Norsk olje, globale utslipp

Rapport 2023/4

Haakon Riekeles

Norsk olje, globale utslipp

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	Olje og gass Statistikk og empirisk analyse Kraft og energi Klima og det grønne skiftet
År	2023
Rapportnummer	4
Forfatter(e)	Haakon Riekeles
Last ned	file_download (2.6 MB)
Les i nettleser	find_in_page

Ra	pport 	2023/	04 | For WWF, Naturv	ernforbundet, Natur og Ungdom	 og Greenpeace	 	 	
 	
 	
 	
Norsk olje, globale utslipp	 	
Netto forbrenningsutslipp av 	økt	 norsk petroleumsproduksjon	 	
Haakon Riekeles

Norsk olje, globale utslipp	 	
 
Vista Analyse	 | 2023/4	 	2 	
 
Dokumentdetaljer	 	
Tittel	 	Norsk olje, 	globale utslipp	 	
Rapportnummer 	 	2023/4	 	
Forfatter	 	Haakon Riekeles	 	
ISBN	 	978	-82	-8126	-616	-2 	
Prosjektnummer	 	22	-HVE	-17	 	
Kvalitetssikrer	 	Haakon 	Vennemo	 	
Oppdragsgiver	 	WWF, Naturvernforbundet, Natur og U	ngdom	 og Greenpeace	 	
Dato for 	ferdigstilling	 	14.03.2023	 	
Kilde forsidefoto	 	Bildet 	er tatt av 	C Morrison	 fra 	Pixabay	 	
Tilgjengelighet	 	Offentlig	 	
Nøkkelord	 	Olje og gass, Klima og det grønne skiftet, Statistikk og empirisk analyse, Samfunnsøkono-
misk analyse	 	
 
 
 
 
 
 
 
Om Vista Analyse	 	
Vista Analyse AS er et samfunnsfaglig analyseselskap med vekt på økonomisk utredning, evaluering, rådgivning og 
forskning. Vi utfører oppdrag med høy faglig kvalitet, uavhengighet og integritet. Våre sentrale temaområder er 
klima, energi, samferdsel, nærin	gsutvikling, byutvikling og velferd. 	 	
Våre medarbeidere har meget høy akademisk kompetanse og bred erfaring innenfor konsulentvirksomhet. Ved be-
hov benytter vi et velutviklet nettverk med selskaper og ressurspersoner nasjonalt og internasjonalt. Selskapet 	er i 	
sin helhet eiet av medarbeiderne.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 
Vista Analyse	 | 2023/4	 	3 	
 
Forord 	 	
Denne rapporten 	er 	skrevet 	i perioden 	fra desember 2022	 til mars	 2023	, på oppdrag fra miljøorganisasjonene	. Guro 	
Lystad	 (WWF	 Verdens naturfond), Helga Lerkelund 	og Jørgen Næss Karlsen (NNV), 	Andreas Randøy (Greenpeace) og 	
Markus Refsdal (	NU) har vært kontaktpersoner for oppdraget og vi takker for gode diskusjoner. 	Åsmund 	Sunde 	Val-	
seth	 og Michael Hoel	 har vært diskusjonspartner	e i Vista Analyse	, og 	Leif Grandum har 	biståt	t med analyser og som	 	
prosjektassistent	. 	
Vista Analyse er fullt ut ansvarlig for 	rapportens innhold	, metodevalg	 og konklusjoner. Vi viser i denne sammenheng 	
til vår	t styringsdokument om	 rolleforståelse og 	våre 	etiske re	tningslinjer, som er tilgjengelig	e på våre nettsider. 	 	
14. mars	 2023	 	
Haakon 	Vennemo 	 	
Partner	 	
Vista Analyse AS

Norsk olje, globale utslipp	 	
 
Vista Analyse	 | 2023/4	 	4

Norsk olje, globale utslipp	 	
 
Vista Analyse	 | 2023/4	 	5 	
 
Innhold	 	
Sammendrag og konklusjoner	 ................................	................................	................................	................................	......	 7 	
1 	Innledning	 ................................	................................	................................	................................	...........................	 14	 	
1.1	 	Rapportens oppbygning	 	15	 	
2 	Hvordan beregne netto utslippseffekt	 ................................	................................	................................	...............	 16	 	
2.1	 	Elementene som inngår i en beregning av netto forbrenningsutslipp	 	17	 	
2.2	 	Valg av relevant tidsper	iode og scenarioer	 	18	 	
3 	Endring i forbruket av olje og gass	 ................................	................................	................................	......................	 20	 	
3.1	 	Etterspørselselastisiteter for olje og gass	 	20	 	
3.2	 	Tilbudselastisiteten til olje	 	27	 	
3.3	 	Tilbudselastisiteten t	il gass	 	36	 	
3.4	 	Beregning av det endrede forbruket av olje og gass	 	39	 	
3.5	 	Netto forbruksendring i et lavutslippsscenario og på lang sikt	 	41	 	
4 	Substitusjon mellom energikilder på etterspørselssiden	 ................................	................................	...................	 43	 	
4.1	 	Beregne substitusjon mellom energikilder	 	43	 	
4.2	 	Substitusjon i et lavutslippsscenario og et langtidsscenario	 	45	 	
5 	Utslippsintensiteter	 ................................	................................	................................	................................	............	 47	 	
5.1	 	Utslipp fra forbrenning av olje og gass	 	47	 	
5.2	 	Utslipp fra andre energikilder	 	48	 	
5.3	 	Utslipp fra norsk og utenlandsk petroleumsproduksjon	 	50	 	
5.4 	Utslippsintensiteter i et lavutslippsscenario og på lang sikt	 	52	 	
6 	Samlet beregning av netto forbrenningsutslipp	 ................................	................................	................................	. 54	 	
6.1	 	Basisscenario	 	54	 	
6.2	 	Resultater i et lavutslippsscenario og på lang sikt	 	56	 	
6.3	 	Resultater med endrede forutsetninger	 	58	 	
6.4	 	Hva betyr diss	e resultatene for et oljefelt som Wisting?	 	60	 	
6.5	 	Oppsummering av forutsetninger og resultater i ulike scenarioer	 	61	 	
Referanser	 ................................	................................	................................	................................	................................	.. 63	 	 
Figurer	 	
Figur S.1	 	Netto utslippsendring ved økt norsk oljeproduksjon i basisscenarioet, i kg CO	2-ekvivalenter 	
per fat	 ................................	................................	................................	................................	...............	 8 	
Figur S.2	 	Ne	tto utslippsendring ved økt norsk gassproduksjon i basisscenarioet, i kg CO	2-ekvivalenter 	
per fat	-ekvivalent	 ................................	................................	................................	..............................	 8 	
Figur S.3	 	Netto utsl	ippsendring ved økt norsk oljeproduksjon i lavutslippsscenarioet, i kg CO	2-	
ekvivalenter per fat	 ................................	................................	................................	...........................	 9 	
Figur S.4	 	Netto utslippsendring ved økt norsk gassproduksjon i lavutslippsscenarioet, i kg CO2	-	
ekvivalenter per fat	-ekvivalent	 ................................	................................	................................	.........	 9 	
Figur 2.1	 	Skjematisk fremstilling av sammenhengen mellom elastisiteter og endring i forbruk ved en 
produksjonsendring	 ................................	................................	................................	........................	 16	 	
Figur 3.1	 	Antall aktive 	rigger i USA og verden (ukentlig) og oljepris i USD (WTI)	 ................................	...........	 30

Norsk olje, globale	 utslipp	 	
 
Vista Analyse	 | 2023/4	 	6 	
 
Figur 3.2	 	IEAs fremstilling av «Oil supply module» i Global Energy and C	limate Model	 ................................	 33	 	
Figur 3.3	 	Rystad Energys fremstilling av sammenhengen mellom estimert tilbudselastisitet for olje i 
ulike tidshoriso	nter og etterspørselsscenarioer	 ................................	................................	.............	 36	 	
Figur 3.4	 	IEAs anslag av priser på fossil energi i ulike scenarioer	 ................................	................................	... 38	 	
Figur 5.1	 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat redusert norsk oljeproduksjon	 ................................	......	 50	 	
Figur 6.1	 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat økt norsk oljeproduksjon	 ................................	...............	 55	 	
Figur 6.2	 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat	-ekvivalent redusert norsk gassproduksjon	 ....................	 56	 	
Figur 6.3	 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat økt norsk oljeproduksjon i et lavutslippsscenario	..........	 56	 	
Figur 6.4	 	Endrede globale utslipp i kg	 CO	2e per fat	-ekvivalent redusert norsk gassproduksjon i et 	
lavutslippsscenario	 ................................	................................	................................	.........................	 57	 	
Figur 6.5	 	Oppsummering av resultater med sensitivi	tetsanalyser for olje, i kg CO	2 per fat økt 	
oljeproduksjon.	 ................................	................................	................................	...............................	 59	 	
Figur 6.6	 	Oppsummering av resultater med sensitivitetsanalyser for gas	s, i kg CO	2 per fat	-ekvivalent 	
økt redusert gassproduksjon.	 ................................	................................	................................	.........	 60	 	 
Tabeller	 	
Tabell 3.1	 	Ulike anslag på 	etterspørselselastisitet til oljeprodukter og gass fra litteraturstudier og 	
metastudier	 ................................	................................	................................	................................	....	 22	 	
Tabell 3.2	 	Ulike anslag av etterspørselsel	astisiteten til olje	 ................................	................................	............	 24	 	
Tabell 3.3	 	Litteraturstudier og metastudier om etterspørselselastisitet til olje	 ................................	..............	 26	 	
Tabell 3.4	 	Anslag på elastisiteten til boring eller leting etter olje	 ................................	................................	... 27	 	
Tabell 3.5	 	Økning i globalt forbruk av olje som prosent av norsk produksjonsøkning med ulike 
forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet	 ................................	................................	....	 40	 	
Tabell 3.6	 	Økning i globalt forbruk av gass som prosent av norsk produksjonsøkning med ulike 
forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet	 ................................	................................	....	 41	 	
Tabell 4.1	 	Endring av annen energibruk ved økt forbruk av hhv. ett fat olje og ett fat	-ekvivalent gass	 ..........	 44	 	
Tabell 4.2	 	Endring av annen energibruk ved økt forbruk av hhv. ett fat olje og ett fat	-ekvivalent gass i 	
et lavutslippsscenario	 ................................	................................	................................	.....................	 46	 	
Tabell 5.1	 	Endring i utslipp fra annen energibruk per fat økt energibruk av olje eller gass, i kg CO	2e ............	 49	 	
Tabell 5.2	 	Endring i utslipp fra annen energibruk per fat økt produksjon av olje eller gass, i kg CO	2e ............	 49	 	
Tabell 5.3	 	Endring i utslipp fra annen	 energibruk per fat økt produksjon av olje eller gass, i kg CO	2e, i 	
et lavutslippsscenario	 ................................	................................	................................	.....................	 53	 	
Tabell 6.1	 	Netto endrede utslipp ved u	like forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet, i kg 	
CO2 per fat økt norsk oljeproduksjon	 ................................	................................	.............................	 58	 	
Tabell 6.2	 	Netto endrede u	tslipp ved ulike forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet, i kg 	
CO	2 per fat	-ekvivalent økt norsk gassproduksjon	 ................................	................................	...........	 59	 	
Tabell 6.3	 	Oppsummering over forutsetninger og resultater i de ulike scenarioene og i Rystad Energy 
(2021) og (2023) for olje	 ................................	................................	................................	.................	 61	 	
Tab	ell 6.4	 	Oppsummering over forutsetninger og resultater i de ulike scenarioene og i Rystad Energy 
(2021) og (2023) for gass	 ................................	................................	................................	................	 62

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	7 	
 
Sammendrag og konklusjoner 	 	
Klimaeffekten av norsk oljevirksomhet 	får stadig økt oppmerksomhet	. Etter Høyesteretts dom i 	
klimasøksmålet 	fra Natur og Ungdom og Greenpeace mot staten	, har 	det blitt	 tatt inn en vurde-	
ring av forbrenningsutslipp som del av behandlingen av plan for utbygging og drift (PUD)	 for olje	- 	
og gassfelt	. Størrelsen på 	de 	totale utslippene globalt fra økt norsk petroleumsproduksjon er 	
imidlertid et omstridt tema. 	Vista Analyse vurderer i denne rapporten størrelsen på di	sse utslip-	
pene	, på oppdrag av 	WWF	 Verdens naturfond, Naturvernforbundet, Natur og Ungdom og Green-	
peace	. 	
Vår konklusjon er at 	økt norsk oljeproduksjon 	gir 	en 	netto økning i globale utslipp	, uavhengig av 	
scenario og tidshorisont. Netto 	økte 	utslipp er på 47 kg CO	2-ekvivalenter per fat olje som utvinnes 	
i Norge	 i basisscenarioet og på 90 kg CO	2e i lavutslippsscenarioet. Økt gassproduksjon gir 	noe 	
økte utslipp globalt	 i basisscenarioet, rundt 6 kg CO	2-ekvivalenter per fat	-ekvivalent gass som 	
utvinnes	. I lavutslippsscenarioet gir økt gassproduksjon utslipp på 41 kg CO	2-ekvivalenter	. For-	
skjellen mellom de to scenarioene er at basisscenarioet bygger på landenes annonserte klima-	
mål, i tråd med 	IEAs	 scenario	 Announced Pledges	, mens lavutslippsscenario	et forutsetter en kli-	
mapolitikk i verden i tråd med 1,5-gradersmålet. Begge scenarioene ser i hovedsak	 på effekt	en 	
av økt produksjon i perioden 2030-2040. Det er relevant for å vurdere PUDer for nye felt. Vi ser 	
også på effekten av produksjonsøkninger lenger frem i tid, som kan være relevant for vurdering 	
av leting eller åpning av nye områder. Da er utslippseffekten av økt produksjon av olje og gass 	
klart høyere i begge scenarioer. 	
Våre konklusjoner samsvarer med det 	forskere tilknyttet	 SSB har konkludert om 	netto klimaeffekt	 	
av 	å redusere oljeproduksjon	en. Våre konklusjoner skiller seg imidlertid	 fra konklusjonen	e i en 	
rapport Rystad Energi utarbeidet for Norsk Olje og gass (nå Offshore Norge) i 2021	, og en tilsva-	
rende rapport Rystad Energy har utarbeidet for Olje	- og energidepartementet i 2023. De ulike 	
konklusjonene kommer av en rekke ulike forutsetninger omkrin	g markedsrespons, substitusjon 	
og utslippsintensiteter. Dette er kompliserte sammenhenger, der det ikke er mulig å finne enty-
dige svar. Vi har lagt vekt på å i størst mulig grad forankre våre anslag i forskning. Våre funn 
samsvarer også med det internasjon	ale studier av dette spørsmålet har konkludert, inkludert 	
amerikanske myndigheters anslag av klimaeffekten av økt oljeproduksjon	 fra et oljefelt i Alaska	. 	
En 	kompleks problemstilling med mange faktorer	 	
Å beregne hva den netto utslippseffekten blir av økt norsk produksjon av olje og gass er komplekst. 
Effekten	 avhenger av flere usikre faktorer. 	 	
Først må det estimeres hvor mye det totale forbruket av olje og gass øker når norsk produksjon 
øker	, og hvor stor andel av en norsk produksjonsøkning som kun fortrenger annen olje- og gass-	
produksjon. 	
Deretter m	å det tas hensyn til at det økte forbruket av olje og gass delvis vil fortrenge annen 	
energibruk. Det er her nødvendig å både anslå i hvor stor grad an	nen energi	 vil bli fortrengt	, hvilke 	
energikilder det er som blir fortrengt, og utslippene fra disse kildene. 	 	
Til sist må det tas hensyn til at bå	de norsk og utenlandsk olje	- og gassproduksjon innebærer ut-	
slipp, og at disse utslippene er av ulik størrelse.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	8 	
 
