8. Nationale tiltag til begrænsning af drivhusgasudledningen

8. Nationale tiltag til begrænsning af drivhusgasudledningen
8.1. Indledning og sammenfatning

Den forventede danske drivhusgasemission i 2010 fordeler sig på følgende kategorier:

• Indvinding, konvertering og distribution af energi i energisektoren: 46,1 pct.
• Forbrænding af brændsler ved transport: 18,3 pct.
• Udslip af metan og lattergas samt forbrænding af brændsler i landbrugssektoren: 16,4 pct.
• Forbrænding af brændsler i erhvervene samt emission af industrigasser: 13,0 pct.
• Forbrænding af brændsler i husholdningerne: 5,1 pct.
• Udslip af metan i affaldssektoren: 1,1 pct.

Inden for hvert af disse områder er der en række tekniske muligheder for at begrænse emissionerne. Disse muligheder vil normalt være forbundet med øgede omkostninger, men der kan være meget stor forskel på, hvor store omkostninger der kan forventes. Der er i forbindelse med dette arbejde foretaget beregninger for en række af de potentielt relevante nationale tiltag. Det har ikke inden for arbejdsgruppens tidsramme været muligt at gennemføre en økonomisk analyse af den allerede igangsatte indsats til opfyldelse af klimamålsætningen, og der er heller ikke tale om en udtømmende gennemgang af samtlige tænkelige tiltag. Der vil være tale om et arbejde, der løbende skal følges op med henblik på at sammensætte den mest omkostningseffektive strategi, inklusive brug af de fleksible mekanismer. Herved vil der også kunne tages højde for den fortsatte teknologiske og økonomiske udvikling, der vil kunne give helt nye muligheder og ændre prioriteringerne af hidtil kendte muligheder.

Siden de første handlingsplaner for begrænsning af den danske klimapåvirkning blev offentliggjort i 1989 har fokus og virkemidler traditionelt været rettet mod reduktion af energiforbruget i energisektoren, husholdningerne, industrien og transportsektoren. I forbindelse medKlima 2012udgivet i marts 2000, blev såvel landbrugets udslip af metan og lattergas som forbruget af de såkaldte industrigasser opgjort. Det er siden blevet besluttet, at anvendelsen af industrigasser skal begrænses, og der vil ske en generel afvikling fra 2006 i nye produkter og anlæg.

Der blev iKlima 2012sat fokus på reduktionsmuligheder inden for landbrugssektoren med hensyn til drivhusgasemissioner. Udslippet af landbrugets emissioner af metan og lattergas er reduceret betydeligt gennem de sidste 15 år – primært som en sideeffekt af vandmiljøhandlings­planerne, men også gennem skovrejsning på landbrugsarealer og produktion af vedvarende energikilder i form af halm og husdyrgødning til biogasproduktion. Endvidere har nedgangen i antallet af kvæg som følge af en mere effektiv mælkeproduktion haft en betydning.

Der er foretaget analyser af specifikke reduktionstiltag inden for landbruget, jf. eksemplerne i afsnit 8.6: Udbygning med biogasanlæg og ændret fodring af malkekøer. Muligheder og omkostninger for yderligere reduktioner af metan- og lattergasemissionerne samt indvirkninger herpå i forbindelse med en omlægning af EU's landbrugsordninger, er dog kun belyst i begrænset omfang. Der er således behov for en yderligere forskningsindsats for at afdække potentialet for at reducere emissionen af drivhusgasser fra landbrugssektoren. I forbindelse med forberedelserne af vandmiljøplan III vil overvejelser om opnåelse af ”synergi-effekter” i form af samtidige forbedringer for vandmiljøet, natur samt klima blive søgt inddraget.

Tabel 8.1 nedenfor giver en oversigt over potentiale og CO₂-enheds-omkostninger ved de forskellige tiltag. Det skal understreges, at beregninger af denne type er forbundet med en betydelig usikkerhed, da der indgår forudsætninger om udviklingen i en række centrale parametre for en årrække fremover. Det gælder for såvel enhedsomkostninger som skøn over potentialet.

Tabel 8.1. Udvalgte nationale tiltag til begrænsning af drivhusgasudledningen

Tiltag:	Reduktionsomfanget Årlig gnst. 2008-2012, mio. ton CO2-ækv.1		Samfundsøkonomisk omkostning, kr./ton CO2-ækv. i 2002-priser
	Grundlag for beregning	Totale potentiale	med side-effekter	uden side-effekter
Tiltag inden for el-produktionen:
Produktionsbegrænsning2.	2,2-8,2	28,2	20-60	50-90
Omstilling fra kul til naturgas3.	1,0	3,0	150	170
Yderligere omstilling fra kul til naturgas.	1,0	4,8	280	300
Varmepumper, fortrænger:
- naturgasfyret fjernvarme.	0,1	0,2	-190	-160
- naturgasfyret decentral kraftvarme.	0,2	1,4	-60	-40
- oliefyret fjernvarme.	0,1	0,6	10	100
- naturgasfyret central kraftvarme.	0,2	1,2	240	260
- kulfyret kraftvarme.	0,3	3,7	260	290
Ombygning til biomasseanlæg.	0,2	2,7	290	290
Injektion i oliefelter4.	13,7	13,7	50/160	50/160
Akvifer deponering.	25,2	25,2	310	310
Havvindmølleparker5.	0,5		270	290
Energibesparelser:
Normer for oliekedler.	0,0		-590	-560
Normer for gaskedler.	0,0		-500	-270
Normer for vinduer.	0,2		-550	-510
CO2-emission fra olie/gasproduktionen:
Flaregas genindvinding.	0,3		-330	-330
Landbrug og skovbrug:
Etablering af biogasfællesanlæg.	0,0	0,5	40	590
Ændret fodring af malkekøer.	0,4		590	790
Øget skovrejsning (1500 ha. pr. år i 20 år) 6.	0,0		430	920
Transport:
Øgede brændstofafgifter (0,3 kr./liter).	0,2		1250	3710
Øgede brændstofafgifter (1 kr./liter).	0,6		1430	3910
Brug af biobrændstoffer7.	0,5		740	740
Kørselsafgifter på gods.	0,1		-320	1620
Kørselsafgifter på personbiler.	0,5		1140	4410
Afskaffelse af befordringsfradraget8.	0,6		650	4490
Bedre godslogistik i byer.	0,0		-1050	980
Affaldssektoren:
Yderligere metan-opsamling fra lossepladser.	0,1		180	180

Anm.: Der er benyttet en diskonteringsrate på 6 pct. Sideeffekter er på energiområdet primært udslip af SO₂og NO_X.

1) Under "Grundlag for beregning" er angivet den del af potentialet, som den samfundsøkonomiske omkostning er beregnet for. Under "Totale potentiale" er angivet det samlede potentiale. Dette tal kan rumme et betydeligt element af skøn og kan derfor være meget usikkert. For nogle tiltag har det ikke været muligt at angive et meningsfuldt samlet potentiale.

2) Produktionsbegrænsningen vil afhænge af prisen på fleksible mekanismer. Begrænsningen på 2,2 mio. ton CO₂er beregnet på grundlag af en pris på CO₂-kvoter og -kreditter på 50 kr. pr. ton CO₂. Begrænsningen på 8,2 mio. ton CO₂er beregnet på grundlag af en pris på CO₂-kvoter og -kreditter på 100 kr. pr. ton CO₂. I tabel 8.2. vises reduktionsomfang og tilknyttede omkostninger inklusive el-producenternes køb af fleksible mekanismer. I tabel 8.3 illustreres variationen i omkostningerne ved alternative størrelser af nationale produktionsbegrænsninger.

3) I beregningen af reduktionsomkostningen for denne del af omstillingen fra kul til naturgas er det antaget, at gasleverancen kan øges uden nævneværdige medfølgende investeringer på indvindings- og transmissionssiden og uden tillæg for den øgede gasmængde. Reduktionsomkostningen er derfor et underkantsskøn. Det er desuden meget usikkert, hvor kapacitetsgrænsen for en øget gasleverance ligger.

4) Den lave omkostning forudsætter, at landene med olieudvinding i Nordsøen kan enes om en fordeling af skatteprovenuet fra den større aktivitet i Nordsøen. Den høje omkostning dækker det tilfælde, hvor kun provenuet fra den ekstra beskatning i den danske sektor tilfalder Danmark.

5) Forudsætter, at indenlandsk kondensproduktion fortrænges, hvilket forudsætter, at kvoten samtidig reduceres tilsvarende.

6) Ved diskonteringsrate på 3 pct. bliver reduktionsomkostningen 220 kr. pr. ton CO₂medsideeffekter og 500 kr. pr. ton CO₂udensideeffekter.

