4 Konsekvenser av internasjonal klimapolitikk for norsk energisektor

THEMA Consulting Group og Carbon Limits

v/ prosjektleder Eivind Magnus

Innledning

Dette notatet bygger på THEMA-rapport R-2011-13 «Konsekvenser av internasjonal klimapolitikk for norsk energisektor», som analyserer hvordan dyptgripende klimapolitikk vil kunne påvirke verdiskapingen i den norske energisektoren i et langsiktig perspektiv fram til 2050. Med dyptgripende klimapolitikk mener vi en politikk som vil realisere målene for kutt i utslipp av klimagasser, som det er internasjonal enighet om må nås, for å unngå ødeleggende temperaturøkninger i atmosfæren. Studien legger mest vekt på å analysere virkningene for kraftsektoren og den kraftintensive industrien i Norge.

Klimapolitikk påvirker tilbuds- og etterspørselsforholdene i mange markeder. Virkningene vil være særlig merkbare i energisektoren og i industrier der energi er en viktig innsatsfaktor, fordi utslipp av klimagasser i stor grad er knyttet til produksjon og anvendelse av fossile energikilder. Skal de klimapolitiske målene nås, må energisystemet omstilles. Da vil handelsmønstrene påvirkes, nye investeringsmuligheter oppstå og inntjeningen i eksisterende virksomheter endres.

Dyptgripende klimapolitikk

Selv om det ikke kan fastslås med sikkerhet hvor sterkt utslipp av klimagasser påvirker temperaturforhold og klima, er det økende viten om sammenhengen mellom konsentrasjon av klimagasser i atmosfæren og forventet temperaturstigning. Noe av denne kunnskapen er sammenfattet i figur 4.1. De horisontale linjene viser stabilisering av klimagasskonsentrasjon på ulike nivåer, med angivelse av sannsynligheter for at temperaturøkningen (fra før industrielt nivå) ikke vil overstige et vist nivå, angitt med de vertikale linjene. Stjernene i diagrammet viser den forventede temperaturøkningen ved de ulike nivåene for den atmosfæriske konsentrasjonen av klimagasser.

Kilde: IEA

Konsentrasjonen av CO₂ nærmer seg nå 400 ppm1 og vil med en «business-as-usual»- vekst i de globale utslippene snart overstige 500 ppm. Fortsetter utslippsveksten med uforminsket kraft, vil konsentrasjonen stige til et nivå som gir stor sannsynlighet for katastrofale klimaendringer i følge IPCC (FNs klimapanel). En stabilisering av konsentrasjonen på 650 ppm gir for eksempel 50 prosent sannsynlighet for at global gjennomsnittstemperatur vil ligge 3,5 grader over pre-industrielt nivå, og mindre enn 5 prosent sannsynlighet for at temperaturstigningen vil være innenfor togradersmålet.

Status for internasjonale forhandlinger

Risikoen for alvorlige eller katastrofale klimaendringer er grunnlaget for at det nå er bred internasjonal enighet om at utslippene må holdes på et nivå som med høy sannsynlighet gjør at den globale oppvarmingen ikke overstiger 2 grader Celsius. Her stopper imidlertid enigheten; Klimaforhandlingene har gitt små framskritt som gir grunnlag for en samordnet internasjonal klimapolitikk.

Klimaforhandlingene har siden 2007 hovedsakelig foregått i to arbeidsgrupper: AWG-KP2 og AWG-LCA3. Nye forpliktelser under Kyoto-protokollen dekkes under AWG-KP, mens et bredere sett av spørsmål, inklusive framtidige forpliktelser, diskuteres i AWG-LCA.

Siden ingen utviklingsland har utslippsforpliktelser under Kyoto-protokollen og fordi USA verken har ratifisert Protokollen eller deltatt i AWG-KP, har det vært utilstrekkelig å forhandle framtidige utslippsforpliktelser bare i denne gruppen. Videre har Japan, Russland og Canada nå uttrykt klart at de ikke ønsker å delta i en ny forpliktelsesperiode under Protokollen. Dermed vil en ny forpliktelsesperiode i det alt vesentlige falle på EU-landene. På klimamøtet i Durban (2011) ble det vedtatt å starte en prosess som på neste møte i Qatar (2012) skal fastsette ny utslippsforpliktelser fra 2013 til 2017 under Kyotoprotokollen. I og med at Japan, Russland og Canada trolig ikke blir med vil deltakende land bare dekke 15 prosent av globale utslipp.

Selv om forhåndsprosessen fram til en internasjonal klimaavtale med bred deltakelse har gått tregt, peker resultatene fra klimamøtene i København (2009), Cancun (2010) og Durban (2012) mot at dyptgripende klimapolitikk vil bli implementert i et mellomlangsiktig og langsiktig perspektiv:

• Copenhagen Accord og Cancun Agreements har gitt unison internasjonal tilslutning til 2- gradersmålet. Noen land mener at 2 grader er for lite ambisiøst og ønsker i stedet en grense på 1,5 grader.

• Alle såkalte Annex 1-land under Klimakonvensjonen («utviklede land» eller «industriland») har meldt inn nasjonale utslippsmål for 2020 til Klimasekretariatet (såkalte pledges). Selv om disse målene er utilstrekkelige for å nå togradersmålet, bærer de nasjonale utslippsmålene bud om en omlegging til mer eksplisitt og dyptgripende klimapolitikk.

• Utviklingslandene (non-Annex 1) vil på sin side rapportere utslippsdata med betydelig større hyppighet enn hva som har vært tilfellet til nå, og de vil også med jevne mellomrom presentere planer for å redusere drivhusgassutslipp, såkalte National Appropriate Mitigation Actions (NAMAs). Som en del av denne prosessen har alle de store utviklingslandene allerede meldt inn politikk og tiltak som er under utvikling.

• Med Durban Platform er det nå bred tilslutning til en forhandlingsprosess som har som mål å få tilslutning til en ny internasjonal klimaavtale med utslippsforpliktelser i 2015 og som skal tre i kraft i 2020.

Det kan være grunn til å tro at disse hovedelementene, togradersmålet, nasjonale mål for Annex 1-landene og store utviklings land og NAMAs for andre utviklingsland, vil forme internasjonal klimapolitikk i det tiåret vi nå er inne i. Et avgjørende spørsmål blir om når en legalt bindende avtale med spesifikke utslippsforpliktelser i tråd med togradersmålet blir etablert og hvor omfattende utslippsmålene blir.

Sentrale klimapolitiske virkemidler

Noe overordnet kan man si at det finnes tre typer klimamotiverte reguleringer for å få til utslippsreduksjoner:

• Pris på utslipp. Denne typen reguleringer omfatter mekanismer som tar sikte på at de aktørene som slipper ut klimagasser, må betale direkte for de utslippene som virksomheten medfører («polluter pays»-prinsipp). Både CO₂-avgifter og systemer med omsettelige kvoter tilhører denne typen reguleringer.

• Støtteordninger til ulike tiltak som har til formål å redusere utslippene både innenfor produksjonsprosesser og hos forbrukerne. Elsertifikatordningen som Norge innførte første januar 2012; såkalte feed-in tariffer for fornybar energi som mange europeiske land har innført, eller direkte støtte til enøktiltak er eksempler på denne typen reguleringer.

