Karbonpriskompensasjon

Rapport 2011/

Annegrete Bruvoll og Haakon Vennemo

Karbonpriskompensasjon

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	n/a
År	2011
Forfatter(e)	Annegrete Bruvoll Haakon Vennemo
Last ned	file_download (1.3 MB)
Les i nettleser	find_in_page

THEMA 	R	ap	port	 2011	-18	 
 	
Karbonpriskompensasjon	 
 	
Utarbeidet for Miljøverndepartementet	 	
Des	ember	 201	1

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
2 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
INNHOLD	 	
1 	SAMMENDRAG	 ................................	................................	.........................	 5 	
2 	INNLEDNING	 ................................	................................	.............................	 8 	
2.1	 	Introduksjon og bakgrunn	 ................................	................................	.. 8 	
2.1.1	 Karbonlekkasje	 ................................	................................	..................	 8 	
2.1.2	 Direkte effekter og indirekte effekter av EUs kvotesystem	 .................	 9 	
2.1.3	 Teoretisk drøfting	 ................................	................................	...............	 9 	
2.1.4	 Sektorer utsatt for karbonlekkasje	 ................................	...................	 12	 	
2.1.5	 Internasjonal litteratur	 ................................	................................	......	 12	 	
2.1.6	 Metodiske utfordringer	 ................................	................................	.....	 14	 	
2.2	 	Betydningen av EUs kvotesystem for kraftprisene	...........................	 16	 	
2.2.1	 Termiske kraftsystemer	 ................................	................................	...	 16	 	
2.2.2	 Vannkraftdominerte kraftsystemer	 ................................	...................	 17	 	
2.2.3	 Empiriske bevis	 ................................	................................	................	 20	 	
3 	ESTIMERING AV KARBON	PRISEFFEKTEN	 ................................	..........	 21	 	
3.1	 	Estimering av karbonpriser på norske og tyske kraftpriser	 ..............	 21	 	
3.1.1	 Egne beregninger og	 resultater	 ................................	.......................	 21	 	
3.1.2	 Referanser til eksisterende estimater	 ................................	..............	 25	 	
4 	ESTIMERING AV ETTERS	PØRSELSEFFEKTER	 ................................	.. 27	 	
4.1	 	Litteraturgjennomgang	 ................................	................................	.....	 27	 	
4.2	 	Gjennomgang av k	raftintensiv industri	 ................................	.............	 28	 	
4.2.1	 Gjennomgang sektorspesifikke egenskaper	 ................................	....	 29	 	
4.2.2	 Jern og stål	 ................................	................................	......................	 31	 	
4.2.3	 Ikke	-jernholdige metaller	 ................................	................................	.. 32	 	
4.2.4	 Treforedling	 ................................	................................	.....................	 33	 	
4.2.5	 Kjemiske råvarer	 ................................	................................	..............	 34	 	
4.2.6	 Oppsummering av lekkasjerisiko	 ................................	.....................	 35	 	
4.3	 	Estimering av effekter	 ................................	................................	......	 37	 	
4.3.1	 Effekter i Norge	 ................................	................................	................	 38	 	
4.3.2	 Effekter i Tyskland	 ................................	................................	...........	 39	 	
4.3.3	 Produksjonsbeslutninger vs. Investeringsbeslutninger	 ....................	 39	 	
4.3.4	 Lekkasjeeffekter	 ................................	................................	...............	 40	 	
4.4	 	Kraftpriseffekter	 ................................	................................	...............	 41	 	
4.5	 	Indirekte effekter: EU ETS	 ................................	...............................	 42

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
3 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5 	ALTERNATIVE VIRKEMID	LER	 ................................	...............................	 44	 	
5.1	 	Vurderingskriterier	 ................................	................................	...........	 44	 	
5.1.1	 Incentivvirkninger for kraftintensiv industri	 ................................	.......	 45	 	
5.1.2	 Effek	tiv energibruk	 ................................	................................	...........	 45	 	
5.1.3	 Konsekvenser for karbonlekkasje	 ................................	....................	 46	 	
5.1.4	 Konsekvenser for kraftmarkedet og CO	2-kvotemarkedet	 .................	 46	 	
5.1.5	 Samfunnsøkonomiske ringvirkninger	 ................................	...............	 46	 	
5.1.6	 Administrative kostnader	 ................................	................................	. 47	 	
5.2	 	Oversikt over virkemidler	 ................................	................................	. 47	 	
5.3	 	Generelle virkninger ved kompensasjonsordninger	 .........................	 47	 	
5.3.1	 Utslipp/karbonlekkasje	 ................................	................................	.....	 47	 	
5.3.2	 Konsekvenser for kraftmarkedet og kvotemarkedet	.........................	 48	 	
5.3.3	 Sysselsetting og distriktsutvikling	 ................................	.....................	 48	 	
5.4	 	Spesifikke virkninger	 ................................	................................	........	 49	 	
5.4.1	 Direkte priskomp	ensasjon	 ................................	...............................	 49	 	
5.4.2	 Gratis tildeling av utslippsrettigheter	 ................................	................	 49	 	
5.4.3	 Differensierte CO	2-avgifter	 ................................	...............................	 50	 	
5.4.4	 Border tax adjustment	 ................................	................................	......	 51	 	
5.4.5	 Rundsumskompensas	jon	 ................................	................................	 52	 	
5.4.6	 Skattefradrag	 ................................	................................	...................	 53	 	
5.4.7	 Støtte til innsatsfaktorer	 ................................	................................	...	 53	 	
5.4.8	 Støtte til kraftproduksjon / overføringskapasitet	 ...............................	 53	 	
5.4.9	 Lavere nettariffer	 ................................	................................	..............	 54	 	
5.4.10	 Produktstøtte	 ................................	................................	...................	 54	 	
5.5	 	Oppsummering	 ................................	................................	................	 55	 	
6 	REFERANSER	 ................................	................................	.........................	 59	 	
VEDLEGG 1: ANALYSEMO	DELL OG FORUTSETNING	ER	 ...........................	 61

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
4 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Om prosjektet	 	 	Om rapporten	 	
Prosjektnummer	: 	MVD	-2011	-1 	 	Rapportnummer	: 	2011	-18	 	
Pro	sjektnavn	: 	Karbonpris	-	
kompensasjon	 	 	Rapportnavn	: 	Karbonpris	-	
kompensasjon	 	
Oppdragsgiver	 	Miljøvern	-	
departementet	 	 	ISBN	-numm	er 	978	-82	-93150	-09	-1 	
Pro	sjektleder	: 	Arndt von Schemde	 	 	Tilgjengelighet	 	Offentlig	 	
Prosjektdeltakere	: 	
Arndt von Schemde, 
Åsmund Jenssen, Silje 
Elise 	Harsem	, Guro 	
Gravdehaug	; 	
Annegrete Bruvoll, 
Haakon Vennemo	 	
 	Ferdigstilt	: 	Des	ember 2011	 	
 
Brief summary in English	 	
This report concerns the potential effects of carbon prices on power intensive 
industry in Norway and carbon leakage. We find that carbon prices lead to a 
substantial increase in power prices. Without compensation, this price increase is 
likely to reduce t	he attractiveness of Norway as a location for power intensive 	
industry. 	 	
The short	-term effects may be limited, as parts of power intensive industry have long	-	
term power purchase agreements until around the year 2020. In the long	-term, 	
however, when invest	ment decisions are to be made, the uncertainty that carbon 	
prices without compensation may impose can be a defining factor in the allocation 
and investment decisions, as most power intensive industry is capital intensive, and 
therefore aims to avoid uncert	ainties. 	 	
We do not consider whether carbon price compensation is desirable from an overall 
economic cost	-benefit perspective. However, if a compensation scheme is to be 	
introduced, it should meet certain economic efficiency criteria with regard to 
localiz	ation decisions and energy efficiency, as well as minimizing administrative 	
costs. According to our analysis, different schemes may have different incentive 
effects and impact on administrative costs, and their effect may also vary between 
industry sectors	. The optimal choice of compensation scheme thus depends on a 	
number of policy tradeoffs.	 	
 
Om	 THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6	 	
0158 Oslo	 	
Foretaksnummer: NO 895 144	 932	 	
www.t	-cg.no	 	
THEMA Consulting Group tilbyr 	spesialist	-	
kompetanse innenfor markedsanalyse, 
markedsdesign og strategirådgivning for energi	- 	
og kraftbransjen.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
5 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
1 	SAMMENDRAG	 	
Rapporten tar for seg	 potensielle karbonlekkasje	effekter	 som kan 	oppstå som følge 	
av 	økte kraftpriser 	på grunn av 	karbonkostnad	er og EU ETS. THEMA Consul	ting 	
Group og Vista Analyse har fått	 i oppdrag av Miljøverndepartementet å vurdere 	
effekten av karbonkostnaden på norske kraftpriser, og den påfølgende effekten på 
produksjons	- og investeringsbeslutninger i kraftintensiv industri. 	I tillegg 	har	 vi vurdert 	
ulike 	tiltak for å kompensere den kraftintensive industrien og hindre eventuell 	
karbonlekkasje. 	Analysen er partiell i den forstand at vi drøfter hvordan en 	
kompensasjonsordning kan utformes mest mulig effektivt gitt at en ordning 	skal 	
innføres. Vi vurderer ikke hvorvidt karbonpriskompensasjon er ønskelig fra et samlet 
samfunnsøkonomisk perspektiv.	 	
EU ETS og 	karbon	lekkasje	 	
EU ETS (EU	 Emission Trading System	) ble introdusert i 2005 	med formål om å 	
redusere 	CO	2-utslippene p	å en kostna	dseffektiv må	te. Ved å organisere 	
utslippsreduksjonen	 i et marked	 og legge til rette for fri omsetning av utslippskvoter 	
og 	kvote	handel på tvers av deltakerlandene, skal EUs 	kvotes	ystem	 stimulere til at 	
utslippsreduksjonene gjennomføres der de er billigst. 	 CO	2-kvotene	 øker kostnaden	e 	
til karbonintensive produkter, hvilket skal bidra til økte incentiver for 
energieffektivisering 	og at flere skal finne det lønnsomt å gå over til mindre 	
ka	rbonintensive substitutter. 	 	
Imidlertid kan k	arbonpriser 	også påføre en økonomi uønskede	 effekter, som 	
karbonlekkasje. 	Ka	rbonlekkasje	 kan blant annet opptre i tilfeller der 	produkter fra E	U 	
substitueres	 med like eller mer karbonintensive 	produkter fra land	 utenfor EUs 	
kvotesystem	. Fravær av en CO	2-kostnad	 i andre land	 bedrer	 disse produktenes 	
konkurransevi	lkår på bekostning av produkter som belastes en CO	2-kostnad	 	
gjennom kvotesystemet	. Dersom eksistensen av kvotesystemet fører	 til at det foretas 	
investerin	ger u	tenfor EU ETS, kan dette også 	gi grunnlag for	 karbonlekkasje. 	 	
Det å	 måle og/eller e	stimere karbonlekkasje er 	utfordrende av flere årsaker:	 For det 	
første er det empiriske grunnlaget 	begrenset som følge av 	kvotesystemet i EUs 	korte 	
levetid. For det 	andre er det vanskelig å henføre en produksjons	- 	eller 	
investeringsbeslutning til CO	2-priser, og for det tredje er det komplisert å vurder	e 	
hvorvidt produksjon i land utenfor EU ETS leder til økte	 globale utslipp eller ikke. 	 	
På lang sikt er det imidlertid	 naturlig å anta at lokalisering av indus	tri innen	for	 EU vil 	
bidra til 	lavere 	globale utslipp enn dersom industrien	 hadd	e vært lokalisert 	i land 	
utenfor. Lavere forventede utslipp i Europa 	fremover 	følger av EUs mål om en 	
lav	utslipps	økonomi innen 2050, 	bes	krevet i	 EUs 2050 Energy Road Map. 	 	
Kraftint	ensiv industri	 vil mest sannsynlig påvirkes 	– i hvert fall på lang sikt	 	
Den k	raftintensiv	e industri	en i Norge	, som utgjør tilnærmet en tredjedel av 	Norges 	
totale kraftforbruk, påvirkes betydelig	 av EU	 ETS. En 	karbonpris	 på	virker industrien 	
direkte og indirekte. Direkte dersom industrien har 	karbonutslipp i 	sin 	
produksjonsprosess, og indirekte 	ved at	 kraftprisene øker som følge av kvoteprisen. 	 	
I termisk	e system	er, som 	i for eksempel	 Tyskland, øker kraftprisene som følge av at 	
kull	- 	og gasskraftproduksjon har CO	2-utslipp, slik at grensekostnaden	 	ved 	
kraftproduksjon øker. I 	vannbasert	e system, som 	i Norge, vil prisene øke som følge

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
6 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
av at prisen 	for fleksibel vannkraft bestemmes	 av kraf	tproduksjonens alternativverdi	. 	
Denne såkalte v	annverdi	en bestemmes 	blant annet 	av 	prisen ved termisk 	
kraftproduksjon, og ekspor	t-/import	balanser. 	 	
Vi har benyttet en sofistikert kraftmarkedsmodell for Nord	-Vest Europa for å estimere 	
effekten a	v karbonpris	er på kraftprisene	. Resultatene bekrefter tidligere estimater,	 	
som har vist 	at karbonpriser påvirker	 kraftprisene i Norge betyde	lig. Den norske 	
priseffekten blir i våre analyser 	estimert	 å være større 	enn den tyske priseffekten. En 	
høyere norsk priseffekt 	følge	r av norske kraftpriser 	på marginen bestemmes av 	
kullkraftproduksjon	, mens tyske kraftpriser 	på marginen 	bes	temmes av en 	
kombinasjon av	 kull	- og	 gasskraftproduksjon. Kar	bonpriser kan derfor innebære	 en 	
betydelig kostnadsøkning for kraftintensiv indust	ri, også i Norge. 	 	
Den norske kraftintensive industrien	 består i hovedsak av	 jern og	 stål	, aluminium,	 	
treforedling og kjemiske råvarer. Disse industriene e	r preget av følgende 	
egenskaper:	 	a) kraftkostnader utgjør en stor andel av de totale 	
produksjonskostnadene, b) de er kapitalintensive, c) de har begrenset mulighet til å 
velte eventuelle kostnadsøkninger på forbrukerne, og d) de er utsatt for internasjonal 
konkurranse. Det er derfor nat	urlig å anta at en CO	2-relatert kostnadsøkning kan 	
medføre en produksjonsreduksjon, reallokering eller utflagging av industri, 	og/	eller 	
føre til at nyinvest	eringer plasseres utenfor Norge, eventuelt 	EU ETS	. 	
Vi finner at potensialet for en reduksjon i kraf	tetterspørselen fra kraftintensiv industri 	
er betydelig dersom industrien ikke blir kompensert for denne kostnadsøkningen. 
Mens risikoen for redusert produksjon på kort sikt er relativt begrenset som følge av 
utbredelsen av langsiktige kr	aftkontrakter frem	 til 2020, antas 	den langsiktige ri	sikoe	n 	
å være 	større	. Innen 2020 må store deler av industrien foreta en rekke 	
investeringsbeslutninger og avgjøre om det fortsatt vil være lønnsomt å være 
lokalisert i Norge. 	 	
Kraftintensiv industris egenskap av å være sv	ært kapitalintensiv, spiller en stor rolle i 	
denne sammenheng. Siden store deler av indu	striens totale kostnader bindes	 i 	
investeringen, oppfattes investeringsrisikoen for denne industrien som høyere, gitt alt 
annet likt. Kraftintensiv industri vil der	for 	på et generelt grunnlag	 spesielt søke	 å 	
unngå risiko ved	 investeringsbeslutninger.	 Siden EU ETS kan innebære	 en bet	ydelig 	
risiko for 	den 	fremtidig	e kontantstrøm	men	, kan denne prisrisikoen alene være 	
tilstrekkelig til at industri foretrekker å investere 	i land 	utenfor Norge og EU ETS. 	 	
Kompensasjonstiltak kan redusere lekkasjerisikoen 	– men tiltakets utforming 	
har betydning	 	
For å unngå risikoen for karbonlekkasje er det følgelig behov for e	t tiltak 	som 	
kompenserer den kraftintensive industrien for karbonk	ostnadskomponenten i 	
kraftprisene. En slik kompensasjonsordning kan utformes på ulike måter: 	blant annet 	
en direkte kompensasjon som kompenserer for marginaleffekten av karbon i 
produksjonen, ha	ndelsbarrierer, subsidiering av 	innsatsfaktor	er, 	eller 	rundsum	-	
kompensasjon	. E	n god kompensasjonsordning er kjennetegnet ved et 	gitt antall 	
egenskaper, hvilket inkluderer at tiltaket	: a) tilrettelegge	r for energieffektivisering, b) 	
opprettholde	r produksjon, c) skape	r investe	ringsincentiver og følgelig er transparent, 	
og 	d) er	 enkel å administrere. Den optimale ordningen vil trolig være sekt	orspesifikk, i 	
betydning av at 	det riktige tiltaket	 for aluminiumsind	ustrien ikke nødvendigvis er det 	
riktige tiltaket	 for de andre indust	riene. Det gjør en kompensasjonsordning mer

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
7 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
komplisert og dyrere å drive, men disse kostnadene må veies opp mot tapet av nytte 
ved et generelt opplegg. Hvis man velger et generelt opp	legg så bør det velges på 	en 	
måte som gir 	lavest	 totale	 tap.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
8 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
2 	INNLEDNING	 	
2.1	 	Introduksjon og bakgrunn	 	
Karbonkostnader via EU 	ETS resulterer i høyere kraftpriser i Europa. Dette er ikke 	
bare tilfelle for systemer basert på termiske energibærere, men også for 
vannkraftdominerte systemer som i Norge, der kraftprisene blir bestemt av 	alternative 	
energikilder. 	 	
CO	2-kostnaden kan utgjøre en 	betydelig 	andel av kraftprisene, hvilket kan lede 	til 	
svekkede	 konkurransevilkår	 for industrien i Europa, inklusive Norge. Dersom en CO	2-	
pris fører til at industrien flytter	 eller velger å etablere seg i land	 utenfor	 EU 	ETS	, kan 	
de globale utslippene øke.	 En asymmetrisk klimapolitikk kan	 derfor	 virke mot sin 	
hensikt, dersom	 en	 CO	2-pris på europeiske utslipp til tross for økte incentiver for 	
energieffektivisering og substitusj	on med mindre karbonintensive produkter, bidrar til 	
at totale utslipp øker. 	 	
I tilfeller der 	ett land eller en gruppe av land innfører ensidige virkemidler for å 	
redusere sine utslipp, er det flere mekanismer som bidrar til at utslippene kan øke i 
andre la	nd 	– karbonlekkasje	. 	
Denne rapporten belyser omfanget av karbonlekkasjeproblemet, herunder hvilke 
former for kar	bonlekkasje som er mest sannsynlig	, hvor reell lekkasjefaren er og 	
hvilke sektorer som er mest utsatt	 for lekkasjerisiko	. Videre diskuterer vi 	virkemidler 	
som kan benyttes for å begrense problemet med karbonlekkasje.	 Analysen er partiell 	
i den forstand at vi drøfter hvordan en kompensasjonsordning kan utformes mest 
mulig effektivt gitt at en ordning skal innføres. Vi vurderer ikke hvorvidt 
karbon	priskompensasjon er ønskelig fra et samlet samfunnsøkonomisk perspektiv.	 	
Strukturen i rapporten er lagt op	p som følger. Dette kapitlet beskriver det generelle 	
lekkasjeproblemet, kapittel 	3 drøfter effekten av CO	2-priser på kraftprisene, videre tar 	
kapittel 	4 for seg etterspørselseffekten	 av karbonprisene på kraftprisen	e sam	t gir et 	
overblikk over den 	kraftintensive industrien. Avslutningsvis diskuterer kapittel 	5 	
alternative tiltak og virkemidler s	om kan benyttes for å hindre karbonlekkasje. 	 	
2.1.1	 Karbonlekkasje	 	
Mens den optimale politikken for det globale klimaproblemet tilsier en global 
internasjonal klimaavtale med avgifter eller kvotemarked, er ulike regionale/nasjonale 
initiativ mest realistisk på 	kort sikt. Den regionale kvoteavtalen	, EU ETS	, er et 	
eksempel på en ensidig avtale som kan føre til karbonlekkasjer utenfor området. 
Avtalen fører til en økning i energiprisene innenfor regionen som gjennom svekket 
konkurransekraft for	 den	 kraftintensive	 industri	en	 kan føre til karbonlekkasjer til 	
resten av verden. Dermed kan det oppstå en karbonlekkasje fra Norge til land utenfor 
EU ETS	-området. For å motvirke lekkasjer arbeider EU	-kommisjonen med å vedta 	
kompensasjonsordninger for CO	2-elementet i kraftp	risen for konkurranseutsatt 	
industri (karbonpriskompensasjon).	1 	
 	 	
1 Siden landene selv kan bestemme i hvilken grad de vil utnytte ordningene, gir kompensasjonsordningene 
opphav til en annen type lekkasje: Ved en ulik behandling mellom landene vil det kunne forekomme lekkasjer 
innenfor EU ETS	-området.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
9 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Kompensasjonsordninger vil i prinsippet bidra til å motvirke hensikten med 
kvotesystemet og prising av CO	2. Det er derfor viktig at kompensasjonsordningen 	
ikke svekker de marginale incentiven	e til å gjennomføre 	utslippsreduserende tiltak.	 	
2.1.2	 Direkte effekter og indirekte effekter av EUs kvotesystem	 	
En sektor	 som er	 under	lagt	 kvotesystemet påvirkes 	direkte	 av en karbonpris ved at 	
sektoren enten må øke sine rensekostnader eller kjøpe kvoter 	i mark	edet. I hvilken 	
grad en sektor påvirkes av en slik karbonkostnad avhenger 	særlig 	av 	to faktorer	: 	
 	Karbonintensitet i produksjonsprosessen	 	
 	Kostnader ved utslippsreduksjon	 	
Aktører i økonomien kan påføres 	indirekte	 karbonkostnader gjennom følgende 	
kanaler: 	 	
 	Kostnadsøkninger på innsatsfaktorer, herunder energi og elektrisitet	 	
 	Økte kapitalkostnader som følge av at 	klimapolitikk	en øker investorenes 	
oppfattede risiko	 	
 	Substitutter forbundet med lave CO	2-utslipp øker sin verdi, slik at forbrukere 	
av disse produkten	e også opplever økte kostnader. 	 	
2.1.3	 Teoretisk drøfting	 	
IPCC	 (2007)	 definerer karbonlekkasje på følgende måte:	 	
 	 	 	 	 	 	 	 	 	
