellan åren.

Försämrad konkurrensförmåga för de exportinriktade basindustriema till följd av ökade produktionskostnader har tidigare kunnat kompenseras genom devalvering av den svenska kronan. En sådan möjlighet kommer inte att finnas om Sverige går in i det monetära samarbetet inom EU.

10.3. Sysselsättning

Sett i relation till den totala sysselsättningen i landet är andelen sysselsatta vid energi- och elintensiva arbetställen relativt liten. Drygt 50 000 personer är direkt sysselsatta vid sådana arbetsställen, vilket utgör omkring en tiondel av alla industrisysselsatta, eller ca 1, 5 procent av alla sysselsatta i landet. De energiintensiva arbetsställena har dock i sin tur relationer till underleverantörer och andra företag som därigenom påverkas indirekt av energiprisernas utveckling. De direkta syssel-

5 Enligt definitionen i tabellerna 10.6 och 10.7.

sättningseffekterna av ökade kostnader för energiinköp underskattar därför totaleffektema. Dessutom är de regionala skillnaderna stora, varför sysselsättningseffekterna av kraftigt ökade energipriser kan bli påtagliga för vissa delar av landet.

Direkta och indirekta sysselsättningsefekter

SCB har gjort beräkningar av sysselsättningseffekterna av en förändrad slutlig efterfrågan på industriprodukter, som också inkluderar de indirekta effekterna av produktionsförändringar i en bransch på sysselsättningen i andra branschers. Utifrån nationalräkenskapsdata har alla sysselsatta fördelats efter de slutprodukter som de har bidragit till att producera. För varje bransch har sysselsättningen delats upp i produktion för slutlig användning och produktion av insatsvaror till andra industribranscher. Därigenom kan effekterna beräknas av förändrad produktion i en bransch på sysselsättningen i de övriga branscher, som för sin försäljning är beroende av den först angivna branschen.

I tabell 10.7 redovisas resultatet av dessa beräkningar. Uppgifterna anger för varje bransch eller delbransch hur många sysselsatta som totalt berörs av en produktionsförändring i branschen, när den direkta effekten på sysselsättningen i branschen beräknas att beröra 100 personer. En minskad produktion i exempelvis järnmalmsbrytningen - till följd av minskad efterfrågan eller ökade kostnader - som resulterar i uppsägningar av 100 personer i järngruvoma leder enligt beräkningarna till att ytterligare ca 70 personer blir arbetslösa.

Enligt beräkningarna drabbas i genomsnitt dubbelt så många personer som de direkt berörda av arbetslöshet när en neddragning av personal- styrkan sker vid ett arbetsställe. För verkstadsindustrin är effekterna något mindre, medan de för vissa energikrävande branscher är betydligt högre. För massa- och pappersindustrin och metallindustrin ungefär tre— faldigas sysselsättningseffekterna när de indirekta effekterna inkluderas.

6

Underlagsbilaga 20

Tabell 10.7 Medelantal sysselsatta direkt och indirekt år 1993 i vissa branscher och i hela industrin i förhållande till antal direkt sysselsatta.

”___—___—

Totalt antal sysselsatta

Bransch per 100 direkt sysselsatta Jämmalmsgruvor 168 Icke-jämmalmsgruvor 196 Andra gruvor och mineralbrott 169 Massaindustri 368 Pappers- och pappindustri 308 Träfiberplattindustri 246 Kem ikalieindustri 214 Järn- och stålverk, ferrolegeringsverk 293 Jäm- och stålgjuterier 241 Icke-j ämmetallindustri 3 12 Verkstadsindustri 165 Industrin, totalt 197 Källa: SCB

Den energi- och elkrävande industrins geografiska spridning skiljer sig från hela industrins fördelning i landet. Tabell 10.8 visar den elkrävande industrins länsvisa lokalisering år 1993.7Av de ca 88 000 personer som år 1993 arbetade i de elkrävande branscherna återfanns ca 32 000 (36 %) i norrlandslänen och ca 23 000 (26 %) i bergslagslänen (Värmlands, Örebro, Västmanlands och Kopparbergs län). Den elkrävande industrin utgör en betydande del av sysselsättningen i dessa områden. Där arbetade ca 26 % av landets sysselsatta, men ca 62 % av alla sysselsatta i de elkrävande branscherna återfanns i dessa områden.

7 Elkrävande industri har här definierats som följande branscher; gruvor och mineralbrott, massa- och pappersindustri, elintensiv kemisk industri, icke- jämmetallindustri samt järn-, stål och ferrolegeringsverk

Tabell 10.8 Sysselsättningen i elkrävande industri år 1993. Fördelning på län.

Sysselsatta i elkrävande prod. Antal syssel- Antal Andel av Andel av satta totalt syssels. syssels. totalt i industrin

Stockholms län 3 499 0,5 4,4 777 456 Uppsala län 1 824 1,5 17,6 123 935 Södermanlands län 4 188 3,9 22,5 107 941 Östergötlands län 3 258 1,9 9,3 173 403 Jönköpimgs län 1 333 1,0 5,1 133 672 Kronobergs län 1 590 2,0 9,3 78 193 Kalmar län 1 311 1,3 6,0 101 323 Gotlands län 152 0,6 6,2 24 992 Blekinge län 1 501 2,4 10,3 62 556 Kristianstads län 1 816 1,5 8,4 121 413 Malmöhus län 2 669 0,8 5,4 332 232 Hallands län 2 450 2,1 17,8 115 778 Göteborgs och Bohus län 2 421 0,8 4,5 315 836 Älvsborgs län 3 996 2,1 10,7 192 339 Skaraborgs län 1 170 1,0 4,3 120 250 Värmlands län 7 799 6,6 36,6 117 452 Örebro län 3 688 3,2 16,7 115 620 Västmanlands län 2 054 1,9 8,5 109 204 Kopparbergs län 9 141 7,8 46,5 117 745 Gävleborgs län 11 032 9,2 46,1 119 269 Västernorrlands län 7 382 6,7 45,9 110 422 Jämtlands län 434 0,8 9,7 56 534 Västerbottens län 3 819 3,5 28,6 109 340 Norrbottens län 9 086 8,2 67,4 111 220 Hela riket 87 613 2,3 14,7 3 748 125 Källa: SCB

Den elkrävande industrin har störst betydelse för sysselsättningen i Gävleborgs län, där den svarade för drygt 9 % av den direkta

sysselsättningen år 1993. I Norrbottens och Kopparbergs län var andelarna sysselsatta i elkrävande industri omkring 8 %. Bland de övriga länen hade den elkrävande industrin störst betydelse i Västernorrlands och Värmlands län där 6-7 % av de sysselsatta arbetade i dessa branscher.

Läns- och 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 SCB utfört en mer ingående undersökning av den elkrävande industriproduktionens betydelse för den totala syssel- sättningen i olika regioner (kommuner och lokala arbetsmarknader). Bland annat har kommunerna aggregerats till totalt 109 lokala arbets- marknader.

Vid avgränsningen har statistik över de faktiska arbetspendlings- strömmarna utnyttjats. Metoden beskrivs i en separat underlagsbilaga där också undersökningen redovisas i sin helhet.8 I tabell 10.9 redovisas uppgifter om de 14 lokala arbetsmarknader som år 1993 hade mer än 10 % sysselsatta i elkrävande verksamhet. Undersökningen sammanfattas i figur 10.1.

I sex lokala arbetsmarknader (Hofors, Munkfors, Hällefors, Hylte, Hagfors och Avesta) var mer än var femte person på arbetsmarknaden sysselsatt i elkrävande produktion år 1993. Var och en av dessa lokala arbetsmarknader utgörs av endast en kommun. De har alla förhållande- vis få invånare och är av bruksortskaraktär. Den sysselsatta befolkningen i dessa regioner utgör endast ca 0,8 % av alla sysselsatta i riket. En sysselsättningsminskning vid de elkrävande arbetsställena skulle sannolikt få allvarliga följder i dessa kommuner. Utpendlingen till andra kommuner var låg i de angivna kommunerna (under 10 %), vilket indikerar praktiska svårigheter att få alternativ sysselsättning utanför kommunen.

Bland de åtta lokala arbetsmarknader där den elkrävande syssel- sättningen utgör 10-20 % av den totala sysselsättningen återfinns fem kommuner av bruksortskaraktär (Gällivare, Kiruna, Arjeplog, Hedemora

8

Underlagsbilaga 21

och Örnsköldsvik). Kommunerna Bengtsfors och Dals-Ed bildar tillsammans en lokal arbetsmarknad, som omfattar relativt få sysselsatta. De båda övriga lokala arbetsmarknadema (Gävle och Nyköping) omfattar tillsammans sex kommuner med sammanlagt ca 90 000 sysselsatta. Trots dessa arbetsmarknaders storlek arbetar mer än var tionde av de sysselsatta inom elkrävande industri. En minskande syssel- sättning i den elkrävande industrin skulle där innebära större kvantitativa problem, samtidigt som arbetsmarknademas storlek torde innebära större anpassningsförmåga och större möjligheter att skapa ersättnings- sysselsättning, jämfört med de lokala arbetsmarknadema av bruksorts- karaktär.

Tabell 10.9 Lokala arbetsmarknader med en hög andel sysselsatta i elkrävande industri. Andel syssel- Lokal satta i elkrä- Antal syssel- arbetsmarknad Kommuner vande industri satta totalt Hofors Hofors 37,3 % 4 579 Munkfors Munkfors 27,3 % 1 840 Hällefors Hällefors 25,1 % 3 327 Hylte Hylte 23,2 % 4 649 Hagfors Hagfors 21,7 % 6 117 Avesta Avesta 20,6 % 9 767 Gällivare Gällivare 19,3 % 9 603 Kiruna Kiruna 17,3 % 11 388 Arjeplog Arjeplog 14,3 % 1 569 Hedemora Hedemora 13,2 % 6 847 Gävle Gävle 12,5 % 62 083

Alvkarleby

Sandviken Ockelbo Bengtsfors Bengtsfors 11,9 % 6 839

Dals-Ed Nyköping Nyköping 11,4 % 26 334

Oxelösund Örnsköldsvik Örnsköldsvik 10,7 % 24 422 Summa 14,9 % 179 364 Källa: SCB

Knappt fem procent av landets sysselsatta (ca 180 000 personer) arbetar och bor inom dessa 14 lokala arbetsmarknader där mer än 10 % av de förvärvsarbetande arbetar inom den elkrävande industrin. Inom 28 lokala arbetsmarknader arbetar mer än 5 % av de sysselsatta i den elkrävande industrin.9 Knappt 600 000 personer, 15 % av den förvärvsarbetande befolkningen i Sverige, var sysselsatta i dessa regioner.

9 Underlagsbilaga 21 .

Figur 10.1. Andel sysselsatta i elkrävande industri. Redovisning per lokal arbetsmarknad.

1 _o oo»: soon l-eow _ 1000/. .10.00% - zoner.. _:moofr. - 46 001

åg'FJE'SGTam ' äS'EUBläBRI-Tänk

*. ' ':

mamumv- '

11. Risker och miljöeffekter

1 1.1 Inledning

Omställningen av det svenska energisystemet innebär att. det skall grundas på energikällor, som i minsta möjliga mån medför negativa effekter på miljön. Tillförselaltemativ har beskrivits i tidigare kapitel. Då har efterfrågan, utbud och pris varit de viktigaste utgångspunkterna. Analysen har handlat om tillgången på och leveranssäkerheten för olika bränsleslag, behovet av produktionskapacitet, faktorer som styr el- och energiefterfrågan etc.

I det här kapitlet skall tillförselns och användningens miljöpåverkan och risker behandlas med fokus på energikällomas betydelse för klimat, försurning och katastrofrisker.1 Syftet är inte att ge en heltäckande bild av problemen, utan att kort beskriva de viktigaste för- och nackdelarna med de energikällor som är tillgängliga. I kapitel 12 behandlas klimatfrågan ingående och i kapitel 15 beskrivs vissa miljöeffekter av några omställningsalternativ med hjälp av modellkakyler.

1 avsnitt 1 1.2 diskuteras energisystemens risker i allmänhet. Kärnkraftens fördelar och nackdelar beskrivs i avsnitt 11.3 ingående. På samma sätt beskrivs i avsnitt 11.4 för- och nackdelar med olika bränslen. Vattenkraften behandlas mera kortfattat i avsnitt 1 1.5. Problemen med att mäta, värdera och jämföra olika miljöeffekter och risker diskuteras i avsnitt 1 1.6 med utgångspunkt i tidigare utredningar och internationella studier på området. Avslutningsvis dras några slutsatser i avsnitt 11.7.

11.2. Riskerna med energisystemet

Begreppet risk innefattar ett skeende där en händelse inträffar med en sannolikhet, som inte är försumbar och medför konsekvenser som uppfattas som icke önskvärda. En händelse som inträffar med fullständig

' Se även underlagsbilaga ].

visshet eller med önskvärda konsekvenser betecknas knappast som en risk.

Vissa risker kan undvikas och andra risker kan minskas genom t.ex. beteendeändringar eller andra åtgärder. Vissa risker är förknippade med naturliga händelser, t.ex. vulkanutbrott och översvämningar. Andra risker, som trafikolyckor eller oljeutsläpp, är förbundna med mänskligt handlande. Ibland kan den enskilda människan genom sitt beteende påverka sin utsatthet för risker. Det gäller t.ex. förhållningsättet till tobaksrökning, bilåkande osv. Andra risker är svårare att undvika eller minska genom beteendeanpassning eller egna motåtgärder. Hit hör t.ex. risken för klimatförändingar och kämkraftsolyckor. Individens anpassning till risker - vare sig de kan påverkas genom eget handlande eller indirekt genom exempelvis politiskt agerande - betingas av inställningen till risken, dvs. av individens riskattityd.

Användningen och produktionen av energi är förenad med risker för miljö och hälsa. Ofta är den oönskade händelse som kan inträffa känd eller förutsedd med näst intill visshet, medan konsekvensen till sin omfattning är ofullständigt känd. Svavelutsläpp från förbränningen av kol och olja leder exempelvis till nedfall av försurande ämnen, vilkas effekter på växters och djurs liv och hälsa endast är delvis kända. Sådana risker är resultatet av en kontinuerlig miljöpåverkan, vars långsiktiga verkningar efter hand blir betydande, men vanligtvis inte uppfattas som omedelbart katastrofala. Detsamma gäller de cancerfall, som uppkommer till följd av bilavgasutsläpp.

I det internationella samarbetet för att begränsa utsläpp av luft- och vattenföroreningar har man arbetat med s.k. kritiska belastningsgränser, vilka antas ge uttryck för hur stor belastning av föroreningar som naturen kan bära utan att mer betydande skadeeffekter på sikt uppkommer. Dessa belastningsgränser är baserade på naturvetenskaplig forskning om vad naturen "tål". För vissa slag av miljöpåverkan är kunskapen otillräcklig och en gräns för icke önskade effekter saknas. Detta gäller t.ex. radioaktivitet, tungmetaller och vissa organiska föreningar.