• Pålegg, tekniske standarder og kvantitative reguleringer. Det finnes en lang rekke reguleringer av denne typen, for eksempel pålegg om å investere i CO₂-håndtering, eller utslippstak for nye fossile kraftverk.

De tre mekanismene gir ulike markedsvirkninger;

Pris på utslipp fører både til at produksjonskostnadene øker hos bedrifter som slipper ut klimagasser og at prisene for varer og tjenester, hvis bruk fører til utslipp, går opp. For kraftsektoren gir dette prinsippet høyere kraftpriser siden kostnadene både for gasskraftprodusenter og kullkraftprodusenter går opp. Fornybar kraftproduksjon øker dermed i verdi.

Støtteordninger organisert gjennom feed-in tariffer eller elsertifikater kan medføre at kraftprisene faller på kort og mellomlang sikt ved at krafttilbudet øker. Når energiprisene går ned, svekkes insentivene til å gjennomføre energieffektiviseringstiltak, i hvert fall i de sektorene som ikke må være med på å betale for elsertifikater eller feed-in tariffer. Midlertidige støtteordninger vil neppe svekke energiprisene på lang sikt, som er influert av langsiktige marginalkostnader.

Pålegg og tekniske standarder påvirker de relative kostnadene mellom ulike teknologier og påvirker dermed både de langsiktige og kortsiktige marginalkostnadene for kraftproduksjon. Slike standarder vil føre til at kraftprisene både for produsenter og forbrukere går opp. Standarder som påvirker energibruken, som for eksempel forskrifter om isolasjon og trelagsvinduer, kan gi lavere energipriser.

Viktige spørsmål i den videre analysen er hvilke forløp dyptgripende internasjonal klimapolitikk vil ta, hvilke konkrete virkemidler som internasjonale avtaler vil legge opp til og hvordan klimapolitikken i det enkelte land vil bli utformet.

Mulige forløp for dyptgripende internasjonal klimapolitikk

Det vil ikke være noen bred internasjonal avtale på plass med utslippsreduksjoner som følger direkte etter utløp av Kyoto-protokollens forpliktelsesperiode i 2012. Som Durban Platform antyder kan det være realistisk å forvente en ny bindende internasjonal avtale i 2020. Fra 2013 og fram til det tidspunktet en eventuell ny bindende avtale er ratifisert, vil den internasjonale klimapolitikken basere seg på frivillige ordninger og forpliktelsene i en ny periode for Kyotoprotokollen. De årlige partsmøtene under klimakonvensjonen vil i beskjeden grad legge føringer på politikkutformingen. Partsmøtene vil oppsummere mål og intensjoner om utslippsbegrensninger, og vil vedta regler og prosedyrer for overvåking og innrapportering av utslipp og implementering av klimapolitiske tiltak. Et hovedfokus vil være å forhandle fram nasjonale utslippsmål for Annex 1- landene og store utviklingsland i en ny avtale, samt å sikre at målene er i tråd med togradersmålet og en rimelig byrdefordeling. Utformingen av klimapolitiske tiltak i hele gruppen av utviklingsland (NAMAs) vil gradvis måtte bli mer målrettede og ambisiøse, og oversikten over utslippskilder og utslippsutvikling vil bli bedre. Dette kan så danne grunnlag for samarbeid mellom Annex 1- land og utviklingsland om felles gjennomføring av tiltak dels innenfor rammen av regelverk som utvikles i form av COP-vedtak. (Conference of the parties). Dette regelverket vil kunne bygge på de fleksible mekanismene i Kyotoprotokollen, se boks 18.1, men vil mangle det legale grunnlaget til Kyoto-mekanismene. Det vil omfatte både samarbeid om prosjektspesifikke tiltak og økonomisk støtte til større programmer og sektorvise tiltak.

En utfordring når en ikke har etablert en felles global klimapolitikk er at rammebetingelsene for industriell virksomhet kan variere mellom ulike land og regioner som følge av ulike nasjonale klimareguleringer. Virksomhet i land som ikke har etablert kvotehandelssystem og andre klimapolitiske virkemidler vil for eksempel ikke belastes med de samme utslippskostnadene som konkurrerende virksomhet i land som har innført slike systemer. Det kan i verste fall medføre at industri flytter ut fra land eller regioner som belaster bedriftene med utslippskostnader til områder som ikke gjør det. Dette fenomenet omtales som karbonlekkasje. Det er likevel grunn til å forvente at de viktigste hullene som karbonlekkasje representerer blir tettet igjen, se omtalen av EUs klimapolitikk nedenfor.

Når en ny internasjonal klimaavtale med legalt bindende utslippsforpliktelser er på plass, tidligst i 2020, vil det trolig på nytt bli etablert fleksible mekanismer som grunnlag for internasjonal handel med utslippsrettigheter og kreditter, se boks 18.1. Fleksible mekanismer i en ny protokoll kan utvikles parallelt med nasjonale kvotehandelssystemer. Videre kan det gradvis etableres koblinger mellom nasjonale kvotehandelssystemer som utvikler seg til et globalt marked for handel med utslippsrettigheter, som i sin tur fører til en samordning av kriterier for tildeling av utslippsrettigheter for bedrifter i de nasjonale kvotehandelssystemene. Dette reduserer problemet med karbonlekkasjer.

Det er grunn til å forvente at alle de sentrale klimamotiverte reguleringene som er listet opp foran, vil leve side om side under en framtidig dyptgripende klimapolitikk. Det er imidlertid grunn til å tro at vektleggingen og doseringen vil endre seg over tid. For eksempel vil det være lettere å innføre støtteordninger og pålegg i en tidlig fase enn å få etablert et globalt system med handel med utslippsrettigheter og kreditter. Et sannsynlig forløp vil derfor være at innslaget av støtteordninger som for eksempel feed-in tariffer og elsertifikatordninger vil fases ut etter hvert som man får utviklet et internasjonalt system som prissetter utslipp. Tekniske standarder og pålegg om teknologivalg vil trolig også bli prioritert i en tidlig fase.

Klimapolitikken i EU

EUs klimapolitikk er svært viktig for Norge, dels fordi utviklingen i EU påvirker norsk produksjon og handel med kraft og gass, og dels fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker norsk klimapolitikk gjennom EØS-avtalen. EU har vært ledende i utforming og gjennomføring av internasjonal klimapolitikk og vil med den politikken som allerede er vedtatt nå sitt mål om en 25 prosent reduksjon i utslippene innen 2025 (med 1990 som basisår). Gjeldende og vedtatt politikk antas å sikre en ytterligere reduksjon på 60 prosent fram til 2050 i forhold til 1990.

EUs langsiktige mål er at de samlede utslippene i EU-landene skal reduseres med 80 prosent i forhold 1990-nivået innen 2050. Det mest utfordrende ved denne planen er at den forutsetter nær null i utslipp fra kraftsektoren i 2050. I tillegg legges det opp til at EU-landene gjennom bruk av de fleksible mekanismene skal skaffe seg utslippsreduksjoner fra andre land tilsvarende inntil 15 prosent av 1990-nivået. Med denne planen vil EU samlet bidra til en utslippsreduksjon på 95 prosent i forhold til utslippene i 1990.