7) Marginalomkostningerne er stærkt stigende. En mindre indsats vil især på kortere sigt have væsentligt mindre gennemsnitsomkostninger.

8) Skøn undervurderer de reelle samfundsøkonomiske omkostninger, da de negative virkninger på beskæftigelse og mobilitet på arbejdsmarkedet ikke er inkluderet.

Kilde: En omkostningseffektiv opfyldelse af Danmarks reduktionsforpligtelse – dokumentation af analyser på energiområdet, Energistyrelsen, februar 2002.Beregninger af CO₂-tiltag på transportområdet, udarbejdet af COWI for Miljøstyrelsen, november 2002.

Det skal desuden bemærkes, at der i de fleste tilfælde er regnet på en bestemt ”skalering” af tiltaget, som i praksis vil kunne variere meget. For mange tiltag er det fulde potentiale ikke veldefineret eller relevant. For andre tiltag viser beregninger på de formodet mest lovende del-potentialer så høje enhedsomkostninger, at beregninger på det fulde potentiale ikke er nødvendige. Nogle andre tiltag er mere præcist defineret med hensyn til størrelsen, men udgør til gengæld kun udvalgte eksempler inden for et område præget af mange forskellige muligheder.

De gennemførte beregninger illustrerer, at der er et vidt spektrum af muligheder, men også meget forskellige omkostninger for de enkelte potentielle tiltag. Mulighederne for at udnytte de fleksible mekanismer må i mange tilfælde forventes at være et billigere alternativ end at gennemføre nationale drivhusgasreduktionstiltag. Som angivet i kapitel 7 tyder de foreløbige vurderinger på, at prisen på CO₂-kvoter og -kreditter for Kyoto-forpligtelsesperioden, 2008-2012, næppe vil overstige 100 kr. pr. ton CO₂, og at det mest sandsynlige prisniveau er 40-60 kr. pr. ton CO₂.

Der vil dog fortsat være en række muligheder for med fordel at satse på indenlandske tiltag, som det fremgår af tabel 8.1. Beregningerne illustrerer, at der er samfundsøkonomisk fordelagtige muligheder for CO₂-re­duktion gennem både energibesparelser i slutforbruget og ved tiltag inden for energikonverteringssektoren, olie/gasproduktionen og landbrugs­om­rådet.

På transportområdet viser de gennemførte udvalgte analyser, at mulighederne rent nationalt typisk er relativt dyre, men der skønnes at være muligheder for væsentligt mere effektive og billigere tiltag, hvis de gennemføres i fællesskab på EU-plan. På landbrugsområdet er der i høj grad tale om, at det nødvendige vidensgrundlag ikke er til stede i dag. Der er her behov for at fortsætte og intensivere en forskningsorienteret indsats for at afdække sammenhænge og muligheder bedre. På energibesparelsesområdet skal man være opmærksom på, at en effektiv strategi kræver en bred vifte af initiativer, hvoraf der her kun er regnet på nogle af de mest oplagte eksempler til illustration.

På mellemlang sigt kan muligheden for injektion af CO₂i undergrunden vise sig interessant, da potentialet her er meget stort, og da foreløbige beregninger tyder på, at det kan vise sig at være et tiltag med forholdsvis lave omkostninger. De samfundsøkonomiske omkostninger er imidlertid usikre og afhænger af en række forudsætninger, der ikke er fuld klarhed over endnu. Det er tilsvarende vanskeligt på nuværende tidspunkt at vurdere, hvordan og hvornår de forskellige selskabsøkonomiske og andre barrierer for dette tiltag kan overkommes.

Hvor den præcise grænse ud fra økonomiske hensyn går mellem indenlandske tiltag og køb af CO₂-kvoter og -kreditter i udlandet afhænger først og fremmest af den fremtidige internationale CO₂-kvotepris. Analyserne præsenteret i kapitel 7 peger som nævnt på en pris, der næppe vil overstige 100 kr. pr. ton CO₂inklusive administrationsomkostninger og mere sandsynligt vil ligge på omkring 40-60 kr. pr. ton CO₂. Det svarer til samfundsøkonomiske omkostninger på under 120 kr. pr. ton CO₂og et sandsynligt niveau på 50-70 kr. pr. ton CO₂, idet der her skal multipliceres med den såkaldte nettoafgiftsfaktor, jf. afsnit 8.2. Der er her tale om usikre skøn over prisen på et marked, der endnu ikke eksisterer, og prisen vil kunne fluktuere over årene. Det er derfor hensigtsmæssigt med et grundlag, der giver nogle incitamenter til, at der løbende foretages en intern afvejning blandt de relevante aktører.

Det er endvidere vigtigt at være opmærksom på, at de CO₂-reduktions-omkostninger, der er vist i tabel 8.1 er statiske, og dermed repræsenterer den gennemsnitlige CO₂-reduktionsomkostning over levetiden af de forskellige reduktionstiltag, når der anvendes kendte løsninger og tages udgangspunkt i det aktuelle omkostningsniveau. Dertil kommer, at der er en stor usikkerhed på beregningerne, ofte af størrelsesordenen +/- 50 kr. pr. ton CO₂, eller mere.

De fleste teknologier bliver billigere i brug over tid. Generelt gælder det, at jo mere en teknologisk metode anvendes – desto hurtigere falder omkostningerne. Men det er ikke muligt at forudsige, hvor meget omkostningerne kan falde for de tiltag, der er analyseret i dette kapitel. Derfor er det vigtigt løbende at vurdere eventuelle fald i omkostningerne over perioden frem til 2012. Det er tilsvarende vigtigt løbende at holde øje med, om der fremkommer helt nye løsninger med lavere omkostninger.

Det skal hertil bemærkes, at der ved opgørelsen af den forventede udviklingen i drivhusgasudledningen og af mankoen i 2008-2012, jf. kapitel 2, allerede er forudsat en vis generel teknologisk udvikling, som blandt andet giver sig udslag i let faldende omkostninger på energieffektiviserende tiltag mv.

For de indenlandske tiltag er der typisk tale om, at de skal ses i en større sammenhæng end klimaeffekter alene. Det gælder for eksempel transport-området, hvor der normalt er meget store ”sideeffekter” i form af reduceret luftforurening, færre uheld mv., så det ud fra andre hensyn kan være fordelagtigt at gøre en indsats på dette område. Tilsvarende på energiområdet, hvor energibesparelser og vedvarende energi skal ses som led i en bredere energipolitisk strategi, hvor der også er vægt på blandt andet forsyningssikkerhed. På landbrugsområdet vil tiltag rettet mod forbedring af vandmiljøet ofte kunne gå hånd i hånd med en reduktion af drivhusgasemissionerne.

For enkelte tiltag – særligt på transportområdet, øget skovrejsning og biogasanlæg – er ”sideeffekterne” væsentligt større end værdien af CO₂-reduktionen. CO₂-reduktionen er her en sideeffekt ved tiltag, som primært er motiveret af andre hensyn.

I forhold til valget mellem indenlandske tiltag og køb af kvoter i udlandet er et grundlæggende problem, at beslutningerne både for staten og private aktører vil skulle træffes under stor usikkerhed om de fremtidige priser. Valget mellem fleksible mekanismer og nationale tiltag er dermed også et spørgsmål om valg af ”risiko-profil”, idet mange af de nationale tiltag vil have virkning over en tidshorisont, der strækker sig ind i næste forpligtelsesperiode. Køb af kvoter i udlandet vil ikke række længere end 2012 som udgangspunkt og vil derfor kræve nye tiltag eller kvotekøb efter 2012.

En overordnet CO₂-kvoteordning er et hensigtsmæssigt virkemiddel ud fra den betragtning, at beslutningerne træffes ”på markedet” af de aktører, der har det nødvendige detailkendskab til egne handlemuligheder. Beregningerne illustrerer, at en CO₂-kvoteordning på el-produktionen vil være et effektivt virkemiddel med et meget stort CO₂-reduktions-potentiale, jf. tabel 8.2.

Med en kvoteordning på el-produktionen gives omkostningseffektive incitamenter til at begrænse el-produktionen baseret på fossile brændsler – uanset kvotens størrelse – hvis der eksisterer et EU-marked for køb og salg af kvoter og kreditter. Fastlæggelsen af kvotens størrelse er alene et fordelingspolitisk spørgsmål om, i hvilket omfang el-producenterne eller andre, herunder staten, skal betale for Danmarks klimaforpligtelse, jf. kapitel 6. Hertil kommer et grundlæggende hensyn til energiforsynings-sikker­heden.