 	 	 	 	 	 	 	 	 	 	 	
Karbonlekkasje	 kan hovedsakelig oppstå på fire	 måter, som ikke nødvendigvis 	
utelukker hverandre. 	 	
i. 	Ensidige tilstramminger, eksempelvis økte avgifter på fossile brensler, vil føre 
til mindre fossil energiforbruk nasjonalt, 	men siden energimarkedene omfatter 	
flere land, kan det også bidra til reduserte energipriser innenfor dette 
flernasjonale markedet, noe som stimulerer til økt etterspørsel i andre land. 
Førsteordenseffekten hjemme kan da bli motvirket av virkninger i det 
internasjonale markedet. 	 	
ii. 	Videre kan stram nasjonal klimaregulering øke kostnadene til karbon	- og 	
energiintensive bedrifter. Kostnadsøkningen kan både være direkte gjennom 
bedriftenes bruk av fossile brensler og indirekte gjennom prisen på elektrisk 
energi 	som bedrifte	ne bruker og som øker i pris på grunn av	 	
klimareguleringen. Denne innenlandske kostnadsøkningen vil redusere 
lønnsomheten og på sikt føre til raskere nedleggelser og færre nyetableringer. 
Dermed øker de internasjonale prisene på produktene, noe	 som kan føre til 	
økt produksjon og nyetableringer i utenlandske markeder. 	 	
iii.	 	Lekkasjer kan oppstå gjennom en samordnet virkemiddelbruk over grupper av 
land. For eksempel vil reduserte utslipp i Norge bli helt eller delvis motvirket 
gjen	nom kvotemarkedet int	ernasjonalt på kort sikt	. Redusert etterspørsel etter 	
kvoter i Norge reduserer kvoteprisen internasjonalt, og dermed går utslipp 
tilsvarende opp.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
10	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
iv.	 	Konsumenter går over til å kjøpe karbonintensive produkter fra land uten 
utslippsbegrensninger	. 	
Omfanget av lekkasjene vil henge sammen med prisresponser, 	kostnads	- og 	
teknologiforhold samt	 samspillet mellom (i)	 – (iv)	. Når reduksjoner i nasjonal 	
produksjon eventuelt blir motsvart av økt produksjon utenlands (ii), vil 
lekkasjeeffekten avhenge av pris	endringer i det internasjonale produktmarkedet. 	
Videre vil effekten være sterkt avhengig av hvorvidt produksjonsøkningen utenlands 
skjer innenfor eksisterende eller nye bedrifter (teknologier), da en må anta at 
nyetableringer vil benytte den nyeste teknolo	gien som gir mindre utslipp enn den 	
gamle som eventuelt legges ned. 	 	
Lekkasjeeffektene vil henge sammen med koordineringen av klimapolitikken mellom 
land (iii). Innenfor flernasjonale kvotesystem, som EU ETS, er det samlede 
utslippsnivået gitt	 på kort sikt	. Utslippslekkasjer til land som deltar i slike 	
kvotesystemer eller har påtatt seg andre forpliktelser om utslippsbegrensninger, vil i 
prinsippet føre til at lekkasjene må motsvares av utslippsreduksjoner i andre land. 
Om produksjonen flyttes til andre lan	d som ikke har forpliktet seg for eksempel i 	
Kyotoprotokollen, vil lekkasjeeffekten derimot kunne være mer entydig.	 	
Videre vil eventuelle nedleggelser eller reduksjoner i nyetableringer i sektorer 	som 	
påvirkes av 	klimapolitikk	en	 føre til redusert etterspør	sel etter arbeidskraft og andre 	
innsatsfaktorer innenlands	. Reduserte priser	 vil igjen stimulere etterspørselen etter 	
innsatsfaktorer. Nedleggelser innenfor noen sektorer fører på denne måten til 
omstillinger og nyetableringer mot mindre karbonintensive næ	ringer. Disse vil igjen 	
kunne øke sine markedsandeler på bekostning av utenlandske markeder, og bidra til 
reduserte utslipp i andre land, altså en negativ karbonlekkasje. 	 	
Når man analyserer lekkasjeeffekter, vil resultatene avhenge av hvor store 
ringvirkn	inger man tar hensyn til. Den enkleste analysen tar kun hensyn til 	
konsekvensene av direkte effekter innenfor én bransje, for eksempel reduksjonen i 
norsk aluminiumsproduksjon og eventuelt	 økning i produksjonen i andre land. Skal 	
man imidlertid beregne den	 totale effekten, er det nødvendig med globale 	
utslippsmodeller som analyserer ringvirkninger gjennom energimarkedene, 
omstillinger til helt andre markeder og virkninger gjennom 	en 	samordnet klimapolitikk.	 	
IEA drøfter IPCCs definisjon i henhold til EUs kvo	tesystem 	vist ved illustrasjonen 	
under	 (Figur 	1).

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
11	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Figur 	1: Effekter av CO	2-kostnader	 	
 	
Kilde 	1: (IEA, 2008)	 	
Som beskrevet ved figuren over kan 	klimagass	utslippene i en økonomi 	påvirkes 	
gjennom minst tre kanaler:	 	utslippsreduksjoner	, etterspørselselastisitet og 	
konkurransedrevet lekkas	je. D	e to førstnevnte kanalene er 	ønskede	 effekter av 	
klima	politikken. En pris på CO	2 vil øke kostnadene ved utslipp, slik at kvotebelagt 	
industri 	vil finne det lønnsomt å innføre tiltak for å redusere sine utslipp	, 	
energieff	ektivisering	, hvilket vil bidr	a til å redusere utslippene per pro	duserte enhet	. 	
Økte p	roduksjonskostnader som påløper av	 CO	2-kostnadene, vil videre reflekteres i 	
produktprisene, som igjen reduserer etterspørselen etter karbonintensive produkter, 
gitt at etterspørselen er elastisk. Redusert etterspørsel og overgang til m	indre 	
karbonintensive substitut	ter, vil bidra til reduserte produksjonsvolum og følgelig 	
lavere utslipp. 	 	
Den siste kanalen, helt til høyre i figuren over, er imidlertid en uøn	sket effekt av 	
klima	politikken.	 	
En kan skille mellom karbonlekkasje som oppstår på bakgrunn av tap av 
internasjonale markedsandeler på kort og lang sikt. 	 	
 	Kort sikt: Kostnadsforskjeller bidrar til å endre produksjonsvolum og 
handelsstrømmer som følge av at aktører i økonomien går over ti	l å kjøpe 	
karbonintensive produkter fra land uten tilsvarende CO	2-politikk. Kortsiktig 	
karbonlekkasje oppstår av forhol	d på både 	konsuments	iden og 	
produsent	siden:	 	
o 	Konsumentsiden	: Konsumenter går over til å kjøpe karbonintensive 	
produkter fra land uten uts	lippsbegrensninger	 	
o 	Produsentsiden	: Produsenter går over til å kjøpe karbonintensive 	
innsatsfaktorer 	fra land uten utslippsbegrensninger. 	 	
 	Lang sikt: 	Effektene over bidrar til økt etterspørsel etter produkter fra land med 	
mildere klimapolitikk og påfølgende	 høyere priser, samtidig som fravær av 	
CO	2-kostnader bidrar til et relativt lavt kostnadsnivå. Samlet sett 	øker 	derfor 	
den relative lønnsomheten ved å etablere karbonintensiv produksjon i landet 
med mildere klimapolitik	k, hvilket kan gå 	på bekostning av	 investeringer i land 	
med en CO	2-pris. 	 Reduksjon	i 	
enhetsutslipp	
Reduksjon i absolutt 
etterspørsel etter CO2	-	
intensive produkter
(Lavere prod. volum)	
Tap av internasjonale 	
markedsandeler 
(handelsstrømmer)
Kort og lang sikt	
•	Transportkostnader	
•	Kapasitetsutnyttelse	
•	Handelsbarrierer	
•	Produktdifferensiering	
Utslipssreduksjoner	Etterspørselselastisitet	
Ønsket effekt	Uønsket effekt

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
12	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
2.1.4	 Sektorer utsatt for karbonlekkasje	 	
I henhold til EU	-direktiv	 2009/29/EC artikkel 10a (15) antas det at en sektor eller 	
undersektor er utsatt for karbonlekkasjerisiko dersom begge vilkårene under er 
oppfylt: 	 	
 	Summen av direkte og indirekte kostnader påført av kvotesystemet leder til 
en betydelig økning i produksjonskostnadene. Nærmere bestemt at de 
karbonrelaterte kostnadene utgjør mer enn fem prosent av bruttoproduktet. 	 	
 	Handelsintensiteten med tredjeland, def	inert som forholdet mellom summen 	
av verdien av eksport og import til tredjeland og den totale markedsstørrelsen 
til Unionen (årlig turnover pluss import fra tredjeland), er over ti prosent. 	 	
Samtidig antas det at en sektor eller undersektor er utsatt f	or en betydelig 	
karbonlekkasjerisiko dersom ett av vilkårene beskrevet under er oppfylt: 	 	
 	Summen av direkte og indirekte kostnader påført av kvotesystemet leder til en 
økning i produksjonskostnadene tilsvarende 30 prosent eller mer av 
bruttoproduktet. 	 	
 	Ha	ndelsintensiteten med tredjeland, definert som forholdet mellom verdien av 	
samlet eksport til tredjeland og verdien av import fra tredjelandet og 
markedsstørrelsen til Unionen er over 30 prosent. 	 	
Hvorvidt en industri er utsatt for karbonlekkasjerisiko i f	orhold til EUs definisjon	, 	
avhenger følgelig av industriens grad av internasjonal konkurranse og av den relative 
større	lsen på karbonkostnadsøkningen.	 Nærmere bestemt kan en si at industrier 	
med følgende karakteristika er utsatt: 	 	
1. Produksjonsprosessen er 	forbundet med store utslipp	 (direkte og/eller 	
indirekte)	 	
2. Energi utgjør en betydelig andel av den totale produksjonskostnaden	 	
3. Industrien er u	tsatt for global konkurranse og må bære en viss andel av 	
karbonkostnaden for å unngå å tape markedsandeler	 	
Det siste	 leddet over dreier seg om hvor utsatt den respektive industrien er for 	
konkurranse fra produsenter lokalisert i land uten tilsvarende 	klima	politikk. Graden av 	
internasjonal konkurranse avhenger blant annet av industriens transportkostnader, 
kapasitetsutny	ttelse, handelsbarrierer og produktdifferensiering, jf. 	blå boks 	til høyre i 	
Figur 	1. Konkurransesituasjonen påvirker industriens evne til å velte kar	bon	-	
kostnaden over i produktprisene. Avsnitt 	4.2	 inneholder 	en nærmere gjennomgang 	
av hvilke karakteristika som kjennetegner de mest lekkasjeutsatte industriene, og 
hvilke industrier som med bakgrunn i disse karakteristikaene anses som mest utsatt. 	 	
2.1.5	 Internasjonal litteratur	 	
Det er gjort en rekke kvantitative studie	r av klimatiltaks effekter på karbonlekkasje. 	
Noen er utført som partielle sektoranalyser og analyser av energimarkedene. De 
fleste er imidlertid gjort ved hjelp av generelle likevektsmodeller, med ett eller flere 
land. Globale likevektsmodeller er i prins	ippet nødvendige for å beregne 	
totaleffekte	ne av klimatiltak, jamfør i)	-iv) i kap	ittel	 2.1.2	 ovenfor. Ans	lagene er 	
generelt sensitive for	 forutsetn	inger om parameterisering av tilbud av fossile brensler

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
13	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
(Burniaux and Martins 2000) og spesifisering av internasjonal handel (Böhringer m. 
fl. 1998).	 	
Generelt viser disse analysene lekkasjeeffekter på 10	-30 prosent. Det vil si at 	
utslippene samlet sett red	useres med 70	-90 prosent av den direkte utslippseffekten 	
på sektoren som reguleres. En annen måte å betrakte dette på, er at 
tiltakskostnaden er 10	-40 prosent høyere enn for eksempel avgiften eller kvoteprisen 	
som utløser utslippsreduksjonen i den regulert	e bedriften.	 	
Mattoo m. fl. står for ett av de mest generelle studiene, 	som	 studerer effekter av CO	2-	
reduksjoner i høyinntektslandene som gruppe på utslippene i utviklingsland. Studien 
viser 	 en karbonlekkasje på 3,5 prosent (Karp 2010). Av andre studier med relativt 	
lave anslag	 kan nevnes Paltsev (2001) og Kuik og Gerlagh (2003), som anslår at 	
gjennomføring av Kyoto	-protokollen vil medføre rundt 10 prosent karbonlekkasje, 	
med usikkerhetsinter	vall tilsvarende 5	-17 prosent avhengig av forutsetninger om 	
aggregering, energitilbudselastisiteter, handelselastisiteter og kapitalmobilitet. 	 	
Kjemisk industri, jern og stål står for de største sektorene. Kuik 	og	 Gerlagh (2003) 	
konkluderer med at hovedgrunnen til lekkasjer er reduksjoner i energiprisene, heller 
en	n substitusjon innenfor Annex I	-landene. I en likevektstudie av norsk økonomi 	
anslår Bruvoll og Fæhn (2006) en lekkasje på rundt 10 prosent som følge av 	økt 	
CO	2-avgift. I denne studien antas at redusert eksport/økt import motsvares av økt 	
produksjon i utlandet til gjennomsnittlig utslippsteknologi, noe som bidrar til å 
overvurdere lekkasjeeffekten. Elliot m. fl. (2010) anslår at en CO	2-avgift på 29 	
USD/ton	n i Annex B	-landene vil gi en lekkasjeeffekt på 20 prosent i utviklingsland.	 	
Babiker (2005) representerer 	en 	av få studier som antyder lekkasjeeffekter 	høyere 	
enn 100 prosent	. I en studie med ulike forutsetninger om produksjon og konkurranse 	
i kraftintensi	v industri varierer lekkasjeeffekten mellom 25 og 130 prosent. De høye 	
estimatene skyld	es økt skalautbytte, strategisk	 	adferd og forutsetninger om 	
homogene produkter. IPCC (2007) anser effekter på over 100 prosent som lite 
realistiske, siden dette forutsetter at de mest utslippseffektive bedriftene legges ned. 
Basert på en litteraturstudie og en vurde	ring av ETS konkluder	er Sijm m.	fl. (2004) 	
med at det er usannsynlig at karbonlekkasje vil være av større betydning, på grunn 
av at transportkostnader, lokale markedsforhold og 	ufullstendig 	informasjon 	
favoriserer lokal produksjon. Reinaud (2005) 	gir en oversikt 	over lekkasjeef	fekter for 	
kraft	intensiv 	industri innenfor EU ETS og kommer til samme konklusjon. 	 	
Litteraturen viser også lekkasjene blir mindre desto mindre handelen er med utlandet 
(eller med land utenfor den regionen som innfører virkemidlet, som for eksempel EU 
ETS v	ersus resten av verden), og desto flere som innfører politikken. 	
Lekkasjeeffekter ved samme politikk er anslått større i EU enn i USA, noe som 
forklares med at USA har mindre handel med andre land enn EU som region 
(Böhringer m. fl. 2010). Böhringer m. fl.	( 2010) viser at karbonlekkasjen synker etter 	
hvert som flere land samarbeider om felles 	klima	politikk.	 	
For 	kraftintensiv	 industri	 indikerer studier at en CO	2-pris på 20 Euro/tonn kan føre til 	
lekkasjer på mellom 0,5 og 25 prosent i jern	- og stålindustrien	, og mellom 40 	– 70 	
prosent i sementindustrien, blant annet avhengig av hvordan utslippsrettighetene blir 
allokert (Demailly and Quirion 2007, Ponssard and Walker 2008, omtalt i Reinaud 
2009). Szabo m. fl. (2006) anslår at ETS vil gi produksjonslekkasjer p	å 29 	prosent for 	
sementindustrien. I	følge Reinaud (2009) har ikke innføringen av EU ETS ført til

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
14	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
endringer i handel eller produksjon for sement	- og metallindustrien. Erfaringene viser 	
at importen fra lavkostnadsland uten klimarestriksjoner ikke har økt, og	 eksporten har 	
ikke minsket. Årsaken er i følge Reinaud at kostnadsendringene var små for 
utslippsintensive sektorer grunnet kompensasjonsordninger gjennom gratis tildeling 
av utslippsrettigheter. Virkningene kan imidlertid bli større på sikt dersom ambisj	onen 	
innenfor EU ETS strammes til.	 	
2.1.6	 Metodiske utfordringer	 	
Det er flere utfordringer knyttet til å måle 	graden 	karbonlekkasje, hvilket vi har valgt å 	
dele inn i tre deler: empiriske utfordringer, 	måle	utfordringer	 og 	utfordringer	 knyttet til 	
å estimere effekten av industrilekkasje på globale utslipp: 	 	
Empiriske utfordringer	 	
EU ETS	 ble etablert i 2005, og kvotesystem	ets unge alder skaper visse empiriske	 	
utfordringer	. Samtidig 	har CO	2-prisen i d	enne perioden vært relativt lav. 	Tidli	gere 	
observasjoner kan	 derfor være lite representative	 for hvilke lekkasjeeffekter	 som kå 	
oppstå 	fremover. 	 	
Måleutfordringer	 	
Å fange opp den konkurransedrevne karbonlekkasjen er forbundet med en rek	ke 	
utfordringer da valg av både produkter	 og lokalisering 	påvirkes av en rekke andre 	
faktorer.	 For eksempel kan h	andelsmønstre 	og produktvalg	 endres som følge av 	
endringer i 	preferanser, teknologi og 	transportkostnader. Når det gjelder faktorer som 	
påvirker investerings	- 	og lokaliseringsbeslutningen skiller en gj	erne mellom 	
markedsmuligheter, konkurransesitu	asjon og nasjonale rammevilkår. 	
Markedsmuligheter inkluderer primært markedets størrelse og vekst	. 	
Konkurransesituasjon dreier seg om omfanget av etablerte konkurrenter, deres 
konkurranseevne, eierstruktur og k	undenettverk, mens nasjonale rammevilkår 	
gjenspeiler sosioøkonomiske forhold som infrastruktur, utdanningsnivå og 
lønnskostnader, i tillegg til politisk stabilitet og livskvalitet	 (NOU , 1996: 6)	. For 	
eksempel er det en rekke 	selskaper som har	 valgt å lokalisere seg i framvoksende 	
økonomier	 for å komme nærmere markeder i vekst	, billigere råvarer og/eller 	gunstig 	
valutakurs. F	ramvoksende økonomier 	er også generelt 	preget av en mildere 	
klimapolitikk enn industrialiserte land. 	Sam	menhengen mellom lav CO	2-pris og økte 	
investeringer kan følgelig være korrelert uten å være kausal, da andre faktorer kan 
utløs	e investeringer i samme retning som asymmetriske karbonpriser uten at det 	
nødvendigvis er relativt lave CO	2-priser som er den bak	enforliggende årsaken til 	
investeringen.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
15	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Det at andre faktorer enn 	klimapolitikk	 påvirker 	de relevante beslutningene på kort og 	
lang sikt reflekterer 	nødvendigheten av å ta 	hensyn til alle forhold som kan tenkes å 	
påvirke den respektive sektorens beslutninger, hvilket kompliserer 	tallfesting 	av 	
karbonlekkasjen. 	 	
Karbonlekkasjens effekt på globale utslipp	 er usikker	 	
Karbonlekkasjens effekt på de samlede globale utslippsnivåene	 er heller ikke 	
utvetydig. 	 	
På kort sikt er det samlede taket på utslipp innenfor EU ETS gitt, sli	k at enhver 	
utslippsreduksjon (	-økning) vil frigi utslippsrettigheter for salg, og reduksjonen vil bli 	
absorbert	 av en utslippsøkning (	-reduksjon) hos en anne	n produksjonsenhet innenfor 	
kvotesystemet. 	 	
 	Lekkasjeeffekten avhenger av i hvilken grad utslippene øker i land eller stater 
som deltar i andre kvotesystemer som EU ETS eller har påtatt seg andre 
forpliktelser om utslippsbegrensninger. Da vil lekkasjene i p	rinsippet 	
motsvares av utslippsreduksjoner utenlands. Om produksjonen flyttes til andre 
land som ikke har forpliktet seg for eksempel i Kyotoprotokollen, vil 
lekkasjeeffekten derimot kunne være mer entydig, selv om omfanget av 
lekkasjen fortsatt er usikker	. 	
 	For at redusert norsk eller europeisk produksjon skal føre til økt produksjon i 
verdensmarkedet, må verdensmarkedsprisen øke slik at lønnsomheten ute 
øker. Om produksjonsøkninger er lønnsomme ved eksisterende priser, ville de 
jo uansett finne sted. 	Virkn	ingen avhenger dermed av	 	tilbuds	- 	og 	
etterspørselselastisiteter i verdensmarkedet.	 	
 	Lekkasjevirkningene avhenger av utslip	psintensiteter i “ny 	
ut	en	landsproduksjon”	 i forhold til utslippsintensiteten i den reduserte norske 	
produksjonen. Generelt benyttes ny teknologi for nyetableringer	 	eller	 	
kapasitetsutvidelse	r, mens de minst effektive produksjonsenhetene er mest 	
utsatt for nedleggelse. Det er derfor generelt lavere	 utslippsintensiteter direkte 	
i de aktiviteter der produksjonen flyttes enn der de flyttes fra. 	 	
 	Lekkasjevirkningene avhenger imidlertid også av marginale energikilder som 
forsyner slike bedrifter med energi 	– det vil si for norsk versus ny 	
utlandsproduk	sjon. I det integrerte nordiske/e	uropeiske markedet bet	raktes 	
Casestudie: Norske Skog Follum	 	
I desember 2011 annonserte Norske Skog at de ville legge ned sin papirfabrikk på 
Follum. I dette tilfelle var det imidlertid ikke CO	2-priser eller kraftpriser som 	var 	
bakgrunnen 	for avviklingsbeslutningen	, men markedsforholdene 	i 	
treforedlingsindustrien. Nærmere bestemt skapte lavere etterspørsel, høye 
råvarepriser og sterk norsk krone krevende konkurranseforhold for norsk 
treforedlingsindustri. Eksemplet understreker viktigheten 	av å inkludere alle 	
relevante faktorer ved estimering av karbonpriseffekten på etterspørselen til 
kraftintensiv industri.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
16	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
gass og 	kull som marginale energikilder, 	mens fornybare energikilder 	
produseres fullt ut. Spesielt gjelder dette norsk vannkraft hvor produksjonen 
gjennom året er bestemt av tilgjengelig nedbør. 	Det relative forholdet mellom 	
marginale energikilder avhenger av tilsvarende tilbudsforhold i de 
konkurrerende markedene. 	 	
 	Redusert produksjon i kraftintensiv industri vil føre til omstillinger og 
nyetableringer i andre deler av det norske markedet. Det vi	l generelt øke 	
utslippene og motvirke den direkte effekten av utslippsreduksjoner i 
kraftintensiv industri. Nyetablerte bedrifter i andre markeder vil kunne øke sine 
markedsandeler på bekostning av utenlandske markeder, og bidra til 
reduserte utslipp i and	re land, altså en negativ karbonlekkasje. 	 	
 	Tilsvarende gjelder fortrenging i de utenlandske markedene. Lekkasjeeffekten 
vil bli redusert gjennom at den nye utlandsproduksjonen fortrenger annen 
produksjon i de aktuelle landene. 	 	
 	Om vi antar et globalt 	marked og et globalt klimafokus, vil nedlegging av en 	
ineffektiv bedrift som erstattes med en mer effektiv generelt medføre lavere 
utslipp.	 	
Samlet sett er det altså et empirisk spørsmål fra sak til sak hvorvidt de globale 
utslippene øker eller reduseres so	m 	følge av nyetableringer i andre land på 	
bekostning av et	ablering i land med CO	2-priser. 	 	
De lan	gsiktige effektene av industrilekkasje må 	sees i sammenheng med EUs 	
energi	- og klimapolitikk 	på lang sikt og 2050 Energy Road Map. For å 	holde 	
temperaturøkning	en under to	 grader bekreftet Det Europeiske Råd i februar 2011	 	
EU	-målet om å redusere utslippene av klimagasser med 80	-95 prosent innen 2050 	
sammenlignet med 1990	-nivå. En slik redu	ksjon impliserer en betydelig 	
av	karbonisering, og en kraftproduksjonspark b	asert på tilnærmet 100 prosent 	
fornybare ene	rgibærere. På lang sikt er det derfor naturlig å anta at det vil være 	
hensiktsmessig at industrien blir værende og fortsetter	 å investere i Europa ut	 fra et 	
globalt utslippsperspektiv. 	 Vi vil gå nærmere inn på d	ette i kapittel 4. 	 	
2.2	 	Betydningen	 av EUs kvotesystem 	for 	kraftprisene	 	
Dette kapitlet forklarer hvordan CO	2-prisene påvirker kraftprisene. Vi skiller mellom 	
effektene 	i et termisk kraftsystem, for eksempel Tyskland, hvor	 en stor andel av 	
kraftproduksjonen er basert på konvensjonell termisk teknologi, og effektene i 	et 	
vannkraftdominert system	, som 	for eksempel 	Norge eller Norden, der en stor andel 	
av produksjonen er basert på vannkraft. Som vi 	kommer tilbake til senere i 	rapporten	 	
er imidlertid effektene	 i de to systemene	 relativt like. 	 	
2.2.1	 Termiske	 kraftsystem	er	 	
I et	 termisk	 kraftsystem vil 	krafttilbudskurven	 påvirkes av 	klimapolitikk	en på 	minst 	to 	
måter. 	Tilbuds	kurven reflekterer sammenhengen mellom produksjonsteknologi 	og 	
kostnadsstruktur, hvorav de ulike teknologiene er plassert etter nivået på den 
kortsiktige grensekostn	aden ved kraftproduksjon.	 Teknologiene med de laveste 	
grensekostnadene gjengir tilbudskurven ved lave priser, mens teknologiene 
forbundet med høyere gr	ensekostnader gjengir tilbudskurven ved høyere kraftpriser.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
17	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
 	En karbonpris vil endre grensekostnaden ved termisk kr	aftproduksjon, og derfor	 	
skifte 	tilbudskurven	 opp tilsvarende grensekostnaden på CO	2 for de respektive 	
teknologiene.	 	
 	En karbonpris vil 	kunne endre rekkefølgen på teknologiene i 	tilbudskurven.	 Uten 	
CO	2-kostnader er kullkraft billigere enn gasskraft. En CO	2-pris på kraftproduksjon 	
kan imidlertid endre på dette, da k	ullkraft er forbundet med 	større utslipp enn 	
gasskraft. 	En pris på karbon ka	n på denne måten bidra til at 	tilbudskurven 	endres, 	
i betydning av at kull og gass bytter plass. 	 	
De to effektene illustreres i 	Figur 	2 under. Differansen mellom den 	grønne 	
tilbudskurven 	og den sorte 	tilbuds	kurven reflekterer grense	kostnaden på	 CO	2 for	 de 	
uli	ke teknologiene	. At kull er billigere enn gass i et system uten 	CO	2-kostnader er vist	 	
ved	 den sorte 	tilbuds	kurven nederst i figuren der ku	ll er plassert	 lengre til venstre	 enn 	
gass. 	Ved innføring av en CO	2-kostnad vil grensekostnade	n til de respektive 	
produksjonsmetodene	 endre seg, kostnadsøkningen reflekteres ved høyden på den 	
blå og	 grå stolpen i figuren.	 Implementering av en karbonkostnad 	kan innebære	 at 	
kraftproduksjon	 basert på gass blir billigere enn kraftproduksjon basert på kull, slik at 	
de to teknologiene bytter plass i 	tilbuds	kurv	en, 	hvilket er 	indikert ved de blå pilene 	
figuren	 under	. 	
Figur 	2: Tilbuds	kurven med og uten 	CO	2-kostnader	 	
 	