Klimapolitikken i EU har fire hovedelementer med relevans for energisektoren:

• EU ETS4 som dekker i overkant av 50 prosent av EUs samlede utslipp av klimagasser, setter presise rammer for utstedelse av utslippstillatelser og bruk av «offsets» fram til 2020. Videre er auksjon av utslippstillatelser en viktig kilde til finansiering av teknologiutvikling og demonstrasjonsprosjekter, særlig innenfor fornybar energi og CO₂-håndtering (CCS5). I EU ETS’ tredje fase (2013-2020) vil utstedte tillatelser bli redusert med 1.74 prosent per år6. Fjerde fase skal etter planen dekke perioden 2021 til 2028. Foreløpig er det snakk om at utstedte tillatelser også i denne fasen vil bli redusert med 1,74 prosent per år, men Kommisjonen har også antydet en raskere reduksjon etter 2025.

• Energieffektivisering. Energieffektivisering fremheves som den viktigste bidragsyter til utslippsreduksjon. Energieffektivisering skjer dels som en følge av økte energipriser, forårsaket av økt kvotepris i ETS og avgifter på energiforbruk som ikke dekkes av ETS, og dels ved innføring og tilstramming av tekniske standarder.

• Fornybar energi, kjernekraft og CCS. EU planlegger en betydelig opptrapping av andelen fornybar energi, særlig i kraftsektoren. For noen energiformer er mye av potensialet tatt ut allerede i 2020, for eksempel gjelder det for landbasert vindkraft som i stigende grad kommer i konflikt med naturvernhensyn. Økte karbonpriser gjør imidlertid andre former for fornybar energi mer lønnsomme, som for eksempel vind offshore og kraft- og varmeproduksjon fra biomasse. Vi forventer videre at medlemslandene etter 2020 forpliktes til nye mål som en oppfølging av det gjeldende fornybardirektivet. Det er betydelig usikkerhet knyttet til kjernekraftens framtidige rolle. Kjernekraftens andel i EUs kraftproduksjon var i 2010 på 30 prosent og det er vanskelig å tenke seg at denne andelen vil gå vesentlig ned innenfor rammen av en dyptgripende klimapolitikk. Kull- og gasskraft har til sammen en andel på nær 50 prosent. Selv om andelen fornybar kraftproduksjon vil øke, taler både økonomiske og tekniske forhold for at kull- og gasskraft vil forbli en viktig energikilde i kraftproduksjon fram til 2030.7 Med dyptgripende klimapolitikk må denne typen kraft i stigende grad produseres i kraftverk med CCS.

• Tiltak i transportsektoren. Transportsektorens utslipp reduseres dels gjennom energieffektivisering og dels ved at biobrensel og elektrisitet i større grad tas i bruk til transportformål. EU har direktiver som dekker begge disse områdene (energieffektiviseringsdirektiv og drivstoffkvalitetsdirektiv) og kravene vil bli skjerpet over tid. Energieffektiviteten til kjøretøyer har gått opp over lengre tid, men i et klimapolitisk perspektiv er det en stor utfordring at transportvolumet vil fortsette å vokse med vedvarende økonomisk framgang. Veksttakten kan dempes ved hjelp av avgifter, men overgang til drivstoff med lavt eller null karboninnhold vil være nødvendig for å få en markert reduksjon i transportsektorens utslipp.

Norsk klimapolitikk

I et 10-20 års tidsperspektiv er de norske utslippsmålene mer radikale enn EUs. Stoltenberg II regjeringen har meldt inn til klimasekretariatet et mål om 40 prosent reduksjon i utslippene i 2020, med 1990 som basisår. Klimaforliket mellom partiene på Stortinget, unntatt Fremskrittspartiet, har videre uttrykt at det er et oppnåelig mål at 2/3 av utslippsreduksjonen tas innenlands. Regjeringen har også satt som mål at Norge skal være «klimanøytralt» i 2030 (inklusive kvotekjøp).

Kvotehandelssystemet, CO₂ -avgiften og iverksetting av EU direktiver, særlig innenfor fornybar energi og energieffektivisering, vil et stykke på vei redusere utslippene, men ikke tilstrekkelig til at målet i Klimaforliket nås. De særnorske tiltakene som må komme i tillegg vil ha kostnader som gjennomgående ligger betydelig høyere enn kostnadene som følger av EUs klimapolitikk.

Hvordan påvirkes den internasjonale energisektoren og de industrielle produktmarkedene?

Som i andre markeder drives utviklingen i energimarkedene av utvikling i tilbud og etterspørsel. Historisk er utviklingen i etterspørselen etter energi sterkt forbundet med økonomisk vekst. I forhold til et «trendforløp» uten klimapolitikk, vil klimapolitikken dels redusere energibruken ved å øke kostnadene ved energibruk og dels gjennom direkte virkemidler. Når CO₂-utslipp ilegges en kostnad gjennom kvotemarked eller avgifter, øker energikostnaden, og konkurranseforholdet mellom ulike energibærere vris i favør av energiformer som har lave eller ingen utslipp. Dermed har klimapolitikken stor betydning for etterspørselen etter fossile brensler og for prisutviklingen for fossile brensler. Hvor stor priseffekt lavere etterspørsel gir, kommer an på hvor store reserver som finnes, og tilbudselastisitetene, det vil si hvor mye billigere produksjonskostnadene er med lavere tilbud.

Utviklingen i relative energipriser har betydning for konkurransen mellom ulike kraftverksteknologier, og mellom elektrisitet og andre energibærere i ikke elspesifikke anvendelser, foreksempel i varmemarkedet og i transport. Videre stimulerer økte energikostnader til å utvikle og ta i bruk mer energieffektivt utstyr.

Utviklingen i energimarkedene har dermed både direkte og indirekte betydning for verdien av norske energiressurser. Dyptgripende klimapolitikk fører til at etterspørselen etter kull (særlig i kraftproduksjon) og olje (særlig i transportsektoren) faller, og både kull- og oljeprisen blir satt under press. Etterspørselsfallet drives fram av økende karbonpriser, energieffektivisering og ny teknologi.

Veksten i gasskraftkapasiteten i Europa ventes å fortsette fram mot 2030 fordi EU ETS, rikelig og konkurransedyktig gassforsyning, utfasing av kjernekraft, økende behov for balansering av variabel kraftproduksjon og korte ledetider for bygging av nye gasskraftverk, gjør gasskraft attraktiv i forhold til kullkraft.

På lengre sikt med dyptgripende klimapolitikk, må gassforbruket sterkt ned og kanskje fases helt ut. Skal gass spille noen rolle fram mot 2050 i et togradersscenario, må en forutsette at CCS blir en kommersiell teknologi

Samspillet mellom kvotepriser og prisene på kull og gass.