Tabel 8.2. Scenarier med flere tiltag: Produktionsbegrænsninger og udnyttelse af fleksible mekanismer

Tiltag:	Pris på fleksible mekanismer	Reduktion Årlig gens. 2008-12, mio. ton CO2-ækv.1		Samfundsøkonomisk omkostning, kr./ton CO2-ækv. i 2002-priser
	(kr./ton CO2)	Samlet	- heraf i Danmark	med side-effekter	uden side-effekter
CO2-kvoter på el-produktionen (gratiskvoter):
- National kvote	50	14,2	2,1	45	53
	100	14,2	8,2	71	87
- EU-kvote	50	14,2	0,8	22	27
	100	14,2	2,6	35	43
Internationale CO2-kvoter på energitunge erhverv:
- 94 pct. gratiskvo- ter	50	0,4	0,1	28	72
	100	0,4	0,2	36	122
-70 pct. gratis+10 pct. auktion	50	0,8	0,1	27	64
	100	0,8	0,2	63	115

Anm.: For en beskrivelse af beregningsforudsætningerne henvises til nedenstående afsnit: Scenarier for kvoteopfyldelse.

1) Se anmærkning 1) til tabel 8.1.

En CO₂-kvoteordning på energiforbruget i erhvervslivet vil også kunne være et samfundsøkonomisk effektivt virkemiddel. Ligesom for CO₂-kvoter på el-produktion vil den konkrete udformning af en sådan kvote-ordning dog i vidt omfang være et fordelingspolitisk og erhvervspolitisk spørgsmål om, hvor store byrder der skal pålægges erhvervslivet relativt til andre private aktører eller statsfinanserne.

En kommende EU-kvoteordning for CO₂vil i vidt omfang lægge rammerne for den del af indsatsen på energiområdet, der vedrører el- og varmeforsyning samt den energitunge industri. Nærmere overvejelser om den mest hensigtsmæssige udformning og timing af dette overordnede virkemiddel er beskrevet i kapitel 9, 10 og 11.

Udbygning med el-produktionsanlæg baseret på vedvarende energi (VE) og gennemførelse af el-besparelser er på et åbent el-marked, hvor Danmark kun udgør en lille del, forholdsvis usikre virkemidler i forhold til denøkonomiskebyrde, som Danmarks Kyoto-forpligtelse udgør. Den fulde CO₂-reduktionsvirkning vil kun med sikkerhed blive realiseret i Danmark, hvis der samtidig foretages tilsvarende stramning af en overordnet CO₂-kvote på el-produktion. El-besparelser og udbygning med VE må dog også ses i sammenhæng med bredere miljømæssige og energipolitiske hensyn, herunder den globale CO₂-emission, andre miljøvirkninger samt energiforsyningssikkerheden.

Erhvervspolitiske hensyn samt hensyn til udvikling af miljøvenlige teknologier vil også skulle indgå i den nærmere afvejning mellem forskellige virkemidler, herunder nationale versus internationale. En hensigtsmæssig tilrettelæggelse af et givent tiltag, blandt andet koordineret med en fortsat forsknings- og udviklingsindsats, vil i sig selv kunne medvirke til at reducere de langsigtede omkostninger.

8.2. Den anvendte metode

Som grundlag for at kunne vurdere fordelagtigheden af de beskrevne nationale tiltag er de underkastet en velfærdsøkonomiskcost-effectivenessanalyse. Formålet med denne analyse er på konsistent vis at kunne sammenligne CO₂-reduktionomkostningerne ved forskellige tiltag og på tværs af sektorer, således at CO₂-reduktionen kan opnås billigst muligt.

Som udgangspunkt opgøres den CO₂-reduktion, som et givet tiltag giver anledning til. Derefter beregnes de omkostninger, som tiltaget medfører. Det kan for eksempel være ekstra investeringer eller øget arbejdskraftforbrug.Ligeledes opgøres de fordele ud over CO₂-reduktion, som tiltaget giver anledning til. Eksempler herpå er reduktion i udslip af øvrige emissioner som SO₂og NO_X. I det omfang det er muligt at prissætte disse fordele, opgøres de i kroner og ører. De økonomiske konsekvenser, der ikke er på forbrugerprisniveau, opskrives ved hjælp af nettoafgiftsfaktoren[1]. Statens finansieringsbehov antages at give anledning til et skatteforvridningstab på 20 pct., som tillægges de samlede skattefinansierede omkostninger.

For at kunne sammenligne tiltagets omkostninger og fordele på tværs af det tidspunkt de optræder, udregnes nutidsværdien af omkostninger og fordele ved brug af en kalkulationsrente på 6 pct. Da fastsættelsen af kalkulationsrenten er forbundet med usikkerhed foretages endvidere en følsomhedsberegning med en rente på 3 pct.

Tiltagets CO₂-omkostning beregnes endelig som tiltagets nettoomkostninger i forhold til CO₂-reduktionen.I forhold til at nå reduktionsmålet i første reduktionsperiode er reduktionspotentialet fra 2008 til 2012 relevant. Til at beregne den velfærdsøkonomiske omkostning ved et tiltag er det imidlertid relevant at betragte tiltagets samlede reduktionspotentiale.

Den velfærdsøkonomiske analyse suppleres med en budgetøkonomisk analyse, der viser statens finansieringsbehov for det pågældende tiltag, ligesom øvrige fordelingseffekter skitseres[2].

8.3. Tiltag inden for energiforsyningen

El-produktionen vil som den største CO₂-udleder fortsat være central i klimapolitikken. Desuden er pålæggelse af kvoter på el-produktionen i fremtiden centralt i det kvotedirektivforslag fra EU-Kommissionen, landene har opnået fælles holdning til. Endelig er de samfundsøkonomiske omkostninger ved at reducere CO₂-udslippet i mange tilfælde relativt lave i elsektoren sammenholdt med andre sektorer.

På varmeområdet er mulighederne for at opnå yderligere reduktioner af CO₂-udslippet ret små. I kraft af den historiske udbygning med kraftvarme er der allerede sket en betydelig effektivisering af energiudnyttelsen. Der er endvidere betydelige afgifter på varmeområdet, som har medført en økonomisering med brændselsforbruget i varmeforsyningen.

8.3.1. Tiltag inden for CO₂-kvoter på el-produktionen

Det overordnede virkemiddel på elforsyningssiden er omsættelige CO₂-kvoter på el-produktionen. Indretning og virkning af forskellige kvote-ordninger for energisektoren er beskrevet i kapitel 10. I nærværende kapitel er fokus på konkrete beregninger af potentiale og omkostninger.

En el-producent, der pålægges en kvote, har følgendehandlemuligheder.

• Købe kvoter af andre danske el-producenter. Det bidrager til at sikre, at CO₂-reduktionerne sker, hvor det er billigst.
• Udlede mere CO₂end kvoten og udnytte de fleksible mekanismer, så der ikke sker en overskridelse.
• Udføre egne CO₂-begrænsende tiltag.

Det er kun fordelagtigt for el-producenterne at udføre egne tiltag op til den grænse, hvor de marginale omkostninger herved netop ligger under prisen på fleksible mekanismer. Denne udefra givne pris er altså helt afgørende for elsektorens måde at overholde kvoterne på. Vigtige eksempler på egne CO₂-begrænsende tiltag er for eksempel:

·  begrænsning af el-produktionen

·  omstilling til mindre CO₂-udledende brændsel for eksempel indfyring med naturgas i stedet for kul

·  ibrugtagning af ”nye” teknologier for eksempel varmepumper og vedvarende energi

·  reinjektion af CO₂i undergrunden.

En kvoteordning påvirker ikke direkte incitamenterne til udbygning med vedvarende energi, eksempelvis vindmøller og biomasse, når kvoten tildeles med selve CO₂-udledningen som kriterium. Kvoteordningen vil dog forøge rentabiliteten af VE i det omfang, den forhøjer elprisen, og vil derved indirekte forøge incitamentet til at udbygge med VE. Jo strammere kvoteordningen er, og jo flere lande på el-markedet den indbefatter, jo mere vil den forhøje elprisen.

Udbygningmed nye VE baserede el-produktionsanlæg vil på grund af det åbne el-marked ikkedirekteføre til, at el-produktionen på danske fossile kraftværker begrænses, og dermed heller ikke direkte til, at den danske CO₂-emission reduceres. Det forholder sig dog anderledes, hvis der er tale omombygningaf eksisterende anlæg fra et fossilt brændstof til VE (biomasse).

I resten af dette afsnit gennemgås økonomien i udvalgte egne tiltag for elsektoren nærmere.

