Bør Norge redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet?
Mari Gjerdåker
Masteroppgave i samfunnsøkonomi 30 studiepoeng
Økonomisk institutt
Samfunnsvitenskapelig fakultet Universitetet i Oslo
Juni 2020
Forord
For snart et år siden fant jeg ut at jeg skulle regne på den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av norsk oljeproduksjon om man tar hensyn til klimaet. Det har vært utrolig spennende og lærerikt å kunne fordype seg i et tema som har interessert meg lenge. Tusen takk til Katinka Kristine Holtsmark for særdeles god veiledning og støtte gjennom hele prosessen. Takk for utallige gode møter og diskusjoner, klare og tydelige innspill og uvurderlige råd.
Det er mange jeg vil takke som har hjulpet meg underveis i denne prosessen. Takk til Anders Toft, Tom Andersen, Terje Sørenes, Trond Arne Halvorsen, Rune Hult, Morten Pedersen, Kjartan Teigen og Rasen Bjørn i Oljedirektoratet som har gitt meg historiske kostnadsdata fra norsk sokkel og svart på alle mine spørsmål om norsk petroleumsnæring.
Jeg vil også rette en takk til Knut Einar Rosendahl for gode innspill til problemstilling og klimaeffekten til norsk gasseksport. Takk til Karine Nyborg og særlig Diderik Lund, som har hjulpet meg å forstå petroleumskattesystemet. Jeg vil også takke Finansdepartementet ved Linn Karina Stormo, Kristine Høegh-Omdal, Petter Solbu, Herbert Kristoffersen og Runar Aksnes for å ha hjulpet meg med informasjon om statens netto kontantstrøm fra petroleums- virksomheten og olje- og gassprisestimater. Takk også til Lars Lindholt for hjelp til å vurdere kostnaden ved norsk oljeutvinning, og til Taran Fæhn for innspill til klimaprisestimater. Thor Due i Natur og Ungdom har gitt meg særdeles gode råd og kilder til verdifull natur i norske havområder. Takk til Klaus Mohn for lån av figurer og gode innspill til kostnadsestimater.
Takk også til Stig Schjølset og Marcus Ferdinand for hjelp til anslag på EUs kvotepris fram mot 2030.
Jeg vil også takke Maja Olderskog Albertsen som har lært meg en rekke uante excel- funksjoner, og som sammen med Magnus Hagder Olsen alltid har hjulpet meg med LATEX når jeg har trengt det. Tusen takk til Anne Gjerdåker for moralsk støtte, gode innspill og strålende korrekturlesing. Og sist men ikke minst, tusen takk til Gaute Eiterjord for hjelp til gjennomlesing, miljøfaglige innspill, for at du alltid har tid når jeg lurer på noe eller trenger å tenke høyt og for alle middager du har laget og oppvasker du har tatt mens jeg har sittet bøyd over denne oppgaven.
Oslo, juni 2020 Mari Gjerdåker
Sammendrag
Denne oppgaven drøfter hvorvidt Norge bør redusere sin oljeutvinning fram mot 2030 av hensyn til klimaet. Oppgaven gjennomgår relevant litteratur på tilbudssidepolitikk, redegjør for norsk oljevirksomhet i dag og diskuterer estimater for hvor samfunnsøko- nomisk lønnsom norsk oljevirksomhet vil være fram mot 2030 om man også tar hensyn til klimakostnader. I oppgaven diskuteres også klimaeffekten av norsk gasseksport. Det er behov for videre forskning for å si mer om hva klimaeffekten av norsk gass kan være.
Oppgaven redegjør også for utfordringer med dagens petroleumsskattesystem, og fore- slår at petroleumsskattesystemet nøytraliseres. I tillegg diskuteres klimakostnadene fra norsk oljeeksport, altså de utslippene som kunne vært unngått globalt om Norge hadde redusert sin oljeproduksjon. Oppgaven konkluderer med at det behøves videre forskning på klimapriser og at Norge bør komme med en anbefaling om hvordan utslipp bør prises.
Hoveddelen av oppgaven tar for seg den samfunnsøkonomiske lønnsomheten ved å redu- sere norsk oljeutvinning av hensyn til klimaet. Denne lønnsomheten er estimert, både aggregert for all norsk oljeproduksjon og for ulike felt. Hovedestimatene viser at summen av norsk oljeproduksjon vil være lønnsom i 2030, men at det også finnes ulønnsomme felt. Jeg har gjort en usikkerhetsanalyse, funnet svært stor følsomhet for klimapris, men også stor følsomhet for oljepris. I tillegg har jeg vurdert kostnadseffektiviteten ved å re- dusere norsk oljeutvinning. Jeg har funnet at det kan være rimeligere å redusere utslipp i utlandet gjennom redusert norsk oljeutvinning, enn å gjøre andre innenlandske utslipps- kutt. Oppgaven redegjør for miljøeksternaliteter av norsk oljeutvinning, og diskuterer et mulig karbonbudsjett for norsk oljeutvinning.
Oppgaven konkluderer med at Norge bør redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klima, men at det er behov for mer forskning, særlig på hvor mye produksjonen bør reduseres. Dette bør skje gjennom en produksjonsavgift, begrensninger i tildeling av utvinningstillatelser eller en kombinasjon av de to virkemidlene.
Innhold
1 Introduksjon 1
2 Redusert norsk oljeproduksjon: et eksempel på tilbudssidepolitikk 4
2.1 Karbonlekkasje . . . 4
2.2 Kostnadseffektivitet . . . 8
2.3 Andre former for tilbudssidepolitikk . . . 9
3 Hvordan fungerer norsk oljepolitikk og hvilke virkemidler finnes? 10 3.1 Om norsk olje- og gassindustri . . . 10
3.2 Klimaeffekter av norsk gassproduksjon . . . 13
3.3 Petroleumsskattesystemet . . . 17
3.4 Statens lønnsomhet . . . 21
4 Norsk oljevirksomhet fram mot 2030 22 4.1 Produksjonsprognoser . . . 22
4.2 Framtidig oljepris . . . 23
4.3 Kostnader . . . 25
4.3.1 Aggregerte kostnader . . . 26
4.3.2 Feltkostnader . . . 26
4.4 Klimakostnader . . . 30
4.5 Andre variabler . . . 32
5 Er det samfunnsøkonomisk lønnsomt å redusere norsk oljeproduksjon av
hensyn til klima? 33
5.1 En enkel modell . . . 33
5.2 Resultater med aggregerte kostnader . . . 35
5.3 Resultater med feltkostnader . . . 36
5.4 Kan det være billigere for Norge å kutte utslipp på tilbudssiden? . . . 39
6 Usikkerhetsanalyse 40 6.1 Diskonteringsrente . . . 40
6.2 Oljepris . . . 41
6.3 Kostnader . . . 42
6.4 Klimakostnad . . . 43
6.4.1 Klimapris . . . 43
6.4.2 Karbonlekkasje . . . 47
6.4.3 Gass . . . 48
6.5 Scenarioanalyse . . . 49
7 Diskusjon: norsk oljeutvinning fram mot 2030 50 7.1 Diskusjon av eksternaliteter på miljø og naturmangfold . . . 50
7.2 Karbonbudsjettet til norsk olje . . . 55
7.3 Hvor mye olje bør Norge utvinne fram mot 2030? . . . 56
8 Politikkanbefaling 58
9 Konklusjon 59
Appendiks A 67
Figurer
1 Norges utslipp i 2016, både innenlandske og eksporterte utslipp (Oil Change
International, 2017). Figuren er hentet fra The Sky’s Limit Norway. . . 2
2 Karbonlekkasje for tilbuds- og etterspørselssiden . . . 5
3 Karbonlekkasje på tilbudssiden med ulik helning. . . 6
4 Karbonlekkasje på etterspørselssiden med ulik helning. . . 6
5 Framskrivninger av investeringer og produksjon i en tenkt utvinning av LoVeSe (Mohn et al., 2017). . . 11
6 Driftskostnader av olje- og gassproduksjon i en tenkt utvinning av LoVeSe (Mohn et al., 2017). . . 12
7 Produksjonshistorikk og prognose. Kilde: Oljedirektoratet. Figuren er hentet fra www.norskpetroleum.no. . . 23
8 Historisk og forventet produksjon i Norge. Kilde: Oljedirektoratet. Figuren er hentet fra www.norskpetroleum.no. . . 24
9 Marginalkostnadskurver for norsk oljeutvinning (2020-kroner). . . 28
10 Profitt med aggregerte kostnader for alle oljefelt på sokkelen fram mot 2030. 36 11 Profitt per felt (millioner 2020-kroner). Estimatet er basert på historiske kost- nader fra feltene (Brynhild, Jette, Fram H-Nord, Enoch, Blane, Volve, Volund og Vilje) i tillegg til olje- og klimaprisanslag for 2030. . . 37
12 Profitt i 2030 fra norsk oljeproduksjon per tonn CO2. Estimatet er basert på historiske kostnader fra feltene (Brynhild, Jette, Fram H-Nord, Enoch, Blane, Volve, Volund og Vilje) i tillegg til olje- og klimaprisanslag for 2030. Kurven er skalert etter tonn CO2 per felt. . . 38
13 Profitt for ulike diskonteringsrenter (millioner 2020-kroner). . . 41
14 Profitt med aggregerte kostnader for all oljeproduksjon for ulike oljepriser (millioner 2020-kroner). . . 42 15 Profitt i 2030 per felt for ulike oljepriser (millioner 2020-kroner). . . 42 16 Profitt for ulike kostnadsnivåer (millioner 2020-kroner). . . 43 17 Profitt med aggregerte kostnader for all oljeproduksjon for ulike klimapriser
(millioner 2020-kroner). . . 44 18 Profitt per felt for ulike klimapriser (millioner 2020-kroner). . . 45 19 Profitt per tonn CO2 for per felt for ulike klimapriser (2020-kroner). . . 45 20 Profitt per felt for en klimapris på ca. 1000 kroner (hovedestimatet) og en
klimapris på ca. 6655 kroner (høyere 1,5-graderspris) (millioner 2020-kroner). 46 21 Profitt for ulik karbonlekkasje (millioner 2020-kroner). . . 47 22 Profitt per tonn CO2 per felt, med og uten karbonlekkasje (2020-kroner). . . 48 23 Profitt med og uten gass, med aggregerte kostnader for all norsk oljeproduksjon
(millioner 2020-kroner). . . 49 24 Profitt i ulike scenarioer (millioner 2020-kroner). . . 50 25 Kart over særlig verdifulle og sårbare havområder i Norge (BarentsWatch, 2019). 51 26 Kart over dagens SVOer og miljøverdier/petroleumsvirksomhet (BarentsWatch,
2019). . . 52 27 Kart over miljøsårbarhet for akutt oljeforurensning (Miljødirektoratet, 2019).