Kilde: THEMA	 	
2.2.2	 Vannkraftdominert	e kraftsystem	er	 	
Norsk kraftproduksjon består i hovedsak kun av fornybar vannkraft	, og er i så måte 	
tilnærmet CO	2-fri. Imidlertid impliserer ikke utslippsfri kraftproduksjon i Norge at den	 	
norske kraftpr	isen	 er 	CO	2-fri, da den norske kraftprisen er tett koblet til prisene som 	
settes i våre	 nabo	land. 	Det norske kraftmarkedet	 er	 integrert i	 de	t nordiske 	og 	
europeiske 	kraftmarkedet gjenn	om gode overføringsforbindelser og påvirkes i så 	
måte av markedssituasjonen i 	Norden og Nordvest	-Europa. 	 	
Norsk vannkraf	t er preget av å ha	 stor lagringskapasitet og rikelig med installert 	
effekt, hvilket bid	rar 	til å gjøre den	 norske 	vannkraftproduksjonen	 svært fleksibel.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
18	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Hvor mye som kan produseres i hver periode er imidlertid be	grenset av 	
magasinfyllingen og periodens tilsigsnivå, og produsentene gjør kontinuerlige 
avveininger i forhold til 	hvor mye av	 energien som skal produseres i 	den nåværende 	
perioden på bekostning av produksjon i	 fremtidige perioder.	 	Figur 	3 under er en 	
enkel 	illustrasjon av hvordan produksjonsbeslutningen 	avgjøres av	 vannverdien og 	
prisnivået i vannkraftdominert kraftsystem med innslag av termisk kraftproduksjon. 
Vannverdien rep	resenterer nettoverdien av å beholde vannet	 i magasinet fremfor å 	
tappe det	 ut umiddelbart	, og er en implisitt alternativkostnad ved produksjon.	 	
Figur 	3: Illustrasjon av optimering	 av vannverdien 	 	
 	
Kilde: THEMA	 	
Figuren over	 viser 	sammenhengen mellom kraftetterspørsel, krafttilbud og kraftpris, 	
der vi antar at prisen er lik marginalkostnaden ved produksjon og avleses på den 
vertikale aksen. 	De 	ulike teknologiene	 langs den horisontale aksen representerer 	
markedets 	tilbudskurve	. Etterspørselen varierer i løpet av dagen, hvilket er illustrert 	
ved 	å inkludere to etterspørselskurver	 i figuren over. Lavlast	-etterspørselskurven 	
indikerer tidspunkt med relativt lav etterspørsel, mens høylast	-etterspørselskurven 	
viser til tidspunkt hvo	r etterspørselen er relativt høy. 	 	
I Norge er vann 	tilnærmet gratis	, og vannkraftproduksjon	 er følgelig forbundet med 	
svært lave variable k	ostnader. V	annkraft	 er 	derfor 	også 	plassert langt til venstre i 	
figuren over. 	Siden 	tilgangen til vann 	er begrenset,	 vil	 vann	et	 som nevnt over ha 	en 	
alternativ	verdi. Dersom vannkraftprodusentene tilbyr kraft i alle perioder hvor prisen 	
dekker den variable kostnaden, ville produsentene gå tomme for vann før perioden 
var omme. Vannkraftprodusenten optime	rer 	derfor 	vannverdien ved å r	edusere 	
kraftproduksjonen i lav	lastperioder, når prisene er lave, og øke kraftproduksjon	en i 	
høy	lastperioder, når prisene er høye. 	Situasjonen er illustrert 	i figuren over, der 	
tilbudskurven	 flyttes etter 	nivået på 	etterspørselen	, i bety	dning av at kurven flytter	 inn 	
i lavlast perioder og ut i høy	last perioder. 	Dersom magasinfylling eller installert 	
kapasitet ikke er bindende, vil en slik produksjonsstrategi fortsette inntil pri	sen er lik	 i 	
alle perioder. 	I e	n stilisert verden, som illust	rert i 	Figur 	3 over, vil	 dette	 innebære at 	
vannverdi	en blir bestemt av kostnaden til	 kull	- og gasskraftproduksjon. De fork	larte Pris	
Volum	
Vannverdi	
Kjernekraft	
CHP	
Vann	
Kull/	Gass	
H	øylast	Lavlast	
p	H	
p	L

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
19	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
sa	mmenhengene er	 til stede 	også	 i virkeligheten, selv 	om 	optimeringsbeslutningen 	
kompliseres av 	usikkerhet knyttet til fremtidige markedsforhold som tilsig, 	
brenselspriser, kjernekraftens ti	lgjengelighet, etterspørsel og lignende. 	 	
Konsekvensen av de nevnte sammenhengene e	r at endringer i grensekostnadene til 	
kull	- og gasskraftproduksjon også vil endre vannverdiene, hvilket impliserer at en 	
CO	2-kostnad vil reflekteres i kraftprisene i et vannkraftdominert system. 	 	
Systemet illustrert i figuren over forutsetter at det vannkr	aftdominerte systemet og 	
systemet basert på termisk kraftproduksjon er fullt integrerte, i betydning av at det 
ikke eksisterer noen flaskehalser 	mellom markedsområdene. Dersom en ser på 	
hvordan det nord	-europeiske kraftsystemet er sammensatt er ikke dette 	tilfellet i 	
virkeligheten. For	 eksempel dominerer v	annkraftproduksjonen i noen deler av 	
systemet, spesielt i nord, og brorparten av den nordiske magasinkapasiteten er 
lokalisert i No	rge, hvilket bidrar til at prissettingen i disse områdene i	 større grad er	 	
bestemt av vannkraftrelaterte faktorer, 	som tilsig og magasinkapasitet	. De ulike 	
delene av systemet	 er koblet	 sammen via noen få overføringsforbindelser, med 	
begrenset kapasitet og frekvente flaskehalser. Flaskehalssituasjoner oppstår når 
utvekslingsbehov	et i nettet overstiger overføringsgrensen, og det blir forskjellige 	
priser i ulike deler av kraftsystemet. 	 	
Figur 	4: Ill	ustrasjon av handelseffekten på norske kraftpriser	 	
 	
Kilde: THEMA	 	
Figur 	4 over viser hvordan CO	2-kostnaden overføres fra det te	rmisk 	baserte til det 	
vannkraftdominert	e systemet i tilfeller det eksisterer	 fla	skehalser	. Figuren illustrerer 	
også typisk 	prisstruktur	 i et vannkraft og termisk 	basert system. 	Vannkraftsystemet	 	
eksporterer 	i perioder der prisene er høye	re	 i det termiske systemet, og	 import	erer	 	
når prisene er 	lavere 	i det termiske systemet. Prisnivået i det vannkraftdominerte 	
systemet reflekte	rer den gjeldende kraftbalansen i løpet av året, eksport 	– import =

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
20	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
vannkraftproduksjon 	– innenlandsk forbruk. For enkelhets skyld antar vi at det 	
innenlandske kraftforbruket er gitt. CO	2-kostnaden øker prisene i det termiske 	
systemet, og for å oppretthold	e kraftbalansen, må også prisnivået i det 	
vannkraftdominerte systemet 	stige. En høyere pris reflekteres ved en høyere 	
alternativverdi for det tilgjengelige vannet, jf. diskusjonen i forrige avsnitt. 	 	
Den årlige o	verføringsfaktoren i et termisk 	basert kraft	system er basert på 	
gjennomsnittet av grensekostnaden for hver time i løpet av året, og vil følgelig variere 
fra time	-til-tim	e. 	Den årlige overføringsfaktoren i et vannkraftbasert system vil 	
imidlertid reflektere alternativverdien av det tilgjengelige vann	et, og varierer vesentlig 	
mindre fra time	-til-time. 	 	
2.2.3	 Empirisk	e bevis	 	
Empirisk sett er det sterk indikasjon på karbonkostnadens gjennomslag i 
kraftprisene. Ved bruk av regresjonsanalyse på data fra 2004	-2008, estimerte 	
THEMA og Pöyry	 (2011)	 en historisk overføringsfaktor i Norge på 0,67 € per MWh 	
per € per ton	n CO	2.2 Ved denne regresjonsanalysen ble historiske ukepriser estimert 	
ved hjelp 	av kullpriser, CO	2-priser og	 avvik fra normale magasinnivåer.	 Sistnevnte 	
forklaringsvariabel ble inkludert for å ta hensyn til tilsigssituasjonen i Norge, 	da det er	 	
en svært viktig	 prisdriver i det norske kraftmarkedet. Estimatene 	fra analysen 	viste 	
seg å være	 svært robuste. 	 	
Ved å kjøre en regresjonsanalyse basert 	på tilsvarende datamateriale, der tyske 	
uke	priser 	ble forklart 	ved kull og CO	2-priser, 	ble det estimert	 det at den tyske 	
overføringsfaktor	en	 historisk set	t var på omtrent samme nivå,	 0,68 € per MWh per € 	
per tonn CO	2. I denne sammenheng er det imidlertid v	iktig å fr	emheve at regresjonen 	
var basert på en svært enkelt regresjonsanalyse, der flere viktige forklaringsvariable	r, 	
som gasspriser, kjernekr	aftens tilgjengelig	het	 og så videre	, ikke ble	 inkludert.	 	 	 	
 	 	
2 Se avsnitt 	3.1	 for de	finisjon av overføringsfaktoren.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
21	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
3 	ESTIMERING AV 	KARBONPRIS	EFFEKTEN 	 	
3.1	 	 Estimering av 	karbonpriser på norske og tyske kraftpriser	 	
Overføringsfaktoren er definert som økningen i den gjennomsnittlige kraftprisen som 
følger av en CO	2-pris tilsvarende 1 EUR/tonn CO	2. Overføringsfaktoren måles i 	
EUR/MWh 	per EUR/tonn CO	2 (eller tonn CO	2/MWh). 	 	
I 	kraftsystem basert på termiske energibærere vil den gjennomsnittlige 	
overføringsfaktoren tilsvare gjennomsnittet av grensekostnaden ved CO	2-utslipp for 	
systemets kraftproduksjon ved alle timer i løpet av et år. 	 	
I et termisk kraftsystem, sammensatt av en k	ombinasjon av ulike teknologier og 	
brensler, vil den gjennomsnittlige overføringsfaktoren gjerne ligge et sted mellom 
overføringsfaktoren for gasskraftproduksjon (0,4 tonn CO	2/MWh	 kraft produsert	) og 	
kullkraftproduksjon (0,8	-0,9 tonn CO	2/MWh	 kraft produsert	). Dersom andelen av 	
fornybar kraftproduksjon øker, el	ler systemet er basert på en rel	ativt høy andel eldre 	
og mindre effektive kullkraftanlegg, vil imidlertid overføringsfaktoren kunne ligge 
utenfor dette området.	 	
Vi antar at all	e CO	2-kos	tnader er reflektert i grensekostnadene, 	det vil si 	at alle	 	
karbonkostnader er reflektert i	 de kortsiktige grensekostnadene og	 inkludert i 	
markedet. 	 	
3.1.1	 Egne beregninger og resultater	 	
For å estimere overføringsfaktorene i det norske og tyske kraftsystemet 	har vi 	
benyttet THEMAs markedssimuleringsmodell The	-MA (The Market Anal	yzer). The	-	
MA er en nyutviklet 	simuleringsmodell for det nordeuropeiske kraftmarkedet. 	For en 	
nærmere beskrivelse 	av modellen 	og forutsetningene 	se	 vedlegg 1	. Bruk	 av 	en 	
modell gjør det	 enklere å fange opp hvordan endringer i de ulike markedsdriverne	 	
påvirker 	de respektive 	overføringsfaktoren	e. 	
Kraftm	arkedet 	er simulert 	for tre år,	 henholdsvis 2	013, 2015 og 2020. Siden 	
sammensetningen av energibærere	 i det nordiske kraftsystemet i stor 	grad avhenger 	
av det årlige tilsiget i vassdrag	ene, er simuleringene foretatt ved	 tre ulike 	
tilsigsscenarioer; våte og tørre år, i ti	llegg til normalår. Produksjonssammensetningen	 	
påvirkes samtidig betydelig av hvordan brensel	s- og kvoteprisen utvikler seg	. Som 	
den siste tiden har vist varierer både brensels	- og kvotepriser betydelig, og	 hvordan 	
prisene vil være i årene fremover	 er preget av	 vesentlig usikkerhet. Stor	 usikkerhet 	
og 	bren	sels	- og kvoteprisenes relevans	 for teknologisammensetningen	 gjør det 	
he	nsiktsmessig 	å gjennomføre sensitiviteter for 	å estimere hvordan 	ulike brensels	- 	
og kvotescenarioer	 på	virker	 resultatene. Det er følgelig gjort simuleringer for norma	l, 	
høy og lav brensel	spris, samt for fire ulike kvotepriser	 i 2015	. 	
Alle simuleringene 	er basert på 	antak	elser	 knyttet til hvordan den fremtidige 	
markedssituasjonen i det nord	-europeiske kraftmarkedet vil være i henholdsvis 2013, 	
2015 og 2020. 	De 	viktigste forutsetningene	 bak simuleringene er beskrevet i 	
appendiks. 	I alle scenarioene antas d	et imidlertid et	 betydelig nordisk	 kraftoverskudd 	
i 2020	. Det er forventet at 	elsertifikatene vil	 utløse 	26,4 TWh ny f	ornybar 	
kraftproduksjon, 	at 	Finland	 bygger 	enda et kjernekraftanlegg 	og	 at 	Sverige 	
oppgraderer sine anlegg,	 samlet sett vil dette bidra ti	l en betydelig økning i det

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
22	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
nordiske krafttilbudet. Samtidig	 antas det 	at kraftetterspørselen ikke øker tilsvarende, 	
blant annet som følge av energieffektivisering. 	 	
Figur 	5: Overføringsfaktor	er i	 Norge	 	
 0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90	
2013 normalt	
2013 tørt	2013 vårt	
2013 gj.snitt	2015 normalt	
2015 tørt	2015 vårt	
2015 gj.snitt	2015 lav bren.	 2015 høy bren.	
2015 CO2 
€15 p.t.	
2015 CO2 
€20 p.t.	
2015 CO2 
€25 p.t.	
2015 CO2 
€30 p.t.	
2020 normalt	
2020 tørt	2020 vått	
2020 gj.snitt	
Overføringsfaktor 
€/MWh over 
€/tonn CO2	
Norsk Overføringsfaktor
Kull overføringsfaktor
Gass overføringsfaktor

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
23	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Kilde	: The	-MA Power market	 simulation model	 	
Re	sultatene fra m	odellsimuleringene vises	 i figuren over. Ve	d 	en vekting	 av 	de ulike 	
tilsigsscenarioene estimerer modellen en 	gjennomsnittlig 	overføringsfaktor på 0,69	 	
tonn	 CO	2/MWh for Norge	 i 2013, vist ved den grønne stolpen lengst til 	venstre i 	
figuren. 	Som forventet ligger overfør	ingsfaktoren i alle scenarioene mellom	 den 	
typiske overføringsfaktoren 	for 	gass	kraftproduksjon	 	(0,4 tonn CO	2/MWh) og 	
kull	kraftproduksjon	 (0,8	-0,9 tonn CO	2/MWh)	. For alle årene er overføringsfaktoren 	
høyere i å	r preget av normale tilsigsnivå, og lavere i våte år med mye tilsig. 	
Sammenhengen mellom overføringsfaktorer og tilsigsnivå	 er	 illustrert i figuren under. 	 	
Figur 	6: Illustrasjon av sammenhengen mellom varighetskurvene 	i et termisk o	g vannbasert 	
kraftsystem	 	
 	
Kilde: THEMA	 	
Figur 	6 viser varighetskurven til et termisk kraftsystem, her 	representert av 	Tyskland, 	
og systemets nettoeksport ved handel 	med et vannk	raftdominert system, her 	
representert av 	Norge. 	Prisens varighetskurve består av alle prisene gjennom et år, 	
sortert etter pris, og gir en indikasjon på prisens spredning og 	det respektive 	
kraft	systemets prisvolatilitet. 	 	
Differansen mellom var	ighetskurven med 	CO	2-pris og varighetskurven 	uten CO	2-pris	, 	
reflekterer kraftprisens CO	2-kostnad i de ulike tilsigsscenarioene. 	 	
 	I år med lite tilsig, tørre år, er prisene i det vannkraft	dominerte kraftsystemet	 	
høye og det er eksport fra det termiske til v	annkraftdominerte systemet ved 	
relativt høye prisnivåer. Når prisene er høye består gjerne kraftproduksjonen 
av mindre CO	2-intensive teknologier, som for eksempel gasskraft, hvilket 	
reduserer CO	2-kostnad	en knyttet til kraftproduksjon	 i dette scenarioet. CO	2-	
kostnaden vil slik utgjøre en mindre andel av den totale kraftprisen, og

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
24	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
overføringsfaktoren i den norske kraftprisen blir tilsvarende lavere. 
Situasjonen er illustrert lengst til venstre i	 Figur 	6. 	
 	I år med normalt tilsig handler det norske kraftsystemet med det termiske 
systemet ved lavere prisnivåer, der kraftproduksjonen er basert på mer CO	2-	
intensive energibærere, som for eksempel kull. Høyere CO	2-kostnader i det 	
termiske systemet hever overføringsfaktoren i de norske kraftprisene. 	 	
 	I våte år preges det norske kraftsystemet av en positiv kraftbalanse, lave 
priser og stor nettoeksport. Stort kraftoverskudd 	bidrar til at d	e norske 	
kraftprisene i mind	re grad bestemmes av termisk kraftproduksjon. Risiko for 	
overløp og spill av vann er høyere i våte år og kan også føre til en redusert 
sammenheng mellom termisk produksjon og vannverdi. 	I år med 	
kraftoverskudd 	redus	eres	 følgelig 	priseffekten fra termiske k	raftsystemer	, og 	
ov	erføringsfaktoren ved våte år blir 	lav	ere	. 	
Tabell 	1 under sammenfatter resultatene ved de ulike scen	arioene	, og viser hvordan 	
overføringsfaktoren i 2015 påvirkes av endringer 	i de viktigste markedsdriverne	. 	
Tabell 	1: Overføringsfaktorer o	g karbonrelaterte kraftprisele	menter	 	
 	 	
Overføringsfaktor	 	
 (€/MW h per €/ton	n) 	
Totalt kostnads	element 	
(€ per 	MWh	) 	
Total 	kraftpris	 	
(€ per MWh)	 	
 	 	2013	 	2015	 	2020	 	2013	 	2015	 	2020	 	2013	 	2015	 	2020	 	
Norge
 