I 1977 års Energikommission undersöktes i vilka fall riskerna för större katastrofer skulle kunna vara avgörande för valet av framtida energisystem. De risker som identifierades var bl.a. dammras, brott på gasledningar, skeppsbrott med supertankers och utsläpp av radioaktiva ämnen från kämkraftsanläggningar.

Frågan om katastrofrisker har därefter aktualiserats av reaktorhaveriema i Three Mile Island och Tjernobyl. Händelser som

tidigare ansågs hypotetiska inträffade. Haverierna föranledde utredning av kärnkraftens risker i Sverige och säkerhetshöjande åtgärder genomfördes. Samtidigt konstaterades att skillnaderna i grundkonstruktion mellan de svenska verken och den grafitmodererade Tjernobylreaktorn var betydande.

Även frågan om de s.k. växthusgasernas inverkan på klimatet, och de följder som denna påverkan kan få för livsbetingelserna på jorden, har aktualiserats under senare år. Effekterna av klimatförändringama är osäkra såväl till sin omfattning och som till sin fördelning i tid och rum. Riskerna med klimateffekterna skiljer sig också väsentligt från andra risker med energisystemet.

Sannolikheten för men ovanlig händelse som leder till negativa konsekvenser kan uppskattas på huvudsakligen tre olika sätt, alla med uppenbara svagheter. Den första metoden är statistiskt uppskattade sannolikheter. Den andra är rent subjektiva expertbedömningar och den tredje s.k. probabalistisk säkerhetsanalys (PSA). Endast den förstnämnda metoden kan användas för att utifrån ett empiriskt underlag uttrycka risken för en olycka. Negativa konsekvenser till följd av energitillförsel och omvandling kan i vissa fall uppskattas med traditionella statistiska metoder. Eftersom katastrofer och vissa slag av olyckor sällan förekommer blir dock underlaget för traditionella sannolikhetskalkyler otillräckligt. PSA kan då användas för att beräkna sannolikheten för händelsekedjor som aldrig har inträffat i sin helhet och där följaktligen inget empiriskt underlag kan läggas till grund för en reell sannolikhetsberäkning. Att jämföra negativa effekter av olika energislag, vilka har uppskattats med olika metoder, innebär särskilda problem. En jämförande översikt av olika energislag med avseende på katastrofer ges i tabell 1 1.1. Det framgår där att det är svårt att på ett meningfullt sätt jämföra energisystemets risker.

Framför allt är riskerna med kärnkraft och de fossila bränslenas klimatpåverkan av så speciell karaktär att de svårligen låter sig jämföras på ett vetenskapligt sätt. Även beskrivningen av effekterna är problematisk. I tabellen definieras exempelvis klimateffekterna som globala och jämnt socialt fördelade. I själva verket kan olika områden drabbas mycket olika och den sociala fördelningen kan bli mycket öjamn.

Tabell 11.1 Jämförelse mellan olika energislag med avseende på katastrofer.

Energislag Skadetyp Geografisk Social Tids- Sanno- fördelning fördelning fördelning likhet Vattenkraft Personskada Lokal Jämn Omedelbar Sällsynt (dammras) Ekon. skada

Fossila bränslen Klimatpåverkan Naturskada Global Jämn Utdragen Trolig process Lätta petro- leumbränslen: Brand efter stort Personskada Lokal Jämn Omedelbar Sällsynt utsläpp(transport/ tankningsolycka) Gas Gasutsläpp* Personskada Lokal Jämn Omedelbar Sällsynt Olja: Utvinnings- Personskada Lokal Yrkesrisk Omedelbar Ovanlig olycka Oljeutsläpp Naturskada Regional Ekono- Utdragen Ovanlig misk process skada Kol: Stor gruvolycka Personskada Lokal Yrkesrisk Omedelbar Ovanlig Kärnkraft Reaktorhaveri se avsnitt 11.3 *

LNG ( naturgas i vätskefomi), som ger risker för katastrofer, är dock ej aktuellt i Sverige.

Källa: Underlagsbilaga 30.

1 1.3 Kärnkraft

Kärnkraften bidrar inte till klimatproblemet och försurningen eller andra miljöproblem som hänger samman med fossila bränslen. Den kräver inte omfattande transporter av bränsle, vilket gör att även de indirekta effekterna är små.

Liksom vid övrig gruvdrift medför brytning av utan lokala miljöeffekter. Eftersom uranmalm har högre strålningsnivå än andra malmer, måste särskilda åtgärder vidtas mot radon i luft, radium i vatten och avfall samt mot direkt strålning.

Miljöeffekter av kärnkraftsproduktion består i huvudsak av skador som kan uppkomma genom "utsläpp av radioaktivitet. Sönderfall av radioaktiva produkter ger upphov till joniserande strålning, vilken skadar levande celler genom att indirekt eller direkt skada DNA-molekyler. Skador på DNA kan leda till att cellen vid delning misslyckas med att fördubbla sitt kromosomantal. Kromosomer kan därför förSvinna vid delningen eller brottstycken kombineras ihop på fel sätt, vilket så småningom kan ge upphov till cancer. Vid mycket höga stråldoser dör så många celler att de mest drabbade organen slutar att fungera.

Den strålning som skulle kunna nå befolkningen från ett kärnkraftverk kommer från utsläpp av radioaktiva gaser eller partiklar. Strålningen är av skilda slag; alfa-, beta- och gammastrålning. Alfa- och betastrålning är farlig om man får in de radioaktiva ämnena i kroppen, t.ex. med födan. Gammastrålningen är särskilt farlig eftersom den når långt i luften och förmår tränga in i kroppen. Några centimeter bly, decimetertjock betong eller några meter vatten stoppar den.

Riskfaktorer för cancer till följd av strålning anges av internationella strålskyddskommissionen, ICR. Riskfaktorn för sena strålskador har sedan 1950-talet räknats upp vid några tillfällen.

Avfallshanteringen har beskrivits i kapitel 5. Avfall från kärnkraftverk är radioaktivt i tusentals år. Riskerna med avfallet och dess omhändertagande är framför allt relaterade till det mycket långa tidsförloppet. Utsläpp av radioaktiva produkter, t.ex. till följd av ett läckage ut i grundvattnet, kan utsätta människor och miljö för strålning, direkt eller indirekt genom exempelvis födan. En annan aspekt som har diskuterats är vilken typ av samhälle som kommer att finnas tusentals år fram i tiden. Avsiktligt eller oavsiktligt intrång i Slutförvaret måste förhindras.

Utsläpp av radioaktivitet

Utsläppen av radioaktivitet från ett svenskt kärnkraftverk under nomial drift är mycket små. SSI anger som riktvärde att utsläpp från kärnkraftverk under drift inte till någon individ bland allmänheten får ge dosbidrag som är större än 0,1 mSv/person och år. Under åren 1993 och 1994 var utsläppen från Barsebäck, Forsmark och Oskarshamn mindre än 1 % av de riktvärden som satts av SSI. Utsläppen från Ringhals påverkas för närvarande av kvardröjande effekter av en bränsleskada år 1993 i Ringhals 1. Utsläppen var år 1993 28 % och år 1994 43 % av 58115 riktvärde.

Dosbelastningen hos personal vid kärnkraftverken i Sverige har tidigare legat lågt vid en internationell jämförelse. Doserna har dock ökat under senare år och ligger— nu i nivå med övriga länders. Huvuddelen av denna ökning härrör från de omfattande ombyggnads- arbeten som har skett i de äldre kokarvattenreaktorerna. Andra orsaker är den ökade omfattningen av provningsverksamhet på reaktorernas primärsystem. När anläggningarna åldras ställs högre krav på kontroll för att upptäcka begynnande förändring i tid. Den s.k. kollektivdosen uppgick år 1994 till knappt 20 manSv, vilket var ungefär samma nivå som år 1992.

Kärnkraftens katastrofrisker

Riskerna för reaktorhaverier har varit föremål för stor uppmärksamhet. Sådana haverier har förekommit endast i ett fåtal fall, vartill kommer ett antal tillbud. Riskerna med kärnkraft har efter hand omvärderats och 1970 års Närförläggningsutrednings' (SOU 1979:86) värdering av riskerna framstår numera som en undervärdering.2

En rad beräkningar har genomförts med den amerikanska s.k. Rausmussenrapportens metod som utgångspunkt, för att kvantifiera de risker som är förbundna med kärnkraftens drift. Metodiken bygger på att konstruerade sannolikheter (probabalistisk säkerhetsanalys) används för att beskriva händelseförlopp. I samband med 1977 års Energikommissions arbete gjordes flera ansatser för att beräkna bl.a sannolikheten för en s.k. härdsmälta. Sannolikheten för ett haveri med allvarliga konsekvenser bedömdes vara utomordentligt liten.

2 Underlagsbilaga 31 .

Reaktorsäkerhetsutredningen, (SOU 1979186) som tillsattes efter olyckan i Harrisburg, kritiserade den bedömning som gjordes av 1977 års Energikommission. Osäkerheten i beräkningarna hade inte betonats tillräckligt. Säkerhetshöjande åtgärder föreslogs, vilka sedan kom att genomföras (filtrerad tryckavlastning).

Den PSA-beräknade sannolikheten för ett reaktorhaveri med svåra konsekvenser beror på flera faktorer, t.ex. om haveriet är en härdsmälta, hur haveriförloppet ser ut, hur skyddsanordningarna fungerar och vilket väder som råder. Reaktorns geografiska placering kan ha stor betydelse för konsekvenserna.

Reaktorolyckor

De mest kända kärnkraftolyckoma är de som inträffade i Harrisburg och Tjernobyl. Ytterligare ett antal mer eller mindra allvarliga olyckor har till inträffat, som i många fall har tydliggjort brister i säkerhetsrutiner och teknik samt visat på effekter som tidigare inte varit kända och därmed föranlett skärpningar av säkerhetskraven.

Den första kända reaktorloyckan inträffade år 1952 i en experiment- reaktor i Kanada där några styrstavar drogs ut av misstag vid ett experiment, varpå reaktoreffekten ökade mycket snabbt3. En följd därav blev bl.a. krav på ett snabbstoppsystem som är helt oberoende av andra system.

Reaktorolyckan i oktober 1957 i Windscale i England visade att radioaktiva ämnen som frigjordes ur en reaktor kunde spridas över stora områden och förorena luft, mark och vatten långt från spridningskällan.

En bidragande orsak till en olycka i en liten reaktorprototyp i Idaho falls var att operatörerna inte var tillräckligt medvetna om riskerna med reaktorn. Olyckan, som bl.a. ledde till att personal avled, tydliggjorde säkerhetskulturens betydelse.

Vikten av att göra ordentliga säkerhetsanalyser av alla konstruktioner demonstrerades vid en olycka i en reaktor där man gjort vissa smärre konstruktionsförändringar, som dock inte hade dokumenterats. Zirkoniumplåtar som hade monterats in som extra skydd mot en

Bränslet - uranet - i ett kärnkraftverk är placerat i kapslar i reaktortanken i form av bränsleelement. Dessa kan beskrivas som långa stavar. För att kunna reglera neutronflödet, och därmed värrneutvecklingen i bränslet, används bl.a. s.k. styrstavar, som skjuts in mellan bränsleelementen då man önskar att effekten skall minska eller dras ut då man vill att effekten skall öka.

härdsmälta lossnade vid ett test med följden att bränslepatronerna blev överhettade. Eftersom monteringen inte hade dokumenterats var det svårt att avgöra orsaken till olyckan innan reaktorn hade demonterats.

Reaktor 2 i Three Mile Island nära Harrisburg i USA var en tryckvattenreaktor som kunde leverera en effekt på 880 MW el. Den startades i mars 1978 och ett år senare inträffade ett oväntat stopp. Under ett reningsarbete kom vatten genom ett missöde in i ett tryckluftsystem, vilket medförde att matarvattenpumparna till ånggeneratorerna stannade. Reaktorn snabbstoppade automatiskt och för att minska ett övertryck i systemet öppnades en ångblåsningsventil. Den återgick dock inte i normalt läge utan fastnade i öppet läge, vilket ledde till att vatten strömmade ut ur primärsystemet och reaktorn började koka. Först efter drygt två timmar upptäcktes den felaktiga avblåsningsventilen. Sexton timmar efter snabbstoppet lyckades man starta en huvudcirkulationspump och därefter kunde kylningen åter startas.

När skadorna så småningom kunde studeras, via TV-kamera, fann man att övre delen av härden hade smält. Härdsmältan hade inte gått igenom tanken. Hur stor marginalen till tankbrott var är inte klarlagt. Mindre än 10 % av de radioaktiva ädelgaserna och en mycket liten mängd radioaktiv jod frigjordes till omgivningarna. Den högsta stråldosen till någon enskild individ utanför anläggningen blev ca 0,7 mSv, vilket är mindre än årsdosen från den naturliga bakgrunds- strålningen.

Den hittills värsta kärnkraftsolyckan inträffade den 26 april 1986 i Tjernobyl i Ukraina. Tjernobylreaktorerna är grafitmodererade lättvattenkylda reaktorer. Samma reaktortyp finns i Ignalina i Litauen och i Sosnovy Bor utanför S:t Petersburg. Reaktortypen fungerar så att en liten ökning eller minskning av den s.k. reaktiviteten vid högt effektuttag blir självbegränsande och reaktorn går stabilt. Vid effektuttag under 20%, kommer en förändring av reaktiviteten att självförstärkas och reaktorn blir instabil och svår att kontrollera. Enligt säkerhetsbestämmelserna får reaktorn inte köras med låg effekt.

Katastrofen utlöstes vid ett test av ett spänningsregleringssystem som egentligen skall göras innan reaktorn tas i drift första gången, men så hade inte skett. Liknande test hade genomförts på andra reaktorer. Vid testet kom effektuttaget att ligga under den angivna säkerhetsmarginalen. För att förhindra att säkerhetssystemet skulle omintetgöra testet hade det automatiska snabbstoppet kopplats av. Under försöket ökade tillflödet av neutroner som kunde orsaka kärnklyvning mycket snabbt och

processen kunde inte hejdas. Reaktorn exploderade av ångtrycket och härden frilades. En kort stund senare kom en andra explosion. Luft fick fritt tillträde till härden och reaktorn brann.

Under de följande dagarna försökte man släcka branden från helikoptrar. Invånarna i omgivningarna evakuerades. Utsläppet av radioaktiva ämnen pågick under 10 dagar innan man lyckades släcka branden och stoppa utsläpp av radioaktiva ämnen.

De hittills kända följderna av Tjemobylolyckan, såväl i Sverige som i f.d. Sovjetunionen, beskrivs i en separat underlagsbilaga4.

Konsekvenser av en kärnkraftsolycka i Sverige

De möjliga konsekvenserna av radioaktiva utsläpp från en svensk kärnkraftsreaktor i händelse av ett svårt härdhaveri har belysts av 8815. Enligt studien kan risken för olyckor beskrivas med ett urval tänkbara olycksscenarier, inklusive det värsta tänkbara, med tillhörande konstruerade sannolikheter. För att kunna presentera en riskbild görs PSA-studier i syfte att undersöka vilka skilda vägar ett händelseförlopp kan ta. 1 en sådan analys ingår även människans roll och felhandlande. PSA-studier är i första hand avsedda att identifiera behov av säkerhetsförbättringar.