Felt i lysegrått har moderat sårbarhet, mens felt i rødt har høy sårbarhet.
Hentet fra: www.havmiljø.no/Kart. . . 53
Tabeller
1 Investeringsfradrag i petroleumsskattesystemet. . . 19
2 Regional betalingsvillighet for å unngå oljesøl lokalt (millioner 2020-kroner) . 54 3 Oversikt over naturverdier i særlig viktige og sårbare områder (SVO). Kilde:
Faglig forum for norske havområder (2019c). . . 67
1 Introduksjon
Verden har blitt enig om å begrense global oppvarming til maksimalt 1,5 grader. Likevel kan vi med dagens politikk være på vei mot 4 graders oppvarming. Alle verdens innmeldte klimamål og klimaløfter vil ikke kunne begrense global oppvarming til mer enn nesten 3 grader (Climate Action Tracker, 2020). Med 3 graders oppvarming kan verdens matproduksjon bli halvert, halvparten av alle dyr og planter bli utryddet og i flere deler av verden vil det ikke være mulig å bo (Cottis, 2015). Flere 100 millioner mennesker kan bli drevet på flukt (Martiniussen, 2015).
For å klare å nå 1,5-gradersmålet er det behov for raske og store utslippskutt. Utslippene må halveres innen 2030, og verden må være nede i netto null utslipp i 2050 (Masson-Delmotte et al., 2018) .
Selv om bruken av kull har gått ned, har de globale utslippene økt. Utslippene fra dagens olje- og gassfelt alene vil, selv uten noe kull, føre til at vi overstiger 1,5 graders oppvarming (Muttitt et al., 2016). I 2019 viste blant annet CICERO (2019) at økt bruk av gass var mye av grunnen til at de globale utslippene økte. Til sammen planlegger land over hele verden å produsere 120 prosent mer fossil energi innen 2030 enn det som er forenlig med 1,5-gradersmålet (van Asselt et al., 2019). I lys av dette, hvor mye olje bør Norge utvinne fram mot 2030?
Norge produserer om lag to prosent av verdens oljeforbruk (Norsk petroleum, 2020b).
Oljedirektoratet anslår at Norge bare har utvunnet omtrent 48 prosent av ressursene på norsk sokkel (Norsk petroleum, 2020e). 27 prosent av Norges klimagassutslipp kommer fra olje- og gassutvinning og utslippene har økt med 73 prosent siden 1990 (Miljødirektoratet, 2020a).
Norsk oljeproduksjon forårsaker enda større utslipp i utlandet, som man kan se av figur 1.
Dette gjør Norge til verdens 7. største eksportør av CO2-utslipp (Oil Change International, 2017).
Burde Norge bry seg om utslipp vi forårsaker i utlandet? Parisavtalen fokuserer på utslippskutt innenfor egne landegrenser. Likevel har Norge tatt en ledende rolle for regnskogs- bevaring globalt, og investert mye penger i klimatiltak i andre land, selv om det ikke påvirker våre interne utslipp. Det taler for at Norge også bør bry seg om andre globale utslippskilder som vi har mulighet til å påvirke. Klimaproblemet er globalt, og om utslippene skjer hjemme eller i utlandet bidrar det uansett like mye til klimaendringer. Vi ser også at all verdens innmeldte klimabidrag på etterspørselssiden ikke er nok til å begrense global oppvarming
Figur 1: Norges utslipp i 2016, både innenlandske og eksporterte utslipp (Oil Change Inter- national, 2017). Figuren er hentet fra The Sky’s Limit Norway.
til under 1,5 grader. Hvis Norge vil foreta utslippskutt som monner, er det de eksporterte utslippene som utgjør den store andelen av utslipp vi rår over. Dette er også illustrert i figur 1 som viser Norges innenlandske og eksporterte utslipp. Om Norge vil ta grep for å sørge for at 1,5-gradersmålet nås, bør derfor klimatiltak på tilbudssiden vurderes.
Selv om Norge lenge har hatt høye klimaambisjoner, har klimapolitikken og oljepo- litikken vært adskilt. I det siste har det imidlertid vokst fram en debatt om hvordan oljepo- litikken bør være i lys av klimaproblemet. Kanskje kan det skape politisk handlingsrom til å utvide klimapolitikken til også å gjelde tilbudssiden.
I denne oppgaven skal jeg vurdere om det er samfunnsøkonomisk lønnsomt for Nor- ge å redusere sin oljeproduksjon fram mot 2030 av hensyn til klimaet. Om et prosjekt er samfunnsøkonomisk lønnsomt, avhenger av om nytten av prosjektet er større enn kostnaden, inklusiv alle mulige effekter. Mange av disse effektene er vanskelig å verdsette, som verdien av utdanning, god mental helse, vaksiner, biologisk mangfold eller et levelig klima. Det gjør det vanskelig å anslå den reelle samfunnsøkonomiske lønnsomheten. Jeg skal forsøke å inkludere klimakostnaden i vurderingen av lønnsomheten til norsk oljeutvinning, for å forsøke å gi et bedre bilde på den reelle samfunnsøkonomiske lønnsomheten av norsk oljeproduksjon. For å vurdere dette har jeg tatt utgangspunkt i forskning på tilbudssidepolitikk, og spesielt i forskning på klimaeffekten av redusert norsk oljeproduksjon.
Jeg skal også vurdere eventuelt hvor mye Norge bør redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet. For å vurdere dette, estimerer jeg en marginalkostnadskurve for norsk
oljeutvinning. Det er så vidt meg bekjent, kun gjort tidligere for driftskostnader (Fæhn et al., 2017). I denne oppgaven har jeg også inkludert investeringskostnader, som kan bidra til ytterligere kunnskap om kostnadene ved å redusere norsk oljeutvinning. Jeg drøfter også hva som kan være klimaeffekten av norsk gasseksport, som henger tett sammen med produksjon av olje. I tillegg vurderer jeg om det kan være billigere for Norge å i større grad gjøre utslippskutt på tilbudssiden sammenlignet med etterspørselssiden av økonomien.
Jeg finner at det kan være kostnadseffektivt å kutte utslipp fra oljeproduksjon, og at man kan kutte store mengder utslipp på tilbudssiden. Dette kan gjøres gjennom en pro- duksjonsavgift eller ved å verne områder mot oljeboring. Jeg finner også at det kan være samfunnsøkonomisk lønnsomt å redusere noe av oljeproduksjonen. I dag har vi et skatte- system som gjør det mulig å profitere på prosjekter som ikke er lønnsomme for samfunnet.
Ved å endre på skattesystemet kan vi øke den samfunnsøkonomiske lønnsomheten. Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til disse estimatene. Om man legger et føre-var-perspektiv til grunn, kan det tale for å begrense oljeutvinningen ytterligere.
For å svare på om Norge bør redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet, star- ter jeg med å gjennomgå den relevante litteraturen på tilbudssidepolitikk. Deretter redegjør jeg for norsk olje- og gassindustri. Her vurderer jeg også hva som kan være klimaeffekten av norsk gasseksport. Videre forklarer jeg petroleumsskattesystemet og hvilke andre virkemidler som finnes i norsk oljepolitikk. I kapittel 4 redegjør jeg for hvilke estimater jeg har valgt for å anslå blant annet framtidig produksjon, oljepris, kostnader og klimakostnader. Deretter presenteres modellen og resultater i kapittel 5. Her drøfter jeg også hvor stor andel av Norges utslippskutt som bør skje på tilbudssiden. Videre gjør jeg en usikkerhetsanalyse før jeg går over til å diskutere ande miljøkonsekvenser og et mulig karbonbudsjett for norsk oljepro- duksjon. Deretter diskuterer jeg hvor mye Norge bør redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet. Avslutningsvis kommer jeg også med en politikkanbefaling, før jeg konkluderer i kapittel 9.
Siden denne oppgaven ble påbegynt har verden blitt rammet av en global krise som følge av koronaviruset. Dette har skapt stor usikkerhet blant annet for framtidsutsiktene til verdensøkonomien, i tillegg til norsk økonomi. Før koronakrisen inntraff var det allerede stor usikkerhet knyttet til å estimere framtidige priser, og siden den gang har usikkerheten økt.
Det er vanskelig å spå de langsiktige konsekvensene, men flere økonomer anslår en langvarig nedgang både globalt og i Norge. En av variablene som kan tenkes å endres mest som følge av denne krisen er oljeprisen, og det drøfter jeg nærmere i kapittel 4.2. Likevel er det verdt
å nevne at de langsiktige effektene av koronakrisen også skaper større usikkerhet knyttet til alle estimatene i denne oppgaven.