Størrelsen på alle disse effektene avhenger av hvordan verdens energibruk og verdens klimapoli-	
tikk utvikler seg. For å ta hensyn til det har vi utarbeidet et basisscenario, basert på en videreføring 	
av annonsert klimapolitikk, og et lavutslippsscenario, basert på en klimapolitikk som er i tråd med 	
1,5-gradersmålet. Disse scenarioene bygger på henholdsvis IEAs Announced Pledges	-scenario, og 	
IEAs Net Zero Emissions-scenario. 	
I tillegg må det tas hensyn til at alle effektene vil være forskjellige langt fram i tid.	 Våre t	all viser 	
til økt produksjon med hovedvekt mellom 2030 og 2040, som er det som er relevant for å vurdere 	
PUD-er. I rapporten oppgir vi også tall for begge scenarioer der man ser på produksjonsøkninger 	
som i hovedsak skjer etter 2040, som kan være relevant for åpning av nye områder og leteaktivitet. 	
I basisscenarioet er 	effektene 	for	 2030	-tallet	 oppsummert for	 olje i Figur S.1 og for gass i Figur 	
S.2. 	 	
Figur S.	1 	Netto utslippsendring ved økt norsk oljeproduksjon	 i basisscenarioet, i 	kg 	
CO	2-ekvivalenter per fat	 	
 	
Kilde: Vista Analyse	 	
Figur S.	2 	Netto utslippsendring ved økt norsk gassproduksjon	 i basisscenarioet, i 	kg 	
CO	2-ekvivalenter per fat	-ekvivalent	 	
 	
Kilde: Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	9 	
 
Figur S.3 og Figur S.4 viser våre estimat av 	netto utslippseffekt	 for 2030	-tallet 	av økt norsk olje og 	
gassproduksjon i lavutslip	psscenario	et. 	
Figur S.	3 	Netto utslippsendring ved økt norsk oljeproduksjon i 	lavutslippsscenario	et, i 	
kg CO	2-ekvivalenter per fat	 	
 	
Kilde: 	Vista Analyse	 	
Figur S.	4 	Netto utslippsendring ved økt norsk gassproduksjon	 i lavutslippsscenario	et, i 	
kg CO2	-ekvivalenter per fat	-ekvivalent	 	
 	
Kilde: Vista Analyse	 	
For beslutninger som gir produksjonsøkninger enda lenger frem i tid, må beregningene justeres 	
for å ta hensyn til at energisammensetningen i verden vil ha endret seg ytterligere. For å ta hensyn 	
til det har vi utarbeidet langtidsversjoner av de to scenarioene, basert på IEAs tall for Announce	d 	
Pledges	-scenarioet og Net 	Zero Emissions	-scenarioet i 2050. Vi finner at i langtidsversjonen av 	
basisscenarioet så gir økt olje	produksjon	 netto utslipp på 110	 kg CO	2e per fat	, og økt gasspro	duk-	
sjon 	økte utslipp på 55	 kg CO	2e per fat	-ekvivalent.	 I langtidsversjonen av lavutslippsscenarioet gir 	
økt oljeproduksjon økte utslipp på 195 kg CO	2e per fat	, og økt gasspro	duksjon 	økte utslipp på 	111 	
kg CO	2e per fat	-ekvivalent.	 Langtidsversjonene av scenarioene er nødvendigvis heftet med en

Norsk olje,	 globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	10	 	
 
enda større usikkerhet. De illustrer	er likevel at jo 	senere en norsk produksjonsøkning finner sted, 	
desto større er utslippseffekten. 	
Økt produksjon gir økt globalt forbruk	 	
Økt 	norsk produksjon	 av olje og gass vil delvis fortrenge 	utenlandsk produksjon	 av olje og gass, 	
og 	delvis gi en netto økning i 	forbruket	 av olje og gass	 internasjonalt. Hvor mye forbruket øker	, 	
avhenger av hvor 	mye	 etterspørselen 	reagerer 	på en prisendring (etterspørselselastisiteten) og 	
hvor 	mye	 tilbudet 	reagerer 	på en prisendring (tilbudselastisiteten). Vi ha	r brukt estimater på disse 	
elastisitetene hentet fra forskningslitteraturen, og finner 	at forbruket 	netto øker med	 om lag 27 	
prosent av 	den norske 	produksjonsøkningen, mens 	det globale 	forbruket av gass 	øker med 	om 	
lag 23 prosent av 	den norske	 produksjonsøkningen. 	 	
Vi kan sammenlikne våre tall med Rystad Energy sine. 	Estimat	et for 	endringen 	i gass	forbr	uket	 i 	
vårt basisscenario er tilnærmet lik	t Rystad Energys estimat fra 2023	 i deres hovedscenario. For 	
olje er det derimot en stor forskjell, der 	Rystad Energy	 estimerer 	at forbruk	et skal øke med	 kun 	
10 prosent av produksjonsøkningen. Forskjellen kommer 	hovedsakelig 	av at 	Rystad Energy	 legger 	
til grunn at etterspørselen etter olje i svært liten grad responderer på pris	. Rystad Energys estimat 	
på	 etterspørselselastisiteten på lang sik	t er lavere enn det mye av forskningslitteraturen legger til 	
grunn. Den er også lavere enn det store deler av forskningslitteraturen konkluderer 	er pris	respon-	
sen på	 svært	 kort sikt.	 Rystad Energy estimerer etterspørselselastisiteten å være på 	-0,11 basert 	
på en gjennomgang av 	11 studier. Basert på en bredere gjennomgang av forskningslitteraturen, 	
som inkluderer studier som er vesentlig mer sitert enn enkelte av de Rystad Energy benytter seg 
av, finner vi et	 over dobbelt så høyt snitt	. Vi anser imidlertid det 	å ta et enkelt snitt av 	litteraturen 	
man har identifisert som en lite tilfredsstillende metode. Vi benytter derfor i stedet resultatet fra 
en metastudie av 75 forskningsartikler om etterspørselselastisiteten til olje, 	som 	på bakgrunn av 	
disse artiklene	 anslår 	elastisiteten 	til 	-0,26.	 	
I vårt og Rystad Energys lavutslippsscenarioer er forskjellen i antakelser og resultater enda større. 	
Rystad 	Energy har i sitt lavutslippsscenario 	lagt til grunn at endret produksjon	 på norsk sokkel ikke 	
gir noen endring i forbruket av olje eller gass	 i resten av verden. Rystad Energy gir ingen detaljert 	
begrunnelse fo	r sin 	forutsetning	, ut	 over at de antar at det i et lavutslippsscenario er innført tiltak 	
som reduserer etterspørselen uavhengig av pris. Det kan forstås som at de forutsetter at man i et 
lavutslippsscenario ikke lenger omsetter fossil energi i 	markede	r der konsumenter reagerer på 	
prisendringer	. Det er i så fall en høyst uvanlig antakelse. En annen tolkning kan være at	 de tenker 	
seg at 	alle 	land i et lavutslipp	sscenario 	har et 	fast kvotetak på sine utslipp, og at enhver økning i 	
utslipp et sted gir en tilsvarende nedgang et annet sted. Av en 	eller annen årsak	 omfatter dette 	
resonnementet	 til Rystad Energy bare energ	imarkedet, 	produksjonsutslipp 	er 	unntatt	. Økt pro-	
duksjon 	i Norge 	får da 	automatisk	 en gunstig effekt på verdens utslipp	, på grunn av våre relativt 	
lave produ	ksjons	utslipp	. Vårt lavutslipps	scenario er ikke preget av d	isse	 urealistiske antagelse	ne. 	
Vi anser det som sannsynlig at etterspørselen i større grad vil respondere på prisendringer i et 
lavutslippsscenario, fordi alternativene til olje og gass vil være mer utviklet i en verden som går 
mot nullu	tslipp. Vi anser det imidlertid også som sannsynlig at tilbudet av olje og gass vil respon-	
dere mer på pris, ettersom det i et slikt scenario vil være tilgjengelig	e olje	- og gassressurser med 	
forholdsvis like,	 lave kostnader	, som ikke blir utnyttet	. Hvilken av disse effektene	 som er viktigst 	
er vanskelig å fastslå. Vi har derfor valgt å forutsette at de vil kansellere hverandre og at 	netto 	
forbruksendring	 vil være lik i lavutslippsscenarioet som i vårt 	basisscenario	. Det forutsetter at det

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	11	 	
 
i et lavutslippsscenario ikke foreligger noen enighet mellom oljeproduserende land om å be-	
grense tilbudet. Dersom flere land går sammen om å begrense ny produksjon av olje og gass, vil 	
det kunne ha en stor effekt på tilbudselastisiteten, og dramatisk 	øke 	utslippseffekt	en av	 økt norsk 	
produksjon. 	
Det relevante analyseåret er etter 2030	 	
Beregningen av de netto forbrenningsutslippene fra økt olje	- og gassproduksjon skal brukes til å 	
vurdere klimaeffekten av tiltak som vil påvirke produksjonen langt frem i tid. 	Det er ikke verden 	
slik den er nå som er relevant å analysere, men hvordan verde	n vil skje ut når produksjonen finner 	
sted. Beregningen av netto forbrenningsutslipp skal i første omgang brukes til å anslå klimaeffek-
ten av produksjonen av en rekke oljefelt der det i nærmeste fremtid skal behandles PUDer. Fel-
tene som de	t skal fremmes PUD	er for de neste årene vil ha anslagsvis 70 prosent av sin produk-	
sjon etter 2030. Hvis beregningen av netto forbrenningsutslipp skal anvendes til å vurdere åp-
ningen av nye områder eller tildeling av letelisenser, vil all produksjon som følger av disse beslu	t-	
ningene skje etter 2030 og størsteparten finne sted etter 2040.	 	
Den ideelle måten å anslå 	klimaeffekt	 av å gi en utvinningstillatelse eller letelisens er å anslå kli-	
maeffekten av produksjonen år for år, basert på den forventede energimiksen	 globalt i det en-	
kelte år. Vår analyse er mer overordnet og tar sikte 	på 	å gi et generelt anslag 	på	 klimaeffekten av 	
økt norsk petroleumsproduksjon. På bakgrunn av det har vi valgt å bruke et tenkt analyseår, som 
kan tenkes å være året der medianproduksjon	en til de relevante feltene finner sted. Det tilsier et 	
analyseår som ligger mellom 2030 og 2040	. 	
Rystad Energy bruker gjennomgående 2030 som analyseår. Det betyr at det sees bort i fra at 
størsteparten av 	produksjonen	 som analyseres vil finne sted etter det	. Rystads forutsetning kan 	
være treffende for 	enkelte PUDer for felt som vil komme i produksjon raskt og deretter ha et 	
forholdsvis bratt fall i produksjonen. Det vil derimot ikke være treffende for felt som tar lenger 	
tid å bygge ut eller som har en flatere produksjonskurve. 	
Hvilke energikilder økt olje	- og gassproduksjon erstatter er sentralt	 	
Økt forbruk av olje og gass vil som regel motsvares av noe redusert forbruk av 	energi	 fra andre 	
kilder. Forholdet mellom økningen i forbruket av 	olje og gass	, og nedgangen i annet forbruk er 	
imidlertid ikke én	-til-én. 	Særlig gjelder det 	på lang sikt	. 	
Det er også sentralt å vurdere hvilke energikilder olje og gass fortrenger. Dersom det er kull som 
fortrenges har det en helt annen effekt på utslipp enn om det er fornyba	r elektrisitetsproduksjon 	
som fortrenges. Vår metode for å beregne størrelsen og sammensetningen av disse substitusjons-
effektene	 baserer seg på å bruke estimater fra forskningen på hvordan bruken av andre energi-	
kilder endrer seg ved en endring i prisen på	 olje eller gass	 (krysspriselastisiteter)	, og ut ifra det 	
utlede substitusjonseffekten	e mellom alle de fire energikildene olje, gass, kull og elektrisitet	. 	
Denne metoden har flere fordeler. Den er basert på empirisk forskning. Den krever ingen anta-
kelser om	 at substitusjonen skjer mellom utvalgte kilder. Snarere tar den med 	all substitusjon 	
mellom olje og gass, og kull, elektrisitet, gass og olje. Den baserer seg også på effekter i alle sek-
torer. Basert på denne metoden finner vi at 	utsl	ippene 	fra 	de alternative energikildene er 	noe

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	12	 	
 
høyere	 enn det Rystad Energy anslo i 2021, men 	vesentlig lavere	 enn det Rystad Energy anslår i 	
2023, særlig for gass.	 	
Rystad Energy bruker en annen tilnærming til substitusjon, som har store svakheter. Først forut-
settes d	et at samlet energibruk er uendret	, eller 	at samlet konsumentnytte fra energibruk er 	
uendret	. Det er ikke en forutsetning det er belegg for i forskningen	, som snarere finner at pris har 	
en effekt på samlet energibruk, ikke bare sammensetningen av energi	bruken	. Deretter velge	r Ry-	
stad Energy	 ut et spesifikt eksempel på substitusjon som behandles som representativ	t for all 	
bruk av den aktuelle energikilden	. For olje er det redusert bruk av elektrisk kraft i transportsekt-	
oren	, på grunn av fortrengt elbilbruk	, som er valgt som eksempel	. For gass er det økt bruk av gass 	
i kraftproduksjon. Disse eksemplene kan være 	interessante nok	, men det betyr ikke at de er re-	
presentative for 	all substitusjon som finner sted. 	Enda m	er problemat	isk er det at Rystad Energy 	
forutsetter	 at økt gassforbruk i elektrisitetsproduksjon fortrenger 70 prosent kull og 30 prosent 	
fornybar, uten at disse tallene gis nevneverdig begrunnelse. Resultatet av den	ne forutsetningen 	
er at økt forbruk av gass fortreng	er svært store utslipp fra kull. Vårt estimat bruker i stedet empi-	
riske undersøkelser av responsen i kraftmarkede	ne i ulike land	 på endrede priser. Disse undersø-	
kelsene støtter ikke Rystad Energys konklusjon.	 	
En svakhet med vårt estimat 	på	 substitusjonseff	ektene er at de baserer seg på historiske data. 	
Det kan	 derfor	 tenkes 	at 	også 	vi 	overvurdere	r substitusjonseffekten mot kull, og undervurdere	r 	
substitusjonseffekten mot elektrisitet. I scenarioet til IEA som vi bruker som grunnlag for vårt 
basisscenario	 spås det synkende forbruk av kull og økende forbruk av elektrisitet.	 	
Denne svakheten blir klart større i et lavutslippsscenario	, der det finner sted store skift i sammen-	
setningen av verdens energibruk. I vårt lavutslippsscenario justerer vi derfor 	de historiske subst	i-	
tusjonseffektene noe, slik at det blir mer substitusjon mot elektrisitet og mindre mot fossile ener-
gikilder.	 	
All 	produksjon	 fra norske 	gassfelt	 må inkluderes	 	
I analysene av netto forbrenningsutslipp snakkes det om olje og gass. 	Sammensetningen av pro-	
duksjonen fra norsk sokkel er imidlertid mer komplisert enn som så. Gassen som produseres fra 
sokkelen er rikgass, som består av en blanding av tørrgass og ulike våtgasser (NGL). Tørrgass er 
gassen som eksporteres i rør og i form av L	NG.	 Analyser av responsen i gassmarkedet i forskningen 	
ser på tørrgass.	 Våtgassene som skilles ut i de norske gassprosesseringsanleggene eksporteres 	
imidlertid også, og forbrenningsutslippene	 som kommer fra 	våtg	ass	er er en del av de samlede 	
forbrennings	utslippene til norsk petroleumsproduksjon. En mulig tilnærming kunne vært å ana-	
lysere olje, tørrgass og 	våtgasser (	NGL	) separat. Det vil imidlertid kreve egne anslag av markeds-	
responsen og substitusjonseffekter for 	våtgasser	, noe det ikke finnes gode an	slag for i forsknings-	
litteraturen. Vår tilnærming er å inkludere forbrenningsutslippene fra 	våtgasser	 i beregningen av 	
netto forbrenningsutslipp	 for gass	, gjennom å benytte utslippsintensiteten til rikgass. Den tilnær-	
mingen tilsvarer en antakelse om at markedsresponsen og substitusjonseffektene for	 våtgass	 er 	
lik som for 	tørrgass	. Våtgass	 produseres i all hovedsak fra gassfelt. I tillegg er 	våtgass	 og 	tørrgass 	
nære substitutter i flere markeder, for eksempel bruk av 	propan	 til matlagning. Derfor mener vi 	
det en 	slik 	forenkling	 er forsvarlig	. 	
Rystad Energy bruker en annen tilnærming. De bruker utslippsintensiteten til tørrgass i sine be-
regninger	 heller enn rikgassen som faktisk produseres fra norsk sokkel. På den måte	n ser de bort