Även om riskbilden kan vara väl klarlagd kan det vara osäkert vilka slutsatser som bör dras, när det gäller val av exempelvis beredskapsstrategi. En fråga är, vilket av flera möjliga olycksscenarier i riskbilden som skall anses representera det ”värsta fallet" med hänsyn till bl.a. att de värsta olyckorna är långt mindre sannolika än de mindre allvarliga Olyckorna. Säkerhetsanalys med PSA ingår i en återkommande särskild säkerhetsgranskning av varje reaktor som reaktorägaren är ålagd att genomföra och som SKI har att granska och rapportera till regeringen.

[ studien har några haveriförlopp beskrivits, vilka kan antas vara representativa för samtliga svenska reaktortyper, dels då de utsläppsbegränsande systemen fungerar som avsett, dels för ett antaget "värsta fall". Vidare har inverkan av olika väder- och vindförhållanden studerats. Beräkningarna visar att i de fall de utsläppsbegränsande åtgärderna fungerar fullt ut blir konsekvenserna jämförelsevis begränsade. Beroende på vindriktning skulle mellan några få och ca 50

4

Underlagsbilaga 2.

5

Underlagsbilaga 31.

extra cancerdödsfall kunna inträffa i Europa under all tid framöver till följd av olyckan. Skillnaden mellan kraftverkslägena är inte så stor, men utsläpp vid Barsebäck ett något större antal fall än vid övriga lägen. Livsmedelsproduktionen skulle påverkas inom de närmaste 10 kilo- meterna, dock i liten omfattning. Boende i den s.k. beredskapszonen skulle behöva stanna inomhus under utsläppet.

Skulle de utsläppsbegränsande åtgärderna fungera, men endast så att 0,1 %—utsläppskravet uppfylls (dvs. maximalt 0,1 % av de totala radioaktiva ämnena i reaktorhärden får släppas ut), kan det vid gynnsamt väder (inget regn) och vindriktning inte heller förväntas mer än några enstaka extra cancerdödsfall i Europa för all tid framöver. Vanligt förekommande väder skulle kunna leda till ytterligare 20 - 100 dödsfall i cancer oberoende av kraftverk. Vid sällan förekommande mycket ogynnsamt väder stiger antalet upp mot 200 dödsfall, för Barsebäck kanske 500. Inga akuta skador kan förväntas. lnomhusvistelse är befogad ut till ett antal mil i vindriktningen. Vissa områden i vindriktningen bör utrymmas före molnpassagen. Barn och gravida som bor närmare än 20 km bör eventuellt evakueras under den första månaden. Markbeläggningen av jod kan vid regn bli stor i närheten av reaktorn. Inom en radie av 10 mil kan man, om utsläppet sker vid regn under betessäsong, räkna med en jodbeläggning som innebär att boskapen inom ett kanske 5 000 - 10 000 kml stort område måste utfodras med ersättningsfoder under hela resterande säsong för att mjölken skall kunna användas.

Fungerar inte de utsläppsbegränsande åtgärderna blir konsekvenserna betydligt allvarligare. Det kan inte uteslutas att ett antal dödsfall i akut strålningssjuka kan inträffa. Det skulle då röra sig om personer som under utsläppet har uppehållit sig inom de närmaste 5 kilometrerna. Stora mängder radioaktivt material skulle falla ned på marken och ge upphov till bestrålning via livsmedel. Ut till 200 mil från källan kan antalet cancer-döda till följd av doserna vid gynnsam vind röra sig om några hundratal under 50 år. Vid mer normala väder- och vindförhållanden kan antalet stiga till upp emot 2 000 - 8 000 dödsfall för att i det mest ogynnsamma fallen kanske uppgå till det dubbla.

1 1.4 Förbränning

Förbränning av bränslen medför utsläpp av föroreningar, beroende bl.a. på typ av bränsle, bränslekvalitet, förbränningsteknik och reningsteknik.

Utsläppen av de viktigaste föroreningarna redovisas i tabell 1 1.2 nedan. Förutom de redovisade föroreningarna kan också förekomma utsläpp av metaller, kolväten, ammoniak, lustgas m.m.

Utsläpp av svavel- och kväveoxider är den viktigaste orsaken till försurning av mark och vatten. Försurning av marken kan leda till minskad skogstillväxt och i värsta fall skogsdöd, genom att näringsämnen lakas ur och metaller i marken frigörs. Försurning av vattendrag kan leda till att alger, plankton och fiskar slås ut. Utsläpp av bl.a. svavel kan också medföra korrosion och påverka människors hälsa.

Mellan 10 och 20 % av svavel- och kvävenedfallet i Sverige härrör från svenska utsläpp, medan resten kommer från utländska källor.

Tabell 11.2 Utsläpp från olika bränslen räknat per MJ bränsle.

CO2 NOx S Stoft

g/MJ mg/MJ mg/MJ mg/MJ Naturgas 56 30 - 70 0 Kol 91 30 -150 25 -100 5 - 15 Olja 76 30 - 150 25 - 100 S - 25 Biobränsle - 40 - 100] 5 - 20 5 — 152

1) 40-150 i mindre värmeverk. 2) 5-50 i mindre värmeverk.

Källa: Naturvårdsverket

Som framgår av tabellen ger naturgas mindre miljöpåverkan än olja och kol. Klimateffekter av koldioxidutsläpp diskuteras i kapitel 12.

Svavel

Utsläppen av svaveldioxid (härrör från) bränslets svavelinnehåll. Utsläppen kan minskas genom byte av bränsle eller bränslekvalitet och genom rengasrening. Utsläppen av svavel regleras genom särskild svavellagstiftning. Svavelskatten stimulerar till ytterligare minskningar av utsläppen. Utsläppen från förbränning i fasta anläggningar i Sverige uppgick år 1994 till 36 000 ton. De totala utsläppen uppgick samma år till 97 000 ton.

Sverige har anslutit sig till Genevekonventionen om långväga gränsöverskridande luftföroreningar (LRTAP). Sverige har reducerat sina

svavelutsläpp med ca 80 % räknat från 1980 års nivå, vilket också är den reduktion Sverige åtagit sig att klara till år 2000 i det svavelprotokoll som undertecknades i Oslo är 1994. De svenska utsläppen är i dag mindre än på 1950-talet, främst som effekt av minskad oljeanvändning och övergång till allt lågsvavligare oljeprodukter. Utsläppen från förbränning av olja och gas uppgår till drygt 20 000 ton svaveldioxid, och har så gjort sedan år 1991. Som framgår av tabell 11.2 är svavelhalten i naturgas försumbar. Utsläppen i Sverige svarar för ca omkring en tiondel av det totala nedfallet i Sverige. Resten av nedfallet kommer från utsläpp i andra länder.

Kväveoxider

Kväveoxider bildas vid förbränning genom oxidation av bränslets kväveinnehåll och kvävet i förbränningsluften. De viktigaste faktorerna som påverkar bildningen av kväveoxider är bränslets kväveinnehåll, förbränningstemperaturen, uppehållstiden i härden vid hög temperatur samt mängden luft vid förbränningen. Kväveoxidutsläppen kan minskas genom förbränningstekniska åtgärder och rökgasrening.

Utsläppen från förbränning i fasta anläggningar i Sverige uppgick år 1994 till drygt 40 000 ton, vilket motsvarar drygt 10 % av totalutsläppen. Den största källan är transporsektorn, som bidrar med ca 80 % av utsläppen. Förutom att kväveoxidutsläppen är försurande bidrar de också till övergödningen och bildning av s.k. fotokemiska oxidanter (t.ex. marknära ozon), som kan orsaka säväl hälsoeffekter som skador på växtlighet. Hälsoeffekter kan också befaras vid förhöjda kvävedioxidnivåer i tätorter.

Den svenska målsättningen att kväveoxidutsläppen skall minska med 30 % mellan åren 1980 och 1995 har inte kunnat uppfyllas. Minskningen fram till och med år 1994 är endast ca 13 %.

Vägtrafiken svarar för ca 43 % av de totala kväveutsläppen. Till och från har en diskussion förts om tillförlitligheten i utsläppsberäkningarna avseende vägtrafiken. Bilindustriföreningen har framfört att utsläppen skulle vara betydligt mindre än Naturvårdsverkets beräkningar, och att minskningen av kväveoxidutsläppen därför skulle vara underskattad. Naturvårdsverket har tagit del av synpunkterna på beräkningsmetoderna och informerat om att verket håller på med en översyn av dessa, men att någon snabb revision av den officiella statistiken inte bedömts vara nödvändig. En viss minskning av utsläppen kan bli resultatet av

översynen,

Inom LRTAP finns även ett protokoll från år 1988 om utsläpp av kväveoxider. Det innebär att utsläppen år 1994 skulle stabiliseras på 1987 års nivå. Samtidigt med undertecknandet av protokollet uttryckte ett tiotal länder (däribland Sverige) sin avsikt att minska utsläppen med ca 30 % till år 1998, räknat från något av år s.k. 1980 - 86 (den s.k. NOK-deklarationen).

Stoft

Vid förbränning av olja och fasta bränslen följer alltid en viss mängd stoft med rökgaserna, vilka därför måste renas. Stoftet består av sot och aska. Mängden stoft och dess sammansättning i utgående rökgaser påverkas av typen av förbränningsutrustning, bränslets sammansättning samt den reningsteknik som används.

Metaller

Utsläppen av metaller vid förbränning är beroende av bränslets metallinnehåll samt vilken stoftreningsteknik som används. Vid förbränning förångas flera metaller som t.ex. kvicksilver, kadmium, arsenik, bly och zink. Då rökgastemperaturen sjunker kondenserar metallerna på stoftpartiklarna, där merparten av metallerna binds till stoftet. Endast kvicksilver och i viss mån kadmium förekommer i gasform. Utsläppet av metaller från gaseldning är försumbart.

K olväten

Ofullständig förbränning medför utsläpp av olika kolväten. Dessa utsläpp kan begränsas genom styrning och optimering av f örbränningsförloppet. Vid större förbränningsanläggningar är utsläppen normalt mycket små. Vid eldning med ved i villapannor kan utsläppen däremot bli betydande och det bedöms att den småskaliga vedeldningen svarar för upp emot 25 % av landets totala utsläpp av flyktiga organiska föreningar (VOC). Utsläppen sker framför allt vintertid och till stor del utanför tätorterna.

Flera kolväten är cancerframkallande och många bidrar i varierande grad till bildningen av s.k. fotokemiska oxidanter.

Riksdagen har ställt som mål att utsläppen av flyktiga organiska ämnen skall minska med 50 % mellan åren 1988 och 2000. Det bedöms

som svårt att klara denna målsättning.

Restprodukter

Vid förbränning uppkommer fasta restprodukter i form av flygaska, slagg och bottenaska samt avsvavlingsprodukter. Deponering av restprodukter sker normalt i deponier utan inblandning av annat avfall. Lokalisering och utformning av deponier skall ske på sådant sätt att yt- och grundvattenpåverkan inte medför miljöförstörning på kort eller lång sikt.

Aska från skogsbränslen bör kunna återföras till skogen. Därmed tillgodogörs näringsämnen i ett kretslopp. Försök med askåterföring pågår sedan ett antal år. De kunskapsluckor som har funnits rörande biologiska, tekniska och ekonomiska frågeställningar håller på att täckas. Ännu deponeras dock merparten av skogsbränsleaskan.

Katastrofrisker med bränslen

Vid oljeutvinning kan kraftiga explosioner vålla stor skada. Flera stora olyckor har inträffat vid oljeplattformar. Vid Alexander Kjelland- katastrofen omkom 123 personer och Piper Alpha-olyckan krävde 165 liv. En rad tankerhaverier har inträffat med långsiktiga och delvis okända konsekvenser för flora och fauna.

Gruvolyckor och ras förekommer i samband med brytning av kol under jord. De största riskerna med naturgasanvändning är enligt en studie som genomfördes för 1977 års Energikommission förenade med LNG dvs. nedkyld gas i vätskeform. Äterupptiningen av LNG kan leda till svåra olyckor, vilka i befolkningscentra skulle kunna medföra ett stort antal dödsfall. Rörbunden naturgas vållar erfarenhetsmässigt inte lika svåra olyckorö.

6 Den olycka som inträffade i Ryssland nyligen med 700 offer orsakades av en läckande gasolledning.

1 1.5 Vattenkraft

Vattenkraft har, jämfört med många andra energikällor, fördelen att inte ge upphov till några större utsläpps- eller avfallsproblem. Miljö- problemen är i stället lokalt och regionalt betingade. Vattenkrafts- utbyggnaden har medfört förändringar av landskapsbilden och påverkat fisket och det rörliga friluftslivet.

Regeringen tillsatte år 1993 en utredning, Vattendragsutredningen, i syfte att undersöka kriterier för vilka vattendrag som är särskilt skyddsvärda. 1 april 1994 lämnade utredningen delbetänkandet (SOU 1994:59). Även vattendragens värde för energiproduktion skall undersökas. Bevarandeintresset skall vägas mot energiintresset.

Det pågår undersökningar och försök att minska påverkan vid utbyggnad av vattenkraft. Vattentillrinningen kan exempelvis anpassas till den naturliga årsrytmen för att på så sätt minska effekterna på växt- och djurliv. Effekter av förändringar i näringstillförseln kan delvis kompenseras7.

Vattenkraftens katastrofrisker

Den allvarligaste katastrof som är möjlig vid en vattenkraftsanläggning är dammbrott. I Sverige finns ca 6 000 dammar. Ett fåtal av dessa anses kunna förorsaka mer än 1000 dödsfall vid dammbrott. Fyra dammbrott har inträffat i Sverige sedan 1930-talet, det senaste skedde i Noppikoski år 1985. Ett dödsfall har inträffat. Till dessa dammbrott kommer ett antal tillbud, t.ex. i Suorva år 1983. Ett brott på Suorvadammen skulle kunna leda till en stor katastrof varvid Boden översvämmades efter 12- 20 timmar och Luleå senast 23 timmar senare. Stora delar av städerna skulle kunna översköljas med en omfattande förödelse som följd.

11.6. Att värdera miljöeffekter

Under de senaste decennierna har metoderna för att mäta och värdera hälsoriskerna utvecklats relativt framgångsrikt.8 Det finns i dag gränsvärden för när miljöföroreningar förväntas ge upphov till

7

Underlagsbilaga 1.

8 Se t.ex. Senior Expert Symposium on Electricity and the Environment, Helsinki 1991, Key Issues Paper No. 3, IAEA 1991.

hälsoproblem, även om människors vanor och individuella känslighet också har betydelse. Etablerade metoder för att värdera och jämföra miljöriskernas relativa betydelse och kostnader saknas däremot.

Ett skäl är att kunskapen är otillräcklig när det gäller miljöpåverkan av utsläpp. Ett annat är svårigheterna att utforma enhetliga kriterier för vad som skall mätas och värderas, eftersom effekterna beror av så många faktorer. Det rör sig dessutom om att värdera och direkt rangordna miljöproblem av mycket olika slag - t.ex. ingrepp i naturen eller landskapsbilden vid brytning av kol eller uranmalm eller uppförande av vattenkraftverk, försurning av mark och vatten, klimatförändringar, uttunning av ozonlagret och svåra kämkraftsolyckor som den i Tjernobyl.