2 Redusert norsk oljeproduksjon: et eksempel på tilbuds- sidepolitikk
I dette kapittelet skal jeg gjennomgå relevant litteratur. Først forklarer jeg begrepet karbon- lekkasje. Deretter redegjør jeg for forskjellen i karbonlekkasje ved å enten redusere etterspør- selen eller redusere tilbudet av olje. Dette bruker jeg i modellen min for å vurdere samfunns- økonomisk lønnsomhet ved redusert norsk oljeproduksjon. Videre drøfter jeg kostnadseffek- tiviteten ved utslippskutt på etterspørselssiden og tilbudssiden i Norge. Dette er relevant for diskusjonen om hvor stor andel av utslippskuttene som bør skje på tilbuds- og etterspørsels- siden, som jeg kommer tilbake til i kapittel 5.4. Til slutt redegjør jeg kort for andre former for tilbudssidepolitikk.
Vi kan dele klimatiltak grovt inn i to typer: de som retter seg motetterspørselssiden av økonomien, som forsøker å redusere bruken av fossile brensler, og de som retter seg mot tilbudssiden, som forsøker å redusere produksjonen av fossile brensler. I dag er både den globale og nasjonale politikken i hovedsak basert på etterspørselen etter fossile brensler.
Forskning på tilbudssidepolitikk antyder at den mest effektive klimapolitikken består av en kombinasjon av virkemidler både på etterspørsels- og tilbudssiden av økonomien.
2.1 Karbonlekkasje
For å kunne redusere den globale oppvarmingen trenger vi effektive virkemidler, det vil si virkemidler som gir størst mulig utslippskutt for ressursene vi bruker. Vi har knappe øko- nomiske ressurser, begrenset politisk handlingsrom og stadig mindre tid. Et sentralt begrep for å forstå effekten av virkemidler i klimapolitikken er karbonlekkasje. Dersom et land re- duserer sin etterspørsel etter fossile brensler av hensyn til klimaet, vil det føre til at prisen på fossile brensler faller. Det vil igjen gjøre det mer attraktivt for andre land å bruke mer fossile brensler, fordi det har blitt billigere. Denne effekten kalles karbonlekkasje. Tilsvaren- de karbonlekkasje - men da som konsekvens av at prisen går opp - finnes på tilbudssiden i
økonomien. Karbonlekkasje kan også illustreres grafisk. Figur 2a viser effekten av å redusere tilbudet eller produksjonen av fossile brensler. Dersom Norge for eksempel velger å redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet, vil det føre til at den globale tilbudskurven skifter inn og tilgangen på fossile brensler går ned globalt. Dersom vi ikke hadde hatt karbonlekka- sje ville tilbudet gått ned fra x0 til xˆ. Grunnen til at det ikke skjer er fordi redusert tilbud av olje fører til at oljeprisene stiger. Når oljeprisen stiger blir det relativt mer lønnsomt å produsere olje, og den globale oljeproduksjonen stiger til x1. Den totale reduksjonen i global oljeproduksjon som følge av at Norge reduserer sitt tilbud blir derfor avstanden fra x1 til x0, selv om Norge opprinnelig reduserte produksjonen tilsvarende avstanden mellom xˆ og x0.
(a) Tilbudssiden (b) Etterspørselssiden
Figur 2: Karbonlekkasje for tilbuds- og etterspørselssiden
Tilsvarende effekt finner vi på etterspørselssiden, men her får vi en karbonlekkasje som følge av at prisene på fossile brensler reduseres, som gjør at andre land øker sin etter- spørsel. Også her blir den totale effekten på globale utslipp mindre enn den opprinnelige etterspørselsreduksjonen, se figur 2b.
Uavhengig av hvilken side av økonomien vi velger å gjennomføre klimatiltak på, vil vi altså få en karbonlekkasje. Hvilken side som gir relativt størst lekkasje avhenger av priselastisiteten (helningen på kurvene). Priselastisiteten sier noe om hvor følsomt tilbudet og etterspørselen er etter endringer i prisen. Dersom tilbudet er følsomt for prisendringer vil tilbudskurven være slak og en liten endring i prisen vil gi en stor endring i produsert kvantum. Tilsvarende for etterspørselskurven. Se figur 3 og 4.
Når kurvene er bratte er de lite prisfølsomme, altså prisuelastiske. Det vil si at etterspørsel og tilbud reagerer lite på prisendringer. Når for eksempel prisen stiger som følge
Figur 3: Karbonlekkasje på tilbudssiden med ulik helning.
Figur 4: Karbonlekkasje på etterspørselssiden med ulik helning.
av en reduksjon i tilbudet av fossil energi, vil kanskje andre land øke produksjonen noe, men produksjonen er mer avhengig av andre forhold enn pris og ligger ganske fast uavhengig av hva prisen er. Karbonlekkasjen er altså mindre på tilbudssiden jo brattere tilbudskurven er, og mindre på etterspørselssiden jo brattere etterspørselskurven er (Hoel, 1994). For å minimere karbonlekkasjen og få størst mulig globale utslippskutt finner Hoel (1994) at det er optimalt å kombinere tiltak på tilbuds- og etterspørselssiden.
Størrelsen på karbonlekkasjen avhenger også av substitusjon mellom ulike typer energi. Fæhn et al. (2017) delte karbonlekkasjen ved kutt i oljeproduksjon inn i fire effekter:
oljemarkedslekkasjen, lekkasje til kull og gass, innenlandsk utvinning og utenlandsk utvin- ning. Oljemarkedslekkasjen er den klart største effekten, og innebærer karbonlekkasjen som er
beskrevet ovenfor, nemlig at når norsk oljeproduksjon reduseres øker oljeprisen, som fører til at andre oljeprodusenter øker sin produksjon. Dersom norsk oljeproduksjon reduseres med én enhet finner Fæhn et al. (2017) at omtrent halve reduksjonen (-0,546) motvirkes av lekkasje i oljemarkedet. I tillegg avhenger det globale utslippskuttet av at norsk oljeproduksjon erstat- tes av lekkasje til kull og gass. Dersom redusert oljeproduksjon fører til økt konsum av kull, vil det gi marginalt økte klimagassutslipp. Også dersom redusert oljeproduksjon fører til økt konsum av gass, vil ikke bortfallet av oljeproduksjon gi like store utslippskutt som dersom redusert oljeproduksjon fører til økt bruk av fornybar energi eller mindre energibruk. Derfor må man også ta hensyn til denne lekkasjen som Fæhn et al. (2017) anslår er på ca. -0,088.
Dessuten er det slik at redusert norsk oljeproduksjon fører til reduserte utslipp i forbindelse med innenlandsk utvinning (0,028), men økte utslipp i forbindelse med utenlandsk utvinning (-0,041). Alle disse tallene gjelder karbonlekkasje på tilbudssiden og er basert på en modell der OPEC har markedsmakt.
Ved å summere disse effektene og gjøre en tilsvarende beregning på etterspørsels- siden fant Fæhn et al. (2017) at den faktiske globale utslippseffekten av å redusere tilbudet og etterspørselen etter fossil energi var en reduksjon på henholdsvis 13 for tilbudssiden og 23 for etterspørselssiden. Tiltak på begge sider av økonomien vil altså gi utslippskutt, men med størst karbonlekkasje på tilbudssiden ifølge deres beregninger.
Ifølge Fæhn et al. (2017) stemmer det altså ikke, som tidligere olje- og energiminister Kjell-Børge Freiberg hevdet, at: “Et kutt i norsk oljeproduksjon vil bare føre til økt produksjon andre steder i verden, med høyere utslipp per produsert fat. Altså vil lavere norsk olje- og gassproduksjon gi økte globale utslipp” (Industri Energi, 2018). Han har rett i at redusert norsk oljeproduksjon delvis vil føre til økt produksjon andre steder, men det vil føre til en netto reduksjon i globale utslipp.
Erickson og Lazarus (2018), Metcalf (2016) og Wolvovsky og Anderson (2016) har også gjort funn som stemmer overens med funnene til Fæhn et al. (2017) (Holtsmark, 2019).
Det er likevel verdt å presisere at det er stor usikkerhet knyttet til størrelsen på lekkasjene.
Resultatet avhenger som beskrevet av antakelser om tilbuds- og etterspørselselastisitetene.
Det inkluderer også substitusjonseffekter mellom olje og annen fossil energi. Dersom olje- prisen stiger kan det føre til at forbrukere enten reduserer sin energibruk (enten ved å for eksempel kjøre mindre eller bruke mer drivstoffeffektive kjøretøy), eller at de øker bruken av andre energikilder. I hvilken grad det er mulig avhenger av krysspriselastisiteten, altså hvor substituerbar energikilden er. Olje kan for eksempel lett substitueres av biodrivstoff,
eventuelt av elektrisitet, men da kan man trenge en annen bil. I andre anvendelser kan for eksempel oljefyr erstattes av både gass, kull og fyring fra elektrisitet. Fæhn et al. (2017) har i sitt hovedestimat antatt at krysspriselastisiteten mellom olje og gass er 0,08. De antar også at priselastisiteten for henholdsvis tilbud og etterspørsel av olje er 0,5 og -0,5. Disse antakelsene er det stor usikkerhet om, og de er avgjørende for resultatene beskrevet over.
Fæhn et al. (2017) har også analysert hvordan markedsmakt i OPEC (Organisasjo- nen av oljeeksporterende land) påvirker karbonlekkasjen, og finner at resultatet er omtrent det samme med ulike modeller for markedsmakt. Jeg antar derfor at grad av markedsmakt i OPEC har liten betydning for hvorvidt Norge bør redusere sin oljeproduksjon av hensyn til klimaet, og vil ikke diskutere dette ytterligere i denne oppgaven.