Under en dyptgripende klimapolitikk spiller prisingen av karbonutslipp en stadig viktigere rolle for utviklingen i energimarkedene. På lang sikt bestemmes CO₂-prisen i hovedsak av utslippstaket, veksten i økonomiene, hvilke tiltak som ellers gjennomføres og de relative brenselsprisene. Det er grunn til å forvente at det etter hvert kommer et globalt kvotehandelssystem som setter et globalt tak for utslippene av CO_2. Under slike forutsetninger vil CO₂-prisen øke kraftig.8

I 2030 må utslippene være vesentlig lavere enn i dag dersom togradersmålet skal nås. Men fremdeles vil det være både gass- og kullkraftproduksjon i systemet. Så lenge det finnes gass og kraft i systemet, vil konkurranseforholdet mellom dem bli bestemt av klimapolitikken. Det innebærer også at det vil bli en sterkere sammenheng mellom kullprisen, gassprisen og CO₂-prisen enn i dag. For en gitt kullpris vil CO₂-prisen etablere seg på et nivå som gjør at gassproduksjonen blir så høy, på bekostning av kull, at det globale utslippstaket overholdes.

I en utvikling som skal overholde togradersmålet må det forutsettes at kraftproduksjonen dekarboniseres nesten fullstendig innen 2050. Dersom dette skal oppnås gjennom et kvotehandelssystem, må CO₂-prisen på lang sikt være minst så høy at det ikke lønner seg å investere i ny kull- eller gasskraftproduksjon uten CCS. Dermed har brenselsprisene også betydning for CO₂-prisen i et slikt scenario, men det er teknologiutviklingen – særlig hvordan kostnadene for ny teknologi utvikler seg – som er viktigst. Dette betyr også at på lang sikt avgjøres gassens rolle i kraftproduksjon av kostnadsutvikling (og teknologiutvikling) for CCS, og av potensialet for lagring av CO₂.

Sammenhengen mellom kvoteprisen og kraftprisen kommer vi tilbake til i neste avsnitt.

Konsekvenser for det nordiske kraftmarkedet

Det nordiske kraftsystemet er dominert av vannkraft, men har også betydelige innslag av kjernekraft og kullkraft. Prisnivået i det nordiske kraftmarkedet bestemmes i et samspill mellom vannkraften og de termiske kraftverkene i Norden og markedene rundt. Vannkraften har lave produksjonskostnader, men vannet som er tilgjengelig for kraftproduksjon, er begrenset av tilsig og magasinkapasitet. Verdien av tilgjengelig vann betegnes som vannverdi. Vannverdien bestemmes av forventning om framtidige priser, samt lagringskapasiteten.

Vannverdier er vanskelige å beregne, men reflekterer i hovedsak alternativkostnaden ved den marginale kraftproduksjonen, nærmere bestemt kostnaden ved å erstatte den siste enheten vannkraftproduksjon med annen konvensjonell kraftproduksjon. Dersom norsk vannkraft f.eks. reduserer produksjonen med 1 MWh, vil Norge måtte importere denne energimengden fra et annet marked (eventuelt redusere sin eksport), der den gjerne ville blitt produsert i et kullkraftverk. Generelt innebærer dette at norske vannverdier blir bestemt av kostnadene ved kullkraftproduksjon i Norden eller omkringliggende markeder. Dette gjelder bare så lenge kullkraftanleggene representerer den marginale produksjonskapasiteten i markedet.

Vannverdien varierer som følge av flere faktorer, deriblant tilsigsforventninger, magasinfylling, tid på året, brenselskostnader, CO₂-kostnader og så videre. Videre vil vannverdiene vanligvis variere fra kraftverk til kraftverk, blant annet som følge av ulike egenskaper ved forskjellige vannmagasin og ulik lokalisering.

Kilde: THEMA Consulting Group

De viktigste driverne i prisdannelsen i det nordiske kraftmarkedet er illustrert i figur 18.2 over. På kort sikt gjelder følgende:

• Brenselspriser: Brenselspriser er viktige drivere fordi de påvirker den kortsiktige grensekostnaden for kraftproduksjon basert på kull og gass og har stor betydning for vannverdiene.

• CO₂-kvotepris: På samme måte som brenselsprisene er CO₂-kostnaden et viktig element i den kortsiktige grensekostnaden for kull- og gasskraftproduksjon. Siden karbonkostnaden avhenger av karboninnholdet og anleggets termiske virkningsgrad, varierer utslippskostnaden mellom ulike kraftverk. Som en tommelfingerregel kan man si at en kvotepris på € 10 pr. tonn CO₂ øker kostnadene for kullkraftproduksjon med € 8-9 per MWh, og kostnadene for gasskraftproduksjon med om lag € 4 per MWh.

• Investeringer i fornybar kraftproduksjon og kraftbalansen: Sammen med etterspørselsutviklingen har investeringer i vind og annen fornybar kraftproduksjon avgjørende betydning for den framtidige kraftbalansen. Generelt vil det være slik at desto sterkere kraftbalanse, jo lavere kraftpriser ettersom kraftprisene må justeres ned for å få eksportert overskuddet. Kraftetterspørselen er generelt lite prissensitiv på kort sikt.

• Kapasitet i overføringsforbindelser til utlandet: Effekten av konvensjonell kraftproduksjon på vannverdiene avhenger også av hvor mye utvekslingskapasitet vi har. Desto tettere det norske, og nordiske, kraftmarkedet er koblet til kraftmarkedet på Kontinentet, jo mer vil norske priser reflektere prisstrukturen i det europeiske kraftmarkedet. Her er det imidlertid viktig å påpeke at det kreves langt mer kabler enn det som er planlagt i dag for at vi skal få kontinentale priser i Norden. Forskjeller i produksjons- og forbruksstruktur tilsier at det langt fra vil være lønnsomt å bygge så mye utvekslingskapasitet at prisforskjellene forsvinner.

Aktørene i kraftsektoren vil som i alle andre markeder kreve avkastning på kapitalen for å investere i ny produksjonskapasitet. Det betyr at kapitalkostnadene påvirker den langsiktige likevektsprisen. Dermed antar vi at de langsiktige likevektsprisene ikke bare må dekke de kortsiktige marginalkostnadene, men også hva det koster å bringe ny kapasitet inn i markedet.

Implikasjoner av EUs klimapolitikk

EUs klimapolitikk framover vil ha stor betydning for kraftprisene i Norden, og dermed for verdiskapingen i norsk kraftsektor. De politikkområdene, som har størst betydning for prisnivået, er beskrevet nedenfor. Det må understrekes at statusen, når det gjelder implementering på de ulike politikkområdene, kan variere.

• Markedet for CO₂-kvoter, EU-ETS. Et strammere kvotetak gir en høyere CO₂-pris, noe som via økte kostnader i termiske kraftverk gir høyere vannverdier og et høyere prisnivå i det nordiske kraftmarkedet.

• EUs politikk på karbonkostnadskompensasjon. Siden resten av verden ikke har en tilsvarende CO₂-pris som EU, vil ordninger som kompenserer energiintensiv og konkurranseutsatt industri for CO₂-elementet i kraftprisen, ha stor betydning for kostnadsnivået for kraftintensiv industri i Europa. For å hindre at kvotesystemet skaper konkurransevilkår som stimulerer til lokalisering utenfor EU, legger Kommisjonen opp til at medlemslandene kan kompensere industrien for denne økte produksjonskostnaden. Dersom manglende kompensasjon gir redusert aktivitet i kraftintensiv industri i Norge og Norden, øker kraftoverskuddet og kraftprisen blir lavere.