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	13	 	
 
ifra forbrenningsutslippene fra 	våtgasser	 i sine beregninger.	 Utslippsintensiteten til rikgass fra 	
sokkelen, som inneholder både tørrgass og våtgasser, er høyere enn utslippsintensiteten til tørr-	
gass alene. Produksjonen av 	våtgasser 	er om lag ti prosent av produksjonen av gass	 fra norsk 	
sokkel. Rystad Energy ser på den måten bort ifra en vesentlig del av de samlede forbrenningsut-	
slippene	 fra norsk	e gassfelt. 	
Utslippene fra annen 	energiproduksjon	 er ikke statiske	, særlig i et lavut-	
slippsscenario	 	
Norsk petroleumsproduksjon kjennetegnes av lave utslipp. Det er blant annet på grunn av et 
strengt regelverk på miljøfeltet (	særlig 	knyttet til fakling), høye klim	aavgifter, lave metanutslipp, 	
og en stadig mer omfattende elektrifisering av produksjonen. At norsk petroleumsproduksjon 
kjennetegnes	 av 	lave utslipp	, bidrar til å redusere 	netto utslippseffekt	 av økt norsk produksjon. 	 	
Et viktig spørsmål er hvilket u	tslippsnivå man skal forutsette fra den utenlandske produksjonen 	
som økt norsk produksjon kan fortrenge. 	Verden er ikke statisk. 	Å forutsette ingen forbedring i 	
andre olj	eprodusenters utslippsnivå over en periode på over 	tiår fremstår som lite realistisk.	 Både 	
vi og Rystad Energy forutsetter	 derfor i våre 	basisscenario	er en mode	rat nedgang i metanutslipp 	
fra internasjonal olje	- og gassproduksjon	. Nedgangen er i tråd med «Global Methane Pledge»	, et 	
initiativ med over 100 deltakerland om å redusere metanutslipp fra alle kilder. Vi legger imidlertid 	
også til grunn at andre utslipp fra utenlandsk olje	- og gassproduksjon vil gå noe ned i årene som 	
kommer. Det finnes flere initia	tiver for å redusere disse utslippene, eksempelvis 	initiativet 	«Z	ero 	
Routine Flaring by 2030	» som ledes av Verdensbanken og har de fleste store oljeselskaper som 	
medlemmer. 	 	
I et lavutslippsscenario må alle utslipp	 fra 	alle kilder 	reduseres vesentlig. I vårt lavutslippsscenario 	
har vi forutsatt 	utslippsreduksjoner fra olje	- og gassproduksjon som er prosentvis like store som 	
den totale utslippsreduksjonen som skal finne sted i det scenarioet. Selv om det innebærer en 
prosentvis stor nedgang i utslippene fra olje	- og gassproduksjon internasjonalt, 	er utslippsnivået 	
i seg selv ikke urealistisk å oppnå: utslippsnivået vi forutsetter er fortsatt høyere i det scenarioet 
enn dagens norske utslippsnivå.	 	
Beregningene har stor betydning for 	klima	vurderinge	r av norsk petrole-	
umsaktivitet	 	
Tallene som er refere	rt så langt om utslipp målt i kg 	CO	2-ekvivalenter per fat olje	, kan fremstå 	
små 	og abstrakte	. Disse effektene blir imidlertid store når de anvendes på konkrete felt. En måte 	
å illustrere det på er å beregne 	netto utslipp	 for feltet Wisting. I vårt 	basisscenario	 gir utvinningen 	
av ressursene i dette feltet netto globale utslipp på 14,6 millioner tonn 	CO	2. I vårt lavutslippssce-	
nario blir de anslåtte utslippene fra å utvinne ressursene i dette feltet 	hele 35,7 millioner tonn 	
CO	2. At Wisting har svær	t lave produksjonsutslipp er hensyntatt i disse beregningene, men har 	
ikke avgjørende betydning for klimaeffekten.

Nor	sk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	14	 	
 	
1	 	Innledning	 	
Hvor sto	r innvirkning har endret norsk produksjon av olje og gass på 	global	e klimagassutslipp	? I 	
den politiske diskusjonen om norsk olje og gass blir dette	 spørsmålet 	stadig mer relevant. 	I Plan 	
for Utbygging og Drift (PUD) av nye petroleumsfelt må s	elskapene redegjøre for 	de globale ut-	
slippsvirkningene av ny produksjon	 (Olje	- og energidepartementet, 2022)	.1 I diskusjonen 	om åp-	
ning av nye felt for leting er de globale utslippsvirkningene av ny norsk produksjon et 	viktig 	bak-	
teppe. OED har nylig gitt Rystad (2023) i oppdrag å 	utrede de globale utslippsvirkningene 	av norsk 	
produksjon av olje og gass. Miljøorganisasjonene har 	engasjert Vista Analyse til å 	lage en uav-	
hengig utredning av det samme spørsmålet	. 	
Til nå har	 politik	k som reduserer etterspørselen etter 	olje og gass	 og andre utslippskilder 	vært 	
den dominerende 	tilnærmingen til klimaproblemet	. Men det er en gammel erkjennelse at politikk 	
som reduserer tilbudet av 	olje og gass og andre utslippskilder 	også 	kan 	være en 	viktig del av kli-	
mapolitikken	 (Bohm, 1993)	 (Hoel, 1994)	. Mekanismen bak politikk som reduserer tilbudet er å 	
strupe 	forbruket	 gjennom høyere pris. 	Norge og andre nasjoner som 	produ	serer olje og gass vil 	
ha 	økonomisk 	fordel av dette	. En global politikk med vekt på lavere tilbud er 	derfor utvetydig til 	
Norges fordel	 sammenliknet med en politikk som reduserer etterspørselen	. 	
Selv om en 	global 	politikk 	med vekt på lavere tilbud er til 	Norges fordel, 	så er det ikke klart at 	et 	
ensidig lavere tilbud fra Norge er 	til 	vår fordel. Det er ikke engang sikkert at en slik politikk redu-	
serer verdens klimagassutslipp	. For å avgjøre dette må man summere opp en lang rekke meka-	
nismer gjennom 	verdensøkonomien,	 og det er stor usikkerhet om mange av dem. Tids	epoken 	
man ser på, spiller også en rolle. 	En norsk reduksjon i dag	 vil ha en annen effekt enn en reduksjon 	
i 2035	, som igjen vil ha en annen effekt enn en reduksjon i 2050.	 	
Tidligere forskni	ng kommer til forskjellige resultater. 	Fæhn et al. 	(2017)	 finner	 at 	lavere 	tilbud av 	
olje og gass fra Norge 	gir en relativt stor reduksjon i verdens klimagassutslipp	,2 se også A	sheim 	
m.fl. 	 (2019)	. Når 	tapte 	inntekter tas i betraktning så	 konkluderer 	Fæhn et al. (2017)	 at om lag 2/3 	
av Norges klimagassreduksjoner bør komme gjennom 	redusert 	produksjon og lavere tilbud	. Ry-	
stad 	Energy (202	1) finner	, i motsetning til Fæhn et al.	 (2017)	, at redusert produksjon av o	lje kun 	
vil gi en liten netto klimaeffekt, mens redusert produksjon av gass i Norge vil gi 	økte	 globale kli-	
magassutslipp, når alle andre	ordens effekter er tatt hensyn til. 	Rystad Energy (202	3) ser også på 	
spørsmålet, 	og finner at 	økt	 produksjon av både olj	e og gass gir 	reduserte	 utslipp	. Forskning på 	
effekten av å redusere amerikansk oljeproduksjon konkluderer med at dette har en klimaeffekt 
(Prest, 2020)	. Tilsvarende konkluderer amerikanske myndigheter med at å åpne for økt 	oljepro-	
duksjon gir økte utslipp 	(Bureau of Land Management, 2023)	. Forskjellen i konklusjon mellom 	
disse analysene og Rystad Energy 	(2023)	 kommer først og fremst av at sistnevnte anslår en my	e 	
lavere markedsrespons på endret energiproduksjon, ikke på forhold som er ulikt i Norge og USA 
(som produksjonsutslippene fra olje). 	 	
 	
1 Denne endringen i saksbehandling av PUDer kom som følge av dommen i 	Høyesterett 	i søksmålet fra Natur og Ung-	
dom og Greenpeace mot staten v/Olje	- og energidepartementet om vedtaket 10. juni 2016 om tildeling av nye 	
utvinningstillatelser i Barentshavet i 23. konsesjonsrunde.	 	
2 Fæhn et al. (2017)	 er en publisert forskningsart	ikkel laget på bakgrunn av en rapport fra SSB 	(SSB, 2013)	, som er mer 	
kjent i den norske debatten.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	15	 	
 
Denne rapporten 	stiller 	spørsmålet 	slik	: H	va er netto klimaeffekt (i form av netto endrede utslipp) 	
av 	økt	 norsk produksjon av olje og gass?	 Vår tilnærming er 	å bruke mest mulig forskningsbaserte 	
og oppdaterte anslag på de ulike effektene	 som Fæhn et al. (2017) og Rystad Energy (2021	, 2023	) 	
analys	erer	, og	 ut ifra det 	kvantifisere	 de sannsynlige effektene.	 I vårt 	basisscenario	 og lavutslipps-	
scenario har vi en 	produksjonsøkning i	 midt på 2030	-tallet i tankene. Dette er relevant for PUD	-	
ene, som for tiden tar for seg produksjonsøkning med tyngdepunkt 	mellom 2030	 og 2040. For 	
beslutninger der hovedmengden av produksjonen vil komme etter 2040, har vi utarbeidet lang-	
tidsversjoner av de to scenarioene. 	
1.1	 	Rapporte	ns oppbygning	 	
I kapittel 	2 av rapporten 	drøfter vi hvordan man beregner netto utslippseffekt av økt norsk pro-	
duksjon av olje og gass, og hvilke 	elementer som inngår. Dette gir oss en oppskrift som vi bruker 	
i resten av	 rapporten. 	 	
Kapittel 	3 fyller inn første sett med tall i oppskriften, i form av 	hvilke endringer i globalt forbruk 	
av olje og gass som kan ventes hvis norsk produ	ksjon øker. 	Her finner vi 	det godt belagt at globalt 	
forbruk øker hvis norsk produksjon øker. Noe av 	økningen skyldes imidlertid forbruk som trekker 	
over fra annet energiforbruk. Denne 	substitusjonsvirkningen	 er tema for kapittel 	4. 	
Med virkningen på energimarkedene klarlagt, går vi over til klimagassutslipp. Kapittel 	5 drøfter 	
utslipp ved forbruk av olje og gass, utslipp 	ved forbruk av annen energi, og utslipp under produk-	
sjonen av olje og gass 	i Norge når produksjonen per forutsetning øker her, og i andre områder 	
når produksjonen der fortrenges. 	 	
Det hele trekkes 	sammen i kapittel 	6, som presenterer vår	t basisscena	rio	 og	 et lavutslipps	scena-	
rio. 	Kapitlet inneholder også følsomhetsberegninger som viser hvor robuste konklusjon	ene i hvert 	
scenario er.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	16	 	
 	
2	 	Hvordan beregne netto utslipps-
effekt	 	
All fossil energi har en gitt mengde karbon som når det forbrennes gir utslipp av CO	2 til atmosfæ-	
ren. 	En første, 	forenklet tilnærming til 	utslippseffekten av endret norsk produksjon av olje og g	ass 	
vil være å 	kun 	beregne utslippene 	fra denne forbrenningen	. Forbrenning av en standard kubikk-	
meter olje (Sm	3) gir direkte utslipp på 2,74 tonn CO	2-ekvivalenter, mens utslippene for gass fra 	
norsk kontinentalsokkel er på 2,34 tonn CO	2-e per 1000 Sm	3 (SSB, 2021)	, som tilsvarer 436 kg 	
CO	2-e per fat olje, og 372 kg CO	2-e per fat 	olje	ekvivalent gass 	(Oljedirektoratet, 2021)	.3 	
Denne brutto	effekten er imidlertid ikke riktig mål på den faktiske, ne	tto utslippsendringen. 	Fossil 	
energi omsettes	 i et marked. Hvis en aktør endrer sin produksjon eller forbruk av fossil energi, så 	
endres	 prise	ne	 i markedet. Den totale effekten 	i markedet for olje og gass	 får man først 	ved å se	 	
på hvordan endringen i produ	sert eller forbrukt kvantum påvirker andre aktørers 	tilbud og etter-	
spørsel	, via effekten på priser	. Økt	 produksjon av fossil energi gir 	lavere	 pris og to effekter	 i dette 	
markedet	: økt 	forbruk og 	redusert 	produksjon fra andre produsenter.	 	
Hvor mye etterspørsel 	og 	tilbud reagerer som følge av endret pris	, kalles innen samfunnsøkonomi 	
for priselastisiteten til 	henholdsvis 	etterspørselen 	og tilbudet. 	Prise	lastisiteten 	til etterspørsel og 	
tilbud 	er definert som 	prosentvis endring i 	henholdsvis 	etterspurt eller tilbudt 	kvantum, delt på 	
prosentvis endring i pris.	 	
Figur 	2.1 	Skjematisk fremstilling av sammenhengen mellom elastisiteter og endring i 	
forbruk ved en produksjonsendring 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse 	
Figur 	2.1 viser en skjematisk sammenheng mellom elastisiteter og endring i forbruket. De blå lin-	
jene i figuren er tilbudskurvene. Økt norsk produksjon gir et skift i tilbudskurven utover. Den 	
 	
3 I denne rapporten brukes fat og fatekvivalenter	 som enheter, for å være 	sammenlignbart med	 Rystad 	(2023)	. Denne 	
bruker en annen omregningsfaktor fra Sm	3 til fat	 og andre utslippsfaktorer	. Det er drøftet nærmere i kapittel 	5.2	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	17	 	
 
heltrukne oransje linjen er en etterspørselskurve som skal representere uelastisk etterspørsel, 	
det vil si at etterspørselen i liten grad reagerer på pris (at kurven er rett en forenkling for å gjøre 	
figuren lettere å lese, med en rett etterspørselskurve varierer elastisiteten langs kurven). End-	
ringen i tilbudet flytter kvantumet som forbrukes kun fra q1 til q2. Den stiplede oransje linjen skal 	
representere situasjonen med mer elastisk etterspørsel. Med mer elastisk etterspørsel, skifter 	
kvantumet fra q1 til q3. Legg merke til at også skiftet fra q1 til q3 er mindre enn størrelsen på 	
økningen i produksjonen, som er representert ved hvor mye tilbudet flytter seg mot høyre. Det 	
vil være tilfelle så lenge etterspørselen er helt elastisk (representert med en helt flat etterspør-	
selskurve), eller eventuelt hvis tilbudet er helt uelastisk. 	
Figuren viser betydningen av etterspørselselastisiteten. Betydningen av tilbudselastisiteten kan 	
man illustrere på tilsvarende måte ved å enten skifte på en bratt tilbudskurve for å representere 	
uelastisk tilbud, eller en slak tilbudskurve for å illustrere et elastisk tilbud. Dersom man flytter en 	
bratt (uelastisk) tilbudskurve langs en etterspørselskurve, så blir endringen i forbruket mindre enn 	
dersom man flytter en slak (elastisk) tilbudskurve langs den samme etterspørselskurven. 	
Det 	kan	 vise	s matematisk at	 det er forholdet mellom tilbuds- og etterspørselselastisiteten som er 	
avgjørende. Hvis 	tilbudselastisiteten er større enn etterspørselselastisiteten	, så 	vil 	økt 	norsk 	pro-	
duksjon 	i hovedsak	 fortrenge produksjon andre steder	, uten veldig stor virkning på forbruket av 	
olje og gass	. Det samme resonnementet, med motsatt fortegn gjelder dersom norsk 	produksjon	 	
går ned 	– produksjon andre steder øke	r og fylle	r gapet.	 Vi sier at 	tilbudssidepolitikk	 i dette tilfellet 	
har 	stor	 karbon	lekkasje. 	 	
Hvis forbruket reager	er mer på endret pris enn produksjonen	 (tilbudselastisiteten er større enn 	
etterspørselselastisiteten)	, så 	er konklusjonen motsatt	. Tilbudssidepolitikk har da liten lekka	sje	 og 	
økt norsk produksjon gir økt global produksjon	 og forbruk	. 	
I praksis reagerer både 	tilbud og etterspørsel av ener	gi forholdsvis lite på endringer i pris, i hvert 	
fall på kort sikt. 	Absoluttverdien på elastisitetene er mindre enn 1, det vil si at de	n prosentvise 	
endringen i kvantum er lavere enn den prosentvise endringen i 	pris.	 	
Som vi snart skal se, er det vanskelig å beregne etterspørsels	- og tilbudselastisitetene presist. På 	
etterspørselssiden e	r blant annet forekomsten av erstatninger (substitutt	er) av 	betydning, for ek-	
sempel fossilfri oppvarming	 eller transport. På tilbudssiden er et grunnleggende spørsmål hv	ilken 	
rolle OPEC spiller 	på kort og lang sikt 	i forhold til andre produsenter. Det er 	imidlertid 	vanlig å 	
anta at tilbudselastisiteten er større enn etters	pørselselastisiteten. Det innebærer at politikk som 	
reduserer tilbudet av 	fossil energi har 	større 	lekkasje 	enn politikk som reduserer 	etterspørselen. 	
Likevel kan t	iltak på tilbudssiden	, også fra et enkeltland	, ha effekt	 på globale utslipp	. 	
2.1	 	Elementene som inngår i en beregning av netto forbrenningsut-
slipp	 	
En korrekt og komplett beregning av 	netto utslipp på globalt nivå ved en endring i pr	oduksjon av 	
olje og gass i Norge	, må inneholde minst fem ulike elementer.	 	
Det første elementet er de direkte utslippene 	fra forbrenning av produsert norsk olje og gass	, 	
mao	. det vi omtalte som en 	forenklet	 tilnærming	 innledningsvis i 	kapittelet.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	18	 	
 