Karbonlekkasje er viktig å ta hensyn til fordi det synliggjør hvor virksomt et virke- middel er, altså hvor store globale utslippskutt virkemiddelet fører til. Når for eksempel Norge skal bruke penger på klimatiltak gir det mening å bruke ressursene på tiltak som gir størst globale utslippskutt for pengene.
2.2 Kostnadseffektivitet
De virkemidlene som er mest lønnsomme å gjennomføre er de virkemidlene som gir oss mest utslippskutt for ressursene vi bruker. I tillegg til å regne på karbonlekkasje, regnet også Fæhn et al. (2017) på kostnadseffektiviteten ved tilbuds- og etterspørselspolitikk. Ved å estimere kostnadskurvene for kutt i henholdsvis tilbud og etterspørsel etter fossile brensler i Norge og kombinere dette med den estimerte karbonlekkasjen, fant de at en kostnadseffektiv kombinasjon innebærer at 23 av utslippene bør kuttes ved å redusere oljeutvinningen. Også Hagem fant i 1994 at tilbudssidepolitikk kan se ut til å være billigere enn etterspørselspolitikk, på tross av høyere lekkasje på tilbudssiden. En viktig årsak til det er at man allerede har gjennomført de billigste klimatiltakene på etterspørselssiden (Heggedal og Rosendahl, 2015).
For å beregne en kostnadseffektiv kombinasjon av tilbuds- og etterspørselssidepoli- tikk er det sentralt å finne kostnadene ved å gjøre kutt på henholdsvis tilbuds- og etterspør- selssiden. I denne oppgaven vil jeg bidra til et bredere kunnskapsgrunnlag for beregning av kostnadene ved å kutte i norsk oljeproduksjon.
Det har også vært gjort andre studier som ser på kostnaden ved å redusere oljepro-
duksjonen i Norge. Mohn et al. (2017) har regnet på kostnaden ved å la være å åpne Lofoten, Vesterålen og Senja for oljeutvinning. Greaker og Rosendahl (2017) har gjennomgått lønn- somheten i Barentshavet sørøst. De finner moderat lønnsomhet, og den samfunnsøkonomiske lønnsomheten avhenger av framtidige oljepriser, kostnader og verdsetting av eksterne virk- ninger som naturverdier og klimaeffekter.
Fæhn et al. (2018) skriver at dersom Norge ønsker å bidra med utslippskutt utover forpliktelsene i Parisavtalen, er redusert oljeutvinning en kostnadseffektiv måte å gjøre det på.
De skisserer flere fordeler ved å ta i bruk tilbudssidepolitikk. Blant annet kan tilbudssidepoli- tikk fungere som en forsikringsordning for klimaet. Et aktuelt eksempel på tilbudssidepolitikk kan være å la den oljen som er dyrest å utvinne bli liggende i bakken. I dette tilfellet finner Fæhn et al. (2017) at karbonlekkasjen avhenger av hvor bindende Parisavtalen viser seg å være. Dersom det for eksempel er stor tiltro til Parisavtalen, og man klarer å overholde av- talen og begrense global oppvarming til under 1,5 grader - da vil oljen man lot ligge i bakken uansett ikke ha vært lønnsom å utvinne. Om det derimot er liten tiltro til avtalen, og det viser seg at man ikke klarer å begrense global oppvarming til 1,5 grader - da vil oljen man lot ligge bidra til å begrense de verste konsekvensene av klimaendringene, ved at man ikke når et like høyt temperaturnivå som man ellers kunne ha sett for seg. Om det er tvil rundt Parisavtalen, men den likevel viser seg å holde - da vil det å la den dyreste oljen ligge ha vist seg å være overflødig. Det ville derimot ikke ha vært spesielt kostbart, siden utvinningen ikke ville vært lønnsom.
Fæhn et al. (2018) beskriver strategiske grunner til å også bruke tilbudssidepolitikk for å bekjempe global oppvarming. I dag er vi langt unna en situasjon der Parisavtalen viser seg å være bindende. Når det hersker tvil om hvorvidt man klarer å nå avtalens klimamål, kan det at for eksempel Norge lar noe olje ligge av hensyn til klimaet styrke forventningen om at man klarer å nå 1,5 gradersmålet. Det kan være en selvforsterkende forventning som også vil redusere etterspørselen etter fossil energi og som kan føre til at vi faktisk klarer å overholde Parisavtalen.
2.3 Andre former for tilbudssidepolitikk
Det finnes også andre typer tilbudssidepolitikk enn den jeg baserer meg på i min oppgave.
For eksempel argumenterer Asheim et al. (2019) for at Norge burde ta initiativ til å få til en avtale mellom produsentland av fossile brensler. Selv en avtale med få land vil kunne
bidra til å redusere utslipp. Det kan også være økonomiske grunner til at produsentland kan ønske å være med på en slik avtale. Etterspørselstiltak bidrar til å reduserer prisene på fossile brensler, mens tilbudssidetiltak øker prisene. For en oljeeksportør som Norge kan det være mer lønnsomt med klimapolitikk på tilbudssiden enn på etterspørselssiden.
Et annet eksempel på tilbudssidepolitikk er Norges satsing på regnskogbevaring globalt (REDD+). Forenklet består dette programmet i at Norge betaler andre land for å bevare sin regnskog. En liknende modell er utviklet av Harstad (2012), som viser at dersom land kan kjøpe rettighetene til å utvinne fossil energi for å la ressursene bli liggende i bakken, forsvinner både problemene med karbonlekkasje og gratispassasjerer 1.
Her vil jeg imidlertid ta utgangspunkt i en tilbudssidepolitikk som baserer seg på å la norsk olje bli liggende i bakken av hensyn til klimaet. Gjennom denne oppgaven vil jeg bidra blant annet til økt kunnskap om karbonlekkasje fra norsk gasseksport, oppdaterte kost- nadsanslag på utslippskutt på tilbuds- og etterspørselssiden i økonomien, og nye kostnadstall for oljeproduksjon. I sum gir dette er bedre kunnskapsgrunnlag for å vurdere om Norge bør redusere sin oljeutvinning av hensyn til klimaet.
3 Hvordan fungerer norsk oljepolitikk og hvilke virkemid- ler finnes?
3.1 Om norsk olje- og gassindustri
Det er ingen tvil om at olje- og gassnæringen er svært viktig for Norge. Omtrent 20 prosent av statens inntekter kommer fra olje og gass (Norsk olje og gass, 2019). I 2019 passerte Oljefondet 10 000 milliarder kroner (Ghaderi et al., 2019). 6,7 prosent av samlet sysselsetting var tilknyttet petroleumsnæringen i 2016 (Hungnes, 2017). Inntektene fra oljeformuen gir både økte statlige inntekter, økt handlingsrom i finanspolitikken i nedgangstider, samtidig som de kommer framtidige generasjoner til gode (Finansdepartementet, 2017).
I Perspektivmeldingen 2017 drøfter Finansdepartementet noen hovedutfordringer
1Gratispassasjerproblemet handler om at en aktør kan dra nytte av et gode, uten å betale for det. I klimasaken kan det for eksempel være et land som fortsetter å forurense, men som drar nytte av at andre land reduserer sine utslipp.
framover for petroleumsnæringen og norsk økonomi. For det første må norsk økonomi om- stille seg, og vi må få en framvekst av andre næringer der vi ikke kan forvente like høy avkastning. For det andre vil global klimapolitikk få store konsekvenser for framtiden til norsk petroleumsvirksomhet. Fornybare energikilder vil også gi økt konkurranse i framtiden.
For å forstå olje- og gassmarkedet bør man forstå de ulike fasene til petroleumsvirk- somheten. Før man kan begynne med petroleumsaktivitet i et område må området åpnes. For å åpne et område blir det gjort en ressurskartlegging og konsekvensutredning. Dette utgjør en åpningsmelding som sendes til Stortinget. Stortinget bestemmer hvorvidt området skal åpnes eller ikke. Når et område er åpnet kan selskaper søke om å få utvinningstillatelse, så de kan gå i gang med å letebore og utvinne petroleum. Utvinningstillatelser tildeles gjennom konsesjonsrunder. Etter at et selskap har fått utvinningstillatelse kan de gå i gang med å lete.
Dersom selskapet gjør et funn kan de starte opp med utbygging og drift av feltet. Planene for utbygging må godkjennes av Olje- og energidepartementet (såkalt PUD og PAD). Når det ikke lenger er mulig å drifte feltet på en lønnsom måte, blir aktiviteten avsluttet (Norsk petroleum, 2020d).
Hvor lang tid tar disse prosessene? Mohn et al. (2017) skisserer følgende mulige tidsforløp for en tenkt utbygging i Lofoten, Vesterålen og Senja. Dersom man gjør et oljefunn på starten av 2020-tallet kan investeringene for utbygging starte i 2024 og produksjonen starte i 2028. Med gass tar det lenger tid, anslagsvis ti år fra funn til investeringsstart, noe som gir produksjonsstart i 2033. Oljeproduksjonen vil tidlig nå en produksjonstopp, mens gass har en flatere produksjonskurve. Dette er også illustrert i figur 5.
Figur 5: Framskrivninger av investeringer og produksjon i en tenkt utvinning av LoVeSe (Mohn et al., 2017).
I tillegg til investeringskostnader før produksjonsoppstart gjøres det også løpende investeringer mens feltet er i drift, for eksempel for å øke utvinningen og forlenge levetiden (Norsk petroleum, 2020c). I dag er det i snitt bare litt under 50 prosent av oljen på et felt som blir utvunnet, men man jobber for å øke utvinningsgraden, noe som vil kreve nye teknologi og ytterligere investeringer (Norsk petroleum, 2020a).