Omställningen av energisystemet innebär bl.a. att den framtida energiförsörjningen och användningen skall utformas med hänsyn till säkerheten och belastningen på miljön. En möjlig principiell utgångspunkt är att samtliga energiformer eller bränsleslag genom beskattning eller reglering skall bära kostnaderna för de negativa externa effekter på miljön som användningen av respektive energislag medför (s.k. internalisering av externa effekter).

Med externa effekter avses i detta sammanhang kostnader och intäkter som uppstår för en grupp av människor när en annan grupp utövar sociala eller ekonomiska aktiviteter, och de som utövar aktiviteten inte bär konsekvenserna härav. De olika energislagens externa effekter utgörs till större delar av de kostnader som åsarnkas samhället och miljön utan att beaktas av dem som producerar och konsumerar energi, dvs. kostnaden är inte inkluderad i priset. Effekterna är fysiska skador på den naturliga och planerade miljön likaväl som effekter på möjligheterna till rekreation och naturupplevelser. Traditionella ekonomiska kalkyler av priser på bränslen, el och värme har tenderat att inte beakta dessa effekter.

Frågan om externa effekter har väckt stort internationellt intresse under senare år. I Europa har intresset främst syftat till att ta fram underlag för att utforma förslag till internationella miljöskatter, en strategisk energipolitik för hela Europeiska unionen, subventioner för förnybara energislag, fördelningsprinciper för katastrofrisker m.m. I USA kräver flera stater att kraftföretagen skall beakta externa effekter i planering och beslut. Där har debatten främst handlat om hur mycket kraftföretagen skall betala för effekterna, samt hur mycket av kostnaderna som indirekt redan belastar företagen genom miljölag-

stiftningenf)

1 Sverige introducerades frågan om internalisering av miljöeffekter av professor Erik Dahmén som år 1968 utgav boken Sätt pris på miljön. Sedan har fler statliga utredningar i varierande omfattning belyst värderings- och mätproblem. De senaste var Biobränslekommissionen och Kärnbränslefondsutredningen.lo Kämbränslefondsutredningen hade i direktiven ålagts uppgiften att redovisa de totala kostnaderna för elproduktion från kärnkraftverk samt rivning och slutförvaring av verken inklusive kärnbränslecykeln, men konstaterade att uppgiften var alltför omfattande för att rymmas inom dess tidsram och resurser. I betänkandet föreslogs att Energikommissionen skulle överväga frågan. I en bilaga till Biobränslekommissionen föreslogs att en särskild utredning skulle få till uppgift att beräkna de samhällsekonomiska kostnaderna för olika energislag. Förslaget har dock inte realiserats. De metodologiska svårigheterna när det gäller att internalisera externa effekter är väl analyserade och kända bland forskare och experter. Även om Sverige, liksom andra industriländer, huvudsakligen har utnyttjat andra styrmedel än ekonomiska för att nå miljömålen har på senare år införts flera miljörelaterade avgifter och skatter, t.ex. svavelskatten, koldioxidskatten samt kväveoxidavgiften. Sverige har numera fler miljörelaterade skatter och avgifter än något annat land. I kapitel 13 beskrivs styrmedel - ekonomiska och administrativa - som har använts och används i Sverige på energiområdet. Inte i något fall är dessa skatter och avgifter baserade på värderingar av de skadekostnader som uppkommer till följd av respektive utsläpp. Däremot har nivån på skatterna i olika sammanhang analyserats utifrån möjligheterna och kostnaderna för att undvika miljöproblemen genom t.ex. rening. Införandet av dessa skatter och avgifter hade sin grund bl.a. i Miljöavgiftsutredningens (MIA) betänkande Sätt värde på miljön (SOU 1990:59). MIA:s uppdrag var att analysera förutsättningarna för att i ökad omfattning utnyttja ekonomiska styrmedel i miljöpolitiken. Det finns viss kunskap om hur de skatter och avgifter som har införts under det senaste decenniet påverkar användningen av olika bränslen. En helhetsbild av styrmedlens effekter saknas dock. Det gäller t.ex. följden av att miljöskatter endast berör vissa former av miljöpåverkan, medan andra kanske mera betydelsefulla miljöskadliga effekter inte är skattebelagda. Det pågår inte heller någon omfattande långsiktig

9 Power Generation Choices: Costs, Risks and Extemalities, OECD, 1994.

lo SOU 19941107, SOU 1992:90.

forskning eller försöksverksamhet i Sverige i syfte att mäta och värdera energislagens relativa externa effekter. Inom ramen för arbetet med miljöräkenskaper har dock Konjunkturinstitutet och Statistiska Centralbyrån i en pilotstudie sökt beräkna svavelnedfallets kostnader och återverkningar på svensk ekonomi.”

1 de fall externaliteterna har en internationell omfattning, vilket gäller t.ex. svavel- och kväveoxider, uppstår naturligtvis frågan hur skador i andra länder skall eller kan internaliseras. Detta kan tänkas ske inom ramen för internationella avtal, vilket i någon mån har skett på svavel- och kväveoxidmrådena. När det gäller koldioxidutsläppens verkningar på klimatet är kostnaderna mycket svåra att uppskatta. Därför är det mycket svårt att beräkna nivån på en koldioxidskatt, som syftar till att avspeglar de samhällsekonomiska kostnaderna för användning av fossila bränslen.

Även om det vore möjligt att fastställa en skatt som vore effektiv utifrån dess kriterier, kan nivån vara sådan att de allmänna krav som ställs på nya styrmedel blir svåra att uppfylla, t.ex. kraven på konkurrensneutralitet och kostnadseffektivitet både i Sverige och internationellt. Skatterna på utsläpp får därför sättas utifrån andra kriterier, exempelvis så att de ger upphov till en volymmässig stabilisering eller minskning av användningen av fossila bränslen i Sverige. På detta sätt skulle en utveckling kunna erhållas som är kostnadsefektiv, givet just detta mål. Däremot kan kostnadseffektiviteten sett från europeisk eller global synvinkel ifrågasättas, eftersom kostnaderna för att reducera de svenska utsläppen är jämförelsevis höga och skadeverkningarna för klimatet är oberoende av utsläppskällornas lokalisering.

Ett annat problem är på vilket sätt internaliseringen av de externa effekterna skall begränsas i tid och rum. Vid t.ex. uranbrytning uppkommer externa effekter p.g.a. strålning. En beskattning av uranimporten i Sverige, i syfte att åstadkomma en internalisering av de externa kostnader som uppstår vid brytningen, skulle visserligen kunna medföra att en avvägning som inbegriper dessa effekter görs av svenska företag. Det mest effektiva vore dock om beskattningen infördes i brytningslandet och där medförde anpassningsåtgärder. En beskattning i Sverige, utan åtgärder i brytningslandet, innebär att försäljningen kan

" Konjunkturinstitutet och Statistiska Centralbyrån, Svenska miljöräkenskaper,

en lägesrapport 1994.

inriktas på andra avnämare, utan att detta innebär någon förbättring av förhållandena i gruvorna. Detta illusterarar att styrmedel bör tillämpas så "nära" det som skall styras som möjligt.

De energi- och miljöskatter som har introducerats i Sverige har haft både miljömotiv och fiskala motiv, men de har även prövats utifrån de allmänna krav som ställs på nya styrmedel. Det gäller bl.a. effekterna på inkomstfördelning, internationell och nationell konkurrenskraft samt administrationskostnader. Det är således flera principer som har varit vägledande vid utformning av och beslut om införandet av skatter, avgifter och administrativa regleringar.

Kärnbränslefondsutredn in gen

I juni 1994 presenterade Kärnbränslefondsutredningen sitt slut- betänkande Säkrare finansiering av framtida kärnavfallskostnader (SOU 19941107). Utredningen skulle enligt sina direktiv bl.a. "redovisa de totala kostnaderna för elproduktionen från projektering och byggande till rivning och slutförvaring av kärnkraftverk inklusive kärnbränslecykeln". Utredningen konstaterade dock att uppgiften rymmer åtskilliga frågeställningar, delvis av komplicerad natur, och att den tid som stod till förfogande inte medgav en tillfredsställande behandling av frågans alla delar.

Enligt utredningen bör en sådan studie innefatta en genomgripande och grundläggande problemanalys med diskussion av metodfrågor. Några exempel på frågeställningar är vilka typer av kostnader som bör urskiljas, relevansen av historiska kostnader samt vilka kostnader som är möjliga att påverka i dag. Andra frågor gäller det lämpliga i att redovisa kostnader för kärnkraftsproduktion utan att samtidigt redovisa kostnader av annan elproduktion och/eller intäkter för elproduktion. Vidare berördes frågan huruvida icke-monetära kostnader bör mätas och redovisas och i så fall hur.

Kärnbränslefondsutredningen tog bl.a. fram ett arbetsmaterial, som utgångspunkt för en fortsatt debatt kring frågan. Utredningen konstaterar att det grundläggande problemet - att reducera eller eliminera de externa kostnaderna - liksom på andra områden kompliceras av hur man skall bestämma de externa kostnaderna. Just på strålskyddsområdet finns enligt utredningen vissa möjligheter att beräkna de externa effekterna, t.ex. för joniserande strålning, men fortfarande är det omöjligt att objektivt bestämma kostnaden. Detta beror på att människor är olika känsliga för denna strålning och dessutom upplever och värderar risker olika. Skall kostnaderna baseras på den mest känslige? Hur skall risker

för olika sjukdomar värderas? Skall man utgå från "verklig" eller upplevd risk?

Beräkningar av den externa kostnaden för strålning från kärnkraft och radiologiskt arbete försvåras av att strålningen från dessa källor är så mycket mindre än den normala strålning som omger oss. Därför är det svårt att avgöra om de externa effekterna till följd av driften av kärnkraftverk orsakar några ytterligare sjukdomsfall utöver vad som orsakas av den s.k. bakgrundsstrålningen.

Förutom strålning från ett kärnkraftverk i drift uppkommer andra externa effekter till följd av elproduktion i kärnkraftverk. En är joniserande strålning vid uranbrytning. Här konstaterade utredningen att det är svårt att vidta åtgärder för en internalisering av dessa externa effekter i Sverige. Sådana åtgärder bör vidtas i det land där uranbrytningen sker. Vidare kan en olycka i ett kärnkraftverk leda till att radioaktiva ämnen släpps ut i omgivningen. Ansvaret vid en olycka regleras i Sverige av atomansvarighetslagen (se kapitel 5). Utredningen sammanfattar diskussionen på detta område med att någon bra metod att kvantifiera de externa kostnaderna för kärnkraften med hänsyn till olyckor inte finns. Detta förhållande är emellertid inte unikt för kärnkraften, utan gäller all verksamhet som kan leda till stora skador.

Internationella studier

Insikten om att fiera miljöproblem inte bara är lokala, utan även regionala och globala, har lett till ett omfattande internationellt samarbete under 1990-talet avseende globala hot från klimatförändringar och försurningen av mark och vatten. Det pågår en rad projekt vars gemensamma mål är att förbättra möjligheterna att mäta, värdera och jämföra risker och effekter. Syftet är att få bättre kunskap för utformningen av energipolitiska strategier och utarbeta program för att minimera negativa effekter.

Programmet DECADES initierades år 1992 för att bygga upp databaser och utveckla metoder för jämförelser mellan olika energikällor för elproduktion.

Programmet genomförs i samarbete mellan tio organisationer, däribland EG-kommissionen, IIASA, IAEA, OECD, OPEC, UNIDO, UNEP och IBRD. I oktober 1995 hölls ett symposium i Wien, där pågående projekt inom ramen för programmet redovisades.

Ett av dessa var Externe-projektet. Studien genomförs av EG-

kommissionen och USA:s energidepartementet och syftar till att utveckla metoder för att systematiskt mäta och beskriva de olika energislagens externa effekter. Projektet har pågått sedan år 1991 och hittills har rapporter om sju energislag och fyra effektiviseringsstrategier publicerats av kommissionen”. Liknande rapporter har publicerats i USA beträffande de amerikanska förhållandena. Redovisningen hittills omfattar hälso— och miljöeffekter och arbetet går nu vidare med att belysa andra effekter på sysselsättning och säkerhet i energiförsörjningen.

Enligt studien är det inte möjligt att bedöma om ett exempelvis energislag är "miljövänligare" än ett annat. Däremot går det att monetärt värdera vissa enskilda effekter - varav de viktigaste är klimatpåverkan och hälsoeffekter av luftföroreningar. Osäkerheterna är dock mycket stora, särskilt när det gäller värderingen av klimatförändringar.

En viktig slutsats är att studien har lett till en utveckling av metoder för att värdera enskilda anläggningar. Resultaten väntas därigenom kunna bidra till att i flera avseenden förbättra existerande och framtida anläggningar. Dessutom antas utvecklingen av enhetliga metoder för värdering öka möjligheterna att i framtiden kunna dra mera övergripande slutsatser.

Författarna konstaterar också att det inte har varit möjligt att utveckla värderingen av risker för katastrofer, trots att det var en av intentionerna när projektet påbörjades. När det gäller kärnkraften är det enligt studien de långa tidsförloppen och skillnaden mellan allmänhetens och kärnkraftsindustrins uppfattning, som gör det svårt att utforma enhetliga värderingsmetoder.

'2 European Commission, Externalities of Fuel Cycles "Externe" Project, 1994.

11.7. Sammanfattande slutsatser

Sveriges energisystem är på många sätt effektivt och miljöacceptabell. Utsläppen av föroreningar är relativt små, eftersom elproduktion i huvudsak sker med vattenkraft och kärnkraft. Riksdagsbeslutet om kämkraftsavveckling skall ses mot bakgrund av kärnkraftens potentiella risker för miljö och hälsa, t.ex. vid en eventuell stor olycka. Vid vanlig drift medför kärnkraften mycket små eller försumbara negativa effekter. Samtidigt kan konsekvenserna bli omfattande, en olycka inträffar. Om kärnkraften ersätts med i huvudsak fossila bränslen, som t.ex. naturgas ökar i stället koldioxidutsläppen.

På miljöområdet, där osäkerheterna är stora om problemens karaktär och relativa betydelse, tillämpas försiktighetsprincipen. En kämkraftsavveckling i Sverige skulle dock knappast öka riskerna för klimateffekter. Inte heller skulle'effekterna av klimatpåverkan minska om Sverige behöll kärnkraften.

Riskerna för kämkraftsolyckor i Sverige kan minska, genom att reaktorerna successivt stängs. Dock kvarstår potentiella risker för miljö och hälsa även om samtliga svenska reaktorer stängs, eftersom det finns ett stort antal reaktorer i länderna runt omkring. En avveckling av den svenska kärnkraften kan dessutom gynna ett annat lands kärnkraft.