Det andre 	elementet 	er å analysere m	arkedsresponsen fra forbrukere og andre produsenter ved 	
endret norsk produksjon	, slik vi omtalte i resten av forrige avsnitt	. Hvor stor blir de	n netto end-	
ringen i forbruket av olje og gass globalt, og 	hvor mye 	økt produksjon	 i Nor	ge 	fortrenger	 annen	, 	
utenlandsk produksjon av olje og gass?	 Den delen av 	den norske produksjons	økningen	 som via 	
globale energimarkeder motsvares av annen produksjon, må trekkes fra 	den første beregningen. 	
Dette er spørsmålet om lekkasje. 	Hvor stor netto en	dring forbruket av olje og gass blir, er det 	
viktigste og mest kompliserte spørsmålet 	i beregningen av netto forbrenningsutslipp. 	 	
Endringen i forbruk avhenger av forholdet mellom elastisiteten på tilbudssiden og etterspørsels-
siden etter følgende formel:	 	
������������	=	−	������������	
������������−�������������������	, 	
der 	������������	 er endring 	i forbruk	 globalt	 (tegnet 	∂ betyr 	her 	liten endring	), ������������ er etterspørselselastisi-	
teten	, ������������ er 	tilbudselastisiteten	, og 	�������	 er endringen i produsert mengde i Norge	. 	
Fordi etterspørselen etter et produkt so	m regel går ned når 	prisen går opp, er 	etterspørselselas-	
tisiteten	 ������������ et negativt tall, mens 	������������ er et positivt tall.	 Formelen viser at 	desto mer 	etterspørselen 	
reagerer på en endring i pris	, og desto mindre tilbudet reagerer, desto større blir effekten 	av 	
endret produksjon	, slik vi sa over	. 	
Det er	 de	 langsiktige	 og fremtidige	 effektene av	 beslutninger om 	utvikling av nye oljefelt 	vi ønsker 	
å analysere virkningen av	. Derfor	 er det også de langsiktige 	og fremtidige	 etterspørsels og 	tilbuds-	
elastis	itetene som er relevante å anslå.	 	
Basert på formelen over, vil man komme frem til at 	økt	 norsk produksjon 	øk	er det 	globale 	forbru-	
ket, men ikke like mye	 som 	produksjonen øker.	4 Deler av denne 	økningen	 i globalt forbruk vil 	
erstatte energifor	bruk fra andre kilder, mens deler vil 	bestå 	som	 en netto 	økning 	i energiforbruk. 	
I hvor stor grad forbruk av olje og gass 	kan erstatte annen energiforbruk 	kalles substitusjonsef-	
fekten	. Å fastslå den er 	det tredje elementet i beregningen av netto forbrennin	gsutslipp.	 	
Det fjerde elementet i 	beregningen er å 	anslå	 utslippene fra den andre energibruken som 	erstat-	
tes av	 det 	økte	 forbruket av olje og gass.	 	
Det femte og siste elementet i beregningen er å ta hensyn til at det er ulike utslipp fra produksjon 
og distribusjon av norsk olje og gass, og den utenlandske oljen og gassen vi i det andre leddet 
beregnet at 	delvis erstatter redusert norsk olje og gass. 	 	
2.2	 	Valg av relevant tidsperiode og scenarioer	 	
Hovedformålet med å vurdere de netto forbrenningsutslippene fra norsk petroleum, er å vurdere 
klimaeffekten av norsk petroleumspolitikk, enten åpning av nye felt som gir økt produksjon, eller 
klimapolitikk der 	fre	mti	dig 	olje og gassproduksjon reduseres	, for eksempel gjennom å unnta visse 	
områder fra leting	. 	
Det vi er interesserte i er derfor ikke effekter på kort sikt av tiltak som virker umiddelbart, men 
de varige 	effekt	ene av tiltak	 som 	først får en effekt på no	rsk oljeproduksjon om flere år, og 	
 	
4 Unntaket er når 	������������ er uendelig stor	 eller	 ������������ er nøyaktig null. 	Da 	blir effekten på globalt forbruk null.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	19	 	
 
deretter 	potensielt 	påvirker produksjonen 	i mange tiår.	 Vi 	drøfter	 to ulike	 scenarioer	, hver med 	
to ulike tidshorisonter: 	
• 	Vårt 	basisscenario	 er basert på IEAs APS	-scenario («Announced Policies»). Dette scenarioet	 	
er 	valgt fordi det er nærmest Rystad 	Energy 	(2023) i sin innretning og er relevant for analy-	
ser 	av netto utslippsvirkning i forbindelse med PUD	, men i motsetning til Rystad Energy 	
(2023) ser vi på effekten utover 2030	-tallet heller enn for året 2030	. Forskjellen i valg av 	
analyseår har mindre betydning for resultatene enn forskjellen i de øvrige forutsetningene. 	
Det er viktig å merke seg at dette scenarioet beskriver en verden som ikke er på vei mot å 	
nå 1,5-gradersmålet. 	
• 	Vårt la	vutslippsscenario ser på hvilken effekt økt norsk oljeproduksjon vil ha i en verden som 	
er på 	vei mot å nå 1,5	-gradersmålet. Det er basert på IEAs NZE	-scenario (Net Zero Emiss-	
ions).	 Dersom norske myndigheter tror på dette målet, og mener det skal være retningsgi-	
vende for	 vurderinger av petroleums	politikken, er det	te scenarioet det naturlige utgangs-	
punktet.	 	
• 	Vi drøfter også effekter på leng	re sikt	, mot 	2040	-2060	, ved å utarbeide langtidsversjoner av 	
de to scenarioene. Langtidsversjonene av scenarioene kan være relevant	e for 	en diskusjon 	
av effekten av å 	unnta visse områder fra leting for på den måten å redusere tilbudet av olje 	
og gass om 	20	-40 år. 	Disse versjonene av scenarioene er basert på IEAs tall for 	hhv. APS	-	
scenario	et og NZE	-scenario	et i 2050.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	20	 	
 	
3	 	E	ndring i forbruket av olje og 	
gass	 	
Som beskrevet i kapittel 	2 avhenger 	endringen i globale forbrenningsutslipp 	av hvordan energi-	
markedet responderer på en	 endret n	orsk petroleumsproduksjon	, som igjen avhenger av 	etter-	
spørsels	- og tilbudselastisiteten	e. I dette kapit	telet går vi gjennom forskning på 	elastisiteten i et-	
terspørselen og tilbudet av olje	, før vi 	basert på dette lager et anslag av hvor stor endring i for-	
bruket	 av olje en gitt endring i norsk produksjon av olje gir. I den sammenheng går vi også gjen-	
nom resultater fra annen forskning om klimapolitikk	 rettet mot tilbudet	 av 	fossil energi	, og sam-	
menligner med 	vårt anslag og tidligere norske anslag.	 Deretter gjø	r vi det samme for gass	. Vi har 	
lagt vekt på å bruke 	oppdatert forskningslitteratur som kilde, og vi er åpne om alle våre kilder.	 	
Dette kapitelet drøfter i utgangspunktet forbruksendringen i vårt 	basisscenario	. Avslutningsvis ser 	
vi på om det er grunn 	til å endre konklusjonene vi kommer til i et lavutslippsscenario	 eller et 	
langtidsscenario	. 	
3.1	 	Etterspørselselastisitete	r for	 olje	 og gass	 	
Etterspørselselastisiteten (eller mer presist, priselastisiteten til etterspørselen) er 	som nevnt	 de-	
finert som 	prosentvi	s endring i forbruk	, ved én prosent	s økning i	 pris	en	. I de aller fleste tilfeller vil 	
en økning i pris 	på en vare 	føre til e	n reduksjon i forbruk	et. Det vil si at 	etterspørselselastisiteten 	
er et negativt tall. 	Det kan skape en viss forvirring. 	Noen ganger rapporteres etterspørselselasti-	
sitet som et absolutt tall, det vil si uten det negative fortegnet.	 I denne omtalen vil 	vi konsekvent 	
ha med fortegnet. 	Etterspørselen 	kan noen ganger omtales som mer eller mindre elastisk	, eller 	
at elastisiteten 	er høy eller lav. 	Med mer elastisk og at elastisiteten	 er høy menes det at absolutt-	
verdien er høy, det vil si at	 det er et høyere negativt tall. 	Er elastisiteten null, så sier man at etter-	
spørselen er helt ue	lastisk, det vil si at 	forbruket ikke reagerer p	å pris i det hele tatt. Tall på elas-	
tisiteten 	på mello	m og 	-1 regnes som uelastisk etterspørsel, mens 	når elastisiteten er større	 enn 	
-1, regnes etterspørselen som elastisk.	 	
Det er bred en	ighet om at 	etterspørselen etter olje	 og gass	 er uelastisk	 også på	 lang sikt	, det vil si 	
at forbruksendringen er prosentvis mindre enn endringen i pris	 og elastisiteten er et sted mellom 	
null og 	-1. Det har imidlertid mye å si akkurat hvor i det intervallet elastisiteten ligger.	 Det finnes 	
ingen 	konsensus om størrelsen p	å etterspørselselastisiteten av olje	 og gass	. Litteraturen innehol-	
der et spekter av anslag	, basert på 	ulike metoder, geografisk 	analyseområde	, tidsperioder og 	
energiprodukter. Den mest omfattende oversikten over forskning på 	energietterspørsel	 og elas-	
tisiteter	, Dahl Energy 	Demand Elasticity Database 	(Dahl C. A., 2011)	, inneholder om lag 2180 ulike 	
forskningsartikler, og nye legges stadig til.	 Den store litteraturen gjør det mulig å gjennomføre 	
metastudier, der 	man systematisk undersøker og sammenstiller konklusjonen i litteraturen	. I en 	
metastudie kan man blant annet 	ta hensyn til hvordan konklusjonene varierer etter metode	, 	
forskningsspørsmål	 og datagrunnlag/land	. 	
Elastisiteten påvirkes av hvor 	lett det er å 	tilpasse sitt forbruk.	 Muligheten til å tilpasse forbruket 	
på kort sikt er vesentlig lavere enn muligheten til å tilpasse seg på 	lengre 	sikt. 	For eksempel vil en 	
periode med høye bensinpriser kanskje gjøre at 	man på kort sikt unngår unødvendi	ge reiser med

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	21	 	
 
bil, eller 	bruker 	litt mer kollektivtrafikk. På 	lengre 	sikt kan 	man imidlertid	 også reagere 	med å	 velge 	
en mer drivstoffeffektiv bil	 eller en elbil	, eller man kan bosette seg	 et sted	 eller ta en jobb som gir 	
redusert reisevei.	 At man i USA har vesentlig større biler og en mer bilbasert kultur	, kan i hvert 	
fall delvis forklares som en langsiktig tilpasning til lavere bensinpriser enn vi har i Europa.	 Tilsva-	
rende vil andre 	kilder til etterspørsel etter olje	 og gass	, om det er til	 oppvarming, industri eller 	
annen transport	, kunne tilpasse seg mer med en lenger tidshorisont. 	Det er derfor 	gode teore-	
tiske grunner til å anta at elastisiteten er 	større på lang sikt enn på kort sikt. Det er	, som vist 	
under,	 også	 støttet av 	den empiriske	 forskningen	, der artikler som ser på begge deler 	finner høy-	
ere elastisiteter på lang sikt.	 	
I dette arbeidet er det elastisiteter på lang sikt som er relevant	. Vi ønsker å finne ut hva effekten 	
blir på utslipp etter at 	energi	markede	ne	 har tilpasset seg en endring i norsk 	petroleumsp	roduk-	
sjon. Det relevante er å se på tilpasningen over levetiden til 	det aktuelle oljefeltet 	man	 analyserer	 	
produksjonsendringen	 til. Det er endringer over mange tiår. I litteraturen om elastisiteter er 	det 	
stor variasjon i hva som regnes som 	lang sikt	. I noen tilfeller kan det være snakk om 	tidsperioden 	
når effekten i en modell har stabilisert seg	, som kan være så lite som ett år. Da 	fanger man ikke 	
opp de tilpasningene som skjer gjennom investeringer 	som reduserer fremtidig forbruk. I andre 	
tilfeller så er 	lang sikt 	ti år eller mer, som er 	mer relevant for våre formål	. 	
3.1.1	 	Etterspørselselastisitet 	til oljeprodukter	 og gass	 	
Det finnes 	mang	e flere studier som ser på e	tterspørsels	elastisiteten 	til 	ulike oljeprodukter, særlig 	
bensin	, enn	 på	 elastisiteten til råolje	. Elastisiteten til sluttprodukter	 som bensin 	er lettere å 	forske	 	
på, da man for eksempel kan bruke mikrodata om forbrukeres endring i etterspørsel 	ved ulike 	
endringer i pris.	5 Elastisitetene man finner for sluttprodukter kan imidlertid ikke brukes direkte	 	
som anslag for 	elastisiteten til råolje.	 	
Etterspørselse	lastisit	eten	 man finner	 for bensin vil være	 konsekvent	 høyere enn elastisiteten for 	
råolj	e for de samme forbrukerne	 (Hamilton, 2009)	. Oljeprisen utgjør	 kun	 30 prosent av 	sluttbru-	
kerprisen 	i snitt i OECD	, mens 	avgifter 	utgjør om lag 	halvparten og	 andre kostnader (raffinering, 	
distribusjon	 m.m.) utgjør resten	 (OPEC, 2021)	. Det vil si at en 	endring i 	råoljeprisen	 på 	ti prosent	 	
gir en endring i sluttbrukerprisen på bensin 	på tre prosent,	 hvis avgiftene står s	tille.	6 Etterspør-	
selselastisiteten måler endringen i etterspørsel for en gitt endring i pris. 	Det vil si at når man måler 	
etterspørselselastisiteten for bensin i et OECD	-land, 	og 	antar	 at avgiftene 	ikke 	er i prosent, så vil 	
etterspørse	lselastisiteten 	for bensin i	 snitt være litt over 3 ganger større 	enn elastisiteten for olje.	 	
Hvor stor andel av sluttbrukerprisen oljeprisen utgjør vil variere 	mye 	mellom land og mellom ulike 	
oljeprodukter. 	Ikke	-OECD	-land har typisk lavere 	avgifter på drivstoff enn OECD	-land. Da vil elasti-	
siteten 	til drivstoff være nærmere 	elastisiteten 	til olje. 	Veitransport utgjør 	litt under halvparten 	
av 	oljeforbruket. For andre sluttbrukere er typisk 	skatteandelen vesentlig mindre. For fyringsolje 	
er gjennomsnittlig 	avgiftsnivå på und	er 1/20 av det det er for bensin	 (OECD, 2019)	. For 	interna-	
sjonal luftfart og skipsfart er det 	som regel ingen avgifter i det hele tatt. 	 	
 	