Begrænsning af el-produktion

Omkostningerne ved en rent national kvoteregulering af elsektoren undersøges. Her er det forudsat, at der ikke er mulighed for at opfylde kvoten ved at udnytte de fleksible mekanismer. Det forudsættes derfor, at kvoten opfyldes udelukkende ved en begrænsning af el-produktionen. I scenarierne i det følgende afsnit har elværkerne mulighed for at reagere på kvoten ved at vælge mellem produktionsbegrænsning og udnyttelse af fleksible mekanismer. Beregningerne vedrører her 2010, der er rimelig repræsentativ for perioden 2008-12. Analysen foretages i forhold til en reference, hvor der ikke er nogen kvoteregulering i 2010.

Beregningerne er udført på Energistyrelsens model for elsektoren, RAMSES, der er en såkaldt ”bottom-up”-model, som tager udgangspunkt i de fysiske produktionsforhold og omkostningerne på de enkelte værker samt de udefra givne priser.

Marginalomkostningerneved at begrænse produktionen er kraftigt stigende, fordi begrænsningen i stigende grad vil omfatte mere effektive anlæg og dermed mere profitable produktioner. Som vist i tabel 8.3 er for eksempel den gennemsnitligesamfundsøkonomiske omkostning i 2010 86 kr. pr. ton CO₂for en begrænsning på 14,2 mio. ton CO₂(svarende til en kvote på 14 mio. ton CO₂), mens den marginale samfundsøkonomiske omkostning ved at begrænse produktionen med den ”sidste” mio. ton CO₂er 143 kr. Den marginale samfundsøkonomiske omkostning ved en begrænsning fra 1,2 til 2,2 mio. ton CO₂er 35 kr. pr. ton.

Hvis der gives mulighed for opfylde kvoten ved at udnytte de fleksible mekanismer, vil el-producenterne kun udføre produktionsbegrænsninger, så længe deresprivatøkonomiske marginalomkostninger herved er lavere end prisen på udnyttelse af fleksible mekanismer. Ved en pris på udnyttelse af fleksible mekanismer på 50 kr. pr. ton CO₂vil el-producenterne maksimalt begrænse produktionen svarende til en reduktion af CO₂-udslippet på godt 2 mio. ton i 2010. Resten af kvoten vil blive opfyldt ved at udnytte de fleksible mekanismer. Hvis prisen på de fleksible mekanismer ligger på 100 kr. pr. ton CO₂, vil el-producenterne i 2010 selv udføre de første godt 8 mio. ton CO₂-reduktioner ved produktionsbegrænsninger.

Tabel 8.3. Begrænsning af el-produktionen: gennemsnitlige og marginale samfundsøkonomiske omkostninger i 2010 ved alternative kvotestørrelser i 2010

Kvote i 2010	CO2-reduktion i 2010	Gennemsnitlig reduktions-omkostning i 2010	Marginal reduktions-omkostning i 2010
Mio. ton CO2	Mio. ton CO2	kr./ton CO2	kr./ton CO2
26,0	2,2	20	35
24,0	4,2	37	61
22,0	6,2	49	80
20,0	8,2	60	97
18,0	10,2	69	111
16,0	12,2	77	120
14,0	14,2	86	143
12,0	16,2	96	169

Anm.: Den marginaleprivatøkonomiske reduktionsomkostning for el-producenterne er 50 kr. pr. ton CO₂ved en produktionsbegrænsning på 2,2 mio. ton CO₂og 100 kr. pr. ton CO₂ved en produktionsbegrænsning på 8,2 mio. ton CO₂i 2010.

Scenarier for kvoteopfyldelse

I tabel 8.2 er vist beregninger for 4 varianter af et scenarium med gratis fordelte omsættelige CO₂-kvoter på el-produktionen i alle årene 2004-2017. Analysen foretages i forhold til et referenceforløb, hvor kvotereguleringen er antaget at ophøre fra 1. januar 2004.

For 2004-2007 forudsættes beregningsteknisk, at 2003-kvoten videreføres uændret med en årlig kvote på 20 mio. ton CO₂. For 2008-2017 er i alle årene forudsat en kvote på 14 mio. ton CO₂svarende til den forudsætning, der blev lagt til grund for fremskrivningen fra foråret 2001 til brug for Folketingets ratifikation af Kyoto-protokollen. Det svarer til en begrænsning af CO₂-udslippet med 14,2 mio. ton i perioden 2008-2012. Det skal understreges, at der alene er tale om en beregningsforudsætning. Hvis man alternativt tager udgangspunkt i en kvote, der ”neutraliserer” CO₂-emissionen fra den forventede el-eksport, så ville kvoten skulle lægges på omkring 18,2 mio. ton CO₂i 2008-2012, svarende til en reduktion på ca. 10 mio. ton CO₂årligt. Kvoterne fordeles gratis med en prohibitiv høj strafafgift for overskridelse.

Afgørende for dette valg er forholdet mellem elprisen og prisen på udnyttelse af fleksible mekanismer. De 4 varianter adskiller sig fra hinanden ved forudsætning om prisen på fleksible mekanismer og forudsætning om kvotens dækningsgrad og dermed overvæltning i elprisen. Ved en isoleret dansk kvote kan der under en række forudsætninger om blandt andet tilstrækkelig kapacitet, herunder i udlandsforbindelserne, normalt kun forventes en mindre virkning på den gennemsnitlige elpris. Beregningsteknisk er det forenklende antaget, at den gennemsnitlige elpris ikke ændres. Ved en EU-kvoteordning kan der derimod forventes at ske en mærkbar overvæltning i elprisen. Det forudsættes, at overvæltningen vil give en stigning i elprisen på ca. 4 øre pr. kWh for hver 100 kr. pr. ton CO₂, den international kvotepris udgør[3].

Ved en national kvote er CO₂-fortrængningsomkostningen med 45-71 kr. pr. ton CO₂lavere, når der er mulighed for at udnytte de fleksible mekanismer, end når der kun er mulighed for at foretage en produktions-begrænsning (80 kr. pr. ton CO₂under forudsætning af national kvote). Der henvises til en mere detaljeret gennemgang af beregningerne i kapitel 10, hvor der også sker en belysning af de afgørende forskellige fordelingsmæssige virkninger i de forskellige scenarier.

I det omfang el-producenterne finder det fordelagtigt at aktivere andre handlemuligheder (som gennemgået ovenfor) for at opfylde kvoten, kan omkostningerne blive endnu lavere.

Omstilling fra kul til naturgas i den centrale produktion

Omkostningerne ved en omstilling af de centrale kraftværker fra kul- til naturgasfyring består i investeringer i gasinfrastrukturen, investeringer på værkerne og øgede brændselsudgifter. På benefitsiden indgår reducerede driftsomkostninger og en bedre virkningsgrad, idet naturgassens lave svovlindhold overflødiggør et afsvovlingsanlæg på værkerne. Endvidere vil en bedre udnyttelse af naturgasnettet medføre lavere priser for de nuværende naturgasbrugere.

Ved en fuldstændig omstilling vil det samlede CO₂-reduktionspotentiale udgøre gennemsnitligt 7,8 mio. ton CO₂pr. år med værkernes forventede produktionsniveau i 2008-2012. Forholdene vil variere fra anlæg til anlæg. For et konkret værk med et CO₂-reduktionspotentiale på 1 mio. ton CO₂kan beregnes en CO₂-reduktionsomkostning på 281 kr. pr. ton CO₂. Uden sideeffekter i form af værdisat lavere udslip af SO₂og NO_Xer omkostningen 296 kr. pr. ton CO₂.

Det skal understreges, at denne beregning forudsætter omstilling af flere værker, idet der er behov for nogle omkostningstunge investeringer i Nordsøen, som antages fordelt på flere værker. Der er flere elementer i dette tiltag, som skal gennemføres sideløbende. På gassiden skal der dels sikres en større leverance, enten i form af en øget dansk produktion i Nordsøen eller ved import fra det europæiske marked fra en eventuel ny forbindelse til udlandet. Dels skal værket forbindes med det eksisterende transmissionsnet i landet. På værksiden skal der foretages en ombygning/ udskiftning af brænder. Ovennævnte forhold bør undersøges mere tilbundsgående. Men det er op til de kommercielle parter, henholdsvis gasleverandører og el-producenter at træffe de nødvendige beslutninger.

I det omfang gasleverancen kan øges uden nævneværdige medfølgende investeringer på indvindings- og transmissionssiden, vil reduktions-omkostningerne være væsentligt lavere. Det er dog meget usikkert, hvor kapacitetsgrænsen for en øget gasleverance via det eksisterende gasnet ligger. Det forudsættes her, at grænsen går ved en øget gasleverance på 2 mia. Nm³naturgas svarende til et reduktionspotentiale på op mod 3 mio. ton CO₂.