Frågan om hur risker och externa effekter skall värderas och internaliseras i prissättningen är inte ny. Den har, vad gäller kämkraftsolyckor, behandlats i en rapport till Energikommissionen”. Kärnbränslefondsutredningen konstaterade att uppgiften var alltför omfattande för att rymmas inom dess tidsram och resurser. I betänkandet föreslogs att Energikommissionen skulle överväga frågan. I en bilaga till Biobränslekommissionen föreslogs att en särskild utredning skulle få till uppgift att beräkna de samhällsekonomiska kostnaderna för olika bränsleslag. Förslaget har dock inte realiserats.

Sverige har i hög grad strävat efter att internalisera miljökostnader genom lagstiftning, regler och ekonomiska styrmedel, trots svårigheterna att anpassa styrmedlen till kostnaderna för miljöskadan eller för reningsåtgärden. Även om Sverige. liksom andra industriländer, huvudsakligen har utnyttjat andra styrmedel än ekonomiska för att nå miljömålen, har på senare år införts flera miljörelaterade avgifter och skatter, t.ex. svavelskatten, koldioxidskatten samt kväveoxidavgiften.

13

Underlagsbilaga 25.

Det har lett till att Sverige numera har fler miljörelaterade skatter och avgifter än något annat land. I kapitel 13 beskrivs styrmedel - ekonomiska och administrativa - som har använts och används i Sverige på energiområdet.

Det finns ingen helhetsbild av styrmedlens effekter, t. ex. följden av att mil jöskatter endast berör vissa former av miljöpåverkan medan andra har kanske mera betydelsefulla, miljöskadliga effekter inte är skattebelagda. Det pågår inte heller någon omfattande forskning eller försöksverksamhet i Sverige i syfte att mäta och värdera energislagens relativa externa effekter. De metodologiska och praktiska svårigheterna när det gäller att internalisera externa effekter är väl analyserade och kända bland forskare och experter och den internationella metodutvecklingen och försöksverksamheten på området är betydande.

Om det med dagens kunskap rörande värdering och jämförelse av externa effekter av skilda energislag, inte är möjligt att monetärt bestämma dessa, måste med nödvändighet en diskussion om styrmedel ske med utgångspunkt från sådana principer som har beskrivits ovan och från de risk- och miljöeffekter som uppfattas som önskvärda att reducera.

*L*-FJ "'”""L'r="|'Sl. '?er ' ." +|".Cl'q'1” . &_I1P1'141?Il[.1å|+ I__'|___.I '| 11,11 ,.,i|*|'.-s_11_'1-' | | 3—. 1|||,_ ""-__|: 'r'fi' "'=""i't'.'-l".' n'i'i'" ' ' ' '. . -

..:'.|",= " ”if ="»=»" === »" .'l'|.|='=' ==.—=.'.=,=='=: '=='.=:|==1===n==|'===1'» fli-= |.' . » . .» _.|.|-x|v||',||_'|'||||' (17' ||" bg "|-_'||i'.'. ,. _|! ..' -| ll |||-”|__ -,||. _l'å,-||| . 'il'tL'rg' :||- .||_'|_5|" :r__||||_ ||. =_|' |||| |_|| |

lå Anrik »-e|1_. ._'il..'| ""1'.—.'..£"'L.|||_'|'_1t5'i|n

_.f'l__l__= _ ?" |||.l '_'__||' ;|.";.:|'1," '_. _'»','1= _:1:.=,—'1|l.'11','= »|.=="= .»":|.l,l" '? qgih,1.»n3:.= "1.1 Hungriga " =1'==»' . "- "En"; "I-'|':HL'H'1'1'11'1 bil:?" l",'| '|" |,7l13i'lllii |i-I .Äi'i|.|-1"|; få?" ||-' III'E%":'|' l'å': |'|_"»'_u||"|_|-'."'—|-' ||' | |1.|| f.; __ ._l ||||1L| | ';;v'l' '|'"_'|"_Y' .',1ll'!"" _'_jw |Ji-|>'i|_';|||||_:1|i_ _1' |l|;|,|, |1"||_: _||I= 1L=id'ii'%i=;l ||1.| _| ||| _|||-||_|.|'||_ _|"? ' "" '|' '=£.'%_=£|'"l ""in i..l'l'llhl'bjféd """'l'"" arv-" fel-'» l'..,;|lk,l,','=,- är» 11,1__i|l2='='=1 _» .=' 137131 'i'.-ii .,.= "”1'1. 'l»='="--"-"=1=' "»11'l"-'”"""':»l' ",""_'"='_».'L »'-' » ' '=""l"lil."'" 11 511.le

> fli? vi ' LFd'I "' L Hi!... ' ' | " '|' "M "' "nW1-1i3r._||,'.'-'.i|i|llf=*1' ===-inr '|,|"_ ';|'; =1'..':-'.'|_='; '|=,||,= [n'-P -"=-=.== =.==='.-'_

' "' _' '|' I ===.=—=1=1..= ='"'= ==" 'i = ...,, ' Lilj»

li "l—rllåéjg |___|=||'|1,|= |5|||||||||W ,,__|_|_|*|'||l'|||. pig-5111; Mm,-| =|'.-,' 11.1... 1 ”%$—' '|'-4591: 'till' """'""i'f'_ 'll-'| 'l|_-"_|||.nm||':|||=___j__|_|f|;|||. __|. —|n =

- , ' . _ -"'" . ||_"1' " , .. !" .=' _ _.

. Wi |__|ny __ ||||=|'"'__ |||” . HH? 'å'l'i' illa?-"MW l||.J"'n:".' '1 » 'br'-.. _ __ '»".»|| W'F';:i|'|'m_'€'lläft'llt = lgåilå' . 'i'=""1'i"'.. » .H.-:'- Wir. ' Tig-.|' ""|'"'==1=lil» iii” "'.'." hå,! art:-' |I',|"- 'l'.|,1 ""|

V' ' '

| '|l|||—1'1 :L ,,'? _|_|=,—'=' _lizliih, "':-""'='.|'l|". »i'n =_-,=" .,.,,'.,1-' ',:._""-'.','i-.'l»=="»' 'J »'.».; - '.'. - "':".1 ' "» " ' . ._.',',_' » = g,. ' _.t|,=|._...| .;11 .,=|',,,'-,=='=- |_,=._._.l1q===i=,|...==»» ===..==

1 1' . . ; jaja". '|.. "i. ='|'._'.',Ei|—|"51 #' "" ja,-_| ..—-"t""j"' '.' ',»1n.. ' '=',=-: |n-_,i|— || .sl__ =

&w'l'l'ltfr '_|'rt'_1|,_:'fS.-|_f'-',_ urin-P "ä'-SF' _. _,j || ||'_ , ,_._

"» | '."'1'=" 1 ' ' '" ' '—'- ' 'm' ,111'51

." " "',. 1115.) ». =.; . .. '|'-: 15 -'—= . .» - , g" -=.|.-'-'.". rug-", . | '..i'ww' ' —»"= "" " "1'1,-==..='|.""l3"'.-""=1-'l_i"='.' .

_,..,-,|. :|=|=|i=», "

.|' 'i" '1141'

=.:'. =-' = . ' :"-r '. :|1,-"=='.'.»_'.-»=.' .»,|=.'=. -. " _ __ T&- R.. . li -_'J|_|l| .! |, ||i.'|. -'| ,= ||_||1'_||||_ 3"—|.||_||.'_|_'t|t |=.3.= ||| ||-||.||.|__»_:_||||;|I:|-||uf.||_a5_ .. | | | ' l' "" 31 ||" ""'"-'. "'"'— ' ;; '.| |_l11 ." . 'f gång,- få,'_'|',,=_'__5',,. Hi.-'".» '.,1|_.,|", ""! : :::-=" ""' ':'J£.'11'Ä_S?Pkrj"i._'..-|' '.|-' _'_:ll " . '. . fi'W' ,h "15,11" = .,:"»'j=:,- ,_-_1 ' »» . .- ||| Herb-. »| .||._. ,|. ,|.»,- ,,...» ..! = = '_I =" _'_ ' ' " |'._.||Hi||._|'1||1.u":$vuig= | .'.3|=||"11 =_.= |11=|.|1"__|»_|_, .,..' _' ' ". '.=-.—' = HEM-"' .,="= =»'» .

.!

ipn-Lir- | ,.| l""'"'| | || ||,.|||_|' , .| |

12. Klimatfrågan

12.1. Växthuseffekten

Så kallade växthus- eller klimatgaser, som begränsar utstrålningen av värme från jorden, återfinns naturligt i atmosfären. Härigenom påverkas jordens värmebalans med rymden. Utan dessa klimatgaser skulle jordens temperatur vara omkring 30"C lägre eftersom en del av den solenergi som träffar jorden hålls kvar i atmosfären av gaserna. Det är fortfarande osäkert hur mycket och hur snabbt temperaturen kan komma att förändras till följd av utsläppen av växthusgaser och även vilka verkningar sådana temperaturförändringar kan få på väderleken.

De mest betydelsefulla klimatgasema är vattenånga, koldioxid, metan, kvävedioxid, ozon samt olika stabila klorfluorkarboner. De olika växthusgasernas bidrag till växthuseffekten varierar. Förutom direkta effekter har gaserna ibland även delvis svårbedömda indirekta effekter på klimatet.

Koldioxid förekommer naturligt i atmosfären och upptas ur luften vid växternas fotosyntes. Utsläpp förorsakade av mänskliga aktiviteter främst fossilbränsleanvändning och genom uppodling och frigöring av tidigare i mark och växtlighet bundet kol har ökat koldioxidhalten i atmosfären med omkring 30 procent. Under 1980-talet har koncentrationen ökat med omkring en halv procent per år. Koldioxid är som växthusgas långt mindre potent än övriga ovannämnda gaser, men framstår genom de stora utsläppsvolymerna som den viktigaste klimatpåverkande gasen.

Ungefär fyra femtedelar av de nuvarande koldioxidutsläppen från mänsklig verksamhet härrör från förbränning av fossila bränslen. Fossila bränslen svarar också för huvuddelen, omkring fyra femtedelar, av den totala energiförsörjningen i världen. Detta innebär att en verkningsfull begränsning av koldioxidutsläppen måste inriktas på energianvändningen och att mycket stora omställningar måste åstadkommas av centrala delar av samhällslivet. Energipolitiska insatser och målsättningar får därför i längden stor betydelse för koldioxidutsläppen.

Av energianvändningen förorsakade utsläpp är också utsläpp av metan, som förekommer vid utvinning av kol, olja och naturgas.

Sådana utsläpp har beräknats uppgå till omkring 20 procent av de totala av mänsklig verksamhet orsakade utsläppen av metan.

FN:s klimatpanel (IPCC) avslutade i december 1995 ett omfattande analysarbete'. I sin sammanfattande rapport konstaterar panelen bl.a. att medeltemperaturen på jorden har ökat med mellan 0,30 C och 060 C

' sedan slutet av förra seklet och att det är osannolikt att denna förändring helt har orsakats av naturliga variationer i klimatsystemet, även om en sådan förklaring inte kan avfärdas. Det är inte heller klarlagt om väderleksvariationerna har ökat eller minskat under det senaste århundradet, även om betydelsefulla förändringar har inträffat i vissa delar av världen. Med utgångspunkt i scenarier för bl.a. energianvändning räknar klimatpanelen med en möjlig ökning av atmosfärens medeltemperatur på mellan 1,5" C och 40 C till nästa sekelskifte, trots att världshaven har en bromsande inverkan. Även om utsläppen stabiliseras eller minskas kommer atmosfärens koldioxid— innehåll att öka under mycket lång tid. En omedelbar stabilisering av utsläppen på dagens nivå skulle enligt IPCC innebära att koldioxidhalten fortsatte att öka i flera hundra år. För att stabilisera koldioxidhalten vid nuvarande nivå fordras en reduktion av utsläppen med 60 - 80 procent. Åtgärder mot klimatförändringar kommer därför att ge observerbara effekter först på lång sikt.

Förekomsten av partiklar i luften (aerosoler) dämpar instrålningen till jorden och motverkar därför växthuseffekten. Denna motverkande effekt kan svara mot omkring 30 procent av de direkta växthusgaseffekterna. Aerosolernas uppehållstid i atmosfären är begränsad till veckor, men en kontinuerlig tillförsel sker i form av luftföroreningar, främst genom förbränning av fossila bränslen.

Verkningar av klimatförändringar

De befarade klimatförändringarnas effekter är svåra att klargöra och precisera. Temperaturförändringarna skulle sannolikt fördela sig ojämnt över jorden. Vissa områden, t.ex. haven runt Antarktis, skulle få begränsade temperaturhöjningar medan andra, exempelvis kontinentala inland på norra halvklotet, skulle kunna utsättas för väsentligt större förändringar. Förändringarna är oberoende av var på jorden utsläppen av växthusgaser sker.

' IPCC Second Assessment Report. Cambridge 1996

Redan en uppvärmning på 0,2" C 0,30 C per decennium skulle innebära begynnande anpassningsproblem för ekosystemen i framför allt skogar i de tempererade områdena, särskilt om även nederbörden förändras. Totalt sett skulle jordbruksproduktionen i världen kunna upprätthållas, men den geografiska fördelningen av goda odlings- betingelser skulle kunna förändras betydligt.

Havets nivå skulle kunna stiga med mellan 20 och 80 cm under nästa sekel. Det skulle kunna göra miljontals människor, bosatta i låglänta områden hemlösaz. Vattenståndsförändringar längs Sveriges kust skulle till viss del komma att motverkas av den fortfarande pågående landhöjningen.

Kostnader för klimatförändringar

Effekterna av klimatförändringar är osäkra till sin omfattning samt fördelning i tid och rum. Det finns likväl försök att grovt uppskatta kostnader som är förknippade med sådana förändringar. Ett fåtal studier har gjorts av kostnaderna för globala effekter vid en fördubbling av koldioxidhalten sedan industrialismens genombrott. Skadekostnaderna uppgår enligt dessa kalkyler till en till två procent av BNP för de industrialiserade länderna och upp till fyra gånger högre värden för utvecklingsländerna. För världen som helhet skulle en sådan fördubbling av koldioxidhalten innebära en förlust av 2 - 3 procent av BNP. Om dessa skador förutsätts ligga flera decennier fram i tiden uppkommer frågan hur de skall värderas i dag och hur olika generationers välfärd och inkomster skall vägas mot varandra. Inte minst har man ifrågasatt de outtalade och ländervis olika värderingar av människoliv, som åtminstone vissa av dessa kalkyler innehåller. En värdering av framtida kostnader och intäkter görs vanligtvis genom att framtida betalningsströmmar diskonteras. Denna diskonteringsprincip kan ifrågasättas då den innebär att framtida stora kostnader får ett lågt nuvärde om de ligger tillräckligt långt fram i tiden. Valet av diskonteringssats innebär därför en viktig värdering.3 Nuvärdet av den marginella skadekostnaden anges i klimatpanelens urval av beräkningar

u

Jordens klimat förändras. En analys av hotbild och globala åtgärdsstrategier. Klimatdelegationen och Naturvårdsverket (SOU 1995:96).