5 Hvis prisen på bensin øker fra 20 til 21 kroner, en 	pris	økning på 5 prosent, og 	man ser at 	det fører til at forbruket av 	
bensin går ned med 1 	prosent, så betyr det at elastisiteten er på 	-0,2.	 	
6 Enkelte avgifter er utformet som en prosent av prisen. Det gjelder i Norge for eksempel for merverdiavgiften. Da blir 
sammenhengen mellom 	elastisiteten på bensin en annen. Men både i Norge og andre land 	er det også vanlig med 	
avgifter som er e	t fast 	beløp	, som da ikke varierer med oljeprisen. I tillegg vil raffineri	- og transportkostnader typisk 	
være mer faste enn oljeprisen alene.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	22	 	
 
Det ville vært mulig å lage et anslag på den samlede etterspørselselastisiteten for 	råolje	, ved å	 	
summere	 anslag 	på 	elastisiteter for ulike sluttprodukter fra ulike land gange	t med 	oljeprisens an-	
del av prisen på sluttproduktet og dette forbrukets andel av den globale oljeetterspørselen	. Et 	
slikt samlet anslag av etterspørselselastisiteten 	kjenner vi	 dessverre	 ikke til om har blitt laget.	 	
Anslag på elastisiteter på oljeprodukter er likevel nyttige, da de sier noe om hvilken størrelsesor-
den man kan forvente at elastisiteten på råolje er. D	et er lite trolig at elastisiteten til råolje kan 	
være like høy som elastisiteten til oljeprodukter, eller lavere enn omtrent 1/3 av disse elastisite-
tene	. Studier av etterspørselselastisiteten til oljeprodukter kan også si noe om hva som er det 	
sannsynlige	 forholdet mellom elastisiteter på kort og lang sikt.	 	
Tabell 	3.1 viser 	etterspørsels	elastisiteter for ulike oljeprodukter fra et utvalg av litteraturstudier 	
og metast	udier	. Tallet 	-0,26 betyr altså at dersom 	prisen 	stiger 	én prosent så synker etterspørse-	
len 0,26 prosent, og tilsvarende for de andre tallene. 	 	
Tabell 	3.1 	Ulike anslag på 	etterspørselselastisitet til oljeprodukter	 og gass fra litteratur-	
studier og metastudier	 	
Kilde	 	Type anslag	 	Oljeprodukt	 	Elastisitet på 	
kort sikt	 	
Elastisitet på 	
lang	 sikt	 	
Espey 	(1998)	 	Meta	studie	 	Bensin	 	-0,26	 	-0,58	 	
Graham & Glaister	 (2004)	 	Litteraturstudie	 	Veidrivstoff	 	-0,25	 	-0,77	 	
Brons et al. 	(2008)	 	Litteraturstudie	 	Bensin	 	-0,34	 	-0,84	 	
Havranek et al. 	(2012)	 	Litteraturstudie	 	Bensin	 	-0,09	 	-0,31	 	
Dahl 	(2012)	 	Litteraturstudie	 	Bensin	 	-0,34	 	 	
Dahl 	(2012)	 	Litteraturstudie	 	Diesel	 	-0,16	 	 	
Labandeira et al. 	(2017)	 	Metastudie	 	Bensin	 	-0,2	9 	-0,77	 	
Labandeira et al. 	(2017)	 	Metastudie	 	Diesel	 	-0,15	 	-0,44	 	
Labandeira et al. 	(2017)	 	Metastudie	 	Fyringsolje	 	-0,02	 	-0,19	 	
Labandeira et al. 	(2017)	 	Metastudie	 	Gass	 	-0,18	 	-0,68	 	
Huntington et al. 	(2019)	 	Litteraturstudie	 	
Vekstøkonomier	 	
Bensin	 	-0,34	 	-0,58	 	
Huntington et al. 	(2019)	 	Litteraturstudie	 	
Vekstøkonomier	 	
Diesel	 	-0,41	 	-0,50	 	
Huntington et al. 	(2019)	 	Litteraturstudie	 	
Vekstøkonomier	 	
Gass	 	-0,23	 	-1,36	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Alle 	litteraturstudiene finner at etterspørselen etter oljeprodukter er relativt uelastisk	, også på 	
lang sikt. Hvis man forutsetter at elastisitetene 	for sluttprodukter 	er 	2 til 3 ganger høyere enn 	
etterspørselselastisitet for råolje, så får man likevel en 	klart høyere etterspørselselastisitet enn 	
elastisiteten på 	-0,1	 eller -0,11 som Rystad Energy 	bruk	te i sin beregning av forbrenningsutslipp 	
fra norsk olje 	i henholdsvis (Rystad Energy, 2021)	 og (Rystad Energy, 2023)	. 	
Den siste større metastudien	 som ser på hele verden	, Labandeira et al. (2017)	, analyserer resul-	
tatene fra 	428 artikler, med totalt 966 	anslag på kortsiktig elastisitet og 1010 anslag på langsiktig 	
elastisitet	 for ulike energiprodukter.	 Den studien konkluderer blant annet med at de 	langsiktige 	
etterspørselselastisitetene typisk er rundt 3 ganger høyere enn de kortsiktige.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	23	 	
 
Denne artikkelen 	inneholder også estimater på etterspørselselastisiteten for gass, som er anslått 	
til 	-0,68	. Formelt sett er det	te den eneste kilden for etterspørselselastisiteten for gass	 vi benytt	er, 	
men den trekker altså sammen anslag fra 	underliggende 	428 artikler. 	Dette er dessuten en mye 	
sitert studie. Vi anser det som bedre å bruke et anslag fra en omfattende og anerkjent metastudie, 
enn å utarbeide et eget snitt av elastisiteter i fra et eget, mer avgrenset litteratursøk. Rystad 
Energy 	(2023)	 bruker et slikt egenprodusert snitt basert på ti utvalgte studier og konkluderer med 	
at etterspørselselastisiteten for gass er på 	-0,6.	 Det er ikke vesentlig forskjellig fra konklusjonen i 	
Labandeira et al. 	(2017)	. 	
3.1.2	 	Anslag på etterspørselse	lastisiteten til råolje	 	
Vi vil først se på et utvalg enkeltstudier av elastisiteter i 	Tabell 	3.2, før vi drøfter det fåtall me-	
tastud	ier som er gjennomført. Et enkelt snitt av 	alle	 studiene i 	tabellen som har anslag på den 	
langsiktige elastisiteten gir en elastisitet på 	-0,2	7. 	
I tabellen er det o	gså tatt med noen mye siterte studier som kun har anslag av den 	kortsiktige	 	
elastisiteten. I disse studiene kan kort sikt være så kort som en måned eller et kvartal, og inne-
holder derfor kun de mest umiddelbare tilpasninger. Den kortsiktige elastisiteten er ikke relevant 
å bruke direkte, men ettersom elastisiteten på lang sikt må	 være høyere, kan disse studiene bru-	
kes for å etablere en nedre grense for hva som er troverdige anslag på den langsiktige elastisite-
ten. Dersom man ekskluderer studiene med urealistisk lave anslag (	he	r de med langsiktige elasti-	
siteter på 	-0,05 eller laver	e, 	dvs. vesentlig lavere enn det som er vanlig å anta for kortsiktige elas-	
tisiteter	), så får man et snitt på 	-0,3.	 	
Studiene i 	Tabell 	3.2 underbygger med andre ord ikke konklusjonen til Rystad 	(2023)	 om at etter-	
spørselselastisiteten på lang sikt er så lav som 	-0,11	. Det gjelder	 uavhengig av om man ekskluderer 	
de studiene	 med urealistisk lave anslag eller om man tar snittet av alle studier. I tabellen er de 	
fem s	tudiene som er omtalt i 	Rystad (2021) markert med 	én 	stjerne	, mens de som også er omtalt 	
Rystad 	(2023)	 er markert med to stjerner. 	Vi ser at disse har mellom null og 38 siteringer i 	senere	 	
litteratur	, mot 	549 for Kilian og Murphy (2014) og 	223 for den ferske artikkelen til Baumeister og 	
Hamilton (2019)	, som begge rapporterer 	betydelig 	hø	yere elastisitet i tallverdi	 på kort sikt	. I til	legg 	
omtaler rapportene til Rystad 	enkelte rapporter fra IMF, IEA o.l. 	som ikke er med i tabellen.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	24	 	
 
Tabell 	3.2 	Ulike anslag av etterspørselselastisiteten 	til olje	 	
Artikkel	 	Type 	studie	, regi	on 	Antall 	 	
siteringer	7 	
Elastisitete	r 	
Askari & Krichene 	(2010)	* 	Strukturell modell	, verden	 	40	 	-0,002 (kort sikt)	 	
-0,03	 (lang sikt)	 	
Behmiri & Manso 	(2012)	**	 	Panelanalyse, OECD	 	45	 	-0,05 (lang sikt)	 	
Tsirimokos & Maroulis 	(2016)	** 	Panelanalyse	, 13 land	 	- 	-0,02 (kort sikt)	 	
-0,09 (lang sikt)	 	
Fawcett & Price 	(2012)	* 	Panelanalyse	, 53 land	 	- 	-0,07 til	 -0,15	 (lang 	
sikt)	 	
De Schryder & Peersman 
(2015)	**	 	
Panelanalyse, verden	 	26	 	-0,12 til 	-0,15	 	
(lang sikt)	 	
Caldara, 	et al.	 (2019)	 	Strukturell VAR	, verden	 	106	 	-0,14	 (kort sikt)	 	
Huntington et al. 	(2019)	**	8 	Litteraturstudie,	 	
5 fremvoksende land	 	
38	 	-0,15 (lang sikt)	 	
Eleyan et al. 	(2021)	** 	Time	-varying cointegration	 	
BRICS	-landene	 	
7 	-0,16 (lang sikt)	 	
Javan & Zahran 	(2015)	** 	Panelanalyse, 25 land	 	26	 	-0,04 (kort sikt)	 	
-0,17 (lang sikt)	 	
Altinay 	(Altinay, 2007)	 	ARDL, Tyrkia	 	52	 	-0,10 (kort sikt)	 	
-0,18 (lang sikt)	 	
Fournier et al. 	(2013)	 	Simultan modell	, verden	 	10	 	-0,17 (lang sikt)	 	
Cooper 	(2003)	 	Multiple regresjon, 23 land	 	112	 	-0,05 (kort sikt)	 	
-0,21 (lang sikt)	 	
Kilian & Murphy 	(2014)	 	Strukturell VAR	, verden	 	549	 	-0,26	 (kort sikt)	 	
Krichene 	(2005)	* 	Simultan modell	, verden	 	51	 	-0,27	 (lang sikt)	 	
Baumeister & Hamilton 	(2019)	 	Strukturell VAR	, verden	 	223	 	-0,35	 (kort sikt)	 	
Golombek et al. 	(2018)	 	Simultan modell, verden	 	17	 	-0,35 (lang sikt)	 	
Xiong & Wu 	(2008)	 	Error correction 	 	
Model, Kina	 	
18	 	-0,37 (lang sikt)	 	
Dash et al. 	(2018)	 	Strukturell VAR, India	 	22	 	-0,43 (lang sikt)	 	
Gatley & Huntington 	(2002)	 	Panelanalyse	, 96 land	 	 	593	 	-0,56, 	-0,18 (lang sikt 	
OECD, ikke	-OECD)	 	
Balke & Brown 	(2018)	 	DSGE	-modell	, verden	 	19	 	-0,18 (kort sikt)	 	
-0,51	 (lang sikt)	 	
Genc 	(2017)	 	Strukturell modell	, verden	 	7 	-0,60	 (kort sikt)	 	
Ghosh 	(2009)	 	ARDL, India	 	181	 	-0,63 (lang sikt)	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
 	
7 Antall siteringer er hentet fra RePEc/IDEAS eller fra tidsskriftets nett	side. For to studier oppgir disse kildene null aka-	
demiske siteringer.	 	
8 Rystad (2023) viser til Huntington et al. (2019) i sin sammenstilling av elastisiteter til gassetterspørselen, men ikke i 
sammenstillingen av elastisiteter til olje. Det er uvisst av h	vilken grunn da denne artikkelen tilfredsstiller kriteriene 	
de bruker.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	25	 	
 
Utvalget av studier i 	Rystad (2023)	 fremstår som skjevt. Rapporten	 beskriver åtte kriterier for å 	
inkludere studier i sin gjennomgang av elastisiteter. Flere	 studier i tabellen over 	tilfredsstiller	 Ry-	
stads kriterier uten å være med, mens én av studiene Rystad	 bruker	, ikke 	tilfredsstiller 	deres egne 	
kriterier	, men 	er 	likevel med. Flere av kriteriene er vilkårlige og utelukker relevante studier av 	god	 	
kvalitet.	9 Flere av artiklene som inneholder anslag av elastisiteten på lang sikt finner elastisiteter 	
som er vesentlig høyere enn de studiene som refereres til i Rystad (2023). 	Mange av d	e øvrige 	
studiene er dessuten mer sitert og må forventes å ha høyere vitenskape	lig kvalitet enn de Rystad 	
(2021) og (2023) valgte. 	En siste	, og for oss avgjørende kritikk er at Rystads rapporter ikke bruker 	
metastudier som kilde. 	Hvorfor basere seg på et tilfeldig utvalg enkeltstudier når det finnes for-	
fattere som nøye har 	analysert	 hva man kan si om elastisiteten når ma	n tar hele verdenslittera-	
turen i betraktning	, og korrigerer for 	forskjeller i datagrunnlaget til de ulike studiene	? 	
Artiklene referert til i 	Tabell 	3.2 ser 	hovedsakelig 	på etterspørselselastisiteten 	for hele verden 	
under ett	 eller til en stor grupp	e land samtidig	. Det er metodisk krevende	. Hva man konkluderer 	
at etterspørselselastisiteten er	, avhenger 	generelt av hvordan man iden	tifiserer 	og skiller etter-	
spørsel fra tilbud. M	an	 må	 finne en måte å identifisere 	eksogene sjokk	 i tilbudet	, som gir et skift 	
langs etterspørselskurven.	 En endring i pris og forb	rukt kvantum alene er ikke nok til å anslå 	et-	
terspørselselastisitet	, da 	endringene i kvantum kan være forårsaket av endringer i tilbud	 eller 	et-	
terspørsel	. Å finne et 	plausibelt eksogent sjokk for verden som helhet, er vanskeligere enn å finne 	
et sjokk i et enkeltland. 	Derfor 	er 	det 	enklere å lage a	nslag for 	elastisiteten i enkeltland	. Ved å 	
aggregere 	mange 	studier 	fra enkeltland	 til 	verden som helhet, kan man få 	anslag på den samlede 	
etterspørselselastisiteten som bedre reflekterer de	 samlede resultatene i forskningen	. 	
Tabell 	3.3 viser funnene fra tre slike studier. De to første er litteraturstudier som ser på henholds-	
vis vekstøkonomier utenfor OECD, og OECD land. Den tredje artikkelen er en metastudie, som 
aggr	egerer funnene fra	 75 ulike forskningsartikler	, som i sum dekker så godt som hele verden	. 	
Den finner at det beste anslaget på etterspørselselastisiteten for 	olje på lang sikt er 	-0,26 	(Uría	-	
Martínez, Leiby, Oladosu, Bowman, & 	Johnson, 2018)	. I denne rapporten 	rapporteres det også 	
hva som i snitt regnes som lang sikt i de underliggende studiene (om lag 10 år)	, og det beregnes 	
ut ifra variasjonen i 	lengde på tilpasningsperiode i ulike studier at hvert år tilpasningsperioden 	
forlenges, så økes i snitt 	etterspørselselastisiteten med litt over 	-0,01.	 	
 	