En følsomhedsberegning under denne forudsætning viser, at reduktions-omkostningen kan komme ned i størrelsesordenen 130-170 kr. pr. ton CO₂,hvis der ikke er behov for ovennævnte investeringer, og hvis der ikke medregnes en transmissionsomkostning for den øgede gasmængde. Med andre ord forudsættes det i følsomhedsberegningen, at udnyttelsen af den ledige kapacitet i gasnettet er gratis for samfundet, det vil sige, at der ikke vil være alternative udnyttelsesmuligeheder. Da dette næppe fuldt ud vil være tilfældet, må skyggeprisen på 130-170 kr. pr. ton betegnes som et underkantsskøn.

Varmepumper til fjernvarme

Varmepumper bruger el og leverer fjernvarme. Varmepumpen kan udnytte el ved lav markedspris, øge fleksibiliteten i el-systemet og reducere el-overløb. Store elvarmepumper er kendt teknologi.

Det er i de konkrete beregninger antaget, at ejeren af varmepumpen er den samme som ejeren af de berørte el- og varmeproduktionsanlæg. Det antages, at der opføres en varmepumpe med el-optag på 50 MW og varmeydelse på 150 MJ/s med start i 2005. Det tager ca. et år at realisere tiltaget.

Hvis det vælges at satse i større omfang på varmepumper, kræver det i visse tilfælde en forbedring af den selskabsøkonomiske rentabilitet.

Det samfundsøkonomisk mest attraktive potentiale ligger i fortrængning af fjernvarme på naturgas, decentral kraftvarme på naturgas og fjernvarme på olie (CO₂-fortrængningspris på under 50-100 kr. pr. ton CO₂). Ved erstatning af decentral kraftvarme på naturgas med varmepumpe kræves et direkte eller indirekte tilskud på knap 20 øre/kWh for at få selskabsøkonomisk overskud. Omvendt bidrager den større base for elafgiften (der betales afgift af varmepumpens elforbrug) isoleret set til et øget statsligt afgiftsprovenu. Det største potentiale for CO₂-besparelser fås ved erstatning af kulfyret kraftvarme med varmepumpe. Det har dog den ringeste økonomi primært på grund af den lave kulpris.

De 3 mest attraktive varianter har et samlet potentiale på i alt 2,2 mio. ton CO₂, men der er kun udført beregninger for i alt 410.000 ton heraf. Det skal understreges, at det er meget usikkert, i hvilket omfang beregningerne for dette begrænsede potentiale er repræsentative for økonomien i det samlede potentiale.

Varmeforbrugerne er antaget uberørt af anlægget (det vil sige samme varmepris).

Ombygning til biomasse

Etablering af et storskala biomasseanlæg kan billigst ske ved at ombygge et eksisterende anlæg til tilsatsfyring med biomasse frem for at etablere et helt nyt anlæg. Derved udnyttes blandt andet, at der på forhånd er etableret muligheder for at transportere såvel el- som varmeproduktionen.

Der skønnes at være et potentiale for en reduktion på i alt omkring 2,7 mio. ton CO₂. Omkostningerne til ombygning vil variere fra anlæg til anlæg. I denne konkrete beregning er der tale om en relativt fordelagtig ombygning af et kulbaseret anlæg, hvor der er større CO₂-gevinst ved at ændre brændsel sammenlignet med et naturgasbaseret anlæg. Endvidere forudsættes det, at der er tale om et nyere anlæg, hvor der ikke er behov for andre merinvesteringer end de, der er nødvendige i forbindelse med brændselsskiftet. Med et forbrug af indfyret halm på 150.000 ton årligt, kan der spares drivhusgasudledning svarende til godt 200.000 ton CO₂-ækvivalenter årligt set i forhold til den kulbaserede reference.

Ud fra rent driftsøkonomiske kriterier er biomasseanlægget kun rentabelt, fordi producenten kan opnå en højere afregningspris for el og samtidig fritages for afgifter på indfyret brændsel til varme. Afregningsprisen for varme er uændret. For hver øre/kWh, afregningsprisen for el ligger over markedsprisen, belastes el-forbrugerne med en årlig merudgift på knap 2 mio.kr. For årene 2008-2012 er provenutabet for staten 40 mio.kr. årligt.

Meromkostningerne ved biomasseanlægget giver en CO₂-omkostning på 290 kr. pr. ton CO₂under grundforudsætningerne. Hvis halmprisen vokser 10 pct. i forhold til kulprisen, stiger CO₂-omkostningen til 319 kr. pr. ton CO₂. Det har derimod kun lille betydning, om sideeffekter medregnes.

Deponering og injektion af CO₂i undergrunden

Fra røggas på de store kraftværker kan man udskille CO₂, som kan deponeres i undergrunden på land eller injiceres i oliefelter i Nordsøen. Deponering i undergrunden skal afvejes over for andre mulige anvendelser af undergrunden.

Baseret på data fra ELSAM og Danmarks Geologiske Undersøgelser (GEUS) er der gennemført en overordnet analyse af de samfundsøko­nomiske omkostninger ved begge disse metoder.[4]På basis af en vurdering fra GEUS og beregninger fra COWI er CO₂-reduktionsomkostningen ved akvifer deponering (deponering i undergrunden på land) vurderet til ca. 310 kr. pr. ton CO₂. Der forskes dog internationalt i at bringe prisen for metoden væsentligt ned. Tiltaget er ikke yderligere beskrevet her, idet der henvises til baggrundsrapporten for en nærmere vurdering.

Injektion af CO₂kan være en metode til at udvinde mere olie fra olie-felterne – olie som ikke ad anden vej kan indvindes. CO₂renses ud af røggas fra store kraftværker og sendes gennem rør til oliefelter i Nordsøen. Ved rensning af røggas og tryksætning af CO₂medgår der et stort energiforbrug og elværkerne vil få reduceret deres el-produktionskapacitet (der kan leveres ca. 25 pct. mindre el). CO₂-opsamlingsanlægget kan dog i en spidsbelastningssituation slås fra.

Der er endnu ikke erfaringer med CO₂-injektion til øget olieindvinding ”off shore”, men metoden praktiseres på land i USA. Der er i øjeblikket et arbejde i gang under IPCC, som skal afklare, i hvilken grad CO₂-deponering kan medregnes i landenes opfyldelse af reduktionsmål under Kyoto-protokollen.

Der er usikkerhed knyttet til anvendelse af metoden på danske oliefelter, idet det ikke præcist vides, hvordan kalklagene i de danske felter vil reagere, når der bliver injiceret CO₂. Det er muligt, at dele af kalklagene vil blive opløst. I vore nabolande i Nordsøen findes der oliefelter, hvor det umiddelbart synes mere oplagt at øge olieudvindingen ved at injicere CO₂.

Beregningerne tager udgangspunkt i et projektforslag udviklet af Elsam og Kinder Morgan (det såkaldte CENS[5]projekt). CENS projektet involverer et samarbejde mellem Danmark, England og Norge om øget olieind­vinding ved injektion og deponering af CO₂i oliefelter i Nordsøen, primært i den norske og engelske sektor, men også i den danske.

Resultaterne af beregningerne viser, at der er et betydeligt potentiale for på kort og mellemlang sigt at reducere CO₂-udslippet ved at anvende denne metode (13,7 mio. ton CO₂årligt fra 2008-2012). De foreløbige beregninger tyder endvidere på, at tiltaget er relativt billigt med en CO₂-omkostning på omkring 46 kr. pr. ton. Det har dog ikke været muligt at få oplyst alle data og baggrundsoplysninger for denne beregning. Omkostningerne ved projektet er meget følsomme over for ændringer i olieprisen og over for, hvor store mængder olie der ekstra kan blive produceret som følge af injektionen af CO₂.

Beregningerne bygger på en kritisk antagelse om, at de involverede lande deler det ekstra skatteprovenu fra den øgede olieudvinding(denne udligning tænkes at ske gennem den pris, som aftales for køb af CO₂fra de enkelte lande). Hvis Danmark ”kun” får skatteindtægterne fra den ekstra olieindvinding på de danske felter, vil den samfundsøkonomiske omkostning for Danmark stige til 157 kr. pr. ton CO₂.

Det er i beregningerne forudsat, at projektet gennemføres af den private sektor (elselskaber og olieselskaber) med et offentligt tilskud. Projektet vil være privatøkonomisk rentabelt med et offentligt tilskud på ca. 140 kr. pr. ton CO₂. I basisberegningerne er det forudsat, at olieselskaberne betaler 130 kr. pr. ton CO₂. Olieselskabernes betalingsvilje er afgørende for projektets mulige gennemførsel. Det bør undersøges nærmere, om tiltaget kan gennemføres rent kommercielt, når CO₂-kvoter bliver internationalt omsættelige. Der vil forløbe 4-5 år fra projektet igangsættes, til det kan være klar til drift.