3 Kostnadsbedömningar i klimatarbetet. Klimatdelegationen, rapport 2/95 och Nordhaus. William D. Managing the Global Commons. Cambridge Massachusetts och London 1994.

ligga mellan 1 och 25 öre per kg koldioxid. Flertalet uppskattningar anges ligga i den nedre delen av detta intervall. Kalkylerna för de framtida skadorna är ofullständiga och värderingarna av de kostnadselement som ingår i dem med nödvändighet mycket spekulativa.

Mot bakgrund av svårigheterna att i ekonomiska termer värdera effekterna av utsläpp, kan knappast skadekostnadsberäkningar av den typ som diskuterats här betraktas som ett tillräckligt underlag för klimatpolitiska beslut. Därtill är osäkerheten i kostnadsberäkningama alltför stor.

12.2. Koldioxidutsläpp

Koldioxidutsläppen från förbränning av fossila bränslen har ökat sedan industrialiseringen tog fart under 1700-talet. Efter andra världskriget accelererade utsläppsökningen. Huvuddelen av den koldioxid som har tillförts atmosfären genom förbränning av fossila bränslen har tillkommit sedan dess. I figur 12. 1 redovisas hur de globala utsläppen av koldioxid har utvecklats och hur utsläppen är fördelade på bl.a. ursprungsbränslen. Sedan 1950-ta1ets början har de globala utsläppen ungefär fyrdubblats. Prisstegringarna i samband med Oljekriserna har inneburit avbrott i denna tillväxt.

Figur 12.1 Världens årliga utsläpp av koldioxid från fossila bränslen. Miljoner ton koldioxid.

Totalt

1360 1880 1900 1920 1940 1960 1980

Källa: Carbon Dioxide Information Analysis Center, Oak Ridge National Laboratory, USA

Figur 12.2 Utsläpp av koldioxid fördelade på världsdelar. Miljoner ton koldioxid.

25000

20000 l

16000 '”

5000

1971 1975 1979 1983 1987 1991 DOECD-ländema IF.d Sovjet,Östeuropa nicke-OECD Asien,Kina [] Latiuam erika DAfrika IMellanöstern

Källa: IEA

Figur 12.3 Utsläppsutveckling för koldioxid i Sverige, OECD—länderna och utvecklingsländer (Index 1970=100)

350 300 37.25: 250 200 1 50 o sen

Alt. &

Svenge All. A

100

50

_1' 'I | | I | V 1 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Källor: IEA, World Energy Outlook, Paris 1995, NUTEK och OECD Environmental Data 1993 samt Energikommissionens beräkningar. Utsläppsutvecklingarna A och B representerar scenarier för kärnkraften. A anger 40 års driftstid och B en fullständig avveckling till år 2010. (Se vidare kapitel 15).

Totalt uppgick utsläppen av koldioxid från energianvändning år 1992 till ca 22 miljarder ton. Ett litet antal länder svarar för större delen av utsläppen: Kina (10 procent), USA (23 procent) och Ryssland (14 procent). De industrialiserade ländernas andel har minskat under de senaste decennierna från 57 procent i 1970-talets början till 48 procent år 1992. I förhållande till produktionen har för världen som helhet såväl energianvändning som koldioxidutsläpp minskat under de senaste decennierna.

Sveriges andel av de globala utsläppen uppgår till nästan 0,3 procent. Förändringar av de svenska utsläppen av koldioxid påverkar således i sig inte nämnvärt växthuseffekten eller konsekvenserna därav, varken för världen som helhet eller för Sverige. 1 Sverige svarade koldioxidutsläppen för ungefär 80 procent av det samlade antropogena bidraget till växthuseffekten år 1990. Sammantaget minskade de svenska koldioxidutsläppen under åren 1970 till 1992 med nära 40

procent (se fig 12.3). De största utsläppsminskningarna har skett inom industrin och i energisektorn.

År 1990 uppgick de svenska utsläppen av koldioxid enligt Sveriges nationalrapport till Klimatkonventionen till totalt 61,3 miljoner ton4. Härav svarade transportsektorn för omkring 23 milj. ton, bostäder och lokal uppvärmning för 1 1,5 milj. ton och el och värmeverk för 7 milj. ton. Räknat per capita innebar detta att de svenska utsläppen svarade mot ungefär hälften av genomsnittet inom OECD.

Den s.k. oljeklubben, IEA, har genomfört ett antal alternativa beräkningar för den framtida utsläppsutvecklingen fram till år 2010. (Av dessa redovisas två fall i figur 12.3. till år 2010 ). De angivna förloppen får naturligtvis tolkas med många förbehåll. De indikerar dock utvecklingsländernas växande betydelse och behovet av en aktiv och internationellt samordnad politik om betydelsefulla minskningar av utsläppen skall kunna åstadkommas.

12.3. Åtgärder och kostnader för att motverka klimatförändringar

De klimatförändringar som kan komma att inträffa i skilda delar av världen är oberoende av var de utsläpp som orsakar dessa effekter har skett. Det har alltså inte heller någon betydelse för klimatförändringama var åtgärder mot dessa förändringar vidtas. Åtgärderna kan emellertid i andra avseenden ha vitt skilda konsekvenser för ekonomi och miljö. Exempelvis kan de leda till en samtidig reduktion av andra utsläpp. Minskningar av t.ex. utsläpp av svaveloxider har olika värde beroende av var på jorden de sker.

En viktig aspekt är åtgärdskostnaderna, i synnerhet som effekterna delas av alla oberoende av medverkan till finansieringen av åtgärderna. I det följande diskuteras främst frågan om koldioxid, som är den viktigaste växthusgasen och som har en direkt knytning till energipolitiken.

Att bromsa eller hejda en ökande koncentration av koldioxid i atmosfären kan ske huvudsakligen på följande vis:

4 Naturvårdsverket har i en senare rapport reviderat sina beräkningar och redovisat en totalvolym på ca 60 miljoner ton inklusive utrikes transporter (härav svarade transportsektorn för ca 25 miljoner ton, bebyggelsesektorn för ca 9,5 miljoner ton och el- och värmesektom för ca 7 miljoner ton). Sverige mot minskad klimatpåverkan. Rapport 4459, Stockholm 1995

minskad användning av fossila bränslen, kol, olja och naturgas. - kolbindning, dvs. ökning av upptaget av koldioxid i skog och mark och återvinning och lagring av koldioxid i havet eller under jorden Förbränning ger upphov till koldioxid. Detta gäller även för biobränslen. Under förutsättning att biomassa nybildas (växer) i samma takt och omfattning som förbränningen sker, uppkommer dock inget nettotillskott av koldioxid till atmosfären. (Denna fråga redovisas i kapitel 7). Energikol innehåller ungefär dubbelt så mycket av grundämnet kol som naturgas räknat per energienhet, varför en övergång från kol till gas innebär att utsläppen per producerad enhet energi kan reduceras till ungefär hälften.

En övergång från fossilbränslen till förnybara energislag eller ett byte från kol till naturgas bestäms till stor del av kostnaderna för de olika bränslena, dvs. av bränsleprisutvecklingen. I dag innebär en övergång från kol till gas i anläggningar som har möjlighet att använda båda brän— slena ofta merkostnader. Vid nyinvesteringar utfaller ofta investerings— kalkylerna till kolalternativens fördel. En beräkning visar att inerkostnaderna för att på detta sätt erhålla mindre koldioxidutsläpp uppgick till mellan —6 och +17 öre per kg koldioxid i vissa europeiska länder5 . Uppskattade kostnader för utsläppsminskningar genom val av bränsle, flis i stället för gas, uppgår till 60 - 70 öre per kg koldioxid för kondensproduktion och 35 - 40 öre per kg koldioxid jämfört med naturgasbaserad kraftvärmeproduktion. Befintliga fastbränsleanlägg- ningar har redan i vissa fall gått över från kol till biobränslen, vilket tyder på att dagens koldioxidskatt är tillräcklig för en sådan övergång.”

Utsläppen kan också indirekt påverkas på användningssidan. I bostadssektorn kan man genom att åstadkomma en minskad oljeeldning i villor och flerfamiljshus, t.ex. genom isoleringsåtgärder, uppnå en reduktion på en milj. ton koldioxid till låg eller ingen kostnad. Åtgärderna är delvis knutna till bebyggelsens förnyelse och kan därför genomföras i takt med denna. Utsläppen kan också minskas genom förbättrad driftstillsyn och underhåll. S.k. potentialkalkyler antyder att privatekonomiskt lönsamma åtgärder motsvarande en minskning på ytterligare ett par miljon ton koldioxid kan identifieras (se kapitel 14).

5 Gemensamt genomförande (SOU 1994:140).

6

Underlagsbilaga 28.

Bindning av kol i skog och annan växtlighet har en varaktighet som beror på löpande underhåll och återkommande plantering när avverkning sker. En förutsättning för en nettoökning av kolbindning är alltså tillgång på mark. Inte minst i utvecklingsländerna där avskogningen är omfattande kan utrymmet för beskogning begränsas av annat markutnyttjande för t.ex. livsmedelsproduktion. I Sverige motsvarade kolbindningen i skogen - tillväxten minus avverkningen - ett upptag på 34 milj. ton koldioxid år 1990. På några års sikt antas avverkningen närma sig tillväxten med minskad svensk nettobindning som följd. När det gäller kostnader för bindning av kol i biomassa genom skogsplantering m.m. föreligger en rad uppskattningar av internationella organisationer7. Kostnaderna är låga vid jämförelse med ovan refererade skattningar. De uppgår till något eller några ören per kg koldioxid. Kostnaden för att binda kol i svensk jordbruksmark på detta sätt uppgår till ungefär 6 öre per kg koldioxid, men potentialen för ökat upptag bedöms vara begränsad”. Inte heller är kostnaderna för att bevara denna bindning till fullo beaktad. Uppskattningama bör dock betraktas med viss försiktighet eftersom det inte alltid anges hur långvarig kolbindningen antas bli.

En tekniskt möjlig åtgärd mot klimatförändringar är att den koldioxid som bildas vid förbränning, tvättas ur rökgaserna och sedan deponeras i havsdjup eller underjordiska håligheter, t.ex. uttömda gas- eller oljekällor. Åtgärder av detta slag ses i allmänhet som något som ligger långt fram i tiden och potentialen begränsas av tillgängligt utrymme.

Omfattningen, fördelningen och inriktningen av konkreta insatser mot växthusgaser blir beroende av en avvägning mellan behovet av skyndsamma förändringar och de merkostnader som tidigarelagda investeringar och utbyte av en del av samhällets realkapital innebär. Skogsplantering och skogsvård kan under en period, tills tillväxt och avverkning av biomassa är i balans, vara åtgärder som är förenade med låga kostnader. I ett långsiktigt perspektiv är sådana åtgärder otillräckliga för att stabilisera atmosfärens halt av koldioxid. De fossila bränslena svarar för större delen av tillförseln av koldioxid till atmosfären. Förr eller senare måste därför en global klimatstrategi som siktar på att sänka atmosfärens koldioxidhalt inriktas i huvudsak på att

7 SOU 1994zl40 sid 121-122

8 Kolblndningspotentialen i svensk jordbruksmark. Miljökapital AB. September 1995.

påverka användningen eller utvinningen av fossila bränslen?

Makroekonomiska kostnadskalkyler

Uppskattningar av kostnader för en politik mot klimatförändringar kan även göras på makroekonomisk nivå med starkt förenklade modeller. Sådana kalkyler har bl.a. genomförts med OECD:s s.k. GREEN- modell för att visa vilken skattenivå som krävs för att stabilisera utsläppen i världen och i vissa ländergrupper på 1990 års nivå. För världen som helhet skulle en sådan skatt behöva uppgå till 14 öre per kg koldioxid år 2000 och därefter stiga till drygt det dubbla under de följande femtio åren. Beräkningarna visar vidare att kostnaderna för att begränsa utsläppen kan vara upp till tio gånger högre i en region än i en annan. En global strategi skulle därmed bli mer verkningsfull om utsläppsbegränsningarna kan ske där de kostar minst oberoende av landsgränser.

Detta skulle kunna ske genom differentierade åtaganden och underlättas av system för s.k överlåtbara utsläppsrätter eller s.k. gemensamt genomförande. Sådana system har många attraktiva egenskaper men förutsätter att länder enas kring regelverk och fördelning av åtaganden eller ursprungliga utsläppsrätter. Ett system för gemensamt genomförande, dvs. en växling av utsläppsökningar i ett land mot minskningar i ett annat, kan förutses vara förenat med betydande tillämpnings- och kontrollproblem. Å andra sidan skulle den möjliga kostnadsbesparingen vara stor.

Kalkylen visar också att fördelningsverkningarna av ett globalt skattesystem skulle missgynna utvecklingsländerna (särskilt de energiexporterande) och understryker därför vikten av en godtagbar fördelning av insatser och åtgärder. En begränsning av det geografiska område inom vilket åtgärder förutsätts vidtas kan innebära att urvalet av tänkbara åtgärder minskar med högre åtgärdskostnader som följd. Om

9 Detta innebär inte att man samtidigt och överallt måste minska fossilbränsleanvändningen. Samhällsekonomiska effektivitetsskäl kan tala för att en ökning av utsläpp kan vara förenlig med en verkningsfull klimatpolitik. Ett exempel kan belysa detta. Ökade utsläpp av koldioxid i samband med norsk naturgasutvinnning kan balanseras av att en export av naturgas till kontinenten medger att man där går från kol till gas och därmed minskar utsläppen.

utvecklingsländerna lämnas utanför kretsen av länder inom vilka åtgärder antas ske, innebär detta att kostnaderna för att uppfylla globala utsläppsmål genom åtgärder enbart i industriländerna ökar. Även inom denna grupp är en effektiv fördelning av åtgärder viktig för att nå största möjliga effekt av de insatser som görs.

12.4. FN:s klimatkonvention

Klimatkonventionen är en ramkonvention. Den signerades under Rio- konferensen år 1992 och har ratificerats av nära 140 länder.

Konventionen lägger grunden för ett internationellt samarbete på klimatområdet. Parterna förpliktar sig att uppnå vissa generellt formulerade mål, nämligen att minska utsläppen av växthusgaser, att öka upptagen av sådana gaser i s.k. sänkor (skog och annan växtlighet) och att underlätta ekosystemens gradvisa anpassning till klimatförändringar. Det är möjligt för parterna att gå vidare inom konventionens ram och genom förhandlingar ytterligare förstärka och precisera sina åtaganden i ljuset av nya rön om sambanden mellan klimatförändringar och växthusgaser. Sådana förhandlingar har inletts efter den första partskonferensen i Berlin våren 1995.

Klimatkonventionen innehåller inte några kvantitativa eller tidsbestämda åtaganden om begränsningar av utsläpp av växthusgaser för enskilda parter. Medlen för att åstadkomma en utveckling i riktning mot minskad klimatpåverkan är inte heller preciserade. Konventionen pekar dock på möjligheten att samordna relevanta ekonomiska och administrativa instrument för att uppnå målen. Industriländerna har i konventionen åtagit sig att ta ledningen vad gäller insatser mot klimat- förändringar. De åtgärder som vidtas skall vara förenliga med en hållbar ekonomisk utveckling.