Driftskostnadene per enhet produsert er som regel fallende ved oppstart av pro- duksjon. Deretter holder kostnadene seg stabile før de blir presset opp når feltet modnes og petroleumsproduksjonen går ned Mohn et al. (2017). Dette er illustrert i figur 6.
Figur 6: Driftskostnader av olje- og gassproduksjon i en tenkt utvinning av LoVeSe (Mohn et al., 2017).
Produksjonen av både olje og gass kan vare i hvert fall til 2060, avhengig av oljepris- utviklingen o.l. Beslutningene som gjøres i dag har derfor innvirkning mange tiår framover.
Basert på historiske kostnadstall fra Oljedirektoratet utgjør investeringskostnader omtrent 70 prosent av utgiftene på norsk sokkel (personlig kommunikasjon, Anders Toft, 06.01.2020). Siden investeringer utgjør en stor andel av kostnadene i olje- og gassnæringen, blir investeringsbeslutningene spesielt viktige. Dersom man først har investert i utbygging av et felt, er det en irreversibel kostnad. Det vil si at investeringskostnaden allerede er gjort, og ikke lenger påvirker hvorvidt man skal utvinne olje eller ikke. Etter at investeringen er gjort er det driftskostnadene som bestemmer om det er lønnsomt å fortsette å utvinne olje eller ikke. Dette kan illustreres med et eksempel. Johan Sverdrup er et nytt oljefelt som anses som svært lønnsomt. Det anslås at Johan Sverdrup trenger en oljepris på i underkant av 20 dollar fatet for å være lønnsomt, men at driftskostnaden kun er på omtrent 2 dollar fatet (Brenna, 2020). Det vil si at for en oljepris mellom 2 og 20 dollar, vil ikke feltet være lønnsomt, men man vil likevel fortsette å utvinne olje fordi det vil være enda mer kostbart å stenge ned.
Det at Norge gjennomfører ulønnsomme investeringer, som blant annet petroleums- skattesystemet åpner opp for, kan derfor medføre at vi “låser oss” til å utvinne mer olje enn hva som er lønnsomt for samfunnet. Dette fenomenet kalles ogsåcarbon lock-in, og beskriver en situasjon der samfunnet har bundet seg til høye utslipp gjennom teknologiske, økonomiske og samfunnsmessige forhold, slik at man forhindres fra å gjøre et skifte til et lavkarbonsam- funn (Holtsmark 2019; Erickson et al. 2015).
Det kan for eksempel være tilfelle i norsk petroleumssektor, der man gjør store investeringer tidlig. Når infrastrukturen allerede er på plass, kan det være billig å utvinne petroleum og følgelig dyrt å gå bort fra produksjonen av fossile brensler. På samme måte vil et grønt skifte være kostbart for Norge fordi vi har investert mye i teknologisk utvikling innen petroleumssektoren som vi vil ha mindre nytte av i et lavkarbonsamfunn. Tilbudssidepolitikk kan bidra til at man ikke havner i denne fastlåste situasjonen og at man unngår store tapte investeringer.
3.2 Klimaeffekter av norsk gassproduksjon
For å begrense global oppvarming må vi begrense bruken av fossile brensler: kull, olje og gass. Jeg har valgt å fokusere på norsk oljeproduksjon fordi det er den største bidragsyteren til globale klimagassutslipp. Så vidt jeg vet finnes det ikke studier på hva klimaeffekten av redusert norsk gasseksport vil være. Likevel er det ingen tvil om at olje- og gassproduksjon henger sammen, og derfor er også klimaeffekten av norsk gassproduksjon relevant å drøfte.
I dette kapittelet skal jeg først diskutere utfordringer med å skille produksjonen av olje og gass og deretter hva som kan være klimaeffekten av norsk gasseksport.
Det kan være utfordrende å skille oljeproduksjonen fra gassproduksjonen. Om man skal slutte å produsere olje av hensyn til klimaet, kan det føre til at produksjonen av gass også blir redusert. Det kan det være både økonomiske og tekniske grunner til. Ifølge Olje- direktoratet (personlig kommunikasjon, Tom Andersen, 14. april 2020) er det mulig å kun utvinne gass og la oljen bli liggende i bakken dersom feltene har egne olje- og gassbrønner 2. Dersom man ikke lenger kan utvinne olje fra et felt, kan man imidlertid se for seg situasjoner der det ikke vil være lønnsomt å utvinne bare gass fra feltet. Det er med andre ord usikkert
2Dersom feltet utvinner både olje og gass er det mest vanlig med egne olje- og gassbrønner. Det kan imidlertid tenkes at det kan skape problemer for prosessanleggene på plattformene (personlig kommunikasjon, Tom Andersen, 14. april 2020).
i hvilken grad det fortsatt vil bli utvunnet gass om man reduserer oljeproduksjonen. Derfor er det også vanskelig å anslå kostnaden ved å redusere oljeproduksjonen fordi det avhenger av om gassen også vil bli liggende i bakken, noe som er usikkert.
Hva er klimaeffekten av norsk gassproduksjon? Ifølge Fæhn et al. (2017) er det uvisst hvorvidt redusert gassproduksjon vil gi en positiv eller negativ klimaeffekt. Det er fordi gass har relativt lavere utslipp enn de andre fossile brenslene, og fordi gass, i motsetning til olje, kan erstatte kull. På kort sikt vil det å gå fra kull til gass ha en positiv klimaeffekt, fordi kull forurenser omtrent dobbelt så mye som gass. Men på lang sikt, for eksempel fram mot 2050, er det sannsynlig at man også må redusere bruken av gass.
Norge er verdens tredje største eksportør av gass. Til sammenlikning er Norge bare verdens 15. største eksportør av olje (Norsk petroleum, 2020b). Norsk gass eksporteres i hovedsak til Europa, hvorav Tyskland, Storbritannia og Frankrike er de største importørene, i tillegg til Belgia og Danmark. Norge dekker i dag 25 prosent av EUs etterspørsel etter gass. I tillegg kommer 33 prosent fra Russland, 23 prosent fra EU-land og 8 prosent fra Nord-Afrika.
De resterende 11 prosentene kom fra NGL og(Norsk petroleum, 2020b).
Gassmarkedet er derfor først og fremst regionalt, i motsetning til oljemarkedet som er globalt. Det er primært fordi det er mye dyrere å transportere gass (Fæhn et al., 2013).
Mesteparten av gassen transporteres i rør og fraktes derfor relativt kort, men flytende gass (NGL) kan transporteres over lengre avstander. NGL-transport er kostbart, så derfor er rørledninger fremdeles det vanligste transportmiddelet. Det gjør også at det kan være store regionale forskjeller i gassprisene.
Hva er karbonlekkasjen ved å redusere norsk gasseksport? Så vidt jeg vet er det ikke gjort studier på dette, så jeg vil forsøke å drøfte hva karbonlekkasjen kan være med utgangspunkt i lekkasjen Fæhn et al. (2017) fant for redusert norsk oljeeksport.
Den første komponenten i karbonlekkasjen er gasskraftmarkedslekkasjen. Det kan være rimelig å anta at gassmarkedslekkasjen likner på oljemarkedslekkasjen siden olje og gass utvinnes sammen, og det er vanskelig å skille kostnadene til oljeutvinning fra kostnadene til gassutvinning. En stor forskjell mellom disse markedene er imidlertid at oljemarkedet er globalt, mens gassmarkedet er regionalt. Når norsk gasseksport reduseres med én enhet, hva skjer da med prisene, og hvordan responderer andre produsenter på prisendringen? Dersom norsk gassproduksjon opphørte ville det gitt stor prisøkning i Europa (Fæhn et al., 2013).
En slik prisøkning vil sannsynligvis gi økt NGL-eksport til Europa, som igjen kan gi noe prisøkning i andre gassmarkeder også. Redusert norsk gassutvinning vil derfor kunne gjøre det lønnsomt for andre gassprodusenter å øke sin produksjon. Men siden Norges andel av det europeiske gassmarkedet er mye høyere enn Norges andel av det globale oljemarkedet, kan det tale for noe mindre lekkasje på gassmarkedet enn det man kan forvente i oljemarkedet, der Norge er en forholdsvis liten produsent. Det er også uvisst om EU politisk ønsker å importere mer gass for eksempel fra Russland og gjøre seg mer avhengig av dem. I tillegg har EU planer om å fase ut bruken av fossil gass (NTB, 2020), noe som kan føre til et etterspørselsfall og ytterligere redusere lekkasjen fra redusert norsk gasseksport. I sum kan dette tyde på at gassmarkedslekkasjen er lavere enn oljemarkedslekkasjen.
Karbonlekkasjen av redusert norsk gasseksport vil også påvirkes av lekkasjen til kull og olje. Dersom norsk gass i all hovedsak blir erstattet av fornybar energi, energieffektivisering eller redusert energibruk, får vi ingen karbonlekkasje til kull eller olje. Ifølge Fæhn et al. (2017) er lekkasjen mellom olje og gass på -0,09, så det store spørsmålet er hvor mye redusert norsk gasseksport vil bli erstattet med økt forbruk av kull. Olje og kull blir i liten grad brukt til samme formål, mens gass og kull i større grad er konkurrerende energikilder. Det kan tyde på at karbonlekkasjen fra gass til kull er større enn karbonlekkasjen fra kull til olje, som Fæhn et al. (2017) fant var omtrent -0,10. Norsk gass blir brukt til ulike formål og konkurrerer med kull i ulik grad i forskjellige anvendelser. Omtrent 40 prosent av norsk gass blir brukt til oppvarming, ca. 30 prosent til industri og 30 prosent til kraftgenerering (Norsk petroleum, 2020b). I oppvarming konkurrerer gass i liten grad med kull i Europa. Mens gass står for over 40 prosent av energiforbruket til oppvarming, utgjør kull mindre enn 5 prosent (Enerdata, 2020b). 40 prosent av norsk gass går altså til formål som i liten grad konkurrerer med kull.