• Mål for fornybar kraftproduksjon. Støtte til fornybar kraftproduksjon gir økt overskudd og lavere kraftpriser i Norden. Samtidig gir økt fornybarutbygging på Kontinentet og i UK økt etterspørsel etter fleksibilitet i disse markedene og økt verdi av fleksibiliteten i norsk vannkraft. Dersom fornybar kraftproduksjon subsidieres gjennom sertifikater, vil fallet i engrosprisen helt eller delvis motvirkes av sertifikatavgiften for de forbrukergruppene som bidrar til finansieringen.

• I hvilken grad EU gir rom for fleksibel gjennomføring. Det er grunn til å tro at stor grad av samordning vil gjøre at klimamålene vil kunne realiseres med totalt sett lavere kostnader enn ved stor grad av nasjonale målsettinger. Dersom EU på lang sikt viderefører fornybarpolitikken og gir rom for økt grad av handel (a la grønne sertifikater) mellom medlemslandene, kan det gi ytterligere utbygging av fornybar kraft i Norden. I så fall kan Norden få et langvarig kraftoverskudd med tilhørende relativt lave priser.

• EU-standarder for nye investeringer. Krav om CCS for nye kull- og gasskraftverk vil påvirke sammensetningen av kraftproduksjonsparken i framtiden, og derfor prissettingen i markedet. Et slikt pålegg kan både gi høyere prisnivå og økt behov for fleksibilitet.

• EUs energieffektiviseringsmål. Energieffektivisering gir lavere energietterspørsel, men øker andelen el i energimiksen. Energieffektiviseringsmål kan dermed både øke og redusere kraftbalansen, og føre til både høyere og lavere kraftpriser.

• Rollen til gass i europeisk kraftproduksjon. Gass er en viktig innsatsfaktor i europeisk kraftproduksjon. Sammenliknet med kull gir gass relativt lave CO₂-utslipp. I tillegg er gasskraft relativt sett mer fleksibel enn kraftproduksjon basert på kull, ettersom gassturbiner og CCGT raskt kan regulere produksjonen opp og ned. Økt bruk av gass kan derfor redusere verdien av fleksibilitet basert på norsk vannkraft.

• Økt markedsintegrasjon. Det er forventet at økt markedsintegrasjon vil øke effektiviteten i kraftmarkedene. Økt markedsintegrasjon og økt overføringskapasitet er også en forutsetning for å kunne integrere store mengder fornybar kraftproduksjon. Økt markedsintegrasjon og utvikling av markedsdesign øker muligheten for å «eksportere» fleksibilitet fra det norske systemet til Europa.

Konsekvenser for kraftintensiv industri

Kraftintensiv industri som for eksempel stål, aluminium og treforedling, er internasjonale industrier der prisene dannes gjennom konkurranse i globale markeder. Det er imidlertid forskjeller mellom de ulike industriene med hensyn til hvor sterk den internasjonale konkurransen er. Det finnes prosesser og nisjeprodukter der den globale konkurransen er begrenset og der globale forskjeller i energikostnader er av mindre betydning.

De kraftintensive industriene er i varierende grad med i EUs kvotehandelssystem. Stål og treforedlingsindustrien er med, mens aluminiumsindustrien skal inkluderes i 2013.

Hvordan konkurranseforholdene i de kraftintensive industriene blir påvirket, er avhengig av klimapolitikkens utforming i ulike deler av verden. Utvikles det et globalt regime der alle aktører og markeder pålegges de samme utslippskostnadene, vil de relative energikostnadene endres i disfavør av land som hovedsakelig produserer elektrisitet med fossile energikilder.

Dersom klimapolitikken er fragmentert og varierer mellom land og regioner, kan de relative energikostnadene bli endret i favør av land eller regioner som har de minst omfattende reguleringene. Da er det fare for at det oppstår såkalt karbonlekkasje, det vil si at industrier flytter fra områder med streng klimaregulering til områder med svak eller ingen regulering. For å unngå karbonlekkasje, arbeider EU-kommisjonen med et system for karbonkompensasjon for berørte industrier. Dersom en slik ordning blir innført, og gir reell kompensasjon, vil framtidige endringene i konkurranseforholdene for de kraftintensive industriene stamme fra andre forhold enn ulikheter i klimareguleringene.

Kilde: THEMA Consulting group AS

Den framtidige konkurranseevnen for den kraftintensive industrien i forhold til konkurrenter utenfor Europa er både et spørsmål om relative energipriser og hvordan andre konkurranseparametere utvikler seg. Viktige forhold i tillegg til energipriser er det generelle kostnadsnivået, kompetanse og politisk stabilitet. Tilgang på gode havneforhold har også betydning.

Det er likevel de relative energiprisene som har størst betydning for hvordan konkurranseevnen til den kraftintensive industrien utvikler seg. På dette punktet kan det være stor forskjell mellom ulike forløp. Får vi en global avtale med forpliktende utslippsbegrensninger, vil problemene med karbonlekkasje være mindre og en kan forvente at utslippskostnadene etter hvert vil utvikle seg likt for alle aktørene. Da vil norske produsenter kunne bedre sin konkurranseposisjon slik vi har illustrert i figur 18.3. Uten en internasjonal bindende avtale er det større risiko for at karbonlekkasje varig kan svekke konkurranseevnen til den kraftintensive industrien i Europa.

Det er grunn til å forvente at land med god tilgang på fornybare energikilder over tid vil styrke sin konkurranseposisjon i en verden som er under påvirkning av en dyptgripende klimapolitikk. Det er derfor god grunn til å forvente at den kraftkrevende industrien vil forbli lokalisert i Norge og andre land og regioner med tilsvarende god tilgang på fornybare energikilder. I analysen presentert i hovedrapporten er det antatt at den kraftintensive industrien reinvesterer i Norge og dermed opprettholder sitt nåværende kraftforbruk.

Klimapolitikk og verdiskapingen i norsk kraftsektoren

Verdiskaping og samfunnsøkonomisk overskudd

Vi bruker i dette kapittelet to begreper for å måle hvordan klimapolitikken påvirker verdiskapingen i Norge;

• Bidrag til BNP (verdiskaping)

• Samfunnsøkonomisk overskudd

Bidrag til BNP

En nærings bidrag til BNP, verdiskaping, måles i nasjonalregnskapet ved hjelp av næringens bruttoprodukt, se figur 4. Bruttoproduktet er definert som næringens produksjonsinntekter (inklusiv eventuelle subsidier) minus verdien av vareinnsats (råvarer, energiforbruk og andre innsatsfaktorer, eksklusiv arbeid og kapital). Bruttoproduktet anvendes til å avlønne arbeid, kapital og skatter til stat og kommune.