Vått	 	0.62	 	0.53	 	0.46	 	6.73	 	6.24	 	8.76	 	31.6	 	29.2	 	31.1	 	
Tørt	 	0.68	 	0.76	 	0.67	 	7.39	 	8.87	 	12.68	 	45.9	 	41.3	 	46.5	 	
Norma	lt 	0.74	 	0.76	 	0.68	 	8.04	 	8.95	 	12.99	 	39.2	 	38.7	 	42.6	 	
Gj.snitt	 	0.69	 	0.71	 	0.62	 	7.55	 	8.25	 	11.85	 	38.9	 	37.0	 	40.7	 	
Høy bren.	 	n/a	 	0.70	 	n/a	 	n/a	 	8.20	 	n/a	 	n/a	 	45.6	 	n/a	 	
Lav bren.	 	n/a	 	0.70	 	n/a	 	n/a	 	8.19	 	n/a	 	n/a	 	31.8	 	n/a	 	
CO	2 € 15	 	n/a	 	0.70	 	n/a	 	n/a	 	10.54	 	n/a	 	n/a	 	41.2	 	n/a	 	
CO	2 € 20	 	n/a	 	0.70	 	n/a	 	n/a	 	13.99	 	n/a	 	n/a	 	44.9	 	n/a	 	
CO	2 € 25	 	n/a	 	0.70	 	n/a	 	n/a	 	17.40	 	n/a	 	n/a	 	48.6	 	n/a	 	
CO	2 € 30	 	n/a	 	0.69	 	n/a	 	n/a	 	20.65	 	n/a	 	n/a	 	52.2	 	n/a	 	
Tyskland
 
Vått	 	0.66	 	0.64	 	0.65	 	7.17	 	7.43	 	12.29	 	48.3	 	47.2	 	52.8	 	
Tørt	 	0.66	 	0.64	 	0.65	 	7.20	 	7.44	 	12.40	 	48.5	 	47.4	 	53.3	 	
Normal	t 	0.66	 	0.63	 	0.65	 	7.17	 	7.43	 	12.41	 	48.4	 	47.3	 	53.1	 	
Gj.snitt	 	0.66	 	0.64	 	0.65	 	7.18	 	7.43	 	12.38	 	48.4	 	47.3	 	53.1	 	
Høy bren.	 	n/a	 	0.62	 	n/a	 	n/a	 	7.31	 	n/a	 	n/a	 	55.9	 	n/a	 	
Lav bren.	 	n/a	 	0.64	 	n/a	 	n/a	 	7.51	 	n/a	 	n/a	 	38.7	 	n/a	 	
CO	2 € 15	 	n/a	 	0.64	 	n/a	 	n/a	 	9.66	 	n/a	 	n/a	 	49.6	 	n/a	 	
CO	2 € 20	 	n/a	 	0.66	 	n/a	 	n/a	 	13.17	 	n/a	 	n/a	 	53.1	 	n/a	 	
CO	2 € 25	 	n/a	 	0.66	 	n/a	 	n/a	 	16.50	 	n/a	 	n/a	 	56.4	 	n/a	 	
CO	2 € 30	 	n/a	 	0.65	 	n/a	 	n/a	 	19.64	 	n/a	 	n/a	 	59.5	 	n/a	 	
NB	: Høy bren.: Høy brenselspris; Lav bren.:Lav brenselspris	; Gj. snitt: Gjennomsnitt	 	
Kilde: THEMA	 	
Som nevnt i avsnittet over er det stor usikkerhet knyttet til 	hvordan brensels	- og 	
kvotepriser	 vil utvikle seg fremove	r, hvilket har gjort det hensiktsmessig å belyse 	
hvordan 	prisendringer i disse variablene	 påvirker resultatene. Sensitivitetsanalysen 	
er foretatt for et normalår i 2015. Som	 tabellen over 	viser 	er effekten av endringer i

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
25	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
CO	2-pris og brenselspris på overføringsfaktoren relativt 	liten, hvilket bekrefter 	
robustheten til resultatene. 	 	
Den gjennomsnittlige overføringsfaktoren i Norge er høyere enn i Tyskland. 	Det 	
skyldes 	at det er dansk kullkraftproduksjon som produserer på margin	en i det 	
nordiske kraftsystemet, mens det er en kombinasjon av gass	- og kullkraftproduksjon 	
som produserer på marginen i 	det tyske kraftsystemet	. Siden gasskraftproduksjon er 	
forbundet med lavere CO	2-utslipp enn kullkraftproduksjon, har 	den 	marginale tyske	 	
kraftproduksjonen lavere utslipp enn den marginale kraftproduksjo	nen i det nordiske 	
markedet	. 	
Selv om overføringsfaktoren ikke påvirkes av endringer 	i kvoteprisen, vil en økning i 	
CO	2-prisene påvirke kraftprisene betydelig	. Siden 	den norske overføringsfak	toren er 	
høyere enn den tyske,	 er 	den CO	2-relaterte 	kostnadsøkningen 	for de norske 	
kraftprisene tilsvarende høyere enn for de tyske kraftprisene. Da kraftprisene i Norge 
generelt er lavere enn i Tyskland, utgjør også CO	2-kostnaden en større andel av den 	
totale kraftprisen. 	 	
For den kraftintensive industrien 	som i hovedsak påvirkes indirekte av 	klimapolitikk	en 	
via sitt kraftforbruk 	er det den absolutte priseffekten som har betydning for 	
produksjons	- og lokaliseringsbeslutn	ingen.	 	
Hvordan kraftprisene påvirkes av en etterspørselsreduksjon i kraftintensiv industri, 
som følge av karbonpriser og ulike kompensasjonsordninger, blir diskutert i 
avsnittene 	4.4	 og 	4.5	. 	
Tabell 	2 	sammenfatter karbonpriseffekten ved ulike 	etterspørsels	antak	elser, 	
representert av en lavlast	-periode (lav etterspørsel) og en høylast	-periode (høy 	
etterspørsel). 	 Vi ser at CO	2-kostnaden har samme effekt på 	de norske 	prisene 	
uavhengig av lastflyten. I Tyskland er imidlertid effekten av CO	2 større i lavlasttimer, 	
da kull utgjør en større andel a	v kraftproduksjonen i lavlasttimer enn i	 høylasttimer. 	 	
Tabell 	2: Karbonpriseffekten 	i lav	-/høylasttimer	 i 2015 	(€ per MWh)	 	
 	 	Pris med	 CO	2 	Pris uten	 CO	2 	Differanse	 	
Norge	 	Lavlast	 	35.5	 	27.3	 	8.2	 	
 	Høylast	 	36.0	 	27.7	 	8.2	 	
Tyskland	 	Lavlast	 	41.9	 	34.2	 	7.7	 	
 	Høylast	 	57.0	 	50.1	 	6.9	 	
Kilde: THEMA	 	
3.1.2	 Refer	anser til 	eksisterende estimater	 	
THEMA og Pöyry 	(2011)	 estimerte i studien 	Carbon Price Transfer in Norway 	- The 	
Effect of the EU	-ETS on Norwegian Power Prices	 en overføringsfaktor for Norge i 	
størrelsesorden 0,6	1 € per MWh per € 	per tonn CO	2 i 2013. For Tyskland ble det 	
estimert en noe høyere overføringsfaktor. 	Årsaken til at den tyske 	
overføringsfaktoren var høyere enn den norske i denne sammenheng skyldtes 	blant 	
annet 	antak	elser om en annen produksjonsmiks 	som følge	 	av forskjell	ige 	
brenselspriser og kapasitetsmiks. 	 	
I nevnte studie estimeres ulike overføringsfaktorer for forskjellige framtidsscenarioer 
for 2020. Overføringsfaktoren er imidlertid signifikant positiv, med et 
minimumsestimat tilsvarende 0,5 €	 per MWh per € per tonn 	CO	2, for alle

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
26	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
scenarioene. Resultatene fra studien er sammenfattet i 	Figur 	7 under. Figuren 	
reflekterer også stor variasjon i overføringsfaktorene avhengig av ulike 	antak	elser 	
knyttet til innsatsfaktorer og tilsig. 	 	
Figur 	7: Overføringsfaktorer for Norge fra rapporten “Carbon Price Transfer in Norway”	 	
 	
Kilde:	 THEMA og Pöyry	 (2011)	 	
Som vist over bekrefter vår	e resultater en signifikant positiv overføringsfaktor, og 	
estimatene er innenfor samme område som siterte studie. Variasjonen mellom våre 
modellresultater og resultatene fra studien utført av 	THEMA og Pöyry	 følger i 	
hovedsak av bruk av en annen modell og oppdaterte data. 	 	
Resultatforskjellene mellom de to studiene bekrefter et 	grunnleggende metodisk 	
problem ved	 marginale kompensasjonstiltak: 	Hvordan estimere den “faktiske	” og 	
korrekte overføringsfaktoren, 	spesielt i et vannbasert system, og hvordan kan man 	
forsikre seg om at estimatene ikke kun følger av valg av modell og 	forutsetninger	. 	
I EU baserer de seg	 på en 	gjennomsnittlig	 overføringsfaktor tilsvarende 0,465 € per 	
MWh per € per tonn CO	2. EU	-kommisjonen argumenterer for at bruken av en 	
gjennomsnittlig overføringsfaktor i Unionen er hensiktsmessig da det er konsistent 
med å utføre vurderingen på Unionsnivå	, samt at denne overføringsfaktoren 	
reflekterer de faktiske utslippene ved kraftproduksjone	n i Unionen	 (EU	-kommisjonen, 	
2009)	.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
27	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
4 	ESTIMERING AV	 ETTERSPØRSELSEFFEKTE	R 	
Mens	 kapitlet 	over 	tok for seg den konkrete overføringsfaktoren, vil vi dette kapitlet 	
beskrive etterspørselseffekten av kostnadsøk	ninger i 	kraftintensiv industri, da 	
negative etterspørselseffekte	r kan lede til karbonlekkasje. 	 	
Kapitlet inneholder først en kort gjennomgang av relevant litteratur som drøfter 
effekten av karbonkostnader på konkurransevilkårene til industrien. Videre gis det en 
generell beskrivelse av de mest kraftintensive industriene, 	som	 inkluderer en 	
gjennomgang av de respektive sektorenes kraftint	ensitet og konkurransesituasjon. 	
Avslutningsvis diskuteres	 	potensielle ett	erspørselseffekter	 	ved asymmetrisk 	
klimapolitikk	. 	
Rapport	en har hovedfokus på	 kraftintensiv industri i Norge.	 Vi drøfter 	imidlertid valgt 	
også 	estimater for 	etterspørselsvirkningene i 	Tyskland	, for å illustrere og evaluere 	
potensielle lekkasjeutfordringer for kontinentet. 	 	
4.1	 	Litteratur	gjennomgang	 	
Dette avsnittet 	inkluderer en kort gje	nnomgang 	av studier	 som 	tar for seg hvordan 	
karbonkostnader påvirker konkurra	nsevilkårene til ulike industrier. 	 	
Rapporten	 Issues behind competitiveness and carbon leakage 	- Focus on heavy 	
industries	 (IEA, 2008)	 diskuterer de energiintensive industrienes sårbarhet for 	
karbonlekkasje. Ved bruk av statistiske	 metode	r søker	 studien	 å indikere mulige	 	
kilder til karbonlekkasje	, i tillegg 	til å gjøre	 en vurdering av ulike virkemidler 	mot 	
karbonlekkasje. 	Rapporten fokuserer 	i hovedsak 	på de konkurransedrevne 	
lekkasjekanalene i industrisektorer, 	herunder 	umiddelbar	e tap av markedsandeler til 	
konkurrenter i land uten CO	2-kostnader (kort sikt) og lokalisering i land uten CO	2-	
kostnader (lang sikt).	 Rapporten d	røfter blant annet hvilke faktorer som påvirker en 	
industris lekkasjerisiko, metodiske utfordringer ved å måle sammenhengen mellom 
klimapolitikk	 	og endringer i handelsstrømmer/investeringsbeslutninger samt 	
erfaringer fra 	EU ETS	. 	
Ecofys og McKinsey 	beskri	ver 	i rapporten 	EU ETS Review 	- Report on International 	
Competitiveness 	fra 2006	 den potensielle effekten av å 	implementere Kyotomålene 	
med EU 	ETS på den intern	asjonale konkurransedyktigheten	. Her blir	 endringene i de 	
respektive ind	ustrienes 	konkurransevilkår	 målt ved endring i driftsmargin som følge 	
av endringer i produksjon, kostnader og/eller priser. 	Studien	 ser på effekten av 	full 	
auksjonering 	av kvoter 	i markedet 	og effekten ved 95 prosent gratis allokering av 	
kvoter	. Ved	 antak	else 	om 	95 	prosent gratis kvoteallokering	 og at industrien kan velte 	
deler av kostnadsøkningen på forbrukerne, finner	 Ecofys og	 McKinsey	 at effektene 	
på industrimarginene i Europa er relativt begrenset, med unntak av produksjon av 	
primæraluminium og visse segme	nter i	nnen treforedling. Dersom hele kvotemengden 	
auksjoneres i markedet	, er resultatet et annet. 	 	
Study on European Energy	-Intensive Industries 	- The Useful Meaning of Estimating 	
Sectoral Price Elasticities	 (Ecorys, 2009)	 present	erer en gjennomgang av publisert 	
litteratur og metodologier som har blitt benyttet ved estimering av priselastisiteter og 
ved vurderinger av ulike sektorers evne til å velte økte kostnader på sine ku	nder. 	
Formålet med rapporten	 var	 å kartlegge relevante metoder og deres relevans gitt

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
28	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
ulike scenarioer og industrier. Rapportens hovedfokus 	var	 konkurransedyktigheten til 	
energiinte	nsive industrier omfattet av EU 	ETS. 	 	
4.2	 	Gjennomgang av kraftintensiv industri	 	
Som nevnt over påvirker 	klimapo	litikk	en kraftintensiv	 	industri	 	indirekte via 	
kraftprisene.	 Kraftintensiv industri er definert som indust	ri med et høyt kraftforbruk, 	
der kraftkostnaden utgjør en vesentlig andel av de samlede produksjonskostnadene. 	 	
I norsk sammenheng defineres kraftinte	nsiv industri etter størrelsen på kraftforbruket 	
i forhold til produksjonsverdi	en	, og i	 henhold til SSB 	(2011)	 omfatter den norske 	
kraftintensive industrien følgende næringer	: 	
 	Produksjon av papirmasse, papir og papp (t	reforedling)	. 	
 	Produksjon av kjemiske råvarer	, hvilket inkluderer	 	produsenter av 	
industrigasser, fargestoff, uorganiske kjemikalier ellers	 (silisiummetall)	, andre 	
organiske kjemiske råvarer, gjødsel, basisplast og syntetisk gummi.	 	
 	Produksjon av jern, stål 	og ferrolegeringer	. 	
 	Produksjon av ikke	-jernholdige metaller	. Kategorien består i hovedsak av 	
produksjon av primæraluminium og halvfabrikata av aluminium 	. 	
Kraftintensiv	 industri utgjør en viktig del av norsk fastlandsindustri.	 Industrien 	
opererer i hovedsa	k i internasjonale markede	r, og betydningen av industrien	 er størst 	
i forhold til eksportinntjeningen til fas	tlands	-Norge.	 I 2009 hadde kraftintensiv industri	 	
en samlet produksjonsverdi på 	NOK 90 	639 millioner, hvilket tilsvarte i underkant av 	
15 prosent a	v den samlede produks	jonsverdien til norsk industri.	 Til sammen hadde 	
disse næringene et kraftforbruk på 33,5 TWh, hvilket tilsvarer rundt en tredjedel av 
det norske forbruket samme år.	 Figur 	8 viser	 kraftforbru	ket i de mest kraftintensive 	
næringene i Norge og Tyskland	 i 2009.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
29	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Figur 	8: Årlig kr	aftetterspørsel fra kraftintensiv industri 	i Norge	 og Tyskland	 i 2009	 	
 	
Kilde: SSB (2011)	, Eurostat 	(2009)	 	
I Tyskland hadde de samme	 industriene et samlet kraftforbruk på 102 TWh	 i 2009	, 	
hvilket svarer til 21 prosent av det samlede kraftforbruket i Tyskland samme år og 51 
prosent av det totale kraftforbruket i hele den tyske industrien. 	 	
4.2.1	 Gjennomgang 	sektorspesifikke egenskaper 	 	
Som nevnt i avsnitt 	2.1.4	 er s	ektorer som 	er utsatt for karbonlekkasje 	gjerne 	
kjennetegnet ved 	følgende egenskaper	: 	
1. Produksjonsprosess	en er forbundet med store utslipp	 	(direkte og/eller 	
indirekte)	 	
2. Energi utgjør en betydelig andel av den totale produksjonskostnaden	 	
3. Industrien e	r u	tsatt for global konkurranse og må bære en viss andel av 	
karbonkostnaden for å unngå å tape markedsandeler	 	
Mens 	punkt	 1. og 2. handler om størrelsen på de direkte og indirekte kostnadene 	
som påløper ved en CO	2-pris, dreier 	punk	t 3. seg om sektorens muligheter til å velte 	
karbonkostnaden på forbrukerne i form av økte priser uten å tape markedsandeler. 
Dersom det	te er tilfellet	, vil ikke karbonkostnaden påvirke produsentens profitt, men 	
rep	re	sentere en al	ternativkostnad	, da kvoter 	i et tilstrekkelig stramt kvotemarked har 	
en markedspris. 	I det motsatte tilfelle vil imidlertid karbonkostnaden innebære 	
redusert prof	itt for selskapet, og representere en synlig kostnad	 i form av lavere 	
bedrifts	økonomisk 	lønnsomhet	. 	
Sektorers overveltningsevne 	 	
En sektors evne til å velte karbonkostnaden på forbrukerne avhenger av sektorens 
konk	urransesituasjon, størrelsen på CO	2-kostnaden og produktets substituerbarhet. 	
En sektors konkurranseevne 	påvirkes av en rekke faktorer, 	herunder 	
innsatsfaktorkostnader, tilgjengelighet på kompetent arbeidsstyrke, 	i tillegg til	 	
sektorens evne til å tilby kvalitet 	og innovative produkter 	til konkurransedyktige priser. 	
For sektorer som konkurrerer	 i et globalt marked vil en sektor anses som