I industrien utgjør kull en noe større, men fremdeles liten andel av energimiksen. Mens gass utgjør litt over 30 prosent av energimiksen i industrien i Europa, utgjør kull litt over 10 prosent (Enerdata, 2020a).
Til kraftgenerering utgjør kull en større andel av energimiksen, der 21 prosent kom- mer fra kull og 20 prosent fra gass (European Environmental Agency, 2019). Over halvparten av kraften kommer fra fornybar energi og atomkraft, så det er fremdeles usikkert i hvilken grad redusert norsk gasseksport til kraftgenerering vil gå til økt bruk av kull eller økt bruk av for eksempel fornybar energi. Hvis man ser på utviklingen av energimiksen i EUs kraftge- nerering over tid, kan det se ut som om bruken av fornybar energi øker kraftig mens bruken av kull reduseres kraftig.
Det er vanskelig å anslå hvor mye av gassen som går til kraftproduksjon som erstatter kull. Kraftmarkedet er komplisert å analysere, for eksempel varierer både tilbudet av fornybar energi og etterspørselen etter elektrisitet med været. Kraftmarkedet er komplisert fordi ikke alle energikilder er regulerbare.
I hvilken grad redusert norsk gassproduksjon fører til økt kullforbruk i Europa, avhenger i stor grad av konkurransedyktigheten til fornybar energi og EUs politikk på utfasing av kull. Det er derfor vanskelig å si hva karbonlekkasjen mellom gass og kull vil være. Mye tilsier at den kan være større enn -0,10 siden kull og gass i større grad er konkurrerende energikilder enn olje og kull. På den annen side avhenger det av hvor realistisk EUs beslutning om å utfase kull viser seg å være, noe jeg kommer tilbake til. Dersom kull blir utfaset, vil lekkasjen fra gass til kull i Europa kunne være mindre enn man har tenkt.
Det er verdt å merke seg at tall på gjennomsnittlig energibruk fra ulike energikilder ikke er spesielt godt egnet til å si noe om hvor energibruken kommer fra på marginen, men det kan være et utgangspunkt, tross stor usikkerhet.
Også EUs kvotesystem har betydning for klimaeffekten til deler av norsk gasseks- port. Omtrent 40 prosent av gassen vi eksporterer går til oppvarming, som ikke er omfattet av kvotesystemet. Nesten 60 prosent av gasseksporten går imidlertid til kraftgenerering og industri, som er omfattet av kvotepliktig sektor. Derfor har kvotesystemet en betydning for hva som blir utslippseffekten av å redusere gasseksport til disse formålene. Ifølge Silbye og Sørensen (2019) vil den nye markedsstabilitetsreserve-mekanismen i EUs kvotesystem føre til at nasjonale utslippskutt gir reduserte utslipp i EU permanent. Spørsmålet er i hvilken grad.
Her hersker det fremdeles en del usikkerhet.
Et annet usikkerhetsmoment er i hvilken grad Europa faktisk vil etterspørre gass i framtiden, etter hvert som klimaengasjementet øker. I 2017 utgjorde gass omtrent ¼ av EUs totale energiforbruk (European Environmental Agency, 2020). Fram mot 2050 har EU et mål om å bli klimanøytralt, og signaliserer at de også skal fase ut fossil gass og heller øke bruken av elektrisk kraft, fjernvarme og andre mer miljøvennlige alternativer (NTB, 2020).
Etter hvert som EU faser ut kullkraft vil også gass slutte å erstatte kull, og dermed få en økt negativ klimaeffekt. Mye tyder derfor på at utfasing av gass kan bli EUs neste store klimasteg.
I så fall kan framtiden til norsk gass være avhengig av at det blir lønnsomt å gjen-
nomføre karbonfangst og lagring og å omgjøre gass til hydrogen eller strøm. Dersom gassen også blir hentet opp på en miljøvennlig måte (gjennom elektrifisering av sokkelen), vil det være en nullutslippsenergikilde. Spørsmålet er om det vil kunne konkurrere med hydrogen fra fornybare energikilder.
Alt i alt er det vanskelig å si hva som er klimaeffekten av norsk gasseksport. Fram til nå gir det mening at forskningen har valgt å fokusere på de mest forurensende fossile brenslene, men framover blir det stadig mer aktuelt å vurdere klimaeffekten av redusert gassproduksjon. Det kan også se ut som om norsk gasseksport går mer usikre tider i møte. I de fleste av IPCCs scenarioer må bruken av gass reduseres for at vi skal kunne begrense global oppvarming til under 1,5 grader. Da bør vi også vite mer om klimaeffekten av redusert norsk gasseksport, og hvor mye norsk gass som faktisk erstatter kull. Foreløpig er det vanskelig å konkludere med hva klimaeffekten av norsk gasseksport er. Det er grunnen til at jeg fokuserer på utslipp fra olje i denne oppgaven.
3.3 Petroleumsskattesystemet
Norge har klart å forvalte oljeressursene slik at det kommer fellesskapet til gode. En viktig grunn til at vi har fått til det, er petroleumsskattesystemet. I dag blir oljeselskapene skattlagt med 78 prosent av profitten. Den ordinære selskapsskatten utgjør 22 prosent. I tillegg blir selskapene skattlagt med en 56 prosent særskatt (Norsk petroleum, 2019). Både petroleum og andre naturressurser ilegges en særskatt i tillegg til ordinær skatt. Det er for å skattlegge den ekstraordinære profitten, nemlig grunnrenten. Grunnrente er en ekstra avkastning på naturressurser sammenliknet med annen produksjon som kommer av at naturressursen er begrenset og kan brukes opp. Særskatten sikrer at petroleumsressursene skal komme befolk- ningen til gode gjennom skatteinntekter. I tillegg er skattlegging av grunnrenten en skatt som ikke skal påvirke tilpasningen til produsenter og forbrukere, slik at investeringer som er samfunnsøkonomisk lønnsomme fortsatt vil være lønnsomme etter skatt. Ved å bruke grunn- renteskatt reduserer man derfor også behovet for vridende skatter (Finansdepartementet, 2013).
Dagens skattesystem er imidlertid investeringsvennlig, ikke nøytralt (Finansdepar- tementet, 2019b). Det fører til at investeringer som er lønnsomme for selskapene, ikke nødven- digvis er lønnsomme for samfunnet. Det gir et effektivitetstap i økonomien. En mye omtalt del av petroleumsskattesystemet er leterefusjonsordningen, men det er ikke den som gjør
skattesystemet investeringsvennlig. Leterefusjonsordningen gjør at selv om et selskap ikke har positiv profitt, kan det likevel få skattefradrag for leteutgifter med det samme (Lund og Nyborg, 2019). Ordningen finnes for å likestille nye og etablerte selskaper. Å redusere letere- fusjonsordningen vil bidra til å flytte letingen fra mindre til større selskaper, og vil være lite treffsikkert for å redusere norsk oljevirksomhet av hensyn til klimaet.
Den virkelige grunnen til at petroleumsskattesystemet ikke er nøytralt, har primært å gjøre med to komponenter i skattesystemet: avskrivningsreglene og friinntekten. Dette har vært lite omtalt, fram til den nylige diskusjonen om petroleumsskatteregime og krisepakke til oljenæringen i lys av koronakrisen og oljepriskrisen. Skattereglene sier at investeringer i driftsmidler skal avskrives over tid i stedet for å trekkes fra inntekten i sin helhet på inves- teringstidspunktet, som i en kontantstrømskatt. Avskrivningene i petroleumsskattesystemet er lineære over seks år. At disse investeringskostnadene avskrives over flere år (periodisert særskatt), utgjør en kostnad for bedriften, sammenliknet med en kontantstrømskatt. For å forstå hvorfor, kan man se for seg følgende eksempel: Et selskap gjør en investering på 100 milliarder i år null. Men på grunn av avskrivningsreglene må selskapet betale skatt basert på inntekter minus 16 av investeringen dette året. Det gjør at selskapet blir skattlagt mye høyere det første året, og lavere de neste årene, enn hva den faktiske profitten hvert år skulle tilsi. I praksis innebærer det at staten betaler sin andel av investeringene for sent, noe som utgjør en kostnad for selskapet, enten i form av at de må låne penger mens de venter på betaling fra staten, eller ved at pengene kunne vært investert i noe annet. Dette problemet oppstår også for den ordinære selskapsskatten, men for petroleumsnæringen blir denne kostnaden ekstra avgjørende fordi det generelle skattenivået er så høyt.
For å kompensere for denne kostnaden har man derfor etablert friinntekten. Friinn- tekten er et skattefradrag for investeringer i driftsmidler. Friinntekten er i dag på 5,2 prosent i fire år, og trekkes fra i særskattegrunnlaget. I prinsippet skal friinntekten nøyaktig tilsvare kostnaden ved avskrivningsreglene. Men ifølge Finansdepartementet er nivået på friinntekten satt for høyt, noe som fører til at skattesystemet ikke blir nøytralt.
Det hersker imidlertid noe uenighet om dette. Osmundsen og Johnsen (2013) er blant de som har tatt til orde for at dagens skattesystem tvert imot er investeringsfiendtlig.
Årsaken til denne uenigheten handler om hvilken kalkulasjonsrente man skal legge til grunn.
Osmundsen og Johnsen (2013) mener man bør legge til grunn en høyere rente, mens Lund (2013) og Finansdepartementet mener man må legge til grunn en risikofri rente. Det virker rimelig å legge seg på en risikofri rente fordi skattefradragene fra staten kan anses som sikre.