Kilde: THEMA Consulting Group AS

Verdiskaping målt ved en nærings bidrag til BNP (bruttoproduktet) fanger ikke opp alle sider ved verdiskapingsbegrepet. Siden kapitalkostnadene ikke er med, sier bruttoproduktet ikke noe om lønnsomheten av de investeringene som gjøres. Det betyr at bruttoproduktet øker selv om det skjer på basis av ulønnsomme investeringer. En fanger heller ikke opp hvordan endringer i priser og produksjon påvirker konsumentoverskuddet hos sluttforbrukere eller hvordan bruttoproduktet i andre næringer blir påvirket. En positiv endring i verdiskapingen i én sektor fanger dermed ikke opp alle effekter på verdiskapingen i samfunnet. Derfor er det av interesse å analysere virkninger for det samfunnsøkonomiske overskuddet som gir en mer helhetlig representasjon av de samlede samfunnsøkonomiske virkningene.

Samfunnsøkonomisk overskudd

Det samfunnsøkonomiske overskuddet som er vist i figur 18.5, tilsvarer summen av konsumentoverskuddet og produsentoverskuddet. Konsumentoverskuddet reflekterer forbrukernes samlede betalingsvilje (eller nytte) for en vare minus det som betales for varen. Produsentoverskuddet måler produsentenes inntekter minus de totale kostnadene som påløper. Endringer i det samfunnsøkonomiske overskuddet fanger dermed opp virkninger både for forbrukerne og produsentene av en vare. Figuren klargjør også sammenhengen mellom bruttoproduktet og det samfunnsøkonomiske overskuddet. Bruttoproduktet fanger opp produsentoverskuddet pluss den delen av bedriftenes kostnader som går med til å dekke kostnader til arbeid, kapital samt skatter.

Kilde: THEMA Consulting Group AS

Betydningen av klimapolitikken

Hovedkonklusjonen i rapporten er at en dyptgripende klimapolitikk kan øke verdiskapingen innenfor kraftsektoren betydelig. De investeringsmuligheter som oppstår vil samlet sett være samfunnsøkonomisk lønnsomme. På den annen side vil fallet i verdiskapingen i olje- og gassektoren være betydelig. Et overordnet bilde av hvordan klimapolitikken påvirker verdiskapingen i energisektoren fremkommer av figur 18.6. Pluss og minus indikerer virkningen på verdiskapingen i de ulike sektorene.

Kilde: THEMA Consulting Group

• En dyptgripende klimapolitikk vil på lang sikt føre til lavere olje- og gasspriser og lavere verdiskaping i norsk petroleumssektor enn vi ellers ville hatt. Hovedårsaken er at etterspørselen etter fossile energikilder faller sammenliknet med en verden uten dyptgripende klimapolitikk.

• Økte kraftprisforskjeller mot Kontinentet og større svingninger i de kontinentale kraftprisene øker lønnsomheten av utenlandshandelen med kraft. Det styrker grunnlaget for å investere i flere kabler. Kabelprosjektene øker verdiskapingen både i investeringsfasen, ved at norske bedrifter vil få noen av leveransene, og i driftsfasen, ved at verdien av krafthandelen blir mer lønnsom og øker i omfang. Hovedårsaken er at dyptgripende klimapolitikk fører til en omfattende utbygging av fornybar energiproduksjon i Europa som gir langt mer ustabile priser. I Norden vil vannkraftens kortsiktige reguleringsevne gi mindre omfattende prissvingninger selv om det også investeres i mer fornybare energi i dette området. Dermed dannes det store kortsiktige prisforskjeller som gi grunnlag for mer omfattende kraftutveksling.

• Verdiskapingen i eksisterende kraftverk øker som følge av at kraftprisene går opp. Økningen i kraftprisene skyldes både at kraftprisene på Kontinentet øker, hovedsakelig på grunn av en høyere karbonpris, og at det investeres i økt kabelkapasitet. Prisoppgangen på kraft i Norden blir sannsynligvis en del mindre enn prisoppgangen på Kontinentet. Hovedårsaken til prisoppgangen på Kontinentet er høyere langsiktige marginalkostnader, både på grunn av en høyere karbonpris og at utbyggingskostnadene øker. Uten at det investeres i ny kabelkapasitet kan økt utbygging av ny fornybar kraftproduksjon i Norden føre til lavere kraftpriser som følge av et økende kraftoverskudd. Da vil verdiskapingen i eksisterende kraftverk falle.

• Investeringer i nye vind- og vannkraftanlegg bidrar til økt verdiskaping både i investeringsfasen, ved at norske bedrifter får økte leveranser, og i driftsfasen, som følge av at kraftproduksjonen øker. Det er et stort potensial for utbygging av vindressurser i Norge og prisoppgangen på kraft i kombinasjon med fortsatt teknologiutvikling kan gjøre det lønnsomt å bygge ut deler av dette potensialet. Elsertifikatordningen vil sikre lønnsomhet for investor.

• Industriens konkurranseevne – og dermed verdiskapingspotensial – blir påvirket av klimapolitikken ved at tilbuds- og etterspørselsforholdene for eksisterende industri endres. Virkningene for den kraftintensive industrien er usikker og resultatet følsomt for hvordan klimapolitikken blir utformet globalt. Ved gunstige forutsetninger kan norske kraftintensiv industri få styrket sin konkurranseposisjon og dermed opprettholde eller eventuelt øke sitt bidrag til norsk verdiskaping.

Nedenfor vil vi gå nærmere inn på de viktigste elementene som vil bidra til økt verdiskaping innen kraftsktoren

Ny vind- og vannkraft

I de neste 20 årene vil det bli bygget ny fornybar kraftproduksjon i Norge. Økningen kan forventes å fordele seg relativt likt mellom vind og vann. Det er klimapolitikken som bidrar til denne satsningen.

Vindkraft

Norge er ett av landene i verden med de beste vindkraftressursene i form av både mye og relativ stabil vind. Lite av Norges vindkraftressurser er bygget ut som en følge av manglende lønnsomhet med dagens rammebetingelser. I dag er store deler av dette potensialet ikke lønnsomt å bygge ut.

Vindkraftsatsningen i Norge representerer verdiskapingsmuligheter både gjennom norske leverandørbedrifters deltagelse i vindkraftutbyggingen og gjennom de framtidige inntektene vindkraftanleggene vil generere. I 2010 ble det produsert omtrent 1 TWh vindkraft i Norge, alt fra landbaserte vindparker.

I følge NVE (2011)9 utgjør konsesjonssøknader og meldinger til sammen omtrent 25.000 MW, og det aller meste av dette er landbasert

De totale utbyggingskostnadene er anslått til å være i størrelsesorden 4,3 til 6,4 milliarder per TWh (basert på tall fra NVE (2010))10. Ca 70-75 prosent av investeringskostnaden vil være knyttet til selve turbinen. Leveranser av turbiner vil komme fra utenlandske aktører slik markedet ser ut i dag. Dersom man antar at den resterende delen av investeringene tilfaller norske aktører, utgjør norske leveranser mellom 1 og 1,6 milliarder kroner per TWh vindkraft som bygges ut i Norge. Med en utbygging av om lag 10 TWh ny landbasert vindkraft, som vi har forutsatt vil komme innen 2030, vil de samlede leveransene fra norske bedrifter kunne komme opp i mellom 10 og 16 milliarder kroner totalt i løpet av perioden fram til 2030.