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
30	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
konkurransedyktig dersom den kan selge sine produkter internasjonalt og samtidig 
opprettholde sine markedsandeler nasjonalt. 	 	
Sektorer som produserer homog	ene produkter	, det vil si produkter som 	i liten grad	 	
varierer	 mellom 	ulike produsenter,	 er avhengig av å selg	e disse til en	 pris 	tilsvarende 	
sine konkurrenter 	for å opprettholde s	in konkurranseposisjon. 	Siden	 produktet som 	
tilbys er det samme uavhengig av 	tilbyder, 	er forbrukerne i mindre grad lojale til den 	
enkelte produsent, 	hvilket øker priskonkurransen me	llom produsentene	. I tilfeller med 	
sterk priskonkurranse kan den enkelte produsent vinne betydelige	 markedsandeler 	
ved	 å tilby sine produkter til en lavere pri	s enn sine konkurrenter, hvilket	 vil drive 	
prisene ned mot produsentenes grensekostnad. 	Produsenter av homogene produkter 	
som opererer i et marked preget av sterk priskonkurranse er følgelig avhengig av å 
holde sine	 kostnader på et tilsvarende nivå som sine konkurrenter for å være 	
konkurransedyktige. 	Asymmetrisk	e karbonkostnader	 kan derfor	 ha en stor effekt på 	
disse sektorenes konkurransesituasjon. 	 	
På kort sikt vil ulike CO	2-priser kunne bidra til å endre etterspørs	elsmønster, 	
handelsstrømmer og profittmarginer. Dersom kostnadsforskjeller mellom ulike 
lokasjoner opprettholdes på lang sikt, kan 	klimapolitikk	en i tillegg påvirke 	
kapasitetsutnyttelsen, avkastningen på ny kapasitet, samt valg av lokalisering. Det er 
sær	lig effekte	ne på lang sikt som er uønsket	 i forhold til karbonlekkasje. 	 	
Hvorvidt en 	sektor er utsatt for 	karbonlekkasje	risiko	, avhenger altså i stor grad av 	
sektorens evne til velte 	karbonkostnaden på forbrukerne	. 	For å kunne vurdere	 	
risiko	en i de ulike 	sektorene	 er det	 nødvendig å ha en god	 forståelse av sektoren	es 	
konkurranseevne i dag	 og hvordan konkurransesituasjonen 	mest sannsynlig 	vil 	
utvikle seg i fremover	 utover k	arbonkostnadsrelaterte effekter.	 	
Samtidig er det viktig å huske på at en sektors konkurransesituasjon er i stadig 
endring, slik at 	en sektors overveltningsevne kan endre seg ettersom bransjens 	
konkurranseparametere forandres.	 Dette kan være	 transportkostnader, produksjons	-	
kostnad	er, forbr	ukernes preferanser og lignende	. Hvilke sektorer som er utsatt	 for 	
karbonlekkasje kan 	slik skifte	 over tid	. 	
De viktigste faktorene	 som påvirker en sektors overveltningsevne	 er sammenfattet 	
under	: 	
1. Størrelsen på kostnadsøkningen	 	
2. Forskjeller i kostnadsstrukt	ur i forhold til konkurrenter lokalisert i land uten 	
karbonkostnader	 	
3. Konkurransesituasjon	 	
 	Graden av internasjonal konkurranse	 	
 	Markedsstruktur	 	
 	Etterspørselselastisitet og det respektive produktets substituerbarhet	 	
Dersom 	klimapolitikk	en impliserer en relativt lav kostnadsøkning i den respektive 	
sektoren, vil 	også en eventuell overvelting ha liten effekt på prisene og sektorens 	
markedsandeler. Imidlertid dersom 	klimapolitikk	en medfører 	en betydelig 	
kostnadsøkning, vil muligheten til å b	elaste prisene uten å tape markedsandeler 	
avhenge av sektorenes	 markedsposisjon	.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
31	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Sektorer som har en gunstig kostnadsstruktur sammenlignet med konkurrerende 
sektorer i land uten CO	2-kostnader og derfor har en høyere profittmargin, kan velge å 	
absorbere 	deler av karbonkostnaden. I slike tilfeller vil overveltning	sfaktoren være 	
mindre. 	 	
Hvorvidt sektoren konkurrerer i det internasjonale markedet	, har også en vesentlig 	
betydning for sektorens evne til å belaste prisene med karbonkostnaden. 	Graden av 	
internasjonal konkurranse vil avhenge av blant annet handelsb	arrierer og 	
transportkostnader. 	Det er 	videre 	naturlig å anta at konkurransen 	i de relevante 	
sektorene vil øke fremover som følge av at globaliseringen bidrar til at flere aktører 
opererer i verd	ensmarkedene. Økt global konkurranse vil i hovedsak være en trussel 	
for s	ektorer som samtidig tilby	r lite differensierte produkter. Disse sektorene	 møter en 	
relativt elastisk etterspørsel 	og 	vil mest sannsynlig 	være pristakere og 	hå begrensede 	
muligheter 	til å velte eventuel	le kostnadsøkninger	 på prisene. 	 	
Langsiktige priskontrakter kan også begrense sektorers anledning til å endre prisen	e 	
som følge av kostnad	søkninger, hvilket 	på kort sikt 	kan redusere	 risikoen for 	
karbonlekkasje. 	 	
Vi vil gå nærmere inn på	 de ulike sektorenes karbonlekkasjerisiko i forhold til de 	
nevn	te 	parameterne	 i avsnittene	 under. 	 	
4.2.2	 Jern 	og stål	 	
Kostnadsstruktur	 	
Ved vurdering av stålindustriens karbonlekkasjerisiko er det nødvendig å skille 
mellom de to vanligste produksjonsmetodene: 	Basic Oxygen Furnace (BOF	) og 	
Electric Arc Furnace (EAF), da de to metodene innehar relativt 	forskjellige	 	
produksjons	-, kostnads	- og konkurransekarakteristika. 	 	
Ved førstnevnte metode blir råjern 	fra jernmalm omdannet til stål v	ed tilsetting av 	
oksygen, me	ns den andre metoden 	produserer stål ved bruk av solid jernmateriale 	
fra jernsk	rap, resirkulert stål o.l. 	BOF	-metoden er forbundet med de høyeste 	
utslippene, og rammes både direkte og indirekte av en karbonkostnad. EAF	-metoden 	
har først og fremst utslipp g	jennom sitt elektrisitetsforbruk, og rammes i hovedsak 	
ku	n indirekte av en karbonkostnad	 (Ecofys & McKinsey, 2006)	. 	
BOF	-prosessen er svært kapitalintensiv, og stordriftsfordeler øker nødvendigheten av 	
å ha et viss	t produksjons	volum for å oppnå lønnsomhet. Det at investeringene i 	
tillegg er svært spesifikke bidrar til at det eksisterer betydelige inngangsbarrierer ved 
denne produksjonsmetoden. 	Sammenlignet med de andre kraftintensive sektorene er 	
stålproduksjon forbundet me	d rel	ativt lave kraftkostnader og k	raftkostnadens andel 	
av de totale produksjonskostnadene utgjorde i 2004 	rundt 	fire prosent for BOF	-	
metoden og åtte prosent for EAF	-metoden	 (Reinaud, 2004)	. 	
I Norge står	 også ferrolegeringsproduksjon	en for	 en stor andel av kraftforbruket, 	med 	
et forbruk tilsvarende 	6,7 TWh i 2007 	(Enova og Norsk Industri, 2009)	. 	
Ferrolegeringer produseres ved en kraftintensiv prosess der jern blandes med andre 
metaller. Siden de fleste fer	rolegeringene inngår i stålproduksjonen vi	l utviklingen i 	
stålindustrien	 som regel reflektere utviklingen i produksjonen av ferrolegeringer.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
32	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Konkurransesituasjon	 	
I henhold til IEA 	(2008)	 ble 40 prosent av stålproduksjonen handlet internasjonalt i 	
2007. EU	-27 har gradvis redusert sin markedsandel fra 24,3 prosent i 1997 til 16 	
prosent i 2007, og Kina er i dag den største aktøren på både tilbuds	- og 	
etterspørselssiden i stålmarkedet. Betyde	lig handel på tvers av landegrensene og 	
stor konkurranse bidrar til at prisene i hovedsak bestem	mes i det globale markedet. 	
BOF	 og EAF	-prosessen	es ulike markedssituasjon fører	 imidlertid til at 	prisene til 	
produkter fra BOF i større grad påvirkes av verden	smarkedsprisen enn prissettingen	 	
til produkter fra EAF. Mens BOF	-prosessen i hovedsak produserer halvfabrikata,	 har 	
EAF	-prosessen økte	 mulighet	er	 til å produsere mer skreddersydde produkter. 	
Produksjonsenheter basert på EAF	-metoden er derfor gjerne lokalis	ert i nærheten av 	
sluttbrukermarkedene. BOF	-metodens store behov for råmaterialer har bidratt til 	
lokalisering i nærhet	en av	 steder med god tilgang til råmaterialene, enten direkte el	ler 	
via store transporthuber	. Mindre press fra internasjonale aktører som	 følge av de 	
respektive produktenes relativt høye 	transportkostnad i forhold til markedsverdi 	bidrar 	
til at p	roduktene fra EAF	-prosessen fø	rst og fremst konkurrer lokalt. 	 	
Oppsummering	 	
Gitt kostnadsstruktur og markedssituasjon forventes det 	at produsenter basert på 	
BOF	-prosessen i liten grad kan velte karbonkostnaden på sine forbrukere. I henhold 	
til beregninger utført av 	Ecofys og	 McKinsey	 (2006)	 for 	the 	European Commission 	
Directorate General for Environm	ent forventes det at kun seks prosent av den totale 	
kostnadsøkningen kan belastes produktprisene uten risiko for betydelig tap av 
markedsandeler. Siden produsenter basert på EAF	-prosessen i større grad 	
konkurrerer regionalt, har de ø	kte muligheter for å ve	lte karbonkostnaden på 	
forbrukerne, og 	Ecofys og	 McKinsey	 (2006)	 antar en overveltningsfaktor 	for denne 	
prosessen 	på 	66 prosent. 	 	
4.2.3	 Ikke	-jernholdige metaller	 	
Kostnadsstruktur	 	
Næringen	 ikke	-jernholdige metaller	 omfatter pro	duksjon av primæraluminium	 (ulegert 	
og legert)	 og 	sekundæraluminium. 	Sistnevnte produksjonspr	osess er basert på 	
resirkulering av 	aluminium	, og har et	 kraft	behov som	 kun 	utgjør 	fem p	rosent av 	det 	
nødvendige 	kraftbehovet	 ved	 primæraluminium	sproduksjon	. Det 	er følgelig først	 og 	
fremst produksjonen av primæraluminium som er kraftintensiv og 	som 	er ut	satt for 	
karbonlekkasjerisiko. 	Aluminiumsproduksjonen i Europa deles omtrent likt mel	lom 	
disse to produksjonsprosessene	. 	
Aluminiumsindustrie	n er generelt svært ka	pitalintensiv.	 De variable kostnadene 	
utgjør 	imidlertid 	en betydelig andel 	av kostnadene 	ved produksjon av 	
primæraluminium, som følge av høye råvarekostnader og høyt elektrisitetsforbruk. 
Kraftkostnadene utgjør mellom 20	-35 prosent av de totale produksjo	nskostnadene, 	
hvilket bidrar til at industrien har 	et betydelig fokus på energieffektivisering og billig 	
krafttilgang. 	De fle	ste aluminiumsverkene er derfor 	lokalisert på steder hvor det er 	
rikelig 	med 	tilgang på energi, og der alternative bruksområder av 	kraften er små, 	
såkalte 	“energilommer”. 	Samtidig 	har ny teknologi bidratt til 	økt 	energi	effektivitet, og 	
den gjennomsnittlige energiintensiteten i norsk aluminiumsproduksjon falt fra 21,2 
MWh/tonn al	uminium	 i 1990 til 16,6 MWh/tonn i 2007. 	Overgang	en	 fra 	Søderberg	-

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
33	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
teknologien til Prebake	-teknologien 	har 	blant annet	 	bidratt til at 	
aluminiumsproduksjonen har blitt mindre kraftintensiv, mindre forurensende og 
generelt mer effektiv	 (Enova og Norsk Industri, 2009)	. 	
Konkurransesitua	sjon	 	
I 2007 ble 77 prosent av den samlede aluminiumsproduksjonen handlet globalt 	(IEA, 	
2008)	. Som følge av aluminiums høye pris per tonn, utgjør transportkostnaden en 	
relativt liten andel av den totale salgsprisen. 	Lave transportkostnader reduserer 	
betydningen av nærhet til markedet og tilspisser den internas	jonale konkurransen. 	
Aluminiumsmarkedet preges i hovedsak av 	noen få aktører som opererer på flere 	
kontinenter. 	EU har en relativt liten andel av det globale markedet	, mens 	Kina 	har 	
den største	. I henhold til 	Ecofys & McKinsey	 (2006)	 forventes det at en økende andel 	
av aluminiumsproduksjonen i EU vil nedlegges som følge av for høye kraftpriser, 	og 	
at 	en	 CO2	-kostnad vil bidra til å fra	mskynde denne 	prosessen	. 	
Aluminiumsprisene bestemmes internasjonalt på London Metal 	Exchange (LME) og 	
Shanghai Futures Exchange (SFE). Denne prisen pluss eventuelle premier 
reflekteres 	i de fleste aluminiumsprodukter internasjonalt	. 	
Oppsummering	 	
Gitt aluminiumsindustriens store kraftforbruk	 og grad av intensjonal konkurranse, har 	
industr	ien liten evne til å velte karbonkostnader på sine forbrukere. 	(Ecofys og	 	
McKinsey	 (2006)	 anslår 	at overveltningsevnen til denne sektoren er null. 	 	
4.2.4	 Treforedling	 	
Kostnadsstruktur	 	
Den europeiske treforedlingsindustrien kje	nnetegnes ved stor variasjon i 	
råmaterialer, pr	oduk	sjonsmetoder og produkter, hvor 	undersektorene karakteriseres 	
av	 ulike egenskaper. 	 	
En kan basere seg på flere prosesser for å produsere et gitt papirprodukt, og 
effektiviteten ved ulike 	prosesser	 varierer mye fra anlegg til anlegg. I henhold til 	
Reinaud	 (2004)	 utgjorde kraftkostnadene ved en gjennomsnittlig papirmølle omtrent 	
12 prosent av de totale p	roduksjonskostnadene i 2004. Basert på SSB	-tall fra 1998 	
stod 	energikostnadene i 	treforedlingsindustrien	 for 9,9 	prosent 	av de totale 	
produksjonskostnadene	. Andelen vari	erer imidlertid fra 9,5 prosent	 for bedriftene 	
innenfor produksjon av papir og papp, til 17,8 prosent ved p	roduksjon av mekanisk 	
tremasse.	 	
Casestudie: Aluminiumsanlegg i Hamburg	 	
I 2005 ble det annonsert at Norsk Hydro, Alcoa og Austria Metal AG skulle stenge 
sitt aluminiumsanlegg i Hamburg. Eierne argumenterte for at høye kraftpriser var 
årsaken til nedleggelsen. Selv om flere mente at beslutningen var drevet av 
strategiske vurder	inger, er det sannsynlig at høye kraftpriser faktisk spilte en 	
vesentlig rolle i beslutningsprosessen. Caset understreker kraftprisens betydning 
ved lokaliseringsbeslutninger.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
34	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Treforedl	ingsindustrien er generelt svært kapitalintensiv, hvilket har bidratt til at 	
produksjonen har blitt konsentrert om færre og større enheter for blant annet å hente 
ut stordriftsfordeler.	 De største aktørene er gjerne vertikalt integrerte og har 	
produksjon i	nnen papirmasse produksjon, papiravfallsgjenvinning og papirproduksjon	 	
(Ecofys & McKinsey, 2006)	. 	
Konkurransesituasjon	 	
Markedet f	or	 treforedlingsprodukter er	 globalt og industrien konkurrer	er	 i hovedsak	 	
på verdensmarkedet. 	Europas treforedlingsindustri har 	i nyere tid 	møtt betydelige 	
utfordringer på 	både 	tilbu	ds	- og etterspørselssiden	. 	På tilbudssiden har høye 	
råvarekostnader, blant annet som følge av økt etterspørsel etter bioenergi, samt 
høyere energikostnader bidratt til 	et generelt høyere kostnadsnivå for den europeiske 	
treforedlingsindustrien	. På etterspørselssiden utfordres bransjen av økt 	konkurranse 	
fra	 alternativer	 til papp og papir	, for eksempel	 benyttes plastikk	 oftere 	til emballasje 	
og stadig flere erstatter papi	raviser og bøker med	 nettaviser og lesebrett	. Redusert 	
etterspørsel og overkapasitet presser prisene ned, samtidig som kostnadene øker, 
hvilket truer den europeiske industriens lønnsomhet. 	Aktøre	r i Sør	-Amerika, 	
Russland og sør	-øst Asia	 tar	 markedsandeler	, siden	 de kan tilby like produkter som 	
de europeiske aktørene til lavere priser 	blant annet som følge av rikelig med tilgang 	
til billig råmateriale. 	 	
Treforedlingsindustrien er preget av lange investeringssykler på opp til 	20 år.	 En stor 	
andel av den europe	iske industrien er 20 år eller eldre, hvilket innebærer at det er 	
behov for nyinvesteringer. I den anledning kan det tenkes av flere aktører velger å 
etablere seg i land utenfor Europ	a som følge av forventninger om	 høyere kostna	der 	
på særlig råvarer og ene	rgi, og	 lokaliseringen	 av anleggene er i hovedsak	 basert på 	
tilgangen til råvarer, transportkostnader og tilgangen	 til energi	. 	
Til tros	s for dårligere	 	konkurransevilkår er EU fortsatt	 	nettoeksportør 	av 	
treforedlingsprodukter 	m	ed en positiv handelsbalanse	 på	 6 207 millioner Euro i 2007 	
(Eurostat, 2009)	. 	
Oppsummering	 	
Treforedlingsindustriens evne til å velte karbonkostnader på forbrukerne varierer 
betydelig mellom de u	like undergrupperingene. Produksjon av kjemisk tremasse 	
anta	s å kunne reflektere 50 prosent av karbonkostnadene i prisene, mens 	
overveltningsevnen til papirproduksjon antas å ligge mellom og 20 prosent 	(Ecofys 	
& McKinsey, 2006)	. 	
4.2.5	 Kjemiske råvarer	 	
Kostnadsstruktur	 	
I henhold til SSB 	(2011)	 inkluderer kategorien kjemiske råvarer 	industrigasser, 	
fargestoffer og pigmenter, karbider, andre uorganiske kjemikalier ellers, andre 
organiske kjemiske råvarer, gjødsel, nitrogenforbindelser, basisplast og syntetisk 
gummi. 	I 1998 utgjorde energikostnadene 6,6 prosent av produksjonskostnadene 	for 	
hele sektoren samlet, hvorav elektrisitet utgjorde 61,6 prosent av det samlede 
energiforbruket. Produksjon av uorganiske kjemikalier ellers, som inkluderer 
produksjon av 	silisiummetall	, og produksjon av karbider skiller seg ut som spesielt 	
kraftintensi	ve 	(Holstad, 2010)	. E	nergikostnadene 	ved disse produksjonsprosessene 	
stod	 for henholdsvis 15 og 16,8 prosent av de totale produksjonskostnadene	 (SSB,

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
35	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
2001)	 i 1998	. I tillegg til at kostnadsstruktur	en mellom de ulike undergrupperingene i 	
industrien varierer betydelig, er det stor forskjell mellom grupperingene i forhold til 
vekst og konkurransesituasjon. 	Produksjonsindeksen for produksjon av kjemiske 	
råvarer har vokst jevnt med en gjennomsnittlig årl	ig vekst tilsvarende 3,3 prosent fra 	
1997	-2007, hvilket klart overgår veksten for den europeiske ikke	-finansielle 	
industrien. 	Industrien	 	er kjennetegnet som relativt lønnsom, med en brutto 	
driftsmargin på 13,1 prosent i 2006, hvilket er noe høyere enn gjen	no	msnittet for	 den 	
ikke	-finansielle 	industrien, 	som var på 	10 prosent	 (Eurostat, 2009)	. 	
En stor utfordring fo	r den europeiske kjemiske industrien	 er økte sosialpolitiske og 	
miljømessige krav, som 	skal 	øke beskyttelsen av helse og miljø 	ved	 en grundigere 	
og tidligere identifisering av ege	nskapene til kjemiske råstoffer	 (Eurostat, 2006)	. 	
Sektoren 	generelt 	står overfor flere 	utfordringer, herav	 tilgang til energi og 	
råmateriale	, klimaendrin	ger og inngangsbarrierer til fra	mvoksende økonomier	. 	
Konkurransesituasjon	 	
I 2006 hadde over halvparten av verdens største kjemiske produsenter sitt 
hovedkvarter i EU	-land	, og de europeiske selskapene rangeres som de største 	og 	
mest 	innovative globalt sett	. Reduksjon av handelsbarrierer mellom EU	-landene har 	
vært en nøkkeldriver for veksten i den europeiske 	industrien	 av kjemiske råvarer, og i 	
2006 	var halvparten av salget av kjemiske råvarer innenfor 	EU, eksklusive 	
innenlandsk salg	 (Ecorys, 2009)	. I henhold til 	Eurostat	 (2006)	 utgjorde den 	
europeiske kjemiske industrien en tredjedel av det globale salget av kjemis	ke råvarer	 	
i 2004, hvorav T	yskland 	var den	 	største produs	enten 	innen EU 	med en 	
produksjonsandel	 tilsvarende	 29 	prosent	 i 2006. Over 2/3 av EU27	s samlede 	
bruttoproduktet i denne 	industrien	 er produsert av store selskaper	3 (Eurostat, 2009)	. 	
EU	-27 var nettoeksportør av 	kjemiske råvarer	 i 2007 med en posit	iv handelsbalanse 	
på	 59	 142	 millioner euro 	i 2007	 (Eurostat, 2009)	. Herav utgjorde eksport av 	
legemidler, medisinske kjemikalier og botaniske produkter over halvparten av 
nettoeksporten med en	 handelsbalanse	 tilsvarende 34 	728 mill. 	De viktigste 	
importnasjonene 	i 2007 var USA (28,7 prosent), 	og Sveits (20,1 prosent)	. 	
Oppsummering	 	
Sektoren 	inkluderer som beskrevet over svært varierte undergrupperinger med 	
hensyn til kostnadsstruktur, konkurransesituasjon og 	påfølgende overveltningsevne. 	
For eksempel utgjorde kraftkostnaden for hele sektoren i gjennomsnitt 6,6 prosent av 
de totale produksjonskostnadene i 1	998, hvorav undergrupperingene 	produksjon av 	
uorganiske kjemikalier ellers	, og 	produksjon av ka	rbider	 bidr	ar til en høyere samlet 	
energiintensitet med energikostnadsandel	er på henholdsvis 15 og 16,8 prosent. 	Det 	
å konkludere 	generelt 	for en såpass segmentert industri er derfor vanskelig. 	 	
4.2.6	 Oppsum	m	ering 	av lekkasjerisiko	 	
De respektive sektorenes egenskaper er s	ammenfattet i 	Tabell 	3. Som tabellen 	
under illustrerer indikerer kombinasjonen av høye kostnader, stor grad av global 
konkurranse og varierende 	overveltningsevne at det er en relativt stor risiko for 	
karbonlekkasje	 for den kraftintensive industrien	. 	
 	 	
3 Store selskap er definer som 	selskap som sysselsetter mer enn 250 ansatte	 (Eurostat, 	2009)

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
36	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Et annet viktig element i denne sammenheng	 er at tilnærmet alle industriene er 	
kapitalintensive, hvilket kan indikere at den faktiske lekkasjen vil s	kje p	å lang sikt i 	
når 	nye inve	steringsbeslutninger blir tatt. 	Siden kapitalintensive industrier 	
kjennetegnes av at mesteparten av kostnaden er knyttet til investeringen og samtidig 
ofte er irreversible, har de også begrensede muligheter til å justere prod	uksjon og 	
kostnader når anlegget først er etablert. Kapitalintensiv industri er følgelig mer 
avhengig av å sikre fremtidig kontantstrøm, enn virksomheter som i større grad har 
mulighet til å tilpasse produksjonen til markedsforholdene. Det er derfor naturl	ig å 	
anta at den kraftintensive industrien generelt er mer risikoavers i sine 
investeringsbeslutninger enn annen mindre kapitalintensiv industri.	 	
Karbonkostnadsregimer uten kompen	sasjon	stiltak	 	eller 	med 	begrensede	 	
kompensasjon	stiltak	 øker 	ikke bare de tot	ale produksjonskostnadene, men også 	
kostnadsris	ikoen. S	iden CO	2-prisene ofte	 ikke kan anslås på forhånd, 	er det gjerne 	
slik at den reelle etterspørselsreaksjonen 	kun kan observeres på lang sikt.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
37	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Tabell 	3: Egenskaper kraft	intensiv	 industri	 	
Industri	 	Kraftkostnad 
(%	-andel av 	
total 
prod.kost)	 	
Konkurranse	-	
situasjon 	 	
 	
Overveltnings	-	
evne 	 	
Kapital	-	
kostnader	 	
Risiko for 
lekkasje	 	
Jern og 
stål	 	
BOF: 4 %	4 	
EAF: 8 %	 	
Ferro	-	
legeringer: 	 	
16 %	 	
Prisene settes i 
verdens	-	
markedet	 	
Betydelig global 
konkurranse for 
BOF	 	
Mer regional 
konkurranse for 
EAF	 	
 	
BOF: 6 %	 	
EAF: 66 %	 	
Høy	 	Høy for ferro	-	
legeringer og 
BOF	 	
Ikke	-	
jernholdige 
metaller 
(aluminium	) 	
20	-35 %	 	Prisene settes i 
verdens	-	
markedet	 	
Betydelig global 
konkurranse	 	
0 %	 	Høy	 	Høy	 	
Trefor	-	
edling	 	
12 % 
(papirmølle)	 	
Globalt marked	 	
Økt konkurranse 
fra 
fremvoksende 
økonomier og 
alternativer til 
papp og papir	 	
Stor variasjon 
mellom 
prossesser ifht 
homogenitet og 
standardisering	 	
0-50 %	 	Høy	 	Medium	-Høy	 	
Kjemiske 
råvarer	 	
Stor variasjon	 	
Uorganiske 
kjemikalier 
ellers: 15	 % 	
Karbider: 	 	
16,8 %	 	
Betydelig handel 
internt i Europa	 	
Europa er 
nettoeksportør	 	
Varierer	 	Varierer	 	Varierer	 	
Kilde: THEMA	 	
4.3	 	Estimering av effekter	 	
Kompens	asjonsordningen som drøftes i 	avsnitt	et under	 reflekterer en 	marginal 	
kompensasjonsordning som kompenserer en viss prosentandel av den faktiske 
karbonprisen i kraftprisene. 	Analysen 	er gjeldende i en stilisert verden, og generelle 	
incentiver og alternative kompensasjonsordninger blir diskutert i kapittel 5. 	 	
 	 	