Samlet er der en del usikkerhed behæftet med beregningerne af deponering af CO₂i Nordsøen, men der kan dog være et betydeligt potentiale for på mellemlang sigt at reducere CO₂-udledningerne fra kulbaserede kraftværker med denne metode. Der er behov for yderligere tekniske og økonomiske studier samt eventuel afprøvning af metoden. Det er således usikkert, om og i hvor stort omfang dette virkemiddel vil kunne bringes i anvendelse allerede i perioden 2008-2012.

8.3.2. Tiltag i energiforsyningssektoren uden for en CO₂-kvoteordning

Opførelse af havvindmølleparker

I beregningen forudsættes, at el-produktionen fra vindmøllerne direkte fortrænger dansk kondensproduktion af el, selvom denne antagelse, som nævnt ovenfor, er diskutabel i forhold til den måde, Kyoto-protokollen opgør drivhusgasregnskabet på. Beregningen kan siges at illustrere enhedsomkostningerne ud fra en international miljøvinkel, hvor den fulde CO₂-effekt godskrives projektet, uanset hvor den sker, og under forudsætning af, at der i udlandet konkret fortrænges fossil el-produktion med et gennemsnitligt CO₂-indhold som i den danske el-produktion.[6]

Det er som regneeksempel antaget, at havvindmølleparken ved Horns Rev udvides med 162 MW. Her er netadgangen delvist forberedt, og omkostningerne forventes dermed at kunne holdes på et relativt begrænset niveau. Desuden er fuldlasttimetallet særlig højt.

Tiltaget reducerer drivhusgasudslippet med ca. 500.000 ton CO₂-ækvivalenter i hvert af årene 2008-2012. Enhedsomkostningerne er 269 kr. pr. ton CO₂under grundforudsætningerne. Hvis værdien af reduceret udslip af SO₂og NO_Xikke indregnes, er enhedsomkostningerne 290 kr. pr. ton CO₂. Projektet udgør dog kun en lille del af det samlede potentiale for udbygning. Et realistisk potentiale for forpligtelsesperioden 2008-2012 kan skønnes til et reduktionsomfang på ca. 2 mio. ton CO₂.

Virkningerne på elprisen afhænger af, hvilket pristillæg der fastlægges. For hver øre der ydes i pristillæg, vil elprisen for forbrugerne stige med omkring 6 mio.kr. årligt – her beregnet for perioden 2008-2012 under forudsætning af en havvindmøllepark på 162 MW. Selve markedsprisen vil kunne blive påvirket i nedadgående retning af det øgede el-udbud, men denne virkning må vurderes at være marginal.

Biomasse i decentral kraftvarme

En mulig løsning for omstilling af naturgaskraftvarme til biomasse-kraftvarme er at forgasse biomassen, således at den kan anvendes i de eksisterende kraftvarmeanlæg. I praksis vil man kunne anvende en blanding af forgasningsgas og naturgas til kraftvarmeproduktion i de eksisterende anlæg, hvilket udover CO₂-reduktionen også giver en reduceret emission af drivhusgassen metan, der normalt er et miljøproblem for naturgasanlæg. På disse anlæg skal der senest i 2006 investeres i metanreducerende røggasrensningsanlæg.

Der er stor usikkerhed ved vurderingen af økonomien i et fuldt kommercielt anlæg for denne ret nye teknologi. De samfundsøkonomiske omkostninger ved omstilling til biomasseforgasning vil formentlig være en del højere end den forventede pris på 40-60 kr. pr. ton CO₂for fleksible mekanismer. Det skal imidlertid vurderes nærmere i de kommende år. Hertil kommer, at en omlægning til biomasse vil indebære et potentielt stort statsfinansielt tab, idet biomasse i modsætning til naturgas er fritaget for primært fiskalt begrundede energiafgifter.

Lempelse af brændselskravet til decentral kraftvarme

I dette tiltag får de naturgasfyrede, decentrale kraftvarmeværker ophævet brændselskravet samtidig med at kravet, om at mindst 90 pct. af varmen skal produceres på kraftvarmeanlægget, ophæves. Varmen kan i stedet produceres som ren varmeproduktion.

En lempelse vedrørende brændselsvalg vil medføre, at det i mange tilfælde bliver privatøkonomisk rentabelt for kraftvarmeværkerne at udskifte naturgas med biobrændsler. Den privatøkonomiske rentabilitet opnås imidlertid alene på baggrund af forskelle i beskatningen af henholdsvis naturgas og biobrændsler. Biobrændsler til varmeproduktion er således fritaget for både fiskale energiafgifter og miljømæssigt begrundede CO₂-afgifter. Naturgas er derimod underlagt såvel energi- som CO₂-beskatning. Beskatningsforskellen er dermed reelt større, end den miljøfordel biobrændsler repræsenterer.

Et brændselsskifte vil påføre staten et væsentligt provenutab på sandsynligvis flere hundrede millioner kr.

Udover de skattemæssige problemstillinger består de økonomiske omkostninger for samfundet af investeringsudgifter til de nye biokedler, der afløser tilsvarende naturgaskedler, som ellers ikke vil blive udskiftet. Hertil kommer værdien af den tabte el-produktion i det omfang, der omlægges til ren varmeproduktion. Endvidere vil en lavere udnyttelse af naturgasnettet medføre højere priser for de resterende naturgasbrugere.

Samlet er den privatøkonomiske fordel således ikke udtryk for en samfundsøkonomisk fordel. Der er derfor næppe tale om et omkostningseffektivt virkemiddel, men der er behov for en nærmere undersøgelse af omkostningerne.

Kraftvarmekravet er kun relevant for de værker, der har en kapacitet på højst 25 MW (elektrisk) og dermed er omfattet af varmeforsyningsloven. De har en samlet kapacitet på omkring 800 MW. På mellemstore (10 MW) og store (25 MW) decentrale kraftvarmeanlæg vil omlægning til biomassefyret varmeproduktion typisk være privatøkonomisk fordelagtig. For små værker (2 MW) er rentabiliteten på de nuværende vilkår mere tvivlsom og kan hurtigt vendes til en ulempe ved ændrede forudsætninger.

For alle værker gælder, at udfaldet er følsomt over for ændringer i blandt andet priserne på el, naturgas og biomasse. Det indebærer, at de kommende års udvikling på el- og gasmarkederne kan ændre de økonomiske rammer afgørende.

8.4. Energibesparelser

En effektivisering af energianvendelsen er et middel til at reducere energiforbruget og dermed CO₂-udledningen, og via lavere energiregninger frigøre økonomiske ressourcer til gavn for virksomhedernes konkurrenceevne og forbrugernes privatøkonomi. Et lavere energiforbrug mindsker desuden økonomiens sårbarhed over for udsving i energipriserne og øger energiforsyningssikkerheden. Energieffektiviseringsindsatsen er et led i den samlede energipolitiske ramme, hvor CO₂-reduktioner er et mål, ligesom forsyningssikkerhed og lave energipriser er det.

Påbygningsområdeter der fortsat væsentlige CO₂-reduktionspotentialer. Der er allerede store økonomiske incitamenter til energibesparelser og et betydeligt driftsøkonomisk rentabelt besparelsespotentiale, men også en række barrierer der hindrer markedet i at fungere effektivt. Her kan der især sættes ind med informative virkemidler, som forbedrer markedets funktion, samtidigt med at de dårligste produkter fjernes fra markedet ved normer mv.

For erhvervslivetsprocesenergiforbrug, og især for de mest energiintensive erhverv, er der i dag et meget lille økonomisk incitament til energi-besparelser, hvorfor der er et potentiale for besparelser til en ret lav samfundsøkonomisk omkostning. Der kan derfor være samfundsøkonomisk fornuft i at øge dette incitament, for eksempel ved at inddrage det tunge procesenergiforbrug i en EU-kvoteordning. Det er dog meget væsentligt at vurdere fordelings- og konkurrencevirkningerne i forbindelse med en nærmere udformning af en sådan ordning.

I forhold til Kyoto-protokollen er virkningen afel-besparelserpå et åbent el-marked usikker, men ud fra en samlet vurdering af miljø, forsynings-sikkerhed og økonomi er der stadig god fornuft i at satse på el-besparelser, dér hvor de kan opnås til lave omkostninger. Der er således fortsat et potentiale for effektivisering af elforbruget.

Den fremtidige indsats skal i højere grad ses i et internationalt/EU perspektiv. En internationalt koordineret indsats giver større besparelser til lavere omkostninger og er bedre for virksomhedernes konkurrenceevne.