År 1 2 3 4 5 6 SUM
Investering 100
Fradrag etter gjeldende regler
Avskrivning 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7
78 % skatt 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0 13,0
Rentefradrag (3,5 pst lånerente) 1,5 1,2 0,9 0,6 0,3 0,0
56 % skatt 0,8 0,7 0,5 0,3 0,2 0,0
Friinntekt 5,2 5,2 5,2 5,2 0,0 0,0
56 % skatt 2,9 2,9 2,9 2,9 0,0 0,0
Skatteverdi av fradragene 16,7 16,6 16,4 16,2 13,2 13,0 Diskonteringsfaktor, 1,95 pst. rente 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93 0,91 Dagens verdi av skattefradragene 16,7 16,2 15,8 15,3 12,2 11,8 88
Tabell 1: Investeringsfradrag i petroleumsskattesystemet.
Ifølge Finansdepartementet (2013) er det bare hvis selskapene ikke tar hensyn til at fradragene har sikker skattedekning, at de potensielt kan anse lønnsomme prosjekter som ulønnsomme etter skatt. Det vil i så fall være en feilaktig verdsetting. I det videre legger jeg derfor til grunn at det er riktig å bruke en risikofri rente, og at petroleumsskattesystemet i dag derfor ikke er nøytralt.
Dette kan også illustreres med et regneeksempel (se tabell 1). Fra tabellen ser man at dersom et selskap gjør en investering på 100 milliarder i år 1, gir det en samlet fradragsverdi på omtrent 88 prosent. Det betyr at selskapene dekker omtrent 12 prosent av investeringene etter skatt.
Til sammenlikning skattlegges inntektene på ordinært skattegrunnlag med 22 pro- sent. Det betyr at en investering vil være lønnsom for et petroleumsselskap hvis de samlede driftsinntektene utgjør mer enn 12/88 = 55 prosent av investeringskostnadene. I Dagens
Næringsliv viser Lund og Rosendahl (2020) et eksempel som tydeliggjør skjevheten i skatte- systemet. Dersom et prosjekt koster 100 millioner å bygge ut og forventes å gi 56 millioner i inntekter 3, vil prosjektet normalt betraktes som svært ulønnsomt. Med dagens petrole- umsskattesystem vil selskapet derimot bare betale 100*0,12 = 12 millioner av kostnadene og beholde 56*0,22 = 12,3 millioner av inntektene. Prosjektet vil derfor være bedriftsøkonomisk lønnsomt for selskapet å gjennomføre, men svært ulønnsomt for både staten og samfunnet.
For at skattesystemet skulle vært nøytralt, må selskapene dekke om lag 23 prosent av inves- teringskostnaden selv, sammenliknet med dagens 12 prosent (Finansdepartementet, 2019b).
Alternativt kunne man hatt en kontantstrømskatt med løpende fradrag på inves- teringer (og ingen friinntekt). Dersom man vil beholde systemet med periodisert særskatt, må man i så fall sørge for at den er nøytral ved at kostnaden på investeringstidspunktet er lik nåverdien av investeringsfradragene. I det tilfellet skal friinntektsrenten settes lik en risikofri statsrente (Finansdepartementet, 2013), jamfør Finansdepartementets vurdering av kalkulasjonsrente beskrevet i forrige avsnitt.
At petroleumsskattesystemet ikke er nøytralt, innebærer en utgift for staten som man kaller en skatteutgift. En skatteutgift er tapte skatteinntekter sammenlignet med de ge- nerelle skattereglene. I 2019 var skatteutgiften som følge av petroleumskattesystemet på ca.
12,7 milliarder relativt til et nøytralt skattesystem (Finansdepartementet, 2013) 4. Skatteut- giftene kommer av tre årsaker (Finansdepartementet, 2013). Den største og viktigste årsaken er for høyt investeringsfradrag i særskatt, altså at friinntekten er for høy som diskutert over.
Den nest største skatteutgiften kommer som følge av raske avskrivninger i ordinær skatt.
Årsaken til dette er at avskrivningene i petroleumsskattesystemet er lineære over seks år, i motsetning til de fleste andre typer investeringer i Norge som avskrives eksponentielt. Det fører til at petroleumsnæringen skattlegges relativt mindre enn andre næringer, og avskriv- ningsreglene innebærer derfor en skatteutgift relativt til resten av økonomien. Til slutt er det også en liten skatteutgift knyttet til rentetillegg i framføringsrente. Man har en risikofri framføringsrente på 3 prosent for å kompensere selskaper som ikke er i skatteposisjon for at de som følge av avskrivningsreglene får utsatte skattefradrag. For å kompensere for dette, skal selskapene derfor få et rentefradrag, som er beregnet basert på den risikofrie renten etter ordinær selskapsskatt (Finansdepartementet, 2019a). Men i tillegg til dagens framføringsren-
3Både kostnader og inntekter er her oppgitt i nåverdier før skatt.
4Skatteutgiftene knyttes til tre faktorer: raske avskrivninger i ordinær skatt, investeringsfradrag i særskatt og rentetillegg i framføringsrente. Det er investeringsfradrag i særskatten som utgjør den største skatteutgiften (Finansdepartementet, 2019b).
te har man også et tillegg på 0,5. Sammenliknet med skattlegging av andre næringer utgjør derfor rentetillegget på 0,5 prosent en skatteutgift for staten.
Til sammen fører dette til at man får en vridning fra investeringer på fastlandet til investeringer på sokkelen, i tillegg til at prosjekter som er ulønnsomme for samfunnet kan bli lønnsomme for selskapene etter skatt. Dette gjelder for eksempel når et selskap skal bestemme om de vil starte opp utvinning fra et nytt felt. Men petroleumsnæringen generelt er preget av mange investeringer gjennom hele prosjektets levetid, for eksempel knyttet til avgjørelser om hvorvidt man skal gjøre en utbygging for å kunne utvinne litt mer olje fra et eksisterende felt. Derfor vil et investeringsvennlig skatteregime føre til at det blir utvunnet for mye olje relativt til hva som er samfunnsøkonomisk lønnsomt, både i starten og på slutten av et felts levetid. Om petroleumsskattesystemet nøytraliseres, vil dette effektivitetstapet forsvinne. Uavhengig av klimahensyn bør derfor petroleumsskattesystemet endres slik at vi ikke favoriserer investeringer i fossil energi framfor andre næringer.
3.4 Statens lønnsomhet
Statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten består av skatter, nettoinntekter fra Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), utbytte fra Equinor og avgiftsinntekter.
Kontantstrømmen varierer med prisene på olje og gass. I 2019 var inntektene på om lag 257 milliarder kroner, hvorav omtrent halvparten kom fra skatter og nesten 40 prosent kom fra SDØE. I 2020 er inntektsforventningen redusert til i underkant av 100 milliarder kroner, hvorav 43 prosent kommer fra SDØE og 33 prosent fra skatter.
Finansdepartementet (2019a) anslår at statens årlige inntekter fra petroleumsvirk- somhet vil være omtrent 260 milliarder kroner i 2030. Ifølge mine beregninger kan det anslaget vise seg å være for høyt. Om man regner ut forventet profitt fra petroleum basert på Oljedi- rektoratets antakelser om produksjonsprognoser og kostnader, og Finansdepartementets for- ventning om framtidig oljepris, kan man forvente en årlig profitt fra all petroleumsproduksjon på norsk sokkel på omtrent 150 milliarder kroner. Det er overraskende at Finansdepartemen- tets prognoser varierer så mye fra mine anslag, og jeg kan ikke utelukke at det kan finnes feil i mine beregninger. Da jeg kontaktet Finansdepartementet om hvordan de regner ut statens fremtidige inntekter, fikk jeg som svar at “Finansdepartementet publiserer ikke anslag på hvor stor andel av sokkelens kontantstrøm som tilfaller staten“ (personlig kommunikasjon, Runar Aksnes, 20.03.2020). Etter at jeg gjorde dem oppmerksom på at deres anslag, ifølge
mine utregninger, er større enn samlet profitt hos næringen, har jeg ikke fått noe svar.
4 Norsk oljevirksomhet fram mot 2030
For å regne ut hvorvidt Norge burde redusere sin oljeproduksjon fram mot 2030 av hensyn til klimaet, må man først finne estimater på en del sentrale variabler. I dette kapittelet gjør jeg rede for hvor mye petroleum Norge kan komme til å produsere i 2030, hva oljeprisen kan tenkes å være da, hva som kan være kostnadene ved utvinning og hva som er klimakostnaden av oljen som utvinnes. I kapittel 5 settes dette sammen til en modell som ser på samfunnsøkonomisk lønnsomhet av norsk oljeutvinning når man tar hensyn til klimaet.
4.1 Produksjonsprognoser
Foreløpig har ikke klimaproblematikken satt noen stor demper på Norges planer for olje- og gassutvinning. Finansdepartementet (2017) anslår at olje- og gassproduksjonen skal holde seg stabil omtrent til 2025, før den gradvis går ned. Nesten halvparten av olje- og gassressursene på norsk sokkel er ennå ikke utvunnet, og det gjøres fremdeles nye funn Finansdepartementet (2017). I det videre har jeg tatt utgangspunkt i produksjonsprognosene til Oljedirektoratet som anslår total petroleumsproduksjon fram mot 2030 (Norsk petroleum, 2020e), se figur 7.
På norsk sokkel produserer vi i dag olje, gass, flytende naturgass (NGL) og konden- sat. Produksjonsprognosene fram mot 2030 skiller imidlertid ikke mellom petroleumstypene, men summerer det totale volumet i oljeekvivalenter. Oljedirektoratet har imidlertid laget anslag på utvinning av hver av de ulike petroleumstypene fram mot 2024. Dette anslaget er presentert i figur 8. Basert på dette, har jeg anslått samme utvikling fram mot 2030, for å kunne anslå mengden av de ulike petroleumstypene. Siden olje og gass både selges til ulike priser og har ulik utslippsintensitet når de forbrennes, er det viktig å gjøre et slikt skille. Med disse anslagene vil produksjonen av kondensat være lik null i 2030. Jeg har derfor valgt å se bort fra produksjonen av kondensat i denne oppgaven.