4

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
38	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
4.3.1	 Effekter i 	Norge 	 	
Ved bruk	 av overføringsfaktorene	 beregnet ved The	-MA og ulike 	forutsetninger om 	
de respektive produksjonsprosessenes kraftintensitet vist i 	Tabell 	3 over, ønske	t vi å 	
estimere den potensielle etterspørselsreduksjonen for alternative karbonpriser og 
kompensasjonsordninger	. 	Grad av kompensasjon	 	reflekteres ved følgende 	
kategorier:	 1 betyr full kompensasjon, betyr ingen kompensasjon, mens faktorer 	
mellom 0	-1 refle	kterer delvise kompensasjoner uttrykt i prosentandel av den faktiske 	
karbonk	ostnaden.	 For aluminium	sindustrien	 har vi	 gjort eksplisitte 	antakelser 	for 	
verdensmarkedspris	en til aluminium samt	 kostnaden ved norske 	anlegg	. For de 	
andre sektorene har vi basert	 oss på relativt grove elastisitetsestimater. Resultatene 	
fra denne 	analy	sen er illustrert i 	Figur 	9. 	
I denne sammenheng	en	 er det imidlertid vikti	g å fremheve at det er stor usikkerhet 	
knyttet til datagrunnlage	t for grafen, hvilket vanskeliggjør oppnåelse	 av	 presise 	
estimater (se	 under 	Figur 	9). 	Det er samtidig viktig å skille mellom de kortsiktige og 	
de langsiktige effektene, hvilket vi vil gå nærmere inn på under. De kvantitative 
estimatene må anses som langsiktige estimater, i en situasjon uten langsiktige 
kraft	priskontrakter og der kraftprisen	e kun er basert 	på 	estim	erte 	spotp	riser	 fra 	
modellsimuleringene.	 	
Figur 	9 reflekterer sammenhengen mellom karbonpris, grad av kompensasjon og 	
reduksjon i kraftetterspørselen. Vi ser at i tilfeller med lav karbonpris 	og høy grad av 	
kompensasjon vil etterspørselseffe	kten være liten, mens den vil kunne være høy i en 	
situasjon med svært høye karbonpriser og liten grad av kompensasjon. 	For eksempel 	
estimerer vi at 	kraft	etterspørselsreduksjonen i industrien kan være inntil 5	-10 TWh 	
ved en karbonpris på 20 Euro per tonn CO	2, i en situasjon uten kompensasjonstiltak. 	
Disse etterspørselsreaksjonene vil gjerne skje stegvis i betydning av at ved gitte 
grenseverdier kan hele produksjonsanlegg, med betydelig etterspørsel, bli lagt ned. 
Resultatene bekrefter forholdet mellom karbon	priser og etterspørsel, samt forholdet 	
mellom karbonkompensasjon og etterspørsel.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
39	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Figur 	9: Etterspørselsreaksjoner for alternative karbonpriser og 	kompensasjons	antak	elser	 	
 	
Kilde: THEMA	 	
Merknad	: Resultatene er sterkt avhengig	e av elastisitetsantakelsene og antak	elser 	
knyttet til aluminiums	produksjonens kostnader og 	priser. Resultatene er spesielt 	
sensitive til visse 	antak	elser, som verdensmarkedsprisen for 	aluminium	. Gitt 	
tilgengelige data og alle a	ndre usikkerheter, er det imidlertid	 ikke mulig med presise 	
estimater.	 	
4.3.2	 Effekter i	 Tyskland	 	
I 	en situasjon uten kompensasjonstiltak 	estimerer vi en 	høyere 	
etterspørselsreduksjon 	i Tyskland enn i Norge. Høyere etterspørselseffekt	 i Tyskland 	
antas å følge av at de tyske kraftprisene i utgangspunktet er høyere enn de norske 
kraftprisene, og at en ytterligere kostnadsøkning som følge av en CO	2-pris vil bidra til 	
at kraftprisene når et 	for høyt	 nivå f	or den mest utsatte industrien.	 Siden norske 	
kraftpriser generelt ligger på et lavere nivå	, har kraftintensiv industri i Norge	 i 	
utgangspunktet mer 	“å gå på	”. 	
4.3.3	 Produksjonsbeslutninger vs. Investeringsbeslutninger 	 	
I sammenheng med studier av karbonlekkasje er det viktig å skille mellom 	avvikling	 	
av eksisterende anlegg, 	økning av produksjonen innenfor eksisterende kapasitet 	og 	
investering	er	 i nye anlegg. Mens førstnevnte effekt 	lettere 	kan re	lateres til 	
karbonpriser, 	blant annet da den er enklere	 å observere, 	kan de to andre	 effekt	ene 	
båd	e være	 vanskeligere å fange opp samt henføre 	klimapolitikk	. Det er uansett 	
naturlig å anta at 	investeringsbeslutninger, inklusive oppgraderingsbeslutninger, 	vil 	
spille en vesentlig rolle i forhold til lekk	asjeutfordringen. For eksempel kunne en 	
oppnådd neg	ativ karbonlekkasje 	dersom Norge	 tiltrakk seg	 investeringer som i 	
utgangspunktet hadde høyere utslipp ved sin tidligere lokasjon	. 	
For kraftintensiv industri	 spiller kraftpriskontrakter en viktig rolle, og tilgang til en 	
langsiktig priskontrakt kan være et avgjørende element ved lokaliseringsbeslutninger. 
Langsiktige priskontrakter har samtidig relevans ved estimering av 
etterspørselseffekter. 	I Norge har mest	eparten av aluminiumsindustrien langsiktige 	
Lav: 0	-5 TWh	 	
Medium:	 	
5-10 TWh	 	
 Høy:	 	
>10 TWh

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
40	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
kraftpriskontrakter, hvorav de fleste av kontraktene har utløpsdato rundt 2020. 
Utbredelsen av slike kontrakter er mindre vanlig for annen industri eller for industri i 
Tyskland, slik at deres produksjonsbeslutni	nger forventes å kunne påvirkes av 	
karbonkostnader også før 2020. 	Eksistensen av langsiktige kraftpriskontrakter	 	
impliserer imidlertid ikke at kompensasjonsordninger for norsk aluminiumsindustri er 
irrelevant før 2020. 	Innen 2020 må industrien ta	 en beslut	ning	 i forhold til om de skal 	
eller ikke 	skal reinvestere i nye anlegg ved nåværende produksjonslokasjoner 	
(“brownfield investments”). I forkant av slike investeringer kan det være behov for 
noen oppgraderinger allerede før 2020. 	 	
Siden investeringene har 	et svært langsiktig perspektiv, er planleggingssikkerhet av 	
betydning. En solid og transparent kompensasjonsordning 	som fjerner 	
karbonprisrisikoen vil mest sannsynlig redusere risikoen for etterspørselsreduksjonen 
på lang sikt (se kapittel 5 for ytterliger	e forklaring). I denne sammenheng vil også 	
tilgang til langsiktige kraftpriskontrakter ha en viktig rolle for industriens fremtid. 	 	
Samlet sett 	ser det slik	 ut til at årene rundt 2020 kan være avgjørende for fremtiden 	
til store deler av den norske kraftintensive industrien. 	 	
4.3.4	 Lekkasje	effekter	 	
Avsnittene over beskriver den potensielle etterspørselsreaksjonen som følge av 
manglende kompensasjonstiltak for karbon	kostnader via kraftprisen. 	
Etterspørselsreduksjonen i seg selv innebærer ikke nødvendigvis	 en økning i 	
karbonutslippene:	 	
 	Høyere priser på k	arbonintensive produkter kan lede til substitusjon med	 	
mindre karbonintensive produkter (ønsket effekt). 	 	
 	Etterspørselen etter kraft flyttes til land utenfor 	EU ETS	. Hvorvidt globale 	
utslipp øker på kort sikt vil avhenge karbonintensiteten til den marginale 
kraftproduksjonen i det respektive landet. Ved v	urderinger av tilsvarende 	
industri	lekkasje på lang sikt 	er det nødvendig å ta hensyn til utviklingen i 	
kraftmarkedene	. 	
For å estimere etterspørselens karbonintensitet i de respektive landene	 på kort sikt	, 	
benyttet vi modellen og simulerte året 2015 som basis case, der vi antok 10 TWh 
lavere kraftetterspørsel 	i Norge og 10 TWh lavere kraftetterspørsel i Tyskland. 	Tabell 	
4 sammenfatter resultatene fra simuleringene. 	 	
Tabell 	4: Kortsiktig 	karbonintensitet i etterspørselen	 	
 	(ton	n CO2 per MWh 	etterspørsel	) 	
 	Normal år	 	Gj.snitt	 	
Norge	 	0.76	 	0.71	 	
Tyskland	 	0.65	 	0.65

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
41	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Kilde:	 The	-MA 	Kraftmarkedsmodell	, THEMA	 	
For eksempel, 	i et normalår vil	 etterspørsel tilsvarende 1 MWh på marginen implisere 	
karbonutslipp i størrelsesorden 0,76 tonn. 	Resultatene	 reflekterer 	de tidligere 	
ber	egnede overføringsfaktorene,	 jf. kapittel 3,	 men karbonintensiteten	 blir her	 	
estimert alene 	på grunnlag av utslipp fra modellen	. Resultatene innebærer at dersom 	
10 TWh etterspørsel forsvinner i Norge, vil utslippene reduseres med 7,6 millioner 
tonn CO	2 i et normalår og 7,1 millioner tonn CO	2 i et 	gjennomsnitt	sår	. De globale 	
utslippene vil 	imidlertid 	kun gå opp dersom karbonintensit	eten 	i den respektive 	
industrien 	er høyere 	i landet som	 etterspørselen flytter til.	 Det vil først og fremst være 	
tilfellet dersom industrien flytter til land der kraftproduksjonen på marginen benytter 
kull som energikilde i kraftproduksjonen	 eller baserer 	seg på mindre energieffektiv 	
teknologier. 	 	
Sammenhengen	e drøftet over er først og fremst	 relevante på kort sikt	, og forutsetter	 	
dagens kraftsituasjon og produksjonssammensetning. På lang sikt kan 
kraftsituasjonen i Norge og hos Norges viktigste handelspart	nere endres betydelig, j	f. 	
EU	s klar	e visjon	er	 om en karbonnøytral kraftproduksjon innen 2050, Energy Road 	
Map 2050. På lang sikt 	vil	 lokalisering av industri i Norge og Europa 	få levert kraft fra 	
et kraftsystem som i økende grad vil ha fornybar 	kraftproduksjon som den langsiktige 	
marginale kapasiteten. Det vil gi lavere utslipp fra europeisk og norsk industri enn 
industri lokali	sert i andre regioner som blant annet baserer seg på	 gasskraft. 	 	
4.4	 	Kraftpriseffekter	 	
Norge	 	
I det nordiske kraftsystemet er det naturlig å anta at redusert kraftetterspørsel vil 
bidra til lavere kraftpriser, som igjen vil dempe etterspørselsreduksjonen. I henhold til 
våre estimater vil en etterspørselsreduksjon på 10 TWh føre til 3	-4 Euro/MWh lav	ere 	
kraftpriser i Norge. 	 	
Case	studie: Hydros aluminiumsanlegg i Qatar	 	
Gjennom en joint venture med Qatar Petroleum eier Norsk Hydro ASA 50 prosent 
av Qatalum, som er stort aluminiumsanlegg fyrt med gasskraft fra CCGT 
(combined cycle gas turbine). 	 	
CCGT kjennetegnes ved relativt lave utslippsnivå, som følge av lavere 
karboni	nnhold og høyere termisk effektivitet enn for eksempel ved 	
kullkraftproduksjon. Karboninnholdet per MWh produsert ved CCGT ligger på 
rundt 0,4 tonn CO	2 per MWh kraft produsert. 	 	
Gitt dagens kraftsammensetning og en marginal utslippsfaktor på 0,71 tonn CO	2 	
per MWh etterspørsel i Norge, vil derfor et produksjonsanlegg tilsvarende Qatalum 
lokalisert i Norge føre til høyere globale utslipp enn ved dagens lokalisering i 
Qatar. Dette argumentet tar imidlertid kun hensyn til de kortsiktige effektene og er 
bare rel	evant i forhold karbonlekkasjeproblematikken dersom det er gasskraft som 	
representerer den alternative energikilden.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
42	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Som illustrert ved 	Figur 	9 estimerer vi ulike etterspørselseffekter basert på forskjellige 	
antak	elser knyttet til karbonpriser og gr	ad	en av 	kompensasjon. Priseffektene for de 	
respektive områdene var som følger: 	 	
 	I området markert 	Lavt 	estimerer vi en prisreduksjon på inntil € 2 per MWh	 	
sammenlignet med prisnivået i	 en situasjon uten karbonlekkasje, se 	Tabell 	
1for referansepriser. 	 	
 	I området markert med 	Medium 	estimerer vi en prisnedgang mellom 	€ 2 per 	
MWh og	 € 4 per MWh sammenlignet med referansesituasjonen. 	 	
 	I området markert med 	Høy	, kan priseffe	kten være vesentlig større enn € 4 	
per MWh. I	 en situasjon med et betydelig 	nordisk kraftoverskudd og uten 	
tilstrekkelig mer overføringskapasitet, kan effekten være desto mer dramatisk	. 	
Lavere kraftpriser vil bedre kostnadsforholdene for den gjenværende i	ndustrien, selv 	
om det er lite trolig at prisnedgangen vil kompensere fullstendig for 
karbonpriseffekten, gitt at karbonprisene ikke er for nære null. Samtidig kan 
dramatiske prisfall hindres av langsikti	ge reaksjoner på tilbudssiden, f	or eksempel 	
ved nedl	eggelse av eksisterende termiske anlegg.	 	
Finland og Sverige forventes å oppleve tilsvarende etterspørselseffekter som Norge, 
da markedene er tett integrerte og at prisene i de respektive landene i hovedsak er 
drevet av nivået på den samlede kraftbalansen. 	 	
Tyskland	 	
Priseffekten i Tyskland vil være annerledes enn priseffekten i Norge, da krafttilbudet, 
særlig på lang sikt, vil tilpasse seg den nye etterspørselssituasjonen. Priseffekten på 
lang sikt vil derfor være null (på kort sikt kan det tenkes noe lavere	 priser som følge 	
av at tregheter i tilpasningen kan skape midlertidig overkapasitet). 
Etterspørselsreduksjonen vil følgelig ikke bidra til bedre forhold for den gjenværende 
industrien i Tyskland.	 	
4.5	 	Indirekte effekter: 	EU ETS	 	
En potensiell 	etterspørselsreduksjon vil i sin tur påvirke prisene på CO	2-utslipp. For 	
det første vil det redusere den direkte etterspørselen etter utslippskvoter fra industri	 	
omfattet av kvotesystemet	, for det andre vil det påvirke etterspørselen etter 	
utslippskvoter f	ra kraftindustrien. 	 	
På kort sikt vil redusert etterspørsel etter kvoter mest sannsynlig føre ti	l reduserte 	
utslippspriser i EU 	ETS. På lang sikt er utfallet mer usikkert, og en må ta hensyn til 	
politiske reaksjoner 	 	
 	En l	avere pris på utslipp kan bidra til	 at utslippsmengden reduseres, hvilket vil 	
utligne deler av prisfallet. 	 	
 	Myndighetene kan tenkes å ha mål om en lavere CO	2-pris for å hindre 	
ytterligere etterspørselsreduksjon og karbonlekkasje. Tross alt er effekten på 
etterspørselen heftet med vesentli	g usikkerhet, og politikerne kan bli 	
overrasket over effekten av CO	2-kostnader på etterspørselen. 	 	
Transparens og åpenhet ved kvotemekanismene vil samtidig være av betydning ved 
evaluering av de langsiktige etterspørselseffektene. Industrienes forventning	er til

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
43	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
kvotemengde	n, og potensielle kompensasjonstiltak	, er derfor enda en viktig faktor 	
som påvirker investeringsbeslutningene. 	Rapporten 	Renewables and Emissions 	- 	
The Effect of Norwegian Renewable Investments on Carbon Emissions	 utarbeidet av 	
THEMA og V	ivid Economics for Miljøverndepartementet	 i 2011	 drøfter	 de dynamiske 	
sidene 	ved	 EU 	ETS	. Rapporten tar blant annet opp politiske justeringer ved 	EU 	ETS 	
som følge av effektene av økte investeringer i fornybar kraftproduksjon på CO	2-	
prisene. 	 	
Selv for de 	kortsiktige	 effektene vil det være umulig å kvantifisere	 effekten av 	
redusert etterspørsel fra kraftintensiv industri på CO	2-prisene av følgende årsaker: 	 	
 	Fremtidens rensekostnadskurve er ukjent. 	Usikkerhet 	rundt	 fremtidige kull	- og 	
gasspriser og teknologi	sk utvikling kompliserer utarbeidelsen av 	en 	
ren	sekostnadskurve for fremtiden.	 	
 	Den	 	fremtidige kvotemengden er ukjent	. Hvilke	n 	kvot	emengde	 	EU 	
implementerer i	 	fremtiden er ikke kjent. Krysningspunktet mellom 	
kvotemengden og rensekostnadskurven er 	følgelig	 ukjent, selv 	når	 en ser bort 	
fra	 etterspørselsreduksjonen.	 	
 	Den potensielle etterspørselseffekten er svært usikker. 	Vi har siktet på å 	
kvantifisere noe av etterspørselseffekten, imidlertid er ikke presise ta	ll kjent 	
eller mulige å utlede, jf. avsnitt 	4.3	 over. 	 	
 	Krav om etterspørselseffekten	e i alle land som 	omfattes av 	EU 	ETS	. Denne 	
rapporten har fokusert på Norge og Tyskland, en evaluering av effe	kten av EU 	
ETS vil 	imidlertid kreve en evaluering av hele den kraftintensiv	e industrien 	
som omfattes av EU 	ETS, enten direkte eller indirekte	. 	
Elementene nevnt over, sammen med justeringsmekanismene på mellomlang og 
lang sikt, 	gjør en	 kvantifisering av	 indirekte virkninger via	 EU 	ETS	 svært vanskelig	. 	
Lavere 	kvote	priser vil 	- hvert 	fall på kort sikt 	- redusere karboneffekten på 	
kraftprisene. Hvorvidt dette vil 	lede til feedback	-effekter på kraftetterspørselen og 	
derfor utligne noe av etterspørselseffekte	ne er heftet med stor grad av usikkerhet, og 	
vil avhenge av markedsaktørenes forventninger til politiske endringer og 
kompensasjonsmekanismer.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
44	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5 	ALTERNATIVE VIRKEM	IDLER	 	
Vi har i de foregående kapitlene drøftet virkningene av EU ETS på kraftprisene i 
Norge og Tyskland og diskutert hvordan kraftprisøkninger påvirker incentivene til å 
drive kraftintensiv industri innenfor Norge og EU og risikoen for karbonlekkasje. I 
tillegg	 har vi analysert hvordan incentivene påvirkes dersom industrien får direkte 	
kompensert for ulike andeler av kraftprisøkningen som skyldes EU ETS. 	I dette 	
kapitlet analyserer vi et utvalg alternative virkemidler for å kompensere for 
karbonprisen og sammenl	igner egenskapene med den marginalkostnadsbaserte 	
modellen i foregående kapitler. Som vi kommer tilbake til, kan vektleggingen av ulike 
kriterier være svært viktig for valget, og avhenger dels av politiske prioriteringer. 
Entydige anbefalinger om virkemidd	elvalg vil vi derfor ikke gi i denne rapporten. 	
Derimot vil vi gi et grunnlag for å rangere virkemidlene i henhold til hvert av 
kriteriene.	 	
Kapitlet har følgende innhold:	 	
 	Beskrivelse av vurderingskriteriene vi legger til grunn.	 	
 	Beskrivelse av alternative 	virkemidler prinsipielt og praktisk.	 	
 	En vurdering av enkelte generelle egenskaper ved de alternative virkemidlene.	 	
 	En detaljert vurdering av spesifikke egenskaper ved de alternative 
virkemidlene.	 	
 	Oppsummering av resultatene fra analysen.	 	
5.1	 	Vurderingskriterie	r 	
Utgangspunktet for vår analyse er hvordan en ordning for karbonpriskompensasjon 
kan utformes på en samfunnsøkonomisk optimal måte. Vi diskuterer ikke om 
karbonpriskompensasjon faktisk er ønskelig fra et samfunnsøkonomisk synspunkt. I 
stedet er vi opptatt	 av å finne en modell som i minst mulig grad påvirker tilpasningen 	
til markedsaktørene i EU ETS og kraftmarkedet, utenom effekten av kvoteprisen på 
kraftkostnadene i industrien. Det vil si at vi ønsker å lage en modell som i minst mulig 
grad påvirker margi	nalbetingelsene som ulike aktører står overfor. I tillegg kan det 	
være andre politiske mål knyttet til sysselsetting, næringsstruktur og distriktshensyn 
som i varierende grad blir påvirket	. 	
På grunnlag av dette overordnede analyseperspektivet tar vi utga	ngspunkt i følgende 	
vurderingskriterier:	 	
 	Incentivvirkninger for kraftintensiv industri på kort og lang sikt, det vil si 
beslutninger om løpende produksjon, nyinvesteringer, nedleggelse og flytting 
av eksisterende aktiviteter.	 	
 	Industriens incentiver til ene	rgieffektivisering.	 	
 	Konsekvenser for karbonlekkasje.(det vil si konsekvenser for globale CO	2-	
utslipp).	 	
 	Konsekvenser for kraftmarkedet og CO	2-kvotemarkedet (EU ETS).

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
45	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
 	Samfunnsmessige ringvirkninger, med vekt på sysselsetting, næringsstruktur 
og distriktshens	yn.	 	
 	Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene.	 	
5.1.1	 Incentivvirkninger for kraftintensiv industri	 	
Incentivvirkningene for kraftintensiv industri er relevante både på kort og lang sikt.	 	
På kort sikt:	 	
 	Løpende drift.	 Direkte og indirekte CO	2-kostnader 	kan medføre at det blir 	
ulønnsomt å fortsette driften på midlertidig basis. Incentivene avhenger i all 
hovedsak av forventede CO	2-priser, kraftpriser og produktpriser på noen 	
måneders sikt. Reduserte CO	2-kostnader og/eller høyere produktpriser kan 	
medføre 	at produksjonen startes igjen.	 	
På lang sikt:	 	
 	Flytting av virksomhet. 	Direkte og indirekte CO	2-kostnader kan medføre at det 	
blir lønnsomt å legge ned virksomhet i Norge/EU og bygge ny 
produksjonskapasitet i land utenfor EU ETS.	 	
 	Valg av lokalisering for ny v	irksomhet. 	Utvidelser/oppgraderinger i 	
eksisterende produksjonsanlegg og eventuelle nye anlegg avhenger av CO	2-	
kostnader. Jo høyere CO	2-kostnader innenfor EU ETS, desto større er 	
lønnsomheten av å legge ny virksomhet til områder som ikke er omfattet av 
CO	2-kvotemarkedet (alt annet likt).	 	
Lokaliseringsvalgene på lang sikt avhenger åpenbart av de forventede 
produksjonskostnadene, som igjen avhenger av blant annet forventede kraftpriser, 
CO	2-priser, arbeidskraftkostnader og investeringskostnader. I denne samme	nhengen 	
er også usikkerhet en viktig faktor. Usikkerhet knyttet til for eksempel kraftpriser kan 
reduseres gjennom langsiktige kontrakter med en varighet på 10 år eller mer, som 
også gjør det mulig å sikre seg mot svingninger i indirekte CO	2-kostnader via 	
kraftprisen. For vurderingen av alternative kompensasjonsmodeller er det viktig å ha 
et klart bilde av risikoegenskapene ved ulike modeller. Noen viktige stikkord i denne 
sammenhengen er forutsigbarhet, langsiktighet og transparens. For industriens 
langsik	tige lokaliseri	ngsbeslutninger er det viktig at	 en kompensasjonsordning 	
framstår som forutsigbar, langsiktig og transparent. I motsatt fall vil verdien av 
kompensasjonen få liten vekt i beslutningene.	 	
I denne analysen er vi som tidligere nevnt mest opptatt	 av de langsiktige 	
incentivvirkningene, og det er derfor primært disse vi drøfter i det følgende.	 	
5.1.2	 Effektiv energibruk	 	
Samfunnsøkonomisk sett er det ønskelig at industrien bruker energi mest mulig 
effektivt. I utgangspunktet har industrien incentiver til å 	minimere energikostnadene 	
og maksimere overskuddet, men en kompensasjonsmodell kan tenkes å svekke eller 
fjerne incentivene (avhengig av utformingen). Det kan dels skje direkte ved at 
kompensasjonen kobles til faktisk energibruk, dels ved at kompensasjonso	rdningen 	
påvirker den effektive energiprisen bedriftene står overfor (redusert pris gir lavere 
lønnsomhet av energieffektivisering). Også dette er altså en langsiktig 
incentivvirkning.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
46	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5.1.3	 Konsekvenser for karbonlekkasje	 	
Med karbonlekkasje sikter vi i denne sa	mmenhengen til utflytting av industri fra 	
Norge/EU til land utenfor EU ETS som resulterer i høyere utslipp. Konsekvensene for 
de globale CO	2-utslippene av ulike kompensasjonsmodeller avhenger av to faktorer 	
(når vi ser bort fra forskjeller i kostnader til 	arbeidskraft, investeringer, transport og 	
energikostnader utenom CO	2): 	
 	Om eksisterende industrivirksomhet i Norge/EU faktisk flyttes eller ny 
virksomhet blir lokalisert utenfor EU ETS.	 	
 	Konsekvensene for utslippene av flytting. Dersom eksisterende virksomhe	t 	
erstattes av mer energieffektiv teknologi, kan de globale utslippene gå ned. 
Tilsvarende kan utslippene også gå ned dersom energien som brukes er 
mindre karbonintensiv enn energien som brukes i EU.	 	
Vi er igjen mest opptatt av de langsiktige virkningene, 	det vil si permanent flytting av 	
utslipp og ikke midlertidige.	 	
5.1.4	 Konsekvenser for kraftmarkedet og CO	2-kvotemarkedet	 	
Det er ønskelig at kraftmarkedet og CO	2-kvotemarkedet blir minst mulig påvirket av 	
en modell for karbonpriskompensasjon. Det vil si at incent	ivene til kraftprodusenter 	
og øvrige forbrukere (som ikke får kompensasjon) i minst mulig grad bør påvirkes på 
kort og lang sikt.	 	
I hvilken grad kraftmarkedet blir påvirket, avhenger av virkningene på 
kraftetterspørselen av kompensasjonsordningen. Jo høyer	e etterspørsel, desto 	
høyere blir kraftprisen alt annet likt. Dette gjelder på kort sikt (innenfor tidsrommet det 
tar å justere kapasiteter på tilbuds	- og etterspørselssiden).	 	
På lang sikt avhenger virkningene på kraftmarkedet av tilpasningen på tilbudssid	en. 	
Som beskrevet tidligere i rapporten, drives prisene i det nordiske systemet i stor grad 
av energibalansen. Derfor vil en økning i etterspørselen sannsynligvis føre til en 
økning i kraftprisen også på lang sikt. På Kontinentet, hvor markedet er langt me	r 	
drevet av tilgjengelig effektkapasitet, er det mer sannsynlig at tilbudssiden vil endres 
gjennom økt produksjon i eksisterende anlegg eller nye investeringer. Den 
langsiktige prisvirkningen kan derfor være mindre enn i Norden.	 	
Når det gjelder CO	2-markede	t, avhenger virkningen på kvoteprisene og samlede 	
utslipp av hvorvidt politikken (kvotetaket) justeres som følge av 
karbonpriskompensasjon. En politikk som bidrar til å opprettholde kraftintensiv 
industri i Europa gir isolert sett økte kvotepriser på kort 	sikt som følge av den direkte 	
etterspørselen etter CO	2-kvoter fra industrien og den indirekte via kraftproduksjonen. 	
Spørsmålet er da om dette påvirker kvotetaket i neste omgang for å dempe utslaget i 
kvoteprisene.	 	
5.1.5	 Samfunnsøkonomiske ringvirkninger	 	
Med sam	funnsøkonomiske ringvirkninger er vi i denne sammenhengen særlig opptatt 	
av sysselsetting og distriktshensyn. Sysselsettingen kan ses på både i et kortsiktig og 
et langsiktig perspektiv, der vi i det langsiktige perspektivet tar hensyn til at 
arbeidskrafte	n i industrien normalt har en alternativverdi i andre sektorer. 	
Distriktshensyn kan tilsvarende også drøftes på kort og lang sikt. På kort sikt kan