9 Rystad ser kun på studier fra etter 2008. Selv om nyere studier er å foretrekke, er dette en vilkårlig avgrensning, særlig 
siden mange nyere studier i stor grad baserer seg på tidsser	ier 	som hovedsakelig er fra før 2008. 	 	
Studier om enkeltland er ekskludert, med unntak av studier med fokus på USA fordi USA er en så vesentlig konsument 	
av oljemarkedet. Studier av enkeltregioner er ikke ekskludert. Studier fra store enkeltland som Kina o	g India bør 	
basert på den logikken også anses relevante. 	Se også hovedteksten.	 	
Rystad ser i 	liten grad på 	working papers. Å være publisert i et tidsskrift og fagfellevurdert er ikke en garanti for kvalitet. 	
Det er mer relevant å konkret vurdere 	metodene so	m er brukt, eventuelt antall siteringer. 	Litteratur fra organisa-	
sjoner som IMF og IEA	, som Rystad bruker, 	bruker i noen tilfeller	 enklere metoder	 som ikke er i tråd med den mest 	
oppdaterte forskningen,	 og 	kan således være	 mindre troverdig enn akademiske ki	lder. Når flere rapporter fra 	
samme organisasjon som bruker samme metode tas med gir det dessuten unødig 	stor vekt til det som i realiteten 	
er ett anslag som er oppdatert.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	26	 	
 
Tabell 	3.3 	Litteraturstudier og metastudier om etterspørselselastisitet til olje	 	
Artikkel	 	Type 	studie/	modell	 	Anslag på elastisiteten	 	
Huntington et al. 	(2019)	 	Litteraturstudie	 	
Vekstøkonomier	 	
-0,07	 (kort sikt)	 	
-0,15	 (lang sikt)	 	
Dahl & Roman	 (2004)	 	Litteraturstudie 	 	
OECD	-land	 	
-0,11 (kort sikt)	 	
-0,43 (lang sikt)	 	
Uría	-Martínez et al. 	(2018)	 	Metaanalyse	 	
Hele verden	 	
-0,07 (kort sikt)	 	
-0,26 (lang sikt)	 	
I de videre beregningene vil vi bruke 	anslag på langsiktig	 etterspørselselastisitet 	fra 	metastudier. 	
Vi bruker	 Uría	-Martínez et al. 	(2018)	 som hovedcase for olje	, og estimatet fra Labandeira et al. 	
(2017)	 (se 	Tabell 	3.1) som hovedcase 	for gass.	 Vi mener dette er de beste anslagene å bruke, da 	
systematiske metastudier basert på mange titalls underliggende forskningsartikler som utgjør 
hele bredden av litterat	uren, gir et bedre grunnlag enn å ta snittet av et mindre antall studier 	
funnet i et mer avgrenset litteratursøk.	10 Konklusjonen i 	Uría	-Martínez et al. 	(2018)	 ligger	 dess-	
uten	 tett opp til snittet av enkeltstudier vist t	il i	 Tabell 	3.2. Endelig merker vi oss at 	elastisiteten 	
for olje i 	Uría	-Martínez et al. 	(2018)	 er mellom 	⅓ og ½ av elastis	itetene 	som	 Labandeira et al. 	
(2017	) kommer fram til for bensin og diesel. Det gir økt troverdighet til anslaget.	 	
I omtalen av etterspørselselastisiteter har vi s	å langt behandlet dette som et fast tall. Det er en 	
vesentlig forenkling. I de fleste tilfeller vil elasti	siteter være et punktestimat på et sted på 	etter-	
spørselskurven, og 	som regel 	vil elastisiteten variere når prisen går opp eller ned. Når man aggre-	
gere	r mange ulike funn, så produserer man et gjennomsnitt over 	de pris	nivåene	 den underlig-	
gende 	litteraturen har sett på.	 	
I omtalen så langt har vi også behandlet elastisiteten som symmetrisk, det vil si at	 forholdet mel-	
lom endret pris og endret etterspørsel er like når prisen øker som når den går ned. Det finnes 
forskning som utfordrer den antakelsen	, basert på at høye priser gir irreversible 	nedganger i et-	
terspørsel	 (Gately & 	Huntington, 2002)	, (Griffin & Schulman, 2005)	 og	 (Huntington, 2010)	. Det 	
har i så fall flere konsekvenser. For det første 	kan det bety at etterspørselselastisiteter som er 	
anslått ved å se p	å endringer i kvantum og pris, uten å ta hensyn til denne asymmetrien, har for 	
lave 	anslag på elastisiteten når prisen øker. For det andre	 så vil det i så fall	 bety	 at 	man vil få en 	
større utslippsreduksjon ved redusert norsk oljeutvinning, enn man vil få 	økning 	i globale utslipp 	
ved en økning i norsk produksjon	. 	
I artiklene vi har referert, beregnes kort	- og langsiktig elastisitet på grunnlag av historiske erfa-	
ringer. 	Det er grunn til å tro at både den kort	- og langsiktige elastisiteten vil være annerledes	 i 	
2035 og 2050 enn den har vært historisk. 	Dette har delvis å gjøre med at 	forbrukerprisene er på 	
vei oppover i det lange perspektivet. I tillegg skyldes det at 	utvalget av erstatninger, nære substi-	
tutter, for olje	- og gassholdig forbruk 	forbedres over ti	d. 	Vi kommer 	nedenfor 	tilbake til 	hvordan 	
disse forholdene påvirker	 vår analyse i lavutslippsscenariet	 og de to scenarioene på lang sikt. 	
 	
10 En relevant kritikk mot 	Uría	-Martínez et al. (2018) er	 at det er	 et Working Paper,	 og er således det man regner som 	
«grålitteratur» som ikke 	ennå 	er fagfellevurdert. Det snittet Rystad Energy har utarbeidet, eller for den saks skyld 	
det snittet vi selv har utarbeidet i denne rapporten, er også ikke	-fagfellevurdert grålitteratur. Vi mene	r en syste-	
matisk metastudie, som baserer seg på et høyt antall fagfellevurderte forskningsartikler, og som fremstår å være 
av høy forskningsmessig kvalitet, er mer troverdig en både Rystad Energy og vår	t eget snitt av funn i litteraturen.	 	
Dessuten virker 	anslaget 	rimelig i lys av annen informasjon vi har.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	27	 	
 	
3.2	 	Tilbudselastisiteten 	til olje	 	
Tilbudselastisiteten er definert på samme måte som etterspørselselastisiteten, det vil si hvor mye 	
tilbudet en	dres i prosent for en én prosents økning i pris. Tilbudselastisiteten er, i motsetning til 	
etterspørselselastisiteten, vanligvis et positivt tall fordi økt pris gir økt tilbud. 	
Mens det finnes en stor litteratur som anslå	r etterspørselselastisitet på kort og lang sikt, inkludert 	
flere litteraturstudier og metaanalyser, er litteraturen 	om	 tilbudselastisitet	 på lang sikt vesentlig 	
tynner	e og mer sprikende. I makromodeller som prøver å analysere 	dynamikken i oljemarkedet, 	
er det vanlig å anta at tilbudet	 på kort sikt	 enten er helt uelastis	k (Kilian, 2009)	, eller 	svært lite 	
elastisk 	(Caldara, Cavallo, & Iacoviello, 2019)	 (Baumeister & Hamilton, 2019)	. Dette skulle i tilfelle 	
bety at ingen	 andre produsenter reagerer dersom Norge 	øker	 produksjon	en,	 eller 	at 	andre pro-	
dusenter kun reagerer i svært begrenset grad	. Lavere norsk produksjon blir dermed	 et 	klima	tiltak 	
med 	liten lekkasje	, mens økt produksjon gir relativt store økte utslipp globalt	. D	ette resonnemen-	
tet 	er 	likevel 	til lite	n hjelp for 	våre formål, da det er nødvendig å undersøke elastisiteten på lang 	
sikt for å se hvilken effekt en endring i	 norsk produksjon vil få.	 De kortsiktige tilbudssideelastisi-	
tetene det er snakk om i denne litteraturen er i hovedsak tilpasninger på en tidsskala fra én måned 
til noen kvartaler.	 	
Antakelsen om 	svært lav tilbudselastisitet på kort sikt er støttet av forskn	ing 	som blant annet viser 	
at produksjon fra eksisterende brønner	 tilnærmet ikke 	reagerer på endret pris, mens 	boreaktivi-	
tet i nye og eksisterende brønner gjør det	 (Anderson, Kellogg, & Salant, 2018)	. Et relevant spørs-	
mål er da hvor 	stor effekt en prisøkning har på bore	- og leteaktivitet, samt hvor stor effekt økt 	
bore	- og leteaktivitet har på	 produksjon på lang sikt. Det drøftes i	 avsnitt 	3.2.1	. 	
3.2.1	 	Elastisitet i leting	 og boring	 	
Tabell 	3.4 oppsummerer funn fra 	åtte	 ulike forskningsartikler om 	effekten økt pris har på	 ulike 	
former for	 oljeaktivitet.	 	
Tabell 	3.4 	Anslag på elastisiteten 	til boring eller leting	 etter olje	 	
Kilde	 	Land	 	Type elastisitet	 	Nivå på 
elastisitet	 	
Ahlvik et al. 	(2022)	 	Verden	 	Leting	 	1,96	 	
Anderson et al. 	(2018)	 	USA	 	Boring	 	0,7	3 	
Brown et al. 	(2020)	 	USA	 	Utvikling av felt	/boring	 	0,53	 	
Mohn & Osmundsen 	(2004)	 	Norge	 	Leting	 	0,41	 	
Newel 	& Prest 	(2019)	 	USA	 skiferolje	 	Utvikling av felt	/boring	 	1,1	5 	
Rao 	(2018)	 	USA	 	Produksjon	 og boring	 	0,33	 	
Ringlund et al.	 (2008)	 	Ni ulike regioner og 
gj.s	nitt 	for 	ikke	-OPEC	 	
Langsiktig boreaktivitet	 	0,99	 	
Toews & Naumov 	(2015)	 	Verden	 	Boring	 	0,40	 	
Aaastveit et al. 	(2021)	 	USA skiferolje	 	Boring	 	0,6	-0,96	 	
Uvektet s	nitt	 	 	 	0,81 	
Vektet 	snitt	 	 	 	1,02	 	
Vektet snitt uten ekstremverdier	 	 	 	0,7	1 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	28	 	
 
Det er et betydelig spenn i anslagene, fra 0,	33	 (Rao, 2018)	 til 1,96 	(Ahlvik, Andersen, Hamang, & 	
Harding, 2022)	. 	
En 	del av variasjonen kan forklares ved at det	 er oljeaktivitet i 	ulike land	 som analyseres	. Ringlund 	
et al. 	(2008)	 lager ulike anslag for ulike verdensregioner, og finner at elastisiteten i riggaktivitet 	
varierer fra 0,51 	i Asia/Stillehavet, til 1,86 i Canada. Det er likevel en del variasjon som ikke kan 	
forklares ut fra geografi. Det ser man tydelig på tallene for USA, som det er flest anslag for	. Disse 	
varierer fra	 0,33 i 	(Rao, 2018)	 og	 0,53 i	 Brown et al.	 (2020)	, til 	1,28 i 	Ringlund et al. (2008)	. Denne 	
variasjonen i anslag 	på 	tilbudselastisitet for USA 	skyldes 	heller ikke at noen ser på skiferolje, mens 	
andre ser på konvensjonell oljeproduksjon eller 	på 	både konvensjonell produksjon og skiferolje-	
produksjon.	 	
En mer nærliggende forklaring på variasjonen i 	elastisitetene er at de ulik	e artiklene har ulike 	
metoder o	g datakilder, samt ser på ulike elastisiteter.	 Noen ser 	på effekten prisendringer har på 	
leting	, mens andre ser på boring i eksisterende og nye felt.	 Hvilken betydning 	en gitt endring i 	
lete	- eller boreaktivitet har 	for 	langsiktig produksjon er heller ikke	 rett frem å anslå. 	Det er hvor 	
mye produksjonen øker som er relevant for våre formål, og hvis 	de ekstra brønnene som bores 	
ved høye priser har lavere produktivitet enn eksisterende brønner, vil elastisitetene i oversikten 
overvurdere effekten. 	Enkelte av 	artiklene tar hensyn til det, for eksempel Newel & Prest 	(2019)	, 	
som 	modellerer 	produktiviteten og produksjonsprofilen til både konvensjonelle og skiferolje	brøn-	
ner, for å omgjøre responsen de finner i boreaktivitet til e	n langsiktig 	tilbudselastisitet. Andre 	
artikler har en enklere tilnærming, eller ser ikke spesifikt på hv	a den endelige tilbudselastisiteten 	
blir.	 Det er også relevant å vurdere 	hvilken	 effekt 	høyere 	bore	- og lete	kostnader har	, noe vi drøf-	
ter nærmere i avsnittene 	3.2.2	 og 	3.2.5	. 	
Som nevnt er den	 kortsiktige responsen i oljemarkedet dominert av eksisterende felt, 	der 	pro-	
duksjonen i liten grad reagerer på pri	s, og på mellomlangsikt boring av nye brønner i eksisterende 	
felt	. Den langsiktige responsen vil være en blanding av responsen i 	leting og bor	ing, som anslått 	
over, og de eksisterende feltene som fortsatt produserer.	 Det er først på svært lang sikt at elasti-	
siteten for leting og boring 	av nye felt 	er representativ for tilbudet som helhet. Inntil da vil mar-	
kedet 	ha en lavere elastisitet enn letin	g og boring isolert sett vil ha.	 Ytterligere et kompliserende 	
moment i diskusjonen er at 	oljemarkedet har en dominerende aktør, OPEC, som 	søker å kontrol-	
lere tilbudssiden	 (se avsnitt	 3.2.4	). 	
Det store spennet i anslag gjør det 	vanskelig å vite 	hvilket anslag som skal brukes. Tabellen inne-	
holder et enkelt snitt av alle anslagene, samt et vektet snitt	. Det vektede snittet	 er basert på 	
gjennomsnitt for	 hver region/land	, som	 deretter vektes etter andel av verdens oljeproduksjon 	
utenom OPEC+ i 2021.	 En fordel med det vektede snittet, er at 	det tar hensyn 	til variasjonen 	
mellom land i tilbudsrespons. Ulempen er at 	det kun er t	re artikler som ser på tilbudsresponsen i 	
alle land	, og én av disse 	(Ahlvik, Andersen, Hamang, & Harding, 2022)	 skiller seg 	klart ut fra resten 	
av litteraturen i å anslå en høy elastisitet	. Fordi dette anslaget inngår i sni	ttet for alle 	enkeltlan-	
dene/regionene, får det særlig stor innvirkning på 	det endelige resultatet.	11 Dersom 	det beregnes 	
et vektet snitt uten 	det høyeste og laveste anslaget	 (Rao, 2018)	, finner man at	 det	 er på 0,7	1. 	
 	
11 Betydningen av de	tte ene anslaget på det vektede snittet kan illustreres ved å se på beregnet snitt for enkeltland. 	
For USA, der 	det finnes syv ulike anslag, inkludert Ahlvik et al. (2022), får det ene	 anslaget liten betydning. 	Det gjør 	
at snittet av elastisiteter for USA blir lavere enn for alle de andre regionene. Det er på tross av at 	Ringlund et al. 	
(2008), som sammenligner elastisiteten i ulike regioner, finner at den er nest høyest i USA.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023	/4 	29	 	
 	
3.2.2	 	Betydningen av skiferolje	 	
Et mye debattert tema innen oljemarkedet, er hvilken betydning skiferolje 	og 	hydraulisk opp-	
sprekking	 i USA 	har 	hatt.	12 Det er utvilsomt at skiferoljerevolusjonen i USA har bragt store volumer 	
med olje på markedet fra omkring 2010 	til i dag. Det betyr 	ikke nødvendigvis at oljemarkedets 	
virkemåte har endret seg. Det har stadig i oljehistorien vært nye 	regioner og teknologier som har 	
kommet til. 	Utviklingen av oljeproduksjonen i Nordsjøen på 1970 og 1980	-tallet er et slikt eksem-	
pel. 	Det kan 	sees på som at tilbudskurven flyttes utover, men trenger ikke å innebære at 	tilbuds-	
elastisiteten endrer seg	 på lang sikt. I Rystad Energy 	(2021)	 argumenteres det for at tilbudselasti-	
siteten i 2015, tidlig i skiferoljeperioden, var på 	rundt 0,2, mens den i 2021 har økt til rundt 1.	 Det 	
er basert på Rystad 	Energys	 egn	en	 kostnads	kurve	 for det globale oljemarkedet.	 	
Annen litteratur drøfter om 	skiferol	je påvirker 	hvordan oljemarkedet fungerer på kort sikt. Skifer-	
olje 	kjennetegnes ved at det er relativt lave kostnader	 forbundet med	 å opprette produksjon fra 	
en ny brønn, at produksjonen 	begynner 	etter kort tid, og at nivået på produksjonen er høy en 	
kort 	periode før den faller vesentlig raskere enn for konvensjonell oljeproduksjon. 	En hypotese er 	
at disse kjennetegnene gjør at skiferoljeproduksjon bidrar til å dempe svingninger i oljemarkedet	, 	
ved å raskt kunne reagere på endret tilbud og etterspørsel	 i re	sten av verden	. Bornstein, Krusell 	
og Rebelo har 	for eksempel 	en modell der 	skiferolje	 øker både den totale produksjonen av olje 	
og 	tilbuds	elastisiteten, mens prisvolatiliteten 	til olje 	går ned 	(Bornstein, Krusell, & Rebelo, 	2023)	. 	
De viser imidlertid til at det ikke har gått lang nok tid siden starten av skiferoljerevolusjonen til 
slutten av deres dataperiode (2019), til å ha et 	sikkert empirisk grunnlag for å vurdere effekten 	
skiferoljerevolusjonen. 	
Foroni & Stracca 	finner 	de	rimot at 	skiferoljerevolusjonen i USA ikke har endret 	tilbuds	elastisiteten	 	
i det globale oljemarkedet	 (Foroni & Stracca, 2022)	. Begrunnelsen er at 	et m	er elastisk tilbud i 	
USA har blitt motsvart av mindre elastisk tilbud fra 	Saudi Arabia.	 Det illustrerer betydningen av å 	
se på oljemarkedet som helhet	, ikke bare enkeltland. OPECs adferd er drøftet i mer detalj i avsnitt	 	
3.2.4	. 	
Det avgjørende for våre formål er ikke om skiferolje 	demper svingninger på kort sikt i oljemarke-	
det eller ikke, men om den langsiktige tilbuds	elastisiteten påvirkes.	 Som nevnt er skiferolje preget 	
av 	raskt fall i produksjonsvolumer fra den enkelte brønn, 	slik at 	stadig nye brønner må bores for 	
å opprettholde produksjonen.	 Det kan tilsi at effekten på lang sikt er mindre betydningsfull enn 	
effekten på kort sikt. Det er dessuten tvil om hvor varig effekt skiferoljerevolusjonen vil ha på 
oljemarkedet. 	BP 	Energ	y Outlook 2023 spår at 	skif	eroljeproduksjonen i USA vil begynne å falle 	i 	
2030	-tallet fordi de mest produktive områdene vil være 	utvunnet	 (BP, 2023)	. Dersom det er en 	
riktig antakelse, så vil 	en eventuell effekt skiferolje har h	att på oljemarkedet være forbigående	, 	
og ikke relevant for denne rapportens formål. Det internasjonale energibyrået spår	 imidlertid	 økt 	
skiferoljeproduksjon i USA 	også etter 2030 	(IEA, 2022)	. 	
Forskning på effekten av skiferolje, og 	Rystad Energys rapport	er, bruker nødvendigvis data som 	
allerede er noen år gamle	. Det 	har blitt rapportert i media at skiferoljeprodusenter i USA er ve-	
sentlig mer forsiktige 	i å investere i økt produksjon i møte med 	høye priser etter 	det plutselige 	
prisfallet i 2020	 (FT, 2022)	. I perioden fra 201	0 til 2020 	gikk store deler av skiferoljeindustrien 	
med tap samlet sett, tross høy produksjon og 	perioder med høye priser. Det skal ha ført til kra	v 	
 	