Der er ikke ét enkelt virkemiddel, som kan sikre realisering af energi-besparelsespotentialerne. Der er tale om et sammensat område, og en effektiv strategi må omfatte en bred vifte af initiativer. Nedenfor er analyseret enkelte illustrative eksempler på sådanne energibesparende tiltag. Det samlede potentiale for omkostningseffektive energibesparelser er ikke opgjort. Der er behov for en tilrettelæggelse af den fremtidige indsats med henblik på at fremme de mest omkostningseffektive muligheder.

8.4.1. Initiativer inden for bygningsområdet

En indsats inden for bygningsområdet vil påvirke energiforbruget i alle sektorer. Bygninger og bygningsløsninger har lang levetid, så en investering i besparelsesindsats på dette område virker i en årrække. For energiforbruget til rumopvarmning betales der af stort set alle forbrugere de fulde CO₂- og energiafgifter. Det betyder, at der allerede er et kraftigt økonomisk incitament til besparelser.

Kortlægninger og energimærkning har påvist et potentiale for privatøkonomisk fordelagtige besparelser på 7 pct. i statens bygninger og i små bygninger (parcelhuse mv.), mens der i store bygninger er et potentiale på 18 pct. På trods af det brugerøkonomiske potentiale er der en større del af besparelserne, som ikke er blevet realiseret. Der er således en række barrierer for gennemførelsen. Mange beslutninger om valg inden for bygningsområdet tages ikke af køberen selv, men af for eksempel installatør, bygherre eller rådgiver. Udgifter til projektering og anlæg betales heller ikke altid af samme kasse og i samme år som driftsomkostningerne. Endelig er der manglende viden omkring energieffektive løsninger.

Initiativer, der letter markedets funktion, spiller derfor en væsentlig rolle i energispareindsatsen, herunder energi­mærkning, rådgivning, information. Det skal være let for forbrugere og virksomheder at vælge de energirigtige produkter og dermed let at identificere energibesparelser.

Supplerende brug af normative virkemidler, som forhindrer salg af produkter, der ikke lever op til de fastsatte minimumskrav til energi-effektivitet, kan fjerne de dårligste produkter fra markedet. Effektivitets-normer skal af hensyn til det frie marked principielt indføres på EU-plan[7]. Et nationalt alternativ kan være at skærpe kravene i bygningsreglementet, der indeholder regler for energieffektivitet i bygninger.

En realisering af det samlede omkostningseffektive potentiale vil kræve en bred vifte af tiltag.

Eksempler på tiltag på bygningsområdet – normer for produkter energieffektivitet

I det følgende er der analyseret en række konkrete tiltag, som tjener til illustration af nogle muligheder for opfyldelsen af en del af potentialet.

Normer for oliekedler:Der er stor spredning på oliekedlers energi-effektivitet, og ca. 80 pct. af kedelsalget udgøres af de energimæssigt mindst effektive. Der er gennemført en analyse af virkningen af effektivitetsnormer for små oliekedlers energieffektivitet, som kun tillader salg af kedler med minimum 2 stjerner ifølge kedeldirektivet.

Normer for gaskedler:Andelen af energieffektive (kondenserende) kedler er for små gaskedler under 45 kW ca. 40 pct. Der er gennemført en analyse af effektivitetsnormer for gas­kedler, så der kun tillades salg af kondenserede gaskedler.

Normer for energieffektive vinduer:Markedsandelen for energiruder er ca. 30-35 pct. i eksisterende byggeri, mens andelen i nybyggeri er næsten 100 pct. Der er gennemført en analyse af en energieffektivitetsnorm for vinduer, så det fra og med 2004 udelukkende er tilladt at sælge termo-vinduer med energiglas.

I nedenstående tabel er opsummeret analyseresultaterne for de tre analyserede tiltag[8].

Tabel 8.4. Konsekvenser og omkostninger ved effektivitetsnormer for oliekedler, gaskedler og vinduer

	CO2-reduktions-potentiale årlig gens. 2008-12 ton CO2	Samfundsøkonomisk omkostning, kr./ton CO2
		Med side-effekter	Uden side-effekter
Normer for oliekedler.	26.500	-590	-556
Normer for gaskedler.	40.000	-565	-271
Normer for vinduer.	164.000	-554	-513

For alle de tre analyserede eksempler på normer for energieffektivitet er der tale om negative enhedsomkostninger, så normerne, selv når CO₂-fordelen ikke medregnes, giver en samfundsøkonomisk gevinst. Staten vil til gengæld miste indtægter i form af afgifter fra det reducerede forbrug og har derudover begrænsede administrative omkostninger (som er indregnet i enhedsomkostningerne).

Udover at være samfundsøkonomisk hensigtsmæssige er de tre analyserede normer også privatøkonomisk rentable. Når der så alligevel fortsat sælges energimæssigt dårlige løsninger, skyldes det formentlig blandt andet, at det er et område, der er ringe fokus på og viden om.

8.4.2. Indsats i forhold til erhvervslivets energiforbrug

Reguleringen af procesenergiforbruget baseres i dag primært på energi- og CO₂-afgifter, som for de energiintensive virksomheder kan reduceres ved en forpligtende aftale om energieffektivisering. Afgifterne er differentierede, så de mest konkurrenceudsatte og energiintensive virksomheder betaler en betydeligt lavere afgift end andre virksomheder.

Med de to direktivforslag om fælles energiafgifter og handel med udledningskvoter tegner der sig et billede af den fremtidige regulering, hvor de mest energiintensive virksomheder er pålagt emissionskvoter, mens øvrige virksomheder fortsat er afgiftsregulerede.

Kvoter for energiintensive virksomheder

Forslaget til kvotedirektiv inddrager en række af de mest energitunge virksomheder i en kommende EU-kvoteordning. Herved indbygges en fleksibilitet i reguleringen, så virksomhederne løbende vil kunne omkostningsminimere ved en afvejning mellem en national indsats på den enkelte virksomhed og køb af kvoter og kreditter i udlandet.

Nedenstående beregninger er kun illustrative regneeksempler på en kvoteordnings virkninger, ikke forslag til en konkret udformning af kvoteordningen.

Tabel 8.5. Virkninger af EU-CO₂-kvoter på energitunge erhverv

	Reduktion Årlig gnst. 2008-2012 mio. ton CO2		Samfundsøkonomisk omkostning, kr./ton CO2i 2002-priser		Meromk. for virksomh. 2010, mio. kr.
	Samlet	Heraf i Danmark	Med sideeffekter	Uden sideeffekter
94 pct. gratiskvoter1. Kvotepris 50 kr./ton CO2.	0,4	0,1	28	72	8
94 pct. gratiskvoter. Kvotepris 100 kr./ton CO2.	0,4	0,2	36	122	13
Gratiskvoter svarende til 70 pct. af forbruget i 2005 + statslig bortauktionering af 10 pct.2Kvotepris 50 kr./ton CO2.	0,8	0,1	37	64	41
Gratiskvoter svarende til 70 pct. af forbruget i 2005 + statslig bortauktionering af 10 pct. Kvotepris 100 kr./ton CO2.	0,8	0,2	63	115	80

1) Den gratistildelte kvotemængde på 94 pct. af det forventede procesenergiforbrug i de omfattede virksomheder i 2005 svarer til, at virksomhederne – ved en uændret emission og en kvotepris på 50 kr. – vil få en økonomisk belastning som ved det nuværende afgiftsniveau for tung proces energi.

2) Den auktionerede kvotemængde er på 10 pct. af den forventede emission i 2005, og udgør lidt mere end de 10 pct. af kvotemængden, der ifølge kvotedirektivforslaget kan bortauktioneres i 2008-2012.

I regneeksemplerne er der taget udgangspunkt i en international kvoteordning, og kvoteordningen er afgrænset til de af kvotedirektivet omfattede virksomheder. Det vil næppe være hensigtsmæssigt at stille de danske erhvervsvirksomheder over for en isoleret dansk kvoteordning. Det er antaget, at der fortsat betales CO₂-afgift på el (som ikke er omfattet af kvoter i forbrugsleddet), mens der ikke betales CO₂-afgift for øvrige brændsler. Virksomhederne reagerer på kvotebegrænsningen dels ved at reducere egne emissioner og dels ved at købe kvoter i udlandet.