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
47	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
karbonlekkasje og industrinedleggelse føre til en uønsket økonomisk utvikling lokalt 
eller regionalt, men på	 lengre sikt kan annen virksomhet erstatte industrien.	 	
5.1.6	 Administrative kostnader	 	
Det er ønskelig å minimere ressursene som må brukes av myndigheter og selskaper 
på å følge opp kompensasjonsmodellen i praksis. 	 	
5.2	 	Oversikt over virkemidler	 	
De mest vanlige metod	ene for å skjerme energiintensive næringer har vært å gi 	
næringene unntak fra CO	2-avgifter, gratis utslippsrettigheter eller subsidierte 	
energipriser. Andre forslag innenfor EU ETS har vært direkte finansiell støtte til 
kraftintensiv	 eksportrettet industri	, grensehandelsjusteringer (Border tax adjustments, 	
BA) og støtte til utslippsreduserende sektorer i ikke	-regulerte land (Reinaud, 2009). I 	
Norge er vi også kjent med differensierte CO	2-avgifter. Det er imidlertid prinsipielt en 	
rekke mulige virkemidler so	m kan benyttes for å kompensere for virkningene av CO	2-	
kostnader via kraftprisen. Vi tar utgangspunkt i følgende liste i vår analyse:	 	
1. Direkte priskompensasjon	 	
2. Gratis tildeling av utslippsrettigheter	 	
3. Differensierte CO	2-avgifter	 	
4. Toll på import/ refunderinger	 for eksport	 	
5. Rundsumkompensasjon	 	
6. Skattefradrag	 	
7. Støtte til innsatsfaktorer	 	
8. Støtte til kraftproduksjon/ overføringskapasitet	 	
9. Lavere nettariffer 	 	
10.	 Produktstøtte	 	
Vi drøfter primært de prinsipielle virkningene av ulike virkemidler, men der det er 
relevant, 	drøfter vi også hvordan den praktiske utformingen påvirker utfallet (for 	
eksempel regler for utvikling av virkemidlene over tid og nivå på kompensasjonen 
relativt til kostnadene). Vi drøfter også hvorvidt ulike virkemidler har forskjellig effekt 
avhengig a	v hvilken industri det er snakk om.	 	
5.3	 	Generelle virkninger ved kompensasjonsordninger	 	
5.3.1	 Utslipp/karbonlekkasje	 	
Det er klart at samtlige av ordningene kan utformes slik at de opprettholder 
produksjon i EU og Norge og slik at det ikke oppstår karbonlekkasje (men	 vi minner 	
igjen om at opprettholdelse av produksjon og fravær av karbonlekkasje ikke 
nødvendigvis er det samme, det avhenger av blant annet av energibruk og 
teknologivalg ved ulike lokaliseringer). Konsekvensene for aktiviteten i kraftintensiv 
industri er	 i det perspektivet primært et spørsmål om dimensjonering av virkemidlene.	 	
På kort sikt vil 	virkningene for utslipp innenfor EU ETS per definisjon være lik null for 	
alle ordninger. Siden det samlede taket på utslipp innenfor EU ETS er gitt, vil enhver

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
48	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
utsl	ippsreduksjon (/økning) frigi utslippsrettigheter for salg, og reduksjonen vil bli 	
absorbert av en utslippsøkning (/reduksjon) hos en annen produksjonsenhet innenfor 
kvotesystemet. 	 	
Enhver politikk som kompenserer kostnadseffektive utslippsreduksjoner vil 	i 	
prinsippet føre til økte utslipp, med mindre det innføres tiltak for igjen å kompensere 
for dette. Dette vil da være tiltak med høyere kostnader som gir 
samfunnsøkonomiske tap relativt til å utsette alle utslippskilder riktig pris. 
Karbonprising vil i ut	gangspunktet være kostnadseffektivt både på nasjonalt og 	
internasjonalt nivå. 	 	
Når man kommer ned på bransjenivå og empiriske virkninger, vil effektene kunne 
være mer nyansert enn det generelle gjennomsnittsbildet. Virkningen på globale 
utslipp vil avhenge	 av en rekke faktorer. La oss anta at for alle tiltakene gjelder at 	
disse er tilstrekkelige til å hindre reduksjoner i produksjonen i norske energiintensive 
bedrifter. Spørsmålet er da hvorvidt mangel på tiltak ville ført til produksjonsøkninger 
i andre la	nd. Så langt i rapporten har vi begrenset oss til å diskutere den direkte, 	
partielle virkningen innenfor de enkelte bransjene. Når vi betrakter den globale 
virkningen på utslippene, er sammenhengen langt mer komplisert	, jf. Kapittel 	2.1.6	 	
om 	Metodiske utfordringer	. Samlet sett er det altså et empirisk spørsmål fra sak til 	
sak hv	orvidt de globale utslippene øker eller reduseres som følge av 	
kompensasjonsordninger.	 	
5.3.2	 Konsekvenser for kraftmarkedet og kvotemarkedet	 	
I den grad virkemidlene opprettholder industri i Norge/EU:	 	
 	Høyere kraftpriser enn det som ellers ville ha vært tilfelle, 	i hvert fall på kort 	
sikt. På lang sikt justering av kapasiteten på Kontinentet som begrenser 
prisoppgangen, mens det er grunn til å vente mer langsiktige prisvirkninger i 
Norden.	 	
 	Høyere kvotepriser enn det som ellers ville ha vært tilfelle, både direkte v	ia 	
industriens etterspørsel etter kvoter og indirekte via kraftprisen. Økte 
kostnader i andre sektorer til klimatiltak.	 	
Kan ha betydelige forskjeller mellom virkemidler avhengig av treffsikkerheten 	– 	
gjelder spesielt der virkemidler har ulik virkning i uli	ke bransjer. Da kan 	
konsekvensene for kraftetterspørsel og kvotemarkedet også variere mye.	 	
5.3.3	 Sysselsetting og distriktsutvikling	 	
Generelt gjelder at alle form	ene 	for kompensasjonsordninger stimulerer sysselsetting 	
i de kompenserte bedriftene, og lokale distrikter der disse er lokalisert. 	 	
På lang sikt tilsier erfaringene at sysselsettingen absorberes av andre næringer, 	jf. 	
blant annet omstillingene vi allerede har 	hatt i deler av norsk industri	. I hvilken retning 	
den langsiktige distriktsprofilen endres avhenger av hvor de enkelte bedriftene er 
lokalisert og hvilke næringer som absorberer sysselsettingen. Virkemidler mot 
karbonlekkasje har derfor i en norsk sammenhe	ng primært konsekvenser for 	
næringsstruktur og type arbeidsplasser, ikke sysselsettingsnivået i seg selv.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
49	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5.4	 	Spesifikke virkninger	 	
Basert på diskusjonen ovenfor er det klart at mange av virkningene vil være felles.	 	
Utgangspunktet for diskusjonen er at de 	ulike ordningene utformes slik at de gir 	
noenlunde samme virkninger med hensyn til incentivene for kraftintensiv industri og 
karbonlekkasje. På det grunnlaget kan vi drøfte forskjellene mellom ordningene ut fra 
et mest mulig felles sammenligningsgrunnlag.	 Vi er i den forbindelse mest opptatt av 	
incentivene til energieffektivisering, faktisk produksjon, investeringer 	og 	
administrative kostnader.	 	
Analysen er ikke uttømmende ettersom vi nøyer oss med å drøfte hovedprinsippene i 
hver av kompensasjonsordningene.	 Det er svært mange varianter av de ulike 	
ordningene, og det vil føre for langt å gjøre en detaljert analyse i denne rapporten.	 	
5.4.1	 Direkte priskompensasjon	 	
Direkte priskompensasjon innebærer ulike former for direkte støtte tilsvarende 
påslaget i kraftprisen, 	eller en andel av påslaget (jf. analysen i foregående kapitler). 	 	
Den praktiske utformingen kan skje på flere måter. Det kan for eksempel beregnes 
en fast overføringsfaktor for kvoteprisen som gjelder for en kortere eller lengre 
periode, eller den kan bere	gnes i etterkant av en gitt periode. Teoretisk sett vil den 	
riktige kompensasjonen variere over tid, jf. analysen i de foregående kapitlene.	 Det 	
er m	est nærliggende å basere 	kompensasjonen 	på faktisk kraftforbruk. 	På den 	
måten kan ordningen også være gener	ell, det vil si at den 	automatisk 	kompenserer 	
for kraftpriskostnadene i hver industri uavhengig av kostnadsstruktur og 
utslippsforhold for øvrig.	 	
Styrken i incentivene avhenger av hvor stor andel av karbonpriselementet som 
kompenseres. Forutsigbarhet og la	ngsiktighet kan variere avhengig av 	
detaljutforming, dette gjelder spesielt med hensyn til overføringsfaktoren.	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Tiltaket vil motvirke energieffektiviserin	g siden den effektive kr	aftprisen som 	
bedriftene møte	r blir lavere enn uten kompensasjon.	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Et slik	t tiltak vil, avhengig av detaljnivå, mest sannsynlig 	eliminer	e CO	2-prisrisikoen 	
med hensyn til kraftprisen 	(i tilfeller ved full kompensasjon). 	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
Dersom en slik kompensasjon blir gitt med utgangspunkt i kraftforbruket, vil tiltaket 
være relativt enkelt å administrere. En utfordring vil imidlertid være å beregne den 
faktiske overføringsfaktoren som	 skal benyttes som grunnlag for kompensasjonen. 	 	
5.4.2	 Gratis tildeling av utslippsrettigheter	 	
Med denne ordningen gis det gratis CO	2-kvoter til bedriftene. Også her kan den 	
praktiske utformingen skje på flere måter, men det må være en definert	 	
sammenheng	 mellom	 overføringsfaktoren og nivået på kvotetildelingen.	 	
I praksis har det vist seg 	å være 	svært vanskelig å utforme regler for fri tildel	ing 	av 	
utslippsrettigheter 	som ikke skaper uønskede inc	entiver, eller som er uheldige ut fra 	
fordelingsmessige hensyn	. Inse	ntivene bidrar til å opprettholde virksomhet som ellers

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
50	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
ville bli nedlagt og kan føre til strategisk tilpasning av aktivitet og utslipp for å påvirke 
tildelingen i neste periode. Rosendahl og Storrøsten (2008) anbefaler at bedriftene 
betaler for sine utsl	ippsrettigheter, men om fri tildeling skal benyttes, bør den knyttes 	
opp til produksjonsnivået i	 bedriften	. Det er ekviva	lent med et produksjonssubsidie	. 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Gratis tildeling av kvoter gir lavere	 incentiver til 	energieffektivisering enn om 	
bedriftene 	selv 	må betale fo	r utslippene. Virkemidlet legger	 også 	til rette 	for 	
opprettholde	lse av	 energiintensive bedrifter.	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Dette virkemiddelet vil i utgangspunktet	 være lite treffsikkert som kompenserende 	
tiltak overfor kraftprisøkninger, da det ikke er de samme bedriftene som har både 
stort kraftforbruk og høye CO	2-utslipp. Aluminium	sproduksjon	 har for eksempel små 	
direkteutslipp, men høyt kraftforbruk. Alternativt må kvotetildelingen differensieres 
mellom bransjer	, slik at for eksempel aluminium	sproduksjonen	 får mange flere kvoter 	
enn det som utslippene i sektoren tilsier	. Det kan gi svært skje	ve utslag og gjøre 	
kvotesystemet mindre effektivt.	 	
En ordning med gratis tildeling av kvoter kan gjøres mer eller mindre forutsigbar, 
langsiktig og transparent for bedriftene. Det avhenger av den praktiske utformingen.	 	
Konsekvenser for karbonlekkasje	 	
Böhri	nger m. fl. (2010) viser at produksjonsbasert tildeling av gratiskvoter kan bidra til 	
å redusere lekkasjen noe. Analyser av EUs klimapolitikk og klimapolitikken i USA 
anslår at lekkasjeeffekten kan reduseres med 14 prosent. 	 	
Administrative kostnader ved ko	mpensasjonsordningene	 	
Et slik	t tiltak 	kan	 være relativt enkelt å administrere, 	imidlertid vil dette avhenge	 av 	
utformingen av tiltaket. 	 	
5.4.3	 Differensierte CO	2-avgifter	 	
Differensiering av CO	2-avgifter mellom bransjer	 innebærer at eventuelle CO	2-avgifter 	
varier	er	 mellom kraftintensiv industri og andre sektorer, eventuelt også innenfor ulike 	
deler av kraftintensiv industri	. Dette er primært relevant i den grad bransjene faktisk 	
betaler CO	2-avgifter.	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Siden økningen 	i kraftkostnadene som følge av CO	2-kvotene ikke vil bli påvirket av 	
denne kompensasjonen, vil industrien fortsatt ha incentiver til energieffektivisering. 	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Differensiering av CO	2-avgifter vil på 	samme måten som gratiskvoter være et lite 	
treffsikkert virkemiddel (med mindre vi snakker om negative avgifter for utvalgte 
sektorer, og da er vi i realiteten over i en form for kraftpriskompensasjon eller 
produktstøtte). Differensiering fører til at innen	landske utslippskilder behandles ulikt 	
og at de samfunnsøkonomiske kostnadene for å oppnå utslippsmålene økes. I den 
grad virkemiddelet treffer de aktuelle bedriftene, vil lekkasjene reduseres.	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
Differens	ierte CO	2-kostnader er forventet å ha betydelige administrative kostnader.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
51	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5.4.4	 Border tax adjustment 	 	
Border tax adjustment 	(toll på import og avgiftsreduksjon ved eksport av 	
utslippsintensive varer	) er et mye diskutert virkemiddel for å kompensere industrien	 	
for konkurranseulemper som følge av ulik klimapolitikk internasjonalt. Ordninger er 
diskutert innad i EU og er foreslått av USA, men ikke gjennomført. Hensikten er at 
innenlandske produsenter som er utsatt for klimapolitikkrelaterte kostnadsøkninger 
oppre	ttholder sin konkurranseevne i forhold til importprodukter fra land uten 	
restriksjoner ved å øke prisene på konkurrerende importprodukter eller redusere 
kostnadene på eksportprodukter. Forslaget går ut på følgende:	 	
 	Å legge på en toll på importerte produkt	er fra ikke	-regulerte land, avhengig av 	
deres karboninnhold og/eller pålegge importører å kjøpe utslippsrettigheter.	 	
 	Å refundere karbonkostnadene for eksport til ikke	-regulerte land.	 	
Avhengig av hvordan tiltaket påvirker internasjonal handel, kan ordningen 	også lede 	
til en reduksjon i produksjonen dersom eksporten er påvirket. 	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Tiltaket vil kunne redusere incentivene til energieffektivisering ved at 
konkurranseforholdene bedres, men trolig i mindre grad enn di	rekte karbonsubsidier 	
gjennom differensierte avgifter / gratis utslippsrettigheter.	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Det er lite sannsyn	lig at en slik ordning vil gi grunnlag for	 	langsiktig 	
planleggingssikkerhet. 	 	
Konsekvenser f	or karbonlekkasje	 	
Stu	dier viser at karbontoll kan 	redusere lekkasje mer enn produksjonsbasert tildeling 	
av kvoter, og at lekkasjene nesten 	kan 	halveres om både toll pålegges importerte 	
produkter og 	karbonkostnads	elementet i eksport refunderes (Böhringer m. fl. 2010, 	
2011, Mattoo m. fl. 2009). De samme studiene peker også på at 
karbontoll/eksportrefusjon kan innebære lavere kostnader for å oppnå et gitt 
utslippsmål. 	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordnin	gene	 	
Det er store praktiske innvendinger mot tollbaserte ordninger ettersom de vil medføre 
omfattende administrative kostnader og kontrollko	stnader, se for eksempel Reinau	d 	
(2009):	 	
 	Ordningen må i prinsippet dekke alle produkter som er utsatt for 
karbonlekk	asje og korrigere for samme marginale klimakostnader for både 	
direkte og indirekte virkninger, inkludert kostnader gjennom kraftprisen.	 	
 	Utslipp tilknyttet importerte produkter må måles, kontrolleres og verifiseres.	 	
 	Ulike forbrukere betaler i praksis ulike 	kraftpriser, systemet krever detaljert 	
beregning for ulike sektorer. Prisene vil også variere etter den varierende 
prisen i kvotemarkedet.	 	
 	Refusjonen må i prinsippet gjelde for alle eksportvarer, med ulikt 
karboninnhold. Strategiske tilpassinger kan oppstå	 for å komme inn under 	
produktkategorier som er inkludert i kompensasjonsordningene. Det er svært

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
52	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
krevende å beregne hvor mye av karbonkostnaden som er overveltet i de 
enkelte produ	ktene 	(Reinau	d, 2008).	 	
 	Det vil være nødvendig med løpende oversikt over ut	slippsnivåene i 	
importvarene.	 	
 	En annen utfordring er knyttet til hvordan man forholder seg til klimatiltak i 
utviklingsland og i hvilken grad importen skal pålegges toll. 	 	
 	Dersom flere land implementerer slike ordninger, og de er ulikt	 utformet, 	
risikerer 	man at noen produkter blir skattlagt flere ganger mens andre slipper 	
unna. Omfattende internasjonal samordning vil være nødvendig. 	 	
Annet	 	
I tillegg til de administrative utfordringene, vil en slik ordning mest sannsynlig være i 
utfordrende	 i forhold til	 internasjonal lovgivning. 	 	
5.4.5	 Rundsum	skompensasjon	 	
En r	undsum	skompensasjon kan beregnes på grunnlag av et 	pris	element for CO	2 	
multiplisert 	med et	 volum	mål	 pr. sektor. Aktuelle 	parametere	 er følgende	: 	
 	Pris: Overfø	ringsfaktor 	– teoretisk basert eller 	historisk	 observert	 	
 	Volum: Historisk kraftforbruk eller	 benchmarkforbruk pr. sektor (gjennomsnittlig 	
kWh pr. produsert enhet, teoretisk/observert minimum)	 	
 	Oppdateringsfrekvens/periodelengde	/justeringsfaktorer	 (hvor ofte	 oppdateres 	
grunnlaget for runds	ummen	, gjøres 	det automatiske justeringer for inflasjon, 	
CO	2-priser eller andre 	parametere	) 	
Det er vanskelig å definere et rundsum	sbeløp som kan ligge fast over svært lange 	
perioder. Dynamikken i ordningen (regelverket for oppdatering) vil være en svært 
viktig faktor fo	r incentivvirkningene og kostnadene ved å administrere ordningen.	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Vi antar at kompensasjonen knyttes til opprettholdelse av aktivitet, men ikke 
nødvendigvis et konstant nivå. Da vil lønnsomheten 	av å være lokalisert i Norge/EU 	
øke som følge av kompensasjonen. De bransjespesifikke virkningene avhenger av 
detaljutformingen av ordningen.	 	
Transparen	s, forutsigbarhet	 og den langsiktige investeringsrisikoen vil avhenge av 	
den faktiske utformingen av til	taket. 	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Opprettholder incentiver til energieffektivisering, med forbehold om ordninger der 
kompensasjonen baseres på historisk kraftforbruk.	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
De administra	tive kostnadene vil i stor grad avhenge av den faktiske utformingen og 	
detaljnivået til det valgte 	rundsum	stiltaket, og beregningene det er basert på.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
53	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
5.4.6	 Skattefradrag	 	
Skattefradr	ag vil redusere skattebyrden. E	t alternativ kan være mer gunstige 	
avskrivingsre	gler 	for	 avskriving av 	kapital før skatt,	 en annen løsning kan være 	
generelt lavere selskapsskatt for slik industri. 	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Så lenge CO	2-elementet ikke eksplisitt 	utjevnes	, for eksempel ved at skattefradrag	et 	
er direkte koblet med kraftforbruket, vil incentivene for energieffektivisering 
opprettholdes. 	 	
Et skattefradrag tilsvarende påslaget i kraftprisen vil i prinsippet ha samme typen 
virkninger som 	en direkte priskompensasjon, jf. avsnitt 	5.4.1	. 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Gitt at 	en 	negativ	 skatt ikke er en m	ulighet, er det lite sannsynlig	 at tiltaket vil 	
avhjelp	e hele den CO	2-relatert	e risikoen. 	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
De administrative kostnadene ved ordningen antas å være høye. 	 	
5.4.7	 Støtte til innsatsfaktorer	 	
Støtte kan også gis til andre innsatsfaktorer enn energi; til annen materialinnsats, 
kapitalstøtte 	eller støtte til arbeidskraft. Vi antar at arbeidskraftstøtte er mest relevant, 	
på grunn av velferdsvirkningene knyttet til sysselsetting, og uheldige 
markedsvirkninger av å subsidiere kapital eller annen vareinnsats for noen bestemte 
næringer.	 	
Industriens	 incentiver til energieffektivisering	 	
En slik støtte vil gi en vridning over til arbeidskraft relativt til energi og andre 
innsatsfaktorer, noe som kan redusere lekkasjene og føre til energieffektivisering 
(substitusjonseffekt). Samtidig øker lønnsomheten 	(skalaeffekt) slik at virkningen for 	
energibruk er usikker.	 	
Ettersom industrien er energi	- og kapitalintensiv	 og siden produksjonsprosessen i	 	
liten grad tillater substitusjon mellom innsatsfaktorene, vil et slikt tiltak mest 
sannsynlig fungere som en form 	for finansiell støtte som gir g	ale incentiver ved 	
sammensetningen av	 	innsatsfaktorer. Støtteordninger som direkte subsidierer 	
kraft	forbruket	 vil samtidig redusere incentivene for energieffektivisering. 	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokal	isering	 	
De langsiktige incentivene vil avhenge av tiltakets utforming, men tiltaket som skal 
kompensere for CO	2-risikoen kan like gjerne bli komplisert og lite transparent.	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
De administrative kostnadene	 ved tiltaket antas å være høye. 	 	
5.4.8	 Støtte til kraftproduksjon / overføringskapasitet	 	
Det kan gis indirekte karbonpriskompensasjon gjennom støtte til ordninger som 
endrer kraftsystemet. Det er særlig to typer støtte som kan være aktuelle:

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
54	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
 	Støtte til ny kraft	produksjon, primært fornybar	5 	
 	Støtte til nettinvesteringer i Norge eller mellom Norge og andre land	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Offentlig støtte til økt kraftproduksjon bidrar til reduserte kraftpriser og dermed 
entydig mindre energie	ffektivisering. Dette vil fungere som subsidier til kraftforbruk og 	
motvirke en økning i kraftprisen.	 	
Konsekvenser for kraftmarkedet og CO	2-kvotemarkedet (EU ETS)	 	
Nettutbygging i de deler av det norske markedet med flaskehalser vil bidra til 
utjevning og reduserte priser i høyprisområder. 	 	
Dersom støtten er til fornybar energi, noe vi antar så lenge vi diskuterer det norske 
kraftmarkedet, vil lønnsomheten for fossil	 energi reduseres. 	Tiltaket vil derfor også 	
påvirke incentivene for investeringer i termisk kraftproduksjon, og slik veie opp for de 
kortsiktige priseffektene på lang sikt. 	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Tiltake	t fjern	er ikke	 CO	2-prisrisikoen 	(i kraftprisen) 	fullstendig	. Siden 	tiltaket	 fungerer 	
gjennom andre investeringer med lang ledetid,	 vil det mest sannsynlig 	ikke være 	
effektivt på kort sikt. 	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
Administrative kostnader fo	r støtteordninger for ny kraftproduksjon antas å være 	
høye. 	 	
5.4.9	 Lavere nettariffer	 	
Lave nettariffer i	nnebære	r her	 lavere nettariffer for kraftintensiv industri. 	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Tiltaket vil fungere på samme måte som en direk	te støtteordning for kraft som 	
innsatsfaktor, hvilket impliserer at incentivene for energieffektivisering vil reduseres. 	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
Størrelsen på nettariffene er begrenset, slik at i en situasjon uten nega	tive tariffer, vil 	
graden av kompensasjon 	også 	være 	begrenset	. I hvilken grad tiltaket muliggjør 	
sikring	 av hele CO	2-prisrisikoen avhenger av tiltakets utforming	, men ettersom 	
nettariffer gjerne er rigide, er det lite sannsynlig at det vil veie opp for hele risikoen. 	 	
Administrative kostnader ved kompensasjonsordningene	 	
Tiltaket antas å være relativt enkelt å administrere. 	 	
5.4.10	 Produktstøtte	 	
Denne kompensasjonsordningen impliserer en direkte støtte per produserte enhet, 
og linjen mellom 	rundsumskompensasjon, se 5.4.5, 	og produksjonsstøtte er uklar. 	 	
 	 	
5 	Støtte til redusert kraftforbruk utenom industrien (for eksempel konvertering fra elektrisk oppvarming til 	
fjernvarme) vil ha mange av de samme prinsipielle virkningene som støtte til ny produksjon med hensyn til 
karbonpriskompensasjon.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
55	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Industriens incentiver til energieffektivisering	 	
Ettersom tiltaket ikke direkte kompenserer for	 CO	2-andelen i kraftprisene	, vil 	
incentivene for energieffektivisering opprettholdes. 	 	
Incentivvirkninger for kraftintensiv industri 	– lokalisering	 	
De langsiktige investeringsincentivene vil avhenge av hvordan tiltaket er utformet. 	 	
Administrative kostnade	r ved kompensasjonsordningene	 	
De administrative kostnadene ved en produktstøtteordning antas å være lave	. 	
5.5	 	Oppsummering	 	
Som beskrevet over innehar de ulike kompensasjonstiltakene svært ulike 
egenskaper når det gjelder incentiver for energieffektivisering, p	roduksjon og 	
investeringsbeslutninger, oppsummert i 	Tabell 	5. Tabellen inkluderer også våre 	
antak	elser knyttet til administrative kostnader og i hvilken grad tiltaket er i tråd med 	
internasjonal lovgivning. Tiltakene kan selvfølgelig også benyttes i kombinasjon, for 
eksempel kan en støtte av innsatsfaktorer kombineres med en delvis direkte 
kompensasjo	n. 	 	
Tabell 	6 forsøker å illustrere hvordan de ulike tiltakene varierer mellom de fire 	
industrigruppene som vi har tatt for oss. Hvilke kompensasjonstiltak som passer 	til de 	
respektive industriene avhenger blant annet av grad av internasjonal konkurranse, 
størrelsen på de 	direkte og indirekte CO	2-kostnader, i till	egg til andre 	
kostnadsforhold	.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
56	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Tabell 	5: Oversikt over virkemidlene og egenskaper 	(forenklet)	 	
Virkemiddel	 	Incentiver til 
energi	-	
effektiv	-	
isering	 	
Incentiver til 
produksjon	 	
Incentiver til 
investeringer	 	
Administ	-	
rative 
kostnader	 	
Direkte 
priskompensasjon	 	-- 	+ 	+ 	+ 	
Gratis tildeling av 
utslippsrettigheter	 	-/+	 	+ 	- 	- 	
Differensierte CO	2-	
avgifter	 	-/+	 	+ 	- 	- 	
Toll på import/ 
refunderinger for 
eksport	 	
+ 	-/+	 	- 	-- 	
Rundsum	-	
kompensasjon	 	+ 	+ 	+ 	-/+	 	
Skattefradrag	 	-/+	 	+ 	- 	- 	
Støtte til innsatsfaktorer	 	-/+	 	-/+	 	- 	- 	
Støtte til 
kraftproduksjon/ 
overføringskapasitet	 	
-/+	 	+ 	- 	- 	
Lavere nettariffer	 	-/+	 	+ 	- 	+ 	
Produktstøtte	 	+ 	+ 	+ 	+ 	
 
Som argumentert for over er det vanskelig å estimere den faktiske karbonlekkasjen	. 	
Gitt EUs langsiktige mål om en tilnærmet karbonnøytral kraftsektor innen 2050, er 
det 	imidlertid 	ut fra et glo	balt klimahensyn 	gode grunner for	 at det er best at 	
industrien lokaliserer seg innen EU eller Norge	. Ved å beholde industrien i Europa er 	
en samtidig i stand til å følge og kontrollere disse industriene.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
57	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Tabell 	6: Oversikt over virkemidlene og egenskaper ifht in	dustri (forenklet)	 	
Virkemiddel	 	Jern 
og	 stål 	 
Ikke	-jernholdige 	
metaller	 	
Treforedling	 	Kjemiske 
råvarer	 	
Direkte priskompensasjon	 	++	 	++	 	++	 	++	 	
Gratis tildeling av 
utslippsrettigheter	 	-/+	 	- 	-/+	 	-/+	 	
Differensierte CO	2-avgifter	 	-/+	 	- 	-/+	 	-/+	 	
Toll på import/ 	refunderinger 	
for eksport	 	- 	- 	- 	- 	
Rundsum	kompensasjon	 	++	 	++	 	++	 	++	 	
Skattefradrag	 	+ 	+ 	+ 	+ 	
Støtte til innsatsfaktorer	 	-/+	 	-/+	 	-/+	 	-/+	 	
Støtte til kraftproduksjon/ 
overføringskapasitet	 	+ 	+ 	+ 	+ 	
Lavere nettariffer	 	+ 	+ 	+ 	+ 	
Produktstøtte	 	++	 	++	 	++	 	++	 	
 
Da det er ønskelig å motivere til energieffektivisering, vil en kompensasjonsordning 
som opprettholder produksjonen og investeringsincentiver og samtidig legger til rette 
for energieffektivisering være å foretrekke. 	 	
I den sammenheng vil en produksjonsstøt	te basert på et benchmark	ingssystem 	
kunne være en aktuell løsning	. Ved en slik ordning vil man først beregne en 	
benchmark for kraftforbruket (MWh) per produserte enhet (for eksempel, tonn 
aluminium), deretter må en avgjøre karbonintensiteten til industrien	s kraftforbruk 	
(tonn CO	2 per MWh produsert; Karbonintensiteten kan variere mellom ulike regioner 	
og kan inkludere ulike kompensasjonstiltak). En faktor basert på disse forholdene vil 
deretter gi en benchmark for karbonintensiteten for et gitt produkt (tonn	 CO	2 per 	
produserte enhet, for eksempel tonn aluminium). Den faktiske kompensasjonen vil 
deretter bestå av karbonprisen i 	Euro	 per tonn CO	2 multiplisert med faktisk 	
produksjon og karbonintensiteten til det respektive produktets benchmark. 
Kompensasjonsordningen vil fortsatt motivere til energisparing, støtte den faktiske 
produksjonen og gi incentiver til å investere i energieffektive teknolog	ier. Imidlertid vil 	
en slik ordning mest sannsynlig passe bedre for prosesser med svært homogene 
produkter	 (som aluminium) enn andre prosesser, preget av mer differensierte 	
produkter. 	 	
Den optimale ordningen vil trolig være sektorspesifikk. For eksempel at	 den riktige 	
ordningen for aluminiumsindustrien ikke nødvendigvis er den riktige for de andre 
industriene. Det gjør en kompensasjonsordning mer komplisert og dyrere å drive, 
men disse kostnadene må veies opp mot tapet av nytte ved et generelt opplegg. Hvis	 	
man velger et generelt opplegg	, bør det velges på en måte som gir minst samlede 	
tap.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
58	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
En	 utfordring ved alle regionspesifikke kompensasjonstiltak dersom kompensasjonen 	
er basert på den 	regionale	 kraftproduksjonens CO	2-intensitet, er at ordningen 	
innenfor	 EU ETS	 vil kunne redusere incentivene for å lokalisere produksjonen i 	
regioner med lavere marginal CO	2-intensitet. Det blir myndighetenes oppgave å 	
vurdere fordeler 	og	 ulemper ved generelle kontra regionspesifikke ordninger. 	 	
Vanligvis er det også noen a	ndre utfordringer som er felles for 	de fleste	 	
kompensasjonstiltak:	 	
 	Skal referansenivået (benchmark) 	for et kompensasjonstiltak variere fra land 	
til land, eller bør det være den	 samme innen hele EU? I hvilken grad vil 	
nasjonale kompensasjonsordninger være i	 tråd med EUs eller annen 	
internasjonal lovgivning?	 	
 	Hvordan skal 	kompensasjonen beregnes? For eksempel kan det	 i tilfelle	t med 	
en direkte kompensasjon 	være aktuelt å 	basere 	kompensasjonen 	på den 	
marginale CO	2-intensiteten	. Da reises spørsmålet om 	hvordan 	den marginale 	
intensiteten	 	skal estimeres.	 	Hvordan skal referansenivået i 	et 	
benchmark	ings	system	 beregnes?	 	
 	Hvordan skal tiltaket finansieres? Skal det bli finansie	rt av kraftprodusentene 	
(og hvis	 ja, skal en da diskriminere mellom ulike produsenter?), av staten eller 	
av en annen myndighet/enhet? Kan finansieringsregimet variere mellom land? 
I Norge har for eksempel vannkraftprodusentene ingen reelle CO	2-kostnader, 	
slik at de 	eventuelt kan 	skattleg	ges for å finansiere kompensasjonsordningen. 	
Samtidig bør ikke skattleggingen forstyrre produksjonsbeslutninger 
(optimering av vannverdiene) eller investeringsbeslutninger (en skatt kan føre 
til reduserte incentiver for nye vannkraftinvesteringer). En gene	rell skatt kan 	
være en annen finansieringsløsning, men en slik løsning vil mest sannsynlig 
møte kraftig motstand fra forbrukere som ikke kjøper kraftintensive produkter 
(da de 	i 	en slik situasjon vil måtte betale for CO	2-kostnaden gjennom 	
kraftprisene og v	ia en kompensasjon for CO	2 i kraftprisene for andre 	
forbrukere)	. Generelt er det imidlertid slik at øremerkede skatter ikke vil være 	
en effektiv løsning, heller ikke for å finansiere en karbon	pris	kompensasjon. 	 	
 	Hvor tidsnøyaktig bør kompensasjonen være	? 	Skal en estimere en 	
gje	nnomsnittlig overføringsfaktor	 per år som benyttes som utgangspunkt for 	
kompensasjonen, eller bør estimatet variere mellom måned, uker, dager, 
timer? Jo mer nøyaktig tidsinndeling, desto mer presi	st vil systemet være i 	
teorien, spes	ielt for Kontinentet	. I	midlertid vil også	 administrasjonskostnadene 	
øke, 	og muligens 	vil 	også 	systemets transparens reduseres	. 	
Disse problemene kan imidlertid behandles eller løses, og bør derfor ikke anses som 
absolutte barrierer	 dersom en ønsker å benyt	te kompensasjonsordninger for å unngå 	
risikoen for karbonlekkasje	 med hensyn til kraftintensiv industri	.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
59	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
6 	REFERANSER	 	
Babiker, 	M.H. (2005): 	Climate change policy, market structure and carbon leakage. 	
Journal of International Economics	, 65	(2), pp. 421	-445. 	 	
Bruvoll, A. og T. Fæhn (2006): 	Tranboundary effects of environmental policy: 	
Markets and emission leakages	, Ecological economics	 59, 499	-510	 	
Burniaux, J., and J.O. Martins (2000):	 Carbon Emission Leakages: A General 	
Equilibrium View. OECD Economics Depart	ment Working Paper 242	. OECD 	
Publishing. doi:10.1787/410535403555.	 	
Böhringer, C., Fischer, C. and K. E. Rosendahl (2010): The Global Effects of 
Subglobal Climate Policies. The B.E. Journal of Economic Analysis & Policy, 10 (2) 
(Symposium), Article 13.	 	
Böhr	inger, C., T.F. Rutherford and A. Voss (1998): 	Global CO2 Emissions and 	
Unilateral Action: Policy Implications of Induced Trade Effects. International Journal 
of Global Energy Issues	 11(1	-4): 18	-22	 	
Demailly D. and P. Quirion (2007): 	Changing the Al	location Rules for EU 	
Greenhouse Gas Allowances: Impact on Competitiveness and Economic 
Efficiency, Congrès de l'Association française de science économique	, 	
September.	 	
Ecofys & McKinsey. (2006). 	EU ETS Review 	- 	Report on International 	
Competitiveness.	 European Commission Directorate General for Environment.	 	
Ecorys. (2009). 	Study on European Energy	-Intensive Industries 	- The Useful 	
Meaning of Estimating Sectoral Price Elasticities .	 Rotterdam: Ecorys SCS 	
Group .	 	
Enova og Norsk Industri. (2009). 	Potensial for energieffektivisering i norsk landbasert 	
industri.	 Enova.	 	
EU	-kommisj	onen. (2009). 	Commission Decision of 24 December 2009 determining, 	
persuant to Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the 
Counsil, a list of sectors and subsectors which are deemed to be exposed to a 
significant risk of carbon leakage .	 Bru	ssel: EU	-kommisjonen.	 	
Eurostat. (2006). 	European business 	- Facts and figures.	 Luxemburg: European 	
Communities.	 	
Eurostat. (2009). 	European Business 	- Fact and Figures 2009 Edition.	 Luxemburg: 	
European Communities.	 	
Holstad, M. (2010). 	Kraftintensiv industri	 - Avgrensning av begrepet.	 Oslo: SSB.	 	
IEA. (2008). 	Issues behind competitiveness and carbon leakage 	- Focus on heavy 	
industries.	 Paris: International Energy Agency .	 	
IPCC. (2007). 	Climate Change 2007: Mitigation of Climate Change, Summary for 	
Policymakers	. Contribution of Working Group lll to the Intergovernmental 	
Panel on Climate Change Fourth Assesment Report.	 	
NOU . (1996: 6). 	Arbeidstakeres stilling i konsernforhold m.v. .	 Oslo: Kommunal	- og 	
arbeidsdepartementet.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
60	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Reinaud, J. (2004). 	Industrial Competit	iveness under the European Union Emissions 	
Trading Scheme.	 International Energy Agency.	 	
SSB. (2001). 	Kraftintensiv industri og treforedling.	 SSB.	 	
SSB. (2011). 	Tilgang og anvendelse av elektrisitet i perioden 1993	-2009.	 Oslo: 	
Statistisk Sentralbyrå.	 	
THEMA o	g Pöyry. (2011). 	Carbon Price Transfer in Norway 	- The Effect of the EU	-	
ETS on Norwegian Power Prices.	 Oslo: THEMA og Pöyry.	 	
THEMA og Vivid Economics. (2011). 	Renewables and Emissions 	- The Effect of 	
Norwegian Renewable Investments on Carbon Emissions.	 Osl	o: THEMA og 	
Vivid Economics.	 	
Umweltbundesamt. (2008). 	Impacts of the EU Emissions Trading Scheme on the 	
industrial competitiveness in Germany.	 Dessau	-Roßlau: Federal Environment 	
Agency.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
61	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
VEDLEGG 1: ANALYSEMO	DELL OG FORUTSETNING	ER	 	
The	-MA	-m	odellen	 	
Modellen brukes aktivt i THEMAs utredningsprosjekter og arbeid med 
kraftprisprognoser, og er under stadig utvikling. I sin tilnærming og metodologi er 
modellen en fundamentalmodell tilsvarende andre vanlige modeller i markedet (for 
eksempel Samkjøringsmode	llen, BID). Det betyr at modellen minimerer totale 	
systemkostnader under et sett av bibetingelser, som kraftbalanse, handelskapasitet 
etc. Typiske resultater fra modellen inkluderer kraftpriser, kraftbalanser, 
handelsmønstre og kraftflyt, samfunnsøkonomisk	 nytte, produksjon pr. verk, 	CO	2-	
utslipp, etc.	 	
Modellen har foreløpig følgende hovedinnhold:	 	
 	Tidsoppløsning velges av bruker ned til timesoppløsning (timer kan også 
aggregeres til lastavsnitt).	 	
 	Vindkraft og annen fornybar kraftproduksjon kan modelleres med	 	
timesoppløsning.	 	
 	Modellering av enkeltkraftverk, inklusive individuelle vannmagasiner og 
kraftvarmeverk.	 	
 	Detaljert modellering av termiske kraftverk: Marginalkostnader inklusive start	- 	
og stoppkostnader, virkningsgrad som varierer med belastningen, restri	ksjoner 	
knyttet til minimumsbelastning med mer.	 	
 	Modellering av vannkraft: Implisitte vannverdier basert på magasinkapasitet, 
installert effekt, tilsig og tilsigsprofiler.	 	
 	Geografiske områder omfatter Norge, Sverige, Finland, Danmark, Tyskland, 
Nederland, P	olen. Det er mulig å dele inn landene i flere prisområder basert 	
på nettstruktur og lokalisering av produksjon og forbruk, gitt at nødvendige 
data er tilgjengelige.	 	
 	Overføringsnett mellom land og prisområder modelleres med linjer og kabler 
enkeltvis, noe s	om gir mulighet for å spesifisere tap og tilgjengelighet pr. linje. 	
Rampingrestriksjoner planlegges innført på et senere tidspunkt. I tillegg kan 
overføringsbegrensninger på én eller flere forbindelser implementeres ved 
enten å spesifisere eksplisitte begr	ensninger, eller ved å definere virtuelle 	
noder sammensatt av flere enkeltnoder.	 	
Modellen er generelt svært fleksibel, og brukeren kan fritt definere geografisk fokus, 
ønsket tidsoppløsning og hvorvidt funksjonalitet som for eksempel start	-	
stoppkostnader s	kal inkluderes. Løsningen av modellen er basert på en CPLEX	-	
solver og lineær programmering, og kan enkelt utvides til å omfatte ikke	-lineære 	
problemer ved behov.

Karbonpriskompensasjon.	 THEMA 	Rapport	 2011	-18	 	
 
62	 av 	62	 	 	 	THEMA Consulting Group	 	
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo	 	
www.t	-cg.no	 	
Antak	else	r 	
Tabell 	7: Brenselspriser i scenarioene	 	
 	units	 	
2013
 	
2015
 	
2020
 	
2015 Low 	Fuel Price
 	
2015 High 	Fuel Price
 	
2015 CO2 	price 15
 	
2015 CO2 	price 20
 	
2015 CO2 	price 25
 	
2015 CO2 	price 25
 	
CO2	 € per ton	 	10.9	 11.7	 19.0	 11.7	 11.7	 15.0	 20.0	 25.0	 30.0	 	
Coal	 € per MW h	 12.0	 12.2	 12.2	 	9.2	 15.3	 12.2	 12.2	 12.2	 12.2	 	
Gas	 € per MW h	 25.5	 24.4	 24.4	 18.3	 30.5	 24.4	 24.4	 24.4	 24.4	 	
 
Tabell 	8: Etterspørselsforutsetninger 	(bruttoforbruk i 	TWh)	 	
 	2013
 	
2015
 	
2020
 	
Norway	 	127	 	128	 	131	 	
Germany	 	635	 	639	 	647	 	
 
Tabell 	9: Norsk vannkraftproduksjon 	(TWh)	 	
 	2013
 	
2015
 	
2020
 	
Normal	 	123	 	125	 	128	 	
Wet	 	134	 	135	 	139	 	
Dry	 	112	 	113	 	116