Inntektene fra vindkraft er avhengig av summen av markedsprisen på kraft og framtidig sertifikatpris. For å komme fram til vindkraftproduksjonens bidrag til den nasjonale verdiskapingen målt ved bruttoproduktet må en trekke fra vareinnsatsen, som anslagsvis utgjør 2 prosent av investeringskostnaden. Ved en samlet kraftpris og sertifikatpris på 80 Euro/MWh blir den årlige verdiskapingen per TWh vindkraft rundt regnet en halv milliard kroner. En videre utbygging av vindkraft på 10 TWh gir dermed en økning i det årlige bruttoproduktet med omtrent 5 milliarder kroner.

Vi legger til grunn at innføringen av grønne sertifikater bygger på en vurdering om at ordningen er samfunnsøkonomisk lønnsom. Det innebærer at de kommersielle investeringene som gjøres på grunnlag av sertifikatordningen også er samfunnsøkonomisk lønnsomme.

Vannkraft

Mulighetene for utbygging av vannkraft i Norge er fortsatt betydelige. I henhold til NVE er det totale utbyggingspotensialet med investeringer tilsvarende maks 3 kr/ kWh og som ikke er vernet i underkant av 40 TWh, Når kraftprisen øker, vil dette potensialet gå ytterligere opp.

Potensialet for vannkraftutbygging er i stor grad knyttet til småkraftprosjekter, oppgraderinger eller utvidelser av eksisterende anlegg. Det skyldes at de aller fleste større vassdrag som ikke er varig vernet, allerede er bygget ut. Dette gjelder særlig vannkraft med større magasiner. Vi antar videre at utbygging av vannkraft fordeler seg med en tredjedel på hver av småkraft, oppgradering/utvidelser og vannkraft over 10 MW.

Verdiskapingsmuligheten som kan knyttes til utbygging av vannkraft i Norge består av markedspotensialet for leverandørbedriftene og de framtidige inntektene den økte kraftproduksjonen for norske kraftselskap gir.

Utbygging av vannkraft i Norge kan anslagsvis komme opp i 1-1,2 TWh per år de neste 10 årene. Dette er omtrent en dobling av det nivået på vannkraftutbygginger vi har sett de siste årene. Antakelsen er basert på at elsertifikater gjør det interessant for norske kraftselskaper å bygge ut mer vannkraft. Vi har forutsatt en utbyggingskostnad på 3 kroner per kWh eller mindre. Det gir et årlig markedspotensial for vannkraftinvesteringer i Norge på mellom 3 til 3,6 milliarder kroner. Det meste av dette markedet vil tilfalle norske aktører, men anslagsvis halvparten av verdiskapingen vil skje i utlandet gjennom produksjon av større komponenter.

Når kraftanleggene er satt i drift vil det årlige bidraget til verdiskapingen ligge på vel en halv milliard kroner per TWh, eller vel 5 milliarder kroner per år, hvis vi forutsetter en kraftpris pluss sertifikatpris på 80 Euro/TWh. Vi forutsetter da at all ny vannkraft kvalifiserer for inntekter fra elsertifikater.

Økt kraftutveksling og salg av reguleringstjenester med utlandet

I de senere årene har mange aktører i den norske kraftbransjen pekt på de mulighetene for økt verdiskaping som den store utbyggingen av fornybar energi i Europa representerer for Norge, ved at norske produsenter kan levere reguleringstjenester til markeder utenfor Norden. For å sikre kontinuerlig balanse mellom produksjon og forbruk, må variasjonene i produksjonen fra vindkraften utjevnes ved at annen produksjon gjøres tilgjengelig og tilbyr regulerings- og balansetjenester i et helt annet omfang enn tidligere. Utbyggingen av fornybare energikilder som vindkraft og sol vil øke behovet for fleksibilitet utover det som allerede er tilgjengelig i den europeiske kraftsektoren. Flere har gjort anslag på hva som er behovet for økt fleksibilitet i Europa som følge av den økte andelen vind- og solkraft. Frontier Economics & Consent (2011)11 har anslått det totale behovet for fleksibilitet i 2020 til 80-90 GW. Estimatet omfatter Tyskland, Nederland, Belgia, Frankrike, Sveits, Østerrike og Storbritannia. Hvor stort importbehovet blir, avhenger av hvor mye fleksibilitet Europas eget system kan levere, som igjen avhenger av den framtidige sammensetningen av produksjonskapasiteten.

Regulerbar vannkraft er godt egnet til å balansere ut svingningene i både vindkraft og annen «tilfeldig» produksjon. Produksjonen fra vannkraftverk kan enkelt reguleres og kostnadene er lave sammenliknet med regulering av termiske kraftverk. Termiske kraftverk har også særlig store utslipp når de benyttes til regulering.

For at norsk vannkraft i økende utstrekning skal kunne benyttes til å støtte utviklingen av et mer fornybart produksjonssystem i Europa, må det bygges flere forbindelser mellom Norge og Kontinentet og/eller Storbritannia. Europeiske aktører gis dermed mulighet til å handle med norske vannkraftprodusenter, både til å dekke forbruk i høylasttimer og til å balansere kortsiktige variasjoner i produksjon og forbruk. Slike kabler kan brukes både til kraftutveksling og til salg av reguleringstjenester. Noen reguleringstjenester krever imidlertid at det reserveres plass i overføringsforbindelsene. Denne kapasiteten kan i så fall ikke anvendes til løpende kraftutveksling.

Kabelprosjektene vil trolig generere store overskudd. Disse overskuddene vil fremkomme som økt inntjening både hos de aktørene som investerer i overføringsanleggene og for kraftprodusenter gjennom lavere nettleie.

Verdiskapingsmulighetene som skapes ved mer omfattende kraftutveksling og salg av balansetjenester er betydelige. Dette er knyttet dels til utbyggingsfasen for nett og produksjon, der norske bedrifter vil få en del av leveransene, dels til økt salg av balansetjenester.

Verdiskapingskonsekvenser av særnorske utslippskostnader

Den internasjonale klimapolitikken, herunder EUs klimapolitikk setter rammer for norsk klimapolitikk. Samtidig kan Norge ha en nasjonal klimapolitikk med et ambisjonsnivå og virkemidler som går utover de forpliktelsene som følger av internasjonale avtaler. En nasjonal klimapolitikk som pålegger norske aktører utslippskostnader som ligger vesentlig over utslippskostnadene som andre aktører stilles ovenfor, påvirker norske aktørers konkurranseevne og de ulike sektorenes bidrag til den nasjonale verdiskapingen.

De utslippsmålene som følger av internasjonale og eventuelle særnorske tiltak og reguleringer vil ha ulike konsekvenser for forskjellige sektorer. I Norge vil petroleumssektoren og transportsektoren stå for de sterkeste utslippsreduksjonene. Men også industrisektoren vil måtte ta betydelige utslippskutt.

I Norge er det særlig petroleumssektoren som har stått for de største utslippsøkningene siden 1990. Oppdaterte tall fra Klif12 viser dessuten at de forventede utslippene fra petroleumssektoren i 2020 i den såkalte referansebanen har økt, mens de har gått ned både i industrien og i transportsektoren. Nye lovende funn på norsk sokkel gjør at en kan forvente ytterlige økning i de forventede utslippene fra denne sektoren. Det er derfor grunn til å forvente at utslippene fra sokkelen og elektrifisering av installasjonene vil få økt oppmerksomhet.