Den s.k. försiktighetsprincipen anger att avsaknaden av fullständig vetenskaplig säkerhet inte får vara ett skäl att underlåta att vidta nödvändiga åtgärder om allvarliga skador hotar. En annan princip som konventionen anger är att åtgärder för att motverka klimatförändringar skall vara kostnadseffektiva. Parternas åtaganden anges i artikel 4. Enligt denna artikel skall industriländerna föra en nationell politik och vidta åtgärder för att motverka klimatpåverkan. Dessa åtgärder skall ses mot bakgrund av "olikheter i parternas utgångslägen, ekonomiska struktur och andra individuella omständigheter... såväl som behovet av rättvisa och lämpliga bidrag till den globala strävan mot detta mål".

Åtgärder kan genomföras gemensamt med andra parter, exempelvis genom s.k. gemensamt genomförande. Industriländerna skall rapportera

om den nationella klimatpolitikens inriktning, åtgärdsprogram liksom prognostiserade utsläpp och upptag i sänkor. Dessa rapporter har nu granskats av den första partskonferensen i Berlin 1995. Även om klimat— konventionen inte innebär några bindande kvantitativa åtaganden för enskilda parter har nästan samtliga OECD-länder uttalat avsikter att begränsa utsläppen av klimatpåverkande gaser, främst koldioxid. Många av länderna har i likhet med Sverige uttalat en kvantifierad målsättning om att stabilisera utsläppen. Målen kan skilja sig åt beträffande vilka gaser förutom koldioxid som innefattas i målsättningen. I vissa fall gör man, i motsats till t.ex. Sverige, avdrag för den beräknade koldioxid— upptagningen i jord- och skogsbruk. I andra fall anges målet som en utsläppvolym per invånare. Vidare förekommer andra basår för målformuleringen än är 1990 och andra slutår än är 2000.

12.5. Den svenska politiken på klimatområdet

En uttalad klimatpolitik har förts i Sverige först under senare år. De energipolitiska strävandena i Sverige att minska oljeberoendet, har emellertid gått hand i hand med klimatpolitiska mål. Energi- effektivisering, stimulans av förnybar energi samt kärnkraftens utbyggnad har lett till en kraftig minskning av fossilbränsle— användningen och därmed också av koldioxidutsläppen.

I Sverige kommer, till skillnad från flera andra länder, den övervä- gande delen av koldioxidutsläppen från transport-, uppvärmnings— och industrisektorema. Endast en mindre del av utsläppen kommer från elproduktionen. *

I Sverige har sedan lång tid fossila bränslen beskattats. Koldioxidskatten tas ut som en punktskatt på olja, kol, naturgas, gasol och bensin och uppgår nu till 9 öre per kg för industrisektorn och 36 öre per kg för övriga användare. För elproduktion utgår ingen koldioxidskatt. En närmare redovisning av beskattningen återfinns i kapitel 13.

Även Norge tillämpar koldioxidbeskattning på en nivå som svarar mot den svenska. Koldioxidskatter har, förutom i de nordiska länderna, föreslagits i flera europeiska länder och då ofta en nivå som ger en mycket begränsad minskning av koldioxidutsläppen. Även med hänsyn till övrig beskattning av fossilbränslen, framstår den svenska skattenivån som hög vid en internationell jämförelse.

1991 års energipolitiska beslut

De energipolitiska riktlinjerna år 1991 innefattade en strategi för minskad klimatpåverkan. Enligt denna borde arbetet på det nationella planet utformas så att Sverige kan vara pådrivande i det internationella arbetet. Av strategin framgår bl.a. att "Ett gemensamt EG och EFTA-mål, som senare kan breddas till övriga Europa och OECD, bör vara att de samlade koldioxidutsläppen år 2000 för de berörda ländergrupperna inte får överstiga nuvarande nivå för att därefter minska. Sverige har tillsammans med övriga EFTA-länder nått en principöver- enskommelse med EG om att utarbeta en gemensam position vad gäller stabilisering av koldioxidutsläpp. Åtaganden inom denna ram bör fördelas kostnadseffektivt och rättvist mellan ländemaQFormema för detta blir föremål för senare förhandlingar inom EG och EFTA." Ett samarbete mellan västeuropeiska länder kan enligt överens- kommelsen även innehålla förslag till samordnade ekonomiska styrmedel, stöd till åtgärder i Östeuropa m.m. Strategin mot klimatförändringar bör utformas så att Sverige tillsammans med övriga västeuropeiska länder kan vara pådrivande i det internationella arbetet. Vidare anges att en svensk klimatstrategi måste vara åtgärdsinriktad. Den skall omfatta samtliga klimatpåverkande gaser och samtliga samhällssektorer. I klimatstrategin läggs stor vikt vid det internationella arbetet. "Det internationella arbetet för att uppnå globala mål för begränsningar av klimatpåverkan bör utgå från ett internationellt rättvist synsätt. Detta gäller mellan industriländer och utvecklings- länder men även inom den industrialiserade världen. Kraven på länderna bör ställas så att åtgärder kan vidtas på ett kostnadseffektivt och rättvist sätt med hänsyn till bl.a. nuvarande utsläpp per invånare och till tidigare åtgärder som har minskat utsläppen." Energiöverenskommelsen innebar år 1991 att tanken på ett bindande nationellt mål för koldioxidutsläppen från svenska källor övergavs. Det framhölls särskilt att åtgärder mot koldioxidutsläpp från elproduktion så långt som möjligt måste samordnas med övriga länder i Västeuropa.

1993 års klimatpolitiska beslut

Riksdagen beslöt år 1993 att ratificera FN:s klimatkonvention. I den klimatpolitiska proposition konstaterade regeringen att någon situation där Sverige inte skulle kunna uppfylla sina förpliktelser enligt konventionen inte kunde förutses. Klimatkonventionens bestämmelser

innehöll inte heller några direkta krav på en omorientering eller precisering av den svenska politiken. Riksdagen uttalade dock att en nationell strategi borde vara att koldioxidutsläppen från fossila bränslen stabiliseras i enlighet med klimatkonventionen till 1990 års nivå är 2000 för att därefter minska.

Insatser utomlands togs också upp i det klimatpolitiska beslutet. Det konstaterades att det internationella perspektivet är väsentligt i den svenska klimatpolitiken för energiområdet. Strategin utgår från det faktum att marginalkostnaderna för att minska koldioxidutsläppen i Sverige är höga, medan de i flera av våra grannländer och i utvecklings- länderna i dag är låga. Detta innebär att det är samhällsekonomiskt mer lönsamt för Sverige att göra insatser där kostnaderna är lägre. Svenska insatser mot klimatförändringar måste anpassas till krav på bibehållen internationell konkurrenskraft, sysselsättning och välfärd. Vid en närmare utformning av svensk klimatstrategi måste jämförelser göras med faktiskt vidtagna åtgärder i andra länder för att undvika att Sverige påtar sig en väsentligt större ekonomisk börda än våra konkurrentländer.

Kostnadseffektivitet och en rättvis fördelning angavs också i proposi— tionen som viktiga betingelser för en svensk klimatstrategi såväl för insatser inom landet som internationellt. Särskilt framhölls (i enlighet med 1991 års energiöverenskommelse) att åtgärder för att minska utsläppen av koldioxid från elproduktion bör samordnas med övriga Europa. Vidare konstaterades att bestämmelserna om s.k. gemensamt genomförande innebar att konventionens parter inte såg någon motsättning mellan nationella ansträngningar och samordnade insatser. Sverige borde samverka med andra länder på det sätt klimatkonventionen öppnat möjlighet för.

För miljövänlig energiproduktion och klimatpolitiska insatser bl.a. i de baltiska staterna har i olika omgångar avsatts sammanlagt 233 milj kr. Dessa insatser kanaliseras och administreras av NUTEK. I tillväxtpropositionen (prop. 1995/96:25) har regeringen föreslagit ett tillskott på ytterligare 50 milj. kr. NUTEK:s insatser har inriktats på utsläppsreducerande effektivisering av bl.a. fjärrvärme samt konvertering av pannor till biobränsleeldning. Verksamheten visar enligt de utvär- deringar som har gjorts att utsläppsreduktioner kan uppnås till relativt låga kostnader.

Frågan om s.k gemensamt genomförande - dvs. möjligheten att tillsammans med andra länder genomföra utsläppsreducerande åtgärder -

har analyserats av Kommittén för internationellt miljösamarbete. I kommitténs betänkande Gemensamt genomförande (SOU 1994:140)

redovisades för- och nackdelar med sådana insatser. Tillämpnings- problemen är betydande. Kommittén föreslog bl.a. en fristående utvärdering av den klimatpolitiskt motiverade verksamhet som NUTEK bedriver i Baltikum samt att en fortsatt försöksverksamhet borde inriktas på att studera de tillämpningsproblem och kriterier som är förenade med gemensamt genomförande.

12.6. Omställningen av energisystemet och klimatpolitiken

Omställningen av energisystemet har avgörande betydelse för svensk klimatpolitik. Transportsektorn svarar för den största delen av de svenska utsläppen av koldioxid. En kämkraftsavveckling skulle dock innebära att utsläppen från el- och värmesektorerna skulle öka väsentligt. Utan särskilda åtgärder skulle de totala svenska utsläppen till följd av en avveckling av tolv reaktorer grovt räknat kunna innebära en ökning av utsläppen på mellan 50 och 100 procent (dessa ungefärliga tal bygger på att kärnkraften helt ersätts med gas- respektive kolkondensverk). Dessa utsläppsökningar kan begränsas genom riktade styrmedel och i den uträckning vindkraft, vattenkraft och biobränsle— eldade anläggningar kan ersätta kärnkraften. De utsläppsvolymer, som annars skulle kunna komma ifråga motsvarar ungefär en återgång till nivån under 1970-talet. Räknat per capita innebär en femtioprocentig ökning en nivå motsvarande drygt genomsnittet för EU:s medlemsländer medan en fördubbling innebär ungefär en nivå motsvarande genomsnittet bland OECD-länderna. På längre sikt ökar utsläppen särskilt i det fall kärnkraften ersätts med fossilbränslen. De scenarier för energiefterfrågan som NUTEK har redovisat för kommissionen ger följande utveckling för utsläppen. Volymerna avser utsläpp från fossila bränslen exklusive utrikes sjöfart och industriella processer.

Tabell 12.1 Koldioxidutsläpp från fossila bränslen i Sverige vid en partiell kämkraftsavveckling och låg respektive hög ekonomisk tillväxt exklusive utrikes sjöfart och industriella processer (miljoner ton).

1995 2000 2005 2005 2020 2020 Hög Låg Hög Låg

Industri 12,4 13,4 14,0 12,8 15,2 13,7 Elkraft 2,7 5,1 5,1 4,2 20,6 17,6 Fjärr- 6,1 6,4 6,8 6,9 7,1 7,1 värme

Tran- 23,2 25,6 28,0 27,9 32,4 30,9 sporter

Bostäder 10,2 8,6 7,6 7,6 9,1 9,1

Summa 54,6 59,1 61,5 59,4 84,4 78,4

Anm: Hög tillväxt svarar mot en BNP-ökning på i genomsnitt 2,33 % per år och låg tillväxt svarar mot 1,96 % per år.

Källa: NUTEK

Scenarierna, som representerar hög, respektive låg ekonomisk tillväxt och där hälften av kärnkraften förutsätts vara i drift år 2020, illustrerar att utsläppsökningar kan antas komma att ske framför allt i transport- och elproduktionssektorerna. De närmaste tio åren blir ökningen i transportsektorn dubbelt så stor som i elsektorn. Sedan kommer, som följd av en minskning av kämkraftsproduktionen, utsläppen från elproduktionssektorn att flerdubblas. NUTEK antar i beräkningarna att inga ytterligare åtgärder än de styrmedel som nu tillämpas påverkar utvecklingen. I det kortare perspektivet ökar utsläppen måttligt men år 2020 ligger de förväntade utsläppen väsentligt över riksdagens uttalade mål och överstiger dagens nivå med 45 respektive 56 procent. Konjunkturinstitutet har på Energikommissionens uppdrag beräknat kostnader och konsekvenser av hur utsläppen skulle bli år 2010 under olika scenarier för en kämkraftsavveckling. Dessa beräkningar redovisas utförligt i kapitel 15. I fallet A där kämkraftsanläggningama antas vara i drift under sin antagna fyrtioåriga driftstid ökar utsläppen till 75 milj. ton koldioxid år 2010. Avvecklas samtliga reaktorer till år 2010

ökar utsläppen enligt denna kalkyl till 101 milj. ton. En långsam avveckling enligt alternativ C innebär att utsläppen år 2010 uppgår till 86 milj. ton.

Ett annat fall som har studerats är en målsättning om en tioprocentig minskning av koldioxidutsläppen till år 2010 förenad med en avveckling av hela kärnkraftskapaciteten. Kalkylen visar att en sådan minskning av utsläppen skulle innebära åtgärder motsvarande en ytterligare koldioxidskatt på 117 öre per kg koldioxid utöver dagens nivå. Skulle detta koldioxidmål bibehållas utan att kärnkraftskapaciteten förändrats behövs en skatteökning på 75 öre per kg koldioxid. Dessa tal är naturligtvis endast indikativa. Dagen skattenivå uppgår till 36 öre per kg koldioxid respektive 9 öre för industrin. Kalkylen ger också vid handen att kostnaderna för att minska utsläppen i denna omfattning är av samma storleksordning som de för den antagna kämkraftsavvecklingen. Det ena eller det andra målet påverkar inkomsterna ungefär lika mycket. Ett samtidigt upprätthållande av båda målen ökar den totala inkomstminskningen med omkring 50 procent.

Således uppgår minskningen av BNI år 2010, jämfört med ett beräknat fall där kärnkraften är kvar och ingen koldioxidrestriktion tillämpas till 17 miljarder kronor vid avveckling utan koldioxid- målsättning och 23 miljarder kronor vid en tioprocentig minskning utan avveckling. Ett upprätthållande av båda målen ger en BNI-minskning på 63 miljarder kr.

Kostnaderna kan dock antas bli lägre om även andra länder vidtar långtgående åtgärder mot koldioxidutsläpp, exempelvis genom att harmoniserade koldioxidskatter på elproduktion införs.

Kostnadsberäkningar från Statistisk sentralbyrå i Norge illustrerar hur internationellt samarbete påverkar kostnaderna för koldioxidreduktion. Dessa kalkyler belyser värdet av en öppen elhandel. En gemensam nordisk avgift på 35 norska öre per kg koldioxid i el- och värmesektom skulle vara tillräcklig för att stabilisera utsläppen från dessa sektorer för hela Norden. Om möjligheten till handel begränsas ökar också de sammanlagda utsläppen. Koldioxidavgifter på elproduktion ökar värdet på vattenkraft och andra förnybara energislag.