Virksomhedernes reaktion på kvoterne er beregnet ved hjælp af den makroøkonomiske model EMMA (en energirelateret satellitmodel til ADAM). Det er antaget at virksomhederne vil reagere på en kvote på samme måde som på en afgift af samme størrelse som kvoteprisen. EMMA beregner på dette grundlag prisændringen for industrien og ændringen i energiforbruget og CO₂-emissioner i forhold til basisfrem­skriv­nin­gen ud fra modellens estimerede priselasticiteter. Der er således tale om forholdsvis grove skøn, der ikke tager hensyn til virksomhedsspecifikke forhold.

Staten vil gå glip af et provenu på ca. 13 mio.kr., svarende til de afgifter, der ellers ville være blevet betalt for det kvotedækkede energiforbrug. Til gengæld vil staten i eksemplet med bortauktionering opnå et auktionsprovenu på henholdsvis 14 mio.kr. og 28 mio.kr. i 2010 afhængigt af kvoteprisen.

Samlet er kvotereguleringen en samfundsøkonomisk forholdsvis billig måde at reducere drivhusgasemissionen[9]. For de omfattede virksomheder vil den økonomiske effekt i høj grad afhænge af, hvordan en eventuel kvoteordning sammensættes, samt kvoteprisens størrelse. Hvis kvoternes dækningsområde udvides til at omfatte alle energiintensive virksomheder, vil potentialet for reduktioner blive forøget til op til 1,3 mio. ton CO₂[10]. De samfundsøkonomiske omkostninger vil i dette tilfælde være lidt højere, da disse virksomheder ikke har helt så gode muligheder for egne omkostningseffektive emissionsreduktioner.

Øvrig indsats over for erhvervslivet

Energibesparelser og energieffektiviseringer er et godt redskab til at nedsætte virksomhedernes omkostninger til energi. Omkostningseffektive besparelsestiltag er derfor positive for virksomhedernes konkurrenceevne. Samtidig har Danmark erhvervsøkonomiske interesser i at fremme energi-besparelsesområdet, idet vi har styrkepositioner inden for køl/frys, pumper, isolering, effektelektronik mv.

Der er for erhvervslivet en række tiltag, som driftsøkonomisk vil kunne betale sig, men hvor virksomhederne ikke i tilstrækkeligt omfang er opmærksomme på besparelsesmulighederne. Her må indsatsen derfor blandt andet baseres på at understøtte de økonomiske incitamenter ved at gøre markedet mere effektivt og gennemskueligt. Her spiller energi­mærkning, rådgivning, information og fremme af energiledelse, energibevidst indkøb og energibevidst projektering en rolle. Det skal være let for virksomhederne at vælge de energirigtige løsninger og dermed let at identificere energibesparelser. Derved vil virksomhederne lettere kunne agere økonomisk og energimæssigt optimalt. Undersøgelser viser, at virksomheder typisk reducerer deres energiforbrug med 10-15 pct. ved at etablere energiledelse.

8.4.3. Indsats overfor el-forbrug

El-besparelser er en effektiv måde at reducere CO₂-udledningen på. Imidlertid er der på et liberaliseret el-marked ikke sikkerhed for, at el-besparelserne vil komme fuldt til udtryk i det danske Kyoto-regnskab, da det ikke er forbruget af el, der påvirker opfyldelsen af protokollen, men el-produktionen. Da der af hensyn til forsyningssikkerheden må forudsættes et vist forhold mellem elforbrug og konventionel el-produktions­kapacitet i Danmark, vil et reduceret dansk elforbrug dog mindske behovet for (CO₂-belastende) dansk el-produktion.

Tidligere beregninger på enkeltapparater har vist meget omkostnings-effektive reduktionsomkostninger for visse el-besparelsestiltag under forudsætning af, at den fulde CO₂-reduktion tilskrives tiltaget. I forbindelse med rapportenOmkostninger ved CO₂-reduktion for udvalgte tiltag, Energistyrelsen maj 2001, blev der regnet på omkostningerne ved en række tiltag[11], herunder normer for visse el-apparater. Beregningerne viste meget høje reduktionsomkostninger ved indførelse af en norm for tørretumblere. For cirkulationspumper vil en norm til gengæld kunne give en samfundsøkonomisk gevinst. CO₂-emissionen reduceres med knap 78.000 ton om året til en omkostning der svarer til -393 kr. pr. ton CO₂(-446 kr. pr. ton CO₂, hvis betydningen af reduktionen af SO₂- og NO_X-udledningen medregnes).

Hvis el-besparelser aftales internationalt, vil det have større effekt i forhold til den danske Kyoto-forpligtelse. I EU-regi arbejdes med en række el-besparende virkemidler – herunder energimærkning samt minimumseffektivitetsnormer og frivillige aftaler

8.5. CO2-emissionen forbundet med indvinding af olie og naturgas i Nordsøen

Ved produktion og transport af olie og naturgas forbruges betydelige energimængder, ligesom det er nødvendigt at afbrænde en del gas, som af sikkerhedsmæssige eller tekniske grunde ikke kan nyttig­gøres – såkaldtflaring. Anlæggene i Nordsøen udleder derfor CO₂i mængder, som afhænger både af produktionens størrelse og af anlægstekniske og naturgivne forhold. Udledningen af CO₂fra kulbrinteproduktionen i Nordsøen har i de seneste år udgjort ca. 2 mio. ton pr. år og forventes at stige til ca. 3 mio. ton i de kommende år. Som følge af nye olie- og naturgas­fund og/eller øget mulig indvinding fra eksisterende felter kan CO₂-udledningen vise sig at stige endnu mere.

Energiforbruget på de danske anlæg til indvinding af olie og naturgas i Nordsøen er, i modsætning til energiforbruget i hovedparten af den øvrige danske industri, ikke underlagt nogen CO₂-afgift med deraf følgende incitamenter til at reducere naturgasforbruget og dermed CO₂-udledningen. Området er derimod reguleret på grundlag af § 10 i lovbekendtgørelse nr. 526 af 11. juni 2002 om anvendelse af Danmarks undergrund (undergrundsloven). Det udmønter sig blandt andet i form af Energistyrelsens retningslinier for afbrænding af kulbrinter uden nyttiggørelse.

Hvorvidt EU’s kvotedirektiv, der efter planen skal have virkning fra og med 2005, omfatter indvinding af olie og naturgas i Nordsøen, er endnu ikke afklaret. I forbindelse med denne rapport er de eventuelle konsekvenser af kvotedirektivet for aktiviteterne i Nordsøen ikke analyseret nærmere.

Der forventes at være et betydeligt potentiale for CO₂-begrænsninger gennem genvinding af flaregas. Gennem stramning af de nuværende retningslinier for afbrænding uden nyttig­gørelse vil dette potentiale kunne høstes. I forbindelse med denne rapport er det valgt at udarbejde en egentlig økonomisk analyse af denne mulighed for at reducere CO₂-emissionen forbundet med flaring[12].

Analysen af flaregas-genvinding viser, at der kan opnås en reduktion i CO₂-udledningen på knap 0,3 mio. ton om året i gennemsnit for årene i første forpligtelsesperiode, 2008-2012. Under forudsætning af, at det er muligt at få afsat den naturgas, der genvindes ved installering af genvindingsudstyr, giver tiltaget en velfærdsøkonomisk gevinst på 710 mio.kr. over den betragtede periode.[13]Det betyder, at der er en betydelig gevinst forbundet med installering af genvindingsudstyr, selv når der ses bort fra den CO₂-besparelse, tiltaget giver anledning til. Med en diskonteringsrate på 6 pct. fås således CO₂-enhedsomkostninger på-325 kr. pr. ton CO₂.

Resultatet er forholdsvis robust over for ændringer i de bagvedliggende antagelser. Tiltaget vurderes samtidig umiddelbart at være privatøkonomisk rentabelt for selskaberne og kan forventes at bidrage positivt til statsprovenuet, om end størrelsen af denne effekt ikke er opgjort i analysen.

Der kan være flere grunde til, at selskaberne ikke allerede har valgt at installere flaregas-genvindingsudstyr, til trods for at dette tilsyneladende er privatøkonomisk rentabelt. Først og fremmest skyldes det formodentlig, at afsætningsmulighederne for gas på hjemmemarkedet eller til eksport hidtil har været begrænsede. For DUC-selskaberne overstiger den mulige gasproduktion således afsætningsmulighederne på nuværende tidspunkt. Hvis afsætningen af naturgas ikke kan øges, betyder besparelsen gennem flaregas-genvinding, at den genvundne gas vil skulle erstatte udvinding af en tilsvarende mængde naturgas fra undergrunden. Problemet herved er, at det samtidig begrænser den mulige produktion af olie, hvilket giver selskaberne et indtægtstab nu og her. Ganske vist bevares der dermed en øget mængde kulbrinter i undergrunden, og denne kan så udvindes og sælges senere, men gevinsten herved er mere usikker for selskaberne.