Hvis Norge pålegger petroleumssektoren å elektrifisere deler av sokkelen med tiltakskostnader vesentlig over kvoteprisen, vil minst 80 prosent av merkostnadene dekkes av den norske staten gjennom skattesystemet. Elektrifisering av sokkelen fører til økt etterspørsel etter kraft og høyere kraftpriser i det norske kraftmarkedet. Høyere kraftpris øker produsentoverskuddet, det vil si kraftprodusentenes inntekter, mens høyere kraftkostnader hos forbrukerne fører til at konsumentoverskuddet går ned. Den kraftkrevende industrien vil bære anslagsvis 25 prosent i form av høyere energikostnader. Det kan også føre til at grunnlaget for ny virksomhet innen den kraftintensive industrien svekkes.

Verdiskapingsperspektiver fram mot 2050

De globale ressurs-, miljø- og klimautfordringene kan komme til å kreve grunnleggende omstillinger i økonomien og endringer i hvordan vi produserer, distribuerer og forbruker energi. Det er grunn til å tro at en slik omstilling vil skyte fart i perioden 2030 til 2050. Det underbygges av kurven for utslippsreduksjoner under dyptgripende klimapolitikk som er særlig bratt etter 2030.

Den internasjonale klimapolitikken er en viktig faktor for når og i hvilket omfang en slik omstilling kommer. Når infrastrukturen, produksjonsprosessene, produktene og forbruksmønstrene trekkes i retning av lavere CO₂-utslipp, vil det samtidig skje strukturelle endringer i økonomien. Noen markeder opplever vekst, nye markeder kommer til, mens andre opplever fall og kanskje forsvinner helt. Energi er den sektoren som først merker omstillingsbehovet og sannsynligvis står overfor de største utfordringene. Men andre sektorer, i første rekke transportsektoren og industrien, står også foran betydelige omstillinger. Det vil også oppstå nye markeder for å betjene de behovene som endringer i energisystemet medfører.

En sentral faktor i det langsiktige bildet er den teknologiske utviklingen. I et 20-40 års perspektiv er det grunn til å forvente (og håpe på) store teknologiske framskritt som vil lette overgangen til lavkarbonsamfunnet i alle deler av økonomien. Særlig sentralt står den teknologiske utviklingen knyttet til mer effektiv bruk av energi og produksjonsteknologier innen fornybare energi og CCS. I et langsiktig perspektiv kan en heller ikke utelukke teknologiske gjennombrudd som får dyptgripende innvirkninger. Det ligger i sakens natur at slike gjennombrudd er svært krevende å skulle forutse.

Klimapolitikken vil også kunne føre til betydelige endringer i hvordan verdiskaping og økonomisk vekst fordeler seg mellom nasjoner. Det har delvis betydning hvordan landenes næringsstruktur er i dag, men det avgjørende er kanskje først og fremst hvilken kapasitet landene har til å tilpasse seg endringene i produksjons- og forbruksmønstrene som kan komme som følge av de klimapolitikkdrevne omstillingsprosessene.

Skal en få til en global omstilling som klimaproblemet krever, er det nødvendig at en stor del av energiproduksjonen legges om og baseres på fornybare energikilder. For at man skal få fram tilstrekkelige investeringer i fornybar energi må man innføre reguleringer som sørger for at investorene får dekket sine kostnader inklusiv en rimelig kapitalavkastning. Hvordan reguleringene utformes kan ha svært ulike virkninger på inntektsfordelingen både mellom markedsaktører og land. Norge står med sin store utbygde vannkraft i en særstilling sammenliknet med de fleste andre land i Europa.

På kort og mellomlang sikt vil næringsstrukturen være relativt fast. Da vil virkningene for verdiskapingen av klimapolitikken i første rekke avhenge av hvordan «terms of trade» påvirkes, det vil si hvordan prisene på Norges eksportprodukter endrer seg i forhold til prisene på de varene vi importerer.

Norge er i dag en stor eksportør av råvarer og halvfabrikata der olje og gass er helt dominerende. Virkningene for norsk økonomi vil derfor særlig avhenge av hvordan olje og gassprisene endrer seg i forhold til andre varer og tjenester. Prisutviklingen for kraft vil også påvirke verdiskapingen, men siden en betydelig andel av kraftproduksjonen i dag går som innsatsfaktor i næringsliv og offentlig forvaltning innenlands, vil noe av økningen av verdiskapingen på produksjonsleddet bli motvirket av et fall i verdiskapingen i øvrige deler av økonomien. For den kraftintensive industrien kan dette bli en utfordring, med mindre oppgangen i kraftkostnadene kan overveltes i prisene på sluttproduktene. Det vil kreve en samordnet internasjonal klimapolitikk.

På lengre sikt vil næringsstrukturen endre seg. Da er det i første rekke Norges omstillingsevne som avgjør hvilke implikasjoner en framtidig klimapolitikkdrevet omstillingsprosess vil få.

Omstilling gir nye muligheter

Som vi har påpekt foran vil en omstillingsprosess mot et lavkarbonsamfunn medføre betydelige endringer i hvordan vi produserer, distribuerer og forbruker energi. Omstillingsprosessene vil kunne føre til omfattende endringer også for de industrielle markedene. Det er selvsagt krevende å skulle konkretisere hvilke industrielle produktmarkeder som i særlig grad vil merke endringene, men ved å ta utgangspunkt i de områdene som vil bli berørt, kan en få indikasjoner på hvor endringene vil komme.

Den globale utviklingen vil skape etterspørsel etter nye løsninger og investeringer, men nye produkter og tjenester med utgangspunkt i etablert infrastruktur vil også bli et vekstområde. I europeisk sammenheng er særlig konsekvensene av den sterke veksten innen fornybar kraftproduksjon interessante. Avfallshåndtering er et annet område som kan bli styrket. CCS kan ses som en form for avfallshåndtering der Norge har satset mye på kompetanse- og teknologiutvikling. I hvor stor grad norske næringsmiljøer lykkes i en framtidig satsning på CCS-industri er for tidlig å si.

Det er grunn til å forvente at markeder – eller økonomiske aktiviteter – som gir positiv effekt i klima- og ressursregnskapet, vil oppleve økt etterspørsel. Det gjelder for eksempel produkter og tjenester som bidrar til å øke effektiviteten gjennom redusert energi- eller ressursintensitet. Det samme gjelder produkter og tjenester som fører til reduserte utslipp gjennom forbedrede og nye prosesser. Bedrifter som utvikler teknologi og metoder for bedre rensing vil også kunne merke økt etterspørsel etter sine tjenester.

Bedrifter og forskningsmiljøer som utvikler nye systemer, teknologier og produkter som direkte er knyttet til klimamålene, vil oppleve vekst først. Deretter vil leverandører av varer og tjenester knyttet til investeringer i aktuelle produksjonsanlegg, infrastruktur eller utstyr oppleve vekst. Til slutt når veksten aktører som er knyttet til driften av anleggene, enten som eiere eller leverandører.