I syfte att belysa de rent ekonomiska aspekterna på s.k. gemensamt genomförande har en studie gjorts med en kostnadsjämförelse för åtgärder i Sverige och Estland under olika förutsättningar om kärnkraftens framtid. I räkneexemplen anges att Sverige och Estland genom att tillsammans genomföra en tjugoprocentig reduktion av utsläppen till år 2020 (jämfört med år 1990) skulle kunna minska kostnaden med 7 till 14 miljarder kr, jämfört med ett fall då Sverige uppfyller målsättningen genom åtgärder endast på svensk botten (räknat

i nuvärde år 1995)'0. I kalkylen innebär detta att Sverige köper ett utsläppsutrymme svarande mot 4 miljoner ton koldioxid årligen av Estland. Effekten på klimatförändringama blir naturligtvis densamma i båda fallen. Om kärnkraften är avvecklad blir kostnadsminskningen större, 20 till 40 miljarder kr. Kalkylen är ett teoretiskt räkneexempel. Beräkningarna illustrerar betydelsen av en möjlighet till gemensamt genomförande eller en internationell handel med utsläppsrätter i de fall framtida protokoll skulle komma att baseras på kvantifierade reduktionsåtaganden.

12.7. EU:s klimatpolitik

Sverige är nu medlem i EU. Utsikterna att uppnå en gemensam klimatpolitik som kommer till uttryck i 1991 års energipolitiska riktlinjer påverkas av medlemskapet. Även förutsättningarna för t.e.x koldioxidskatter beror på EU/EG: 5 beslut och regelverk.

EU-länderna beslutade år 1991 vid ett ministerrådsmöte att EG:s totala utsläpp av koldioxid skulle stabiliseras vid 1990 års nivå år 2000. Något beslut om hur denna stabilisering skulle åstadkommas eller hur anpassningen skulle fördelas på medlemsländerna har inte fattats.

Medlemsstaterna har skilda nationella intressen rörande åtagandenas fördelning, som kan ses mot bakgrund av energisystemens struktur och sammansättning. I exempelvis Tyskland och Spanien är energi- försörjningen till stora delar baserad på inhemsk och delvis subventionerad kolproduktion. Genom att ersätta kol med gas som bränsle i främst elproduktionen kan man i dessa länder utan stora kostnader minska utsläppen av koldioxid per energienhet. För sådana länder kan en proportionell reduktion av nationella utsläpp vara mer acceptabel än för länder med större andelar kärnkraftsproducerad el och därför jämförelsevis högre reduktionskostnader.

EU:s klimatstrategi innefattar hushållningsprogramet SAVE, programmet för introduktion av förnybara energislag ALTENER och ett övergripande övervakningsprogram för koldioxidutsläpp inom EU- länderna.Vidare ingår i strategin förslag om kombinerade energi— och koldioxidskatter baserade på kol- och energiinnehåll i fossila bränslen. Även vatten- och kärnkraft skulle enligt förslaget beskattas. Förslaget till

'0 Underlagsbilaga 29.

direktiv om en koldioxid-/energiskatt innehöll en villkorsbestämmelse som innebar att skatten införs först när andra OECD-länder genomför motsvarande åtgärder. Hittills har EU:s ministerråd inte kunnat enas om något förslag till koldioxid/energiskatt. Den nivå på energi- och koldioxidskatten, som har diskuterats inom EU - motsvarande ca 20 öre per kg koldioxid vid sekelskiftet - bedöms inte vara tillräcklig för att en stabilisering av koldioxidutsläppen inom EU skall kunna uppnås. Inför Berlinkonferensen kunde EU-kommissionen konstatera att man inte utan ytterligare åtgärder skulle kunna stabilisera utsläppen år 2000 utan att dessa i stället skulle komma att överskrida 1990 års nivå med mellan 5 och 8 procent. Enligt enipreliminär rapport från EG-kommissionen bedöms hälften av medlemsländerna klara uppställda mål. I förhand- lingsmandatet inför Berlinkonferensen bekräftades dock stabiliseringsmålet.

Som medlem i EU deltar nu Sverige i förhandlingar om den närmare utformningen av den europeiska klimatpolitiken. Frågan om klimat- politiska mål togs inte upp i medlemsförhandlingama och Sveriges respektive EU:s åtaganden gentemot konventionen, där EU är part, är fristående i förhållande till varandra. I vilken mån Sverige skall bidra till EU:s nuvarande stabiliseringsmål är därför också en öppen fråga.

12.8. Utvecklingen efter den första parts- konferensen i Berlin

Klimatkonventionens första partsmöte hölls i Berlin under våren 1995. Partskonferensen kom fram till att industriländemas åtaganden är otillräckliga och att man behöver formulera åtaganden för tiden efter år 2000. En ny förhandling har inletts som avses leda fram till ett protokoll,där ytterligare åtaganden formuleras. Förhandlingarna skall också syfta till att formulera kvantifierade begränsnings- och reduktions- mål för åren 2005, 2010 och 2020. Ett nytt juridisk bindande protokoll skall omfatta industriländerna och ta hänsyn till de olika ländernas (inklusive EU, som är part i konventionen) förutsättningar och förmåga att bidra till den globala ansträngningen att minska klimatpåverkan. Arbetet med protokollsförslaget kan innefatta en belysning av ekonomiska och miljömässiga konsekvenser av förslagen, vilket innebär att frågan om en rättvis fördelning av åtagandena kan beaktas.

En annan fråga som har diskuterats under hela förhandlingsprocessen är formerna för hur parterna skall kunna vidta åtgärder utomlands och om och när de skall få räkna sig utsläppsminskningarna till godo ( gemensamt genomförande). Kriterier för sådana åtgärder skulle ha fast-

ställts av partskonferensen. Överenskommelsen i Berlin innebär i stället att en pilotfas för aktiviteter som genomförs gemensamt startas omedel- bart. Frågan om en framtida kreditering är öppen. En förutsättning för en sådan kreditering är naturligtvis att parterna har ländervis definierade åtaganden mot vilka insatser i andra länder kan kvittas.

Fördelning av framtida insatser

Koldioxidutsläppens verkningar på klimatet är oberoende av var de sker. En avvägning av var åtgärder bör sättas in kan alltså inte ske med utgångspunkt i verkningamas geografiska fördelning. Nyttan av klimat- åtgärder tillfaller samtliga länder och oberoende av om de gjort några insatser eller ej. En princip som angivits i klimatkonventionen är därför en strävan efter kostnadseffektivitet. Ett argument för en sådan ansats är att man genom att genomföra åtgärder där kostnaderna är låga kan använda insatta resurser på ett effektivt vis. Detta möjliggör i princip större utsläppsreduktioner och skulle kunna bidra till en långsiktigt tro- värdig och hållbar politik. Sådana insatser skulle kunna finansieras efter förmåga, dvs. i första hand av de industrialiserade länderna. Klimatkonventionen har emellertid inte gjort kostnadseffektivitet till den enda principen för åtaganden och insatsernas fördelning. Industri— länderna har påtagit sig ett särskilt ansvar och utvecklingsländerna skall enligt beslutet i Berlin inte innefattas av de åtaganden som man nu för- handlar om. I de nu aktuella protokollsförhandlingama är ännu så länge frågan om ländervisa kvantifierade åtaganden och proportionella ut- släppsminskningar en öppen fråga. Proportionella ländervisa minsk- ningar är endast en av flera möjliga former för hur ansträngningarna skall bäras av och fördelas på konventionens parter. Hur den finansiella bördan fördelas är till stor del en rättvisefråga. Även om begreppet kostnadseffektivitet inte visar på hur bördorna skall eller bör fördelas, finns det en koppling mellan rättvisa och utrymmet för kostnadseffektiva lösningar på klimatproblemet. Avgörande för en framgångsrik global klimatpolitik är ju att flertalet av jordens länder på lång sikt deltar i arbetet med att nedbringa utsläppen av klimatgaser. Viljan att ansluta sig till det aktiva arbetet med att begränsa utsläppen av klimatgaser kan antas bero på hur rättvis fördelningen av bördorna uppfattas vara. Länder som finner att de skulle få ta en alltför stor del av bördan kan välja att ställa sig utanför det globala arbetet med att motverka klimat- förändringar, vilket skulle reducera utrymmet för en effektiv klimat-

politik.

Motsättningen mellan skilda uppfattningar om vad som är en "rättvis" fördelning av bördorna och en kostnadseffektiv lösning på klimatproblemet kan minskas väsentligt genom att handel med utsläpps- rätter eller gemensamt genomförande tillåts. Mot ett internationellt sam- arbete av sådant slag anförs att ett utbrett tillvaratagande av kortsiktigt kostnadseffektiva reduktionsmöjligheter skulle kunna äventyra den lång- siktiga anpassning av livsstil, strukturell utveckling och teknikutveck- ling, som är nödvändig för att konventionens långsiktiga syften skall uppnås. Genom att genomföra och finansiera förhållandevis mindre kost- samma investeringar i utvecklingsländerna skulle industriländerna kunna underlåta att genomföra i längden nödvändiga anpassningar i det egna landet. En sådan uppfattning fäster mindre vikt vid den överföring av finansiella resurser och beprövad eller ny teknik för energianvändning och -tillförsel som sådana samarbetsformer rymmer. Minskade kostnader för utsläppsreduktioner på kort sikt skapar dessutom ett potentiellt utrymme för forskning och utveckling av ny teknik, som under alla för- hållanden blir ett viktigt inslag i en klimatpolitik som möjliggör en håll- bar utveckling.

12.9. Strategier för framtiden

I 1993 års klimatpolitiska proposition anges att det vid en närmare ut— formning av en svensk klimatstrategi måste göras jämförelser med faktiskt vidtagna åtgärder i andra länder för att undvika att Sverige påtar sig en väsentligt större ekonomisk börda än våra konkurrentländer. Enligt energiöverenskommelsen bör kraven på länderna ställas så att åt- gärder kan vidtas på ett kostnadseffektivt och rättvist sätt med hänsyn till bl.a. nuvarande utsläpp per invånare och till tidigare åtgärder som har minskat utsläppen.

I avrapporteringen till regeringen av ett uppdrag att utarbeta ett under- lag som från svenska utgångspunkter belyser effekterna av att utforma olika slag av protokoll, redovisar Klimatdelegationen och Naturvårds- verket följande tänkbara principer för protokoll om ytterligare åtaganden”:

1: Per capitabegreppet som bas,

” Jordens klimat förändras. En analys av hotbild och globala åtgärdsstrategier. Klimatdelegationen och Naturvårdsverket (SOU 1995:96).

2: Procentuella nedskärningar som bas, 2a: 2 kompletterat med flexibelt basår, 2b: 2 kompletterat med gemensamt genomförande eller överlåtbara utsläppsrätter, 3: Harmoniserade koldioxidskatter, 4: Generella tekniska åtgärder-standarder och 5: Specifika åtgärder för övriga växthusgaser.

Klimatkonventionen är en ramkonvention som i princip rymmer alla de ansatser som denna uppställning redovisar. Flera internationella protokoll på miljöområdet har utgått från procentuellt lika reduktioner av utsläpp (principen 2 ovan). Denna princip är enkel att tillämpa och kontrollera. Den är emellertid inte kostnadseffektiv på klimatområdet, där kostnaderna är mycket varierande och dessutom mycket stora i förhållande till de som aktualiseras i andra protokoll. Genom att tillföra en möjlighet för protokollsparterna att själva välja basår från vilka utsläppsutvecklingen skall beräknas kan man vinna större anslutning till ett protokoll. Denna ansats har utnyttjats i kväveoxidprotokollet. För Sverige skulle en sådan möjlighet underlätta en anslutning till protokollet, som annars enligt ovan redovisade beräkningar vore förenad med höga kostnader”. Proportionella minskningar förenade med utsläppsrätter eller gemensamt genomförande innebär också att ett protokoll blir mer kostnadseffektivt och kan förmodas få en större anslutning. Även harmoniserade koldioxidskatter kan leda till kostnadseffektiva åtgärder men förhandlingarna inom EU har visat att även denna väg är svårframkomlig. En harmonisering förutsätter antagligen också någon form av övergångs- eller undantagsregler för att länder med stor andel fossil energi skall delta i ett sådant protokoll. Tekniska standarder och effektivitetsnormer, t.ex. när det gäller bränsleförbrukning för bilar, är förslag som ofta förs fram. Problemen består i att kraven kan komma att sättas lågt för att vinna tillräcklig anslutning och att incitament till teknisk utveckling, sedan normer eller krav väl uppfyllts kan komma att försvagas. Dessutom måste sådana regler kompletteras med andra åtgärder, t.ex. skatter, för att en

'2 Exempelvis skulle en tioprocentig reduktion av utsläppen räknat från 1970 års nivå vid en kämkraftsavveckling år 2010 enligt Konjunkturinstitutets beräkningar innebära krav på minskning av utsläpp på tio procent att jämföra med ca 40 procent om år 1990 används som basår.

effektivisering faktiskt skall resultera i minskad användning av energi och därmed minskade utsläpp.

I Klimatdelegationens och Naturvårdsverkets rapport uttalas att man på lång sikt måste tänka sig en konvergens mellan utsläppen per capita mellan olika länder i världen. Utvecklingsländerna tänkes närma sig denna nivå underifrån och industriländerna ovanifrån. Även reduktionsmål, som avser utsläppen per invånare, innebär ländervis kvantitativa begränsningar. Detta kan medföra betydande effektivitetsförluster jämfört med andra fördelningar av ansvaret för motsvarande kvantitativa .minskningsåtagande på samma sätt som för procentuella minskningar av utsläpp. I likhet med vad som gäller för denna form av åtagande kan effektivitetsförlustema begränsas genom ett internationellt anpassningssystem, som rymmer möjligheter att byta eller kvitta utsläppsreduktioner över gränserna, dvs. enligt modell 2b.

Mot ett protokoll som har utsläpp per invånare som målvariabel, talar att det med stor sannolikhet skulle erbjuda betydande problem att få några av de främsta industriländerna att acceptera en sådan ansats. Det gäller kanske främst USA, vars per capitautsläpp är väsentligt högre än genomsnittet. Omvänt innebär ett mål angivet i per capitavolymer fördelar för utvecklingsländerna, som skulle erhålla ett viss utrymme att växa i. Storleken beror naturligtvis på vilken målnivå man väljer i ett protokoll av detta slag. Naturvårdsverket och Klimatdelegationen anger en lågrisknivå för klimatförändringar vid en utsläppsnivå på 0,9 ton kol per capita år 2050, Denna kvot kan jämföras med 2 ton kol för Sverige år 1990, 5,3 ton för USA, 2,5 ton för EU och 0,6 ton för Kina.

Skillnaden mellan en fördelning efter utsläpp per capita och utsläpp per BNP-enhet, skulle vid en tjugoprocentig minskning av utsläppen inom EU för svenskt vidkommande vara ett reduktionsbeting på 13 procent och en möjlig ökning på 28 procent”.

Även för andra länder erhålls vitt skilda utfall vilket antyder de svårigheter som är förenade med att fördela reduktionsåtaganden inom EU på ett sätt som är acceptabelt för alla parter.

Dessa fördelningsexempel utgör endast enkla riktlinjer för hur utsläppsreduktioner skulle kunna fördelas ländervis. Ingen hänsyn har tagits till hur kostnaderna för att reducera utsläppen fördelar sig ländervis.

Betydelsen av e