Figur 7: Produksjonshistorikk og prognose. Kilde: Oljedirektoratet. Figuren er hentet fra www.norskpetroleum.no.
4.2 Framtidig oljepris
Oljeprisen er sentral for lønnsomheten til norsk oljeproduksjon. Det gjør oss sårbare for endringer i internasjonal økonomi. Oljeprisen kan endre seg mye. Fra sommeren 2014 til 2016 falt oljeprisen fra 110 dollar per fat til i underkant av 30 dollar per fat. I samme periode falt Norges eksportinntekter med nesten 14 prosent (Finansdepartementet, 2017). Ifølge Bergholt og Larsen (2016) vil norsk økonomi rammes 12-15 prosent hardere hvis et oljeprisfall er etterspørselsdrevet, for eksempel som følge av lavere økonomisk vekst internasjonalt, enn hvis det er tilbudssidedrevet. Årsaken til dette er at dersom oljeprisfallet er tilbudssidedrevet reduseres kostnadene i ikke-oljeproduserende land, noe som kan øke internasjonal etterspørsel etter andre norske eksportvarer, og dempe effekten på norsk økonomi. Dersom oljeprisfallet er etterspørselsdrevet, for eksempel av lavere økonomisk vekst internasjonalt, vil også andre norske eksportvarer rammes av redusert etterspørsel.
Oljeprisfallet i 2014 var nært tilknyttet forhold på tilbudssiden, nemlig at USA økte produksjonen sin av skiferolje, samtidig som OPEC ikke reduserte sin produksjon. Det førte til at konsekvensene for norsk økonomi ikke ble like store som dersom fallet hadde vært etterspørselsdrevet. Den økonomiske politikken Norge førte, gjennom ekspansiv finanspolitikk og tiltak mot områder og næringer som ble spesielt hard rammet, har også bidratt til at nedgangen ikke ble større (Finansdepartementet, 2017). Siden oljeprisfallet i 2014 har prisen
Figur 8: Historisk og forventet produksjon i Norge. Kilde: Oljedirektoratet. Figuren er hentet fra www.norskpetroleum.no.
igjen steget til omtrent 64 dollar per fat i 2019 (Macrotrends, 2020), men de fleste prognosene peker på at oljeprisen ikke vil komme opp igjen på de rekordhøye nivåene fra årene før oljeprisfallet, da oljeprisen var på mer enn 100 dollar fatet.
I skrivende stund er vi inne i enda en oljekrise, blant annet som følge av en olje- priskrig i OPEC og koronakrisen som vi ennå ikke kjenner omfanget av. Denne gangen er oljeprisfallet drevet av forhold både på tilbuds- og etterspørselssiden, som kan tilsi at kon- sekvensene vil bli mer dramatiske for norsk økonomi. OPEC og flere andre land har blitt enige om å redusere oljeproduksjonen, men ikke like mye som fallet i etterspørselen. Hanssen (2020) skriver at det er stor usikkerhet rundt utfallet av denne krisen, men at dette kan bli starten på slutten for norsk olje- og gassindustri fordi investorer vil være enda mer skeptiske til industrien etter dette. Det er vanskelig å spå hva de langvarige konsekvensene blir, og hva oljeprisutviklingen kommer til å være fram mot 2030. Så vidt jeg vet er det ikke publi- sert noen analyser på dette ennå. Siden konsekvensene av koronakrisen ennå er svært usikre, har jeg i stor grad valgt å se bort fra dette i denne oppgaven, og basert meg på anslag for oljeprisutviklingen gjort før den nåværende oljekrisen. Jeg kommer tilbake til diskusjonen om framtidig oljepris, blant annet i lys av koronakrisen, i usikkerhetsanalysen av oljeprisen i kapittel 6.3. Det kan imidlertid være greit å ha i bakhodet at oljeprisforventningene nå kan være annerledes fra prediksjonene jeg har basert meg på fra 2019.
Så hvilke anslag er gjort for oljeprisen fram mot 2030? Det internasjonale energi-
byrået (IEA) forventer høyere oljepriser fram mot 2040, mot omtrent 100 dollar fatet i 2030 (Agency, 2018). Også i det av IEAs scenarioer som er i tråd med togradersmålet, vil oljepri- sen ligge på omtrent 75 dollar fatet i 2030. Men IEA er også kritisert for å favorisere fossil energi i sine anslag (Mohn, 2020), noe som kan tale for en mer moderat oljeprisforventning.
Her har jeg tatt utgangspunkt i Finansdepartementets (2019a) anslag fra Nasjonalbudsjettet 2020 på 543 kroner per fat (2020-kroner). Det tilsvarer omtrent 60 USD 5. I tillegg tester jeg også for en oljepris på 45 og 75 dollar fatet i usikkerhetsanalysen i kapittel 6.2.
Jeg har også funnet prisestimater på gass og NGL. Finansdepartementet anslår gassprisen til å være 1,97 kroner per kubikkmeter gass (Finansdepartementet, 2019b). Ifølge Oljedirektoratet er prisen på NGL ca. 60 prosent av oljeprisen (personlig kommunikasjon, Anders Toft, 06.03.2020).
4.3 Kostnader
I oppgaven skiller jeg mellom to ulike kostnader: kostnader i forbindelse med utvinning av petroleum og klimakostnader i forbindelse med forbrenning av petroleum i utlandet. Jeg har valgt å kalle førstnevnte simpelthen for kostnader, og alltid presisert hvorvidt klimakostnader er medregnet eller ikke.
Kostnadene på norsk sokkel har vokst i mange år som følge av stor etterspør- sel og høye petroleumspriser (Norsk petroleum, 2020c). Etter oljeprisfallet i 2014 har både aktivitets- og kostnadsnivået blitt redusert. Selv om kostnadsnivået har falt siden 2014, er de fortsatt høye sammenliknet med det historiske kostnadsnivået. Økonomisk teori kan tilsi at kostnadsnivået vil øke med tiden, fordi man starter med å utvinne de mest lønnsomme felte- ne. På den annen side kan teknologiutvikling bidra til reduserte kostnader over tid. Akkurat hvordan kostnadene vil utvikle seg framover er derfor usikkert.
For å anslå den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av norsk oljeutvinning trenger vi et anslag på kostnaden ved å utvinne olje. Dessverre er ikke det helt enkelt å finne. Både fordi kostnadene til olje- og gassutvinning er vanskelige å skille fra hverandre, fordi det er usikkerhet knyttet til framtidige kostnader og fordi det er vanskelig å anslå en kostnadsfunksjon for oljeindustrien som inkluderer både investerings- og driftskostnader over et felts levetid.
5Utregnet med gjennomsnittlig valutakurs fra januar 2020 (valuta-kurser.no, 2020)
I oppgaven har jeg derfor valgt å estimere de framtidige kostnadene på to forskjelli- ge måter: som aggregerte kostnader for hele næringen og som kostnader per felt, som vi kan tenke på som en form for marginale kostnader. De aggregerte kostnadene er basert på Oljedi- rektoratets framskrivninger og er sånn sett de beste tilgjengelige framskrivningene. Men med aggregerte kostnader kan man bare se om all petroleumsproduksjon er lønnsom eller ikke, ikke eventuelt hvor mye olje det kan være samfunnsøkonomisk lønnsomt å la ligge. Derfor har jeg også valgt å beregne kostnaden ved utvinning på hvert felt, som jeg vil omtale som feltkostnader. Jeg skal nå redegjøre for datagrunnlaget til hvert av disse kostnadsanslagene.
4.3.1 Aggregerte kostnader
For å anslå aggregerte kostnader for petroleumssektoren i 2030, har jeg tatt utgangspunkt i Oljedirektoratets kostnadsprognoser (Norsk petroleum, 2020c). Det kan være verdt å merke seg at det er knyttet stor usikkerhet til disse prognosene, og prognosen er sårbar for eksem- pel for utvikling i oljepris, kostnader og investeringer framover. Oljedirektoratet forventer en kostnadsreduksjon fram mot 2024 (Norsk petroleum, 2020c). Jeg har antatt samme ut- vikling fram mot 2030. Jeg skal gi en nærmere vurdering av usikkerheten knyttet til dette kostnadsanslaget i kapittel 6.4.
I oppgaven har jeg valgt å fokusere på oljeproduksjonen, men den er ikke så lett å skille fra gassproduksjonen i Oljedirektoratets prognoser. Jeg har spurt Oljedirektoratet om de har anslag på hvordan kostnadene fordeler seg mellom olje- og gassproduksjon, men det har de ikke noe godt anslag på (personlig kommunikasjon, Anders Toft, 13.03.2020). Ifølge Mohn (personlig kommunikasjon, 07.04.2020) er gassutvinning vesentlig billigere enn oljeutvinning.
Til gjengjeld er transportkostnadene større for gass. Gasstransport fra Nordsjøen til Tyskland kan utgjøre omtrent en tredel av de samlede kostnadene (Fæhn et al., 2013). Når jeg ser på aggregerte kostnader har jeg derfor antatt at andelen av kostnader som går til oljeproduksjon er like stor som andelen olje som produseres. For å gjøre et bedre anslag på oljekostnader er det nødvendig med ytterligere data.
4.3.2 Feltkostnader
For å regne ut marginalkostnadene er det behov for mer detaljerte estimater på petroleums- sektorens kostnadsfunksjon. Et estimat på denne kostnadsfunksjonen kan regnes ut ved å