12 Hydrau	lisk oppsprekking, kalt hydraulic frack	ing eller kun fracking på engelsk, er en metode for å produsere olje og 	
gass fanget i skifer.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	30	 	
 
fra investorer om mer kapitaldisiplin og kostnadskontroll. 	Dersom det stemmer at skifer	oljepro-	
dusentene har endret sin adferd, så kan det tilsi at 	en eventuell økning i den samlede tilbudselas-	
tisiteten i oljemarkedet har vært forbigående.	 	
Figur 	3.1 	Antall 	aktive rigger i USA og verden (ukentlig) og oljepris	 i USD	 (WTI)	 	
 	
Kilde:	 	Baker Hughes og Vista Analyse	 	
Ut fra 	Figur 	3.1 ser 	det ut som om 	antallet rigger i USA	 siden 2020 	øker	 mindre raskt	 når 	oljeprisen 	
øker	. Figuren 	oljeprisen og 	antall aktive rigger i USA og verden fra 1991 til i dag	. For USA har vi 	
tatt med 	både 	totalt 	antall rigger og antall rigger som 	kan bore horisontale brønner. Horisontale 	
brønner 	brukes ved utvinning av skiferolje, sammen med hydraulisk oppsprekking. Horisontale 	
brønner 	eksistert	e også	 før 	dette, men den	 store 	veksten i horisontale brønner	 de siste 20 årene 	
faller 	i stor grad sammen 	med	 fremveksten av	 skiferolje. Av figuren kan man se 	at horisontale 	
brønner utgjorde en liten andel av det totale antall rigger frem til 	rundt 	2010	, som gjerne dateres 	
til starten på	 skiferoljerevolusjonen. 	Videre 	ser man	 at antall rigger i USA varierer i takt med olje-	
prisen	. 	
Iliescu	 (2018)	 konkluderer med at det er en årsakssammenheng mellom oljepris og antall	 rigger	, 	
og 	med 	at 	dette forholdet 	endrer seg	 mellom 2005 og 2010	. 	
Av særlig interesse for denne rapporten er 	hvorvidt	 dette forholdet 	endrer seg motsatt vei	 rundt 	
2020	, noe som ikke har blitt undersøkt i forskningen ennå	, men har blitt omtalt i media	 (FT, 2022)	. 	
Av figuren kan det	 altså	 se ut som om 	økningen i antall rigger etter 2020 er mindre markant enn 	
for tidligere episoder med tilsvarende høye oljepriser. 	En naturlig forklaring er at 	operatørene og 	
deres finansielle bakmenn har brent seg 	etter	 tidligere	 tap	 og det har satt et høyere prisgulv før 	
tilbudssiden reagerer. 	Vi har foretatt en økonometrisk test som kan indikere at det er et skift i 	
forholdet mellom oljepris og antall rigger som inntreffer rundt 2020. Dette er imidlertid et spørs-
mål som må sees på i mer detalj for å kunne konkludere sikkert.	 	
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500	
0
20
40
60
80
100
120
140
160	
Oljepris WTI
$/fat
(venstre
akse)
Total antall
rigger USA
(høyre akse)
Rigger USA
horisontale
brønner
(høyre akse)
Rigger resten
av verden
(høyre akse)

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	31	 	
 	
3.2.3	 	Modellbaserte anslag 	på 	tilbudselastisiteten	 	
En annen tilnærming til tilbudselastisitet enn å basere seg på mikroøkonomiske studier av indivi-
duelle aktørers leting og boring, er å ta utgangspun	kt i makromodeller, og ut 	fra det estimere 	
verdens samlede tilbudselastisitet for olje. 	Noen	 eksempler på det er	 Krichene 	(2002)	, Askari & 	
Krichene 	(2010)	, Allaire & Brown 	(2012)	 og 	Balke & Brown	 (2018)	. Disse f	inner langsiktige 	tilbuds-	
elastisiteter på hhv.	 0,1	, -0,48	,13 0,5	1 og 0,5	5. 	
Disse anslagene er klart lavere enn 	snittet av anslagene i avsnitt 	3.2.1	. En grunn til det kan være 	
at disse modellene får med betydningen av 	at en stor del av verdens oljeproduksjon 	er under 	
kontroll	 av nasjonale oljeselskaper (særlig i OPEC), som ikke 	oppfører seg som aktører i fri kon-	
kurranse. Det temaet er drøftet i neste avsnitt.	 	
3.2.4	 	Betydning av OPEC i oljemarkedet	 	
Et kompliserende element er at oljemarkedet er preget av OPECs og særlig Saudi Arabias innfly-
telse. 	Det har allerede blitt vist til forskning som indikerer at endret markedsadferd fra Saudi Ara-	
bia 	kan 	ha motvirket 	effekten skiferolje har på den samlede til	budselastisiteten 	(Foroni & Stracca, 	
2022)	. OPECs 	rolle i markedet er imidlertid et omstridt tema, med sprikende analyser	 i forsknings-	
litteraturen	. Det er klart at OPEC, og særlig Saudi Arabia, 	ønsker å ha ledig produksjonskap	asitet, 	
og bruker denne produksjonskapasiteten til å stabilisere oljemarkedet på kort sikt. 	Det er imid-	
lertid ikke denne typen kortsiktig stabilisering som er relevant 	for denne rapporten, men hvordan 	
OPEC velger å tilpasse sin produksjon over tid.	 	
OPEC op	ererer ikke som en 	prista	gende produsent 	(Hansen & Lindholt, 2008)	, men er heller ikke 	
en monopolist som fritt kan velge det kvantum å produsere som maksimerer langsiktig profitt, 
uten å ta hensyn til andre markedsaktører. OPEC	 beskrives ofte som et kartell, men det er uklart 	
om organisasjonen er godt nok koordinert til å alltid fungere som 	det	. Akkurat hvordan OPEC og 	
dets medlemsland oper	erer er noe det ikke er enighet om i forskningslitteraturen, og sannsynlig-	
vis heller ikke 	noe som er fast til enhver tid 	(Fattouh & Mahadeva, 2013)	. 	
De 13 OPEC	-landene står for litt under 40 prosent av verdens oljeproduksjon, og om lag 80 pro-	
sent av de påviste reservene. Den utvidede OPEC+ gruppen, der også 11 andre land inkludert 
Russland inngår, står samlet for over halvparten av verdens oljeproduksj	on. Hvordan disse lan-	
dene reagerer på endret pris har derfor stor betydning for den samlede tilbudselastisiteten i ol-
jemarkedet. 	 	
Hvis man antar at OPEC	-landene ønsker å holde en fast markedsandel, så vil det tilsi at de 	må øke 	
kvantum tilsvarende det andr	e produsenter gjør, og den samlede 	elastisiteten i oljemarkedet blir 	
da lik 	tilbudselastisiteten til alle ikke	-OPEC produsenter. Det er imidlertid ikke klart	 hvorfor det vil 	
være optimalt for OPEC å ha en fast markedsandel	 som mål	, og selv om det har vært 	episoder der 	
OPEC virker å ha lagt vekt på markedsandeler, 	er det ikke en beskrivelse som passer organisasjo-	
nens strategi over tid.	 	
 	
13 Askari & Krichene 	(2010)	 finner altså at tilbudselastisiteten er 	negativ	. Det er et 	uvanlig funn. Den samme studien 	
konkluderer også med at etterspørselselastisiteten er positiv i enkeltperioder. Det betyr at høyere priser gir 	lavere	 	
tilbud og tidvis 	høyere	 etterspørsel. 	Disse oppsiktsvekkende resultatene en grunn til å ikke feste lit til	 denne studien. 	
Denne studien er blant de ti forskningsartiklene Rystad Energy (2023) bruker til å fastsette etterspørselselastisite-
ten.	 Rystad Energy viser	 derimot	 ikke til denne studien i fastsettelsen av 	tilbudselastisiteten	, på tross av at de to 	
elasti	sitetene fremkommer av den samme modellen	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	32	 	
 
Hvis man 	derimot 	antar at OPECs tilbud er helt uelastisk, så vil man 	grunnet deres nåværende 	
markedsandel	 måtte mer enn halv	ere anslaget man har av tilbudselastisiteten fra ikke	-OPEC land 	
for å få den samlede elastisiteten til hele verdens oljetilbud. 	En modell som kan være forenlig 	
med 	et tilnærmet uelastisk tilbud på sikt 	er 	at 	OPEC 	er 	en dominant aktør	 med en «competitive 	
fringe»	 av ikke	-OPEC aktører	. Som en dominant aktør vil 	OPEC 	da 	sette en pris som maksimere	r 	
inntekter over tid	, vel vitende om at prissettingen 	kan	 føre til	 et gradvis tap av markedsandeler. 	
En artikkel som konkluderer med at denne modellen passer OPECs observerte adferd er Golom-
bek et al. 	(2018)	. Hvinden	 har en modell som gir lignende resultater	 (Hvinden, 2019)	. 	
Andre t	eorier o	m OPECs adferd vil	 kunne gi vesentlig større innvirkning på	 tilbudselastisiteten	. Et 	
eksempel 	er 	teorien om at 	landene i OPEC	 har et fast inntektsmål, blant annet for å finansiere 	
offentlige utgifter. En slik modell 	tilsier	 lavere produksjon når prisen er 	høy, og høyere produksjon 	
når prisen er lav, det vil si en 	negativ	 tilbudselastisitet	. Det store flertallet av studier 	støtte	r ikke	 	
en slik modell av OPECs adferd.	14 	
3.2.5	 	Fremtidig	 dynamikk i oljemarkedet	 	
Hittil har alle vurderinger om 	tilbudssideelastisiteter tatt utgangspunkt i historiske data og vurde-	
ringer. Det kan være grunner til å vurdere om det er hensiktsmessig. 	Forbruket av olje 	var	 stabilt 	
økende 	over mange ti	år, 	men har ligget 	flat	t siden 2019. 	Det kan selvfølgelig delvis forklares av 	
innvirkningen av Covid	-19	-pandemien	, men flere aktører forventer fortsatt mer eller mindre flatt 	
forbruk	 frem til etter 2030, etterfulgt av fallende 	forbruk	 en gang ut på 2030	-tallet. Det ser man 	
blant annet i BPs p	rognoser 	(BP, 2023)	. IEA	 har to scenarioer der forbruket av olje øker noe de 	
neste årene, men også de spår fallende forbruk 	i to av tre scenarioer fra og med rundt 2030 	(IEA, 	
2022)	. Det fallende forb	ruket antas drevet av etterspørselen	, ikke mangel på olje	 eller andre for-	
hold ved tilbudet	. 	
En 	forventning	 om fallende etterspørsel på sikt kan gi en annen dynamikk i oljemarkedet, der 	
private oljeselskaper er 	forsiktige med å foreta investeringer i ny produksjon med lang levetid, 	
selv 	om dagens 	oljepris er høy. Tendenser til 	en slik adferd ser man allerede an	ekdotiske tegn på 	
i oljemarkedet.	 En annen effekt av	 en forventing om	 fallende 	etterspørsel kan være at produsen-	
ter fremskynder produksjon	, noe som kan gi opphav til	 det som har blitt kalt det grønne paradok-	
set 	(Sinn, 2012)	, so	m har blitt 	brukt som argument fo	r klimapolitikk rettet mot tilbudet av fossil 	
energi.	 	
Hvis oljemarkedet står overfor et skifte	, og historiske sammenhenger ikke lenger kan brukes, må 	
man finne en alternativ tilnærming. En mulig tilnærming er 	å ta utgangspu	nkt i 	scenarioer som 	
skisserer 	hvordan oljemarkedet kan 	utvikle seg fremover, og ut fra forskjellen mellom disse sce-	
narioene utlede elastisiteter. Det er tilnærmingen som brukes av Prest 	(2020)	. Basert på 	ansla-	
gene 	for	 oljepris og total oljeproduksjon i de ulike scenarioene i IEAs World Energy Outlook	 2019	, 	
utledes en 	tilbudselastisitet for olje i 2050 på 0,9	. Elastisitet	en på mellomlang sikt	 (i 2030	) utledes	 	
av Prest (2020) til	 å være på 	0,4. En tilsvarend	e beregning	 basert på tallene den siste World Energy 	
Outlook gir en elastisitet 	på 0,	38	 i 2030 og	 1,06 i 2050.	15 	
 	
14 Den negative tilbudselastisiteten som rapporteres i Askari & Krichene på forrige side er et unntak.	 	
15 Beregningene er ark	-elastisiteter	 mellom de to punktene på tilbudskurven. 	Disse tallene	 er basert på forskjellen mel-	
lom scenarioet med høyest produksjon og pris 	«Stated Policies» (STEPS) og det med lavest produksjon og pris	, «Net

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	33	 	
 
Det e	r likevel 	flere grunner til at en slik utledning er 	potensielt 	problematisk.	 For at forskjeller i 	
oljepris og 	produsert mengde olje 	i ulike fremtidige scenarioer 	skal kunne brukes til å anslå til-	
budselastisiteten, må man forutsette at den eneste forskjellen mellom scenarioene er at etter-
spørselskurven 	har flyttet seg	 langs	 en fast	 tilbudskurve	. At tilbuds	- og etterspørselskurvene kan 	
flytte seg samtidig, og 	dermed gi et feilaktig inntrykk av elastisite	tene dersom man kun beregner 	
den ene, er et problem ved 	mange	 beregninger	 av elastisitet	 (Hamilton, 2009)	. Men	 det	 er spesi-	
elt problematisk i en så enkel analyse der man 	forsøker å se langt frem i tid, uten	 å korrigere for 	
noen faktorer eller med	 noen klar identifikasjonsstrategi	. Hvis det for eksempel i scenarioene til 	
IEA ligger inne	 ulike	 antakelser om tilbudsside	-klimapolitikk	, vil det 	være et skift i tilbudskurven 	
mellom scenarioene	, som vil 	påvirke 	oljeprisen	. Dermed 	kan 	man overvurdere 	tilbudselastisite-	
ten.	 	
Figur 	3.2 	IEAs fremstilling av	 «Oil supply module» i Global 	Energy and Climate Mode	l 	
 	
Kilde:	 	IEA 	(2022c)	 	
Figur 	3.2 viser IEAs egen fremstilling av hvordan oljetilbudet genereres i deres ulike scenarioer. 	
Ut ifra beskrivelsen i figuren og dokumentasjonsrapporten, er	 det mulig å tolke forhold	et mellom 	
prise	r og produsert kvantum i scenarioene	 som et resultat av en tilbudselastisitet, men 	det kan 	
ikke utelukkes at 	også andre input inngår som gjør en slik tolkning problematisk.	 Ifølge IEAs egen 	
beskrivelse av modellen, er tilbudet av olje basert på detaljerte 	data og antakelser om kostnader 	
ved eksisterende felt, forventet fremtidig produksjon fra nye og eksisterende felt, og 	tilgjengelige 	
reserver	 (IEA, 2022c)	. Skift i «tilgjengelige reserver» kan medvirke til at tilbudskurven flytter seg, 	
og 	det er jo nettopp det tilbudssidepolitikk handler om.	 	
 	
Zero Emissions» (N	ZE). Hvis man for 2050 sammenligner 	NZE med det midtre scenarioet 	«Announced Pledges» 	
(APS), får man en utledet tilbudselastisitet på 0,9	4, mens mellom APS og STEPS får man en 	elastisitet	 på 	1,46. 	
Tilsvarende funn, men med vesentlig mindre forskjell (	0,36 og 0,39) får man for 2030.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	34	 	
 
En annen grunn til at denne bruken av priser og kvantum IEAs scenarioer kan være problematisk, 
er at disse størrelsene	 er generert av en modell, IEAs Global Energy and Climate Model 	(IEA, 	
2022c)	, og elastisitetene vi utleder er ikke nødvendigvis konsistente med denne modellens virke-	
måte. Dette er et større problem med tilnærmingen til tilbudsel	astisiteter brukt i Rystad Energy 	
(2021)	, der man kun bruker priser fra modellen, uten å også bruke de kvantum som inngår i mo-	
dellen. 	 	
Et tredje problem med å bruke IEAs scenarioer på denne måten, er at 	det er iboende sv	ært stor 	
usikkerhet om forholdene i oljemarkedet så langt frem i tid 	som 2050, og scenarioene må anses 	
som anslag med en svært stor 	usikkerhet. Den usikkerheten kommer vi imidlertid ikke unna når 	
vi skal vurdere effekten 	på lang sikt 	av å 	endre norsk oljep	roduksjon. Det kan dermed sees på som 	
en fordel å bruke en 	gjennomarbeidet, velrennomert og konsistent modell som den IEA bruker.	 	
Er tilbudselastisiteten lavere på svært lang sikt?	 	
Hittil har vi drøftet tilbudselastisiteten over en periode på 10 til 20 år.	 Det er klart at den er høyere 	
enn elastisiteten på kort sikt. Det kan imidlertid argumenteres for at responsen fra tilbudssiden 
er lavere igjen på veldig lang sikt, og at det er denne responsen som er relevant for vårt formål. 
Klimaendringene er forårsake	t av akkumulasjonen av CO	2 i atmosfæren over tid, og hvor stor 	
oppvarmingen blir	, avhenger av de samlede utslippene før verden når netto null. For å få en full-	
stendig analyse av effekten oljeproduksjon har på 	klimaendringene, må man derfor ha et veldig 	
lan	gt perspektiv, ideelt sett helt til oljealderen tar slutt. 	 	
Olje er en ikke	-fornybar ressurs. Dersom oljealderen var spådd å ta slutt fordi resten av verden 	
gikk tom for olje, ville den korrekte elastisiteten å bruke til å vurdere effekten av økt oljeprodu	k-	
sjon i Norge vært null. Da ville de netto forbrenningsutslippene fra økt oljeproduksjon i Norge 
vært lik de direkte utslippene fra forbrenningen og produksjon av norsk olje, uavhengig av hva 
man forutsetter om etterspørselselastisitet, substitusjon på kor	t sikt og produksjonsutslipp i ut-	
landet. Det er lite som tyder på at vi vil gå tom for olje. Snarere krever klimamålene at en stor 
andel av verdens fossile energiressurser ikke blir utnyttet	. 	
Det er likevel relevant å vurdere om utenlandsk oljeproduksjon 	som fortrenges av økt norsk pro-	
duksjon, faktisk blir liggende i bakken på lang sikt. Dersom deler av produksjonen som fortrenges	, 	
kun ender opp med å bli utvinnet noe senere enn ellers, så betyr det at den re	levante	 tilbudselas-	
tisiteten er 	lavere enn den m	an kan observere empirisk. Sagt på en annen måte, hvis økt norsk 	
oljeproduksjon bidrar til å forlenge oljealderen, så øker det den negative klimaeffekten av den 
økte produksjonen	 (Hoel, 2014)	. 	
For å få et fullgodt svar på i hvor stor grad fortrengt oljepro	duksjon kun utsettes, må man model-	
lere oljemarkedets utvikling fra i dag frem til slutten av oljealderen. En slik analyse vil være svært 
krevende å gjennomføre og være heftet med stor usikkerhet. I fravær av en slik analyse er argu-
mentet om at deler av den	 fortrengte oljeproduksjonen kun er utsatt, en grunn til å velge et lavt 	
anslag for tilbudselastisiteten blant de verdiene som er plausible.	 	
3.2.6	 	Konklusjon om langsiktig 	til	buds	elastisitet	 for olje	 	
Å konkludere 	endelig	 hva den 	riktige 	langsiktige elastisiteten til 	tilbudet av olje er	, er 	dessverre 	
ikke mulig. Det finnes flere 	tilnærminger som alle kan forsvares.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	35	 	
 
Å bruke 	et geografisk vektet snitt av leteelastisiteter i litteraturen, korrigert for ekstremverdier, 	
har som fordel at det e	r basert på 	undersøkelser av empiriske	 sammenhenger mellom endret pris 	
og de tiltakene som utløser endret produksjon. 	Det har også som fordel at 	man lager et snitt av 	
flere ulike kilder	, som gjør at svakheter ved en analyse ikke får for stor innvirkning på	 konklusjo-	
nen. Ulempene er at enhver 	empirisk basert sammenheng nødvendigvis er bakoverskuende, og 	
ikke 	tar 	hensyn til at sammenhenger	 i oljemarkedet	 kan endre seg, samt at 	et slikt anslag ikke 	
inkluderer noen vurdering av OPECs rolle	 og 	elastisiteten til 	eksisterende produksjon	. Implisitt 	
antar man 	en lik langsiktig elastisitet for produksjon som den man finner for 	leting	. 	
Modellbaserte anslag som er kalibrerte 	på empiriske data, vil inkludere endringer i tilbudet fra 	
land	 i og utenfor OPEC	. Svakheten med denne tilnærmingen er at det finnes få mod	ellbaserte 	
anslag i forskningslitteraturen som 	gir anslag for	 langsiktige elastisiteter, disse kan være lite trans-	
parente i sin virkemåte, og små endringer i modellspesifikasjon ka	n ha stor innvirkning på resul-	
tatet.	 Kalibreringen på 	historiske 	data er også bakoverskuende.	 	
Å basere 	seg på elastisiteter utledet 	fra IEAs scenarioer er en tredje mulighet. Da er man prisgitt 	
IEAs 	estimater av hvordan oljemarkede	t vil fungere i tiårene s	om kommer, og man er avhengig 	
av at forskjellen mellom 	scenarioene er drevet hovedsakelig av skift i etterspørselen, ikke tiltak 	
på tilbudssiden. 	Man må også velge hvilke scenarioer og hvilke tidspunkt man ønsker å se på. 	Å 	
bruke differansen mellom scenari	oet med høyest og lavest 	etterspørsel er det som gir en best 	
gjennomsnittsbetraktning av hvordan oljemarkedet 	oppfører seg over et 	bredt spenn av mulige 	
produserte volumer. 	Å ta 	et vektet 	snitt av elastisiteten for 2030 og 2050	, for å få et tall for andre 	
halvdel av 2030	-tallet	 kan være et godt mål på den langsiktige effekten over perioden vi er opptatt 	
av	 i vårt basisscenario	. 	
Det foretrukne snittet av leteelastisiteter er på 	0,7	1. Snittet av tilbudselastisiteter fra IEA	 for pe-	
rioden 2030 til 2050 blir på 0,7	2. Disse anslagene ligger svært tett opp til hverandre	, på tross av 	
veldig ulike metoder og datakilder. Det er ikke et bevis for at det er det riktige tallet	, men 	gir noe 	
økt trygghet på å bruke det som anslag. Det 	er derfor hovedanslaget som brukes heretter i rapp-	
orten. 	Vi beregner også	 effekten av å bruke	 andre elastisiteter, herunder	 IEA	-elastisiteten for 	
2030, på 0,	38	, og den vektede leteelastisiteten med ekstremverdier, på 1,28, som	 er to mulige 	
ytterpunkter for 	realistiske tilbudselastisiteter	. 	
Vi 	anser også Rystad Energys anslag fra rapporten fra 2023 å være et troverdig og godt anslag. 	
Der settes tilbudselastisiteten til 1, på bakgrunn av en tolkning av Rystad Energys egne tilbuds-
kurver for olje for 	ulike tidshorisonter	 kombinert med ulike eksterne anslag på den totale etter-	
spørselen	. Figur 	3.3 viser Rystad Energys egen fremstilling av hvordan elastisiteten varierer over 	
tid med ulike scenarioer.	 Ut ifra den figuren fremstår det som om tilbudselastisiteten på lang sikt 	
ligger i spennet mellom 0,8 og 1	, med verdier nærmere 1 som mest sannsynlige	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	36	 	
 
Figur 	3.3 	Rystad Energys fremstilling av sammenhengen mellom estimert tilbudse	lasti-	
sitet for olje i ulike tidshorisonter og etterspørselsscenarioer	 	
 	
Kilde:	 	Rystad Energy 	(20	23)	 	
Rystad Energy baserer sine tilbudskurve	r på deres ege	n, svært anerkjente globale oppstrømsda-	
tabase. I den modelleres av balansepris for alle kjente oljeproduserende felt i verden, som danner 
grunnlaget for tilbudskurvene som brukes. Selv om denne	 databasen er ansett som god, vil det 	
alltid være en viss usikkerhet i anslag av balansepriser	 frem i tid	, og det er et gjentagende funn i 	
forskningslitteraturen at kostnaden ved å utvinne olje øker ved økende oljepris. Rystad Energys 
anslag om balansepris	er må kombineres med etterspørselsscenarioer for å kunne g	i relevante 	
tilbudselastisiteter. Da har man igjen problemet med at scenarioene fra andre kilder kan ha ge-
nerert sine anslag av volumene som etterspørres i markedet på bakgrunn av andre forutsetning	er 	
om tilbudssiden enn det Rystad Energy legger til grunn, og at det endelige anslaget av tilbuds-
elastisiteten bygger på ulike internt motstridende anslag.	 	
3.3	 	Tilbudselastisiteten til gass	 	
Der	 problemet med å fastslå den	 langsiktige 	tilbudselastisiteten til olje er 	at det er	 få anslag i 	
litteraturen og metodiske problemer	, er problemet for å fastslå 	relevante	 elastisitete	r for gass at 	
oppdaterte	 anslag	 fra forskningslitteratur	 i det stor og hele ikke eksisterer	. 	
Et anslag på den 	lang	siktige 	globale tilbudssideelastisiteten 	for gass 	finner man i Krichene 	(2002)	. 	
Der 	estimeres	 den 	å være	 0,8	 for perioden 1973 til 1999	. Et estimat basert på data som slutter i 	
1999 er imidlertid av begrenset verdi. Side	n da har det skjedd store endringer i gassmarkedet, fra 	
en gradvis frikobling av priser knyttet til oljeprisen, til fremveksten av 	LNG og produksjon av ski-	
fergass i USA.

Norsk olje, globale u	tslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	37	 	
 
Utover det	, gjelder 	nyere	 estimate	r av tilbudselastisitet 	kun 	det 	amerikanske gassmarkedet.	 	
Ponce & Neuman	n (2014)	 estimerer den 	langsiktige tilbudselastisiteten 	til 	å være 0,76	, mens 	Ar-	
ora 	(2014)	 anslår den til mellom 	0,3	 og 	0,5.	 Gassmarkedet er for	tsatt 	i stor grad regionalt, med 	
lavere priser i USA grunnet begrenset kapasitet for LNG	-eksport. 	Det tilsier at man må benytte 	
anslag for tilbudselastisitet for global LNG	, noe det ikke finnes litteratur på.	 	
Rystad Energy 	(2021)	 håndterer 	det	te problemet ved å anta at elastisiteten til amerikansk pro-	
duksjon er 0,	8, at 	kostnadene ved 	flytendegjøring, skipstransport og regassifisering 	utgjør 	63 % 	
av sluttbrukerprisen, og at 	tilbudet av	 flytendegjøring, skipstransport og 	regassifisering	 er full-	
stendig elastisk (dvs. at prisen ikke øker noe når volumet øker). Ut ifra 	dette 	estimerer de den 	
samlede tilbudselastisiteten til LNG globalt å være på 2,2. 	Forutsetningen om 	uendelig	 elastisk 	
tilbud av 	flytendegjøring, skipstranspor	t og regassifisering	 er tvilsom	. F	lytendegjøring og regassi-	
fisering	 krever omfattende infrastruktur	, som ikke kan opprettes hvor som helst	. Det er ikke en 	
urimelig antakelse at økt kapasitet krever at man tar i bruk mindre egnede 	lokaliteter	, som kan gi 	
hø	yere kostnader. 	Hvis man forutsetter en høy, men ikke uendelig høy, 	tilbuds	elastisitet for 	fly-	
tendegjøring, skipstransport og regassifisering	, så gir det en vesentlig lavere tilbudselastisitet for 	
global LNG. Dersom 	elastisiteten for 	flytendegjøring, skipstransport og regassifisering	 for eksem-	
pel er 5	, så blir den samlede LNG	-tilbudselastisiteten på om lag 1,7	. En slik endring i samlet til-	
budsela	stisitet 	fra 2,2 til 1,7 	har 	stor betydning for den beregnede effekten på netto 	forbruk	 av 	
gass ved endret norsk produksjon	. 	
Rystad Energy 	(2023)	 har en mer sofistikert tilnærming til å fastslå tilbudselastisiteten for g	ass	, 	
som samsvarer med metoden den	 samme	 rapporten bruker for olje. Rapporten «stille(r) først 	
opp en tilbudskurve for global LNG for årene 2023 til 2040 (som) så krysses med IEAs etterspør-
selsscenarioer, og tilbudselastisiteten estimeres i krysningspunkte	ne for hvert år». Som rappor-	
ten selv anerkjenner så er konstruksjonen av en global tilbudskurve for LNG komplisert. Rystad 
antar at USA vil innta rollen som langsiktig marginal tilbyder, og begrenser seg derfor til å model-
lere det segmentet av kostnadskurv	en som stammer fra overskuddsgassen i USA. Dersom denne 	
antakelsen er feil, vil også konklusjonen bli feil. En annen, viktigere, svakhet ved metoden i Rystad 
Energy 	(2023)	, er at lang sikt også her defineres som perioden	 fra 2023 til 2040. Som allerede 	
beskrevet er det mer relevant å se på en periode fra 2030 til 2050	, med mest vekt på situasjonen 	
i andre halvdel av 2030	-tallet	. Rystad Energy 	(2023)	 anslag er at tilbudselastisiteten til gass er på 	
2. I likhet med den samme rapportens anslag av tilbudselastisiteten for olje, anser vi dette som 	
et godt og troverdig anslag.	 	
I mangel av 	forskningslitteratur om tilbudselastisiteten for gass, er 	en metode 	der elastisiteten 	
beregnes ut ifra 	IEAs scenarioer	 (som er anvendt for olje og beskrevet i avsnitt 	3.2.5	) et 	mulig	 	
alternativ. 	En utfordring med de	n metoden	 er at 	gass 	ikke 	omsettes på et globalt marked med én 	
referansepris. Selv om LNG utligner priser mellom regioner, er	 det forventet at det fortsatt vil 	
være prisdifferanser i lang tid. Det	 fremkommer i 	Figur 	3.4, som viser IEAs 	prisforventning i ulike 	
land i de ulike scenarioene.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	38	 	
 
Figur 	3.4 	IEAs 	anslag	 av	 priser på fossil energi i ulike scenarioer	 	
 	
Kilde:	 	IEA Global Energy and 	Climate Model 	(IEA, 2022c)	 	
Som det fremkommer av f	iguren, er det antatt at det vil være vedvarende lavere gasspriser i 	USA 	
enn i de tre andre regionene. Det er fordi USA er en stor gassprodusent og eksportør av LNG	. Den 	
innenlandske prisen blir da	 maksimalt	 LNG	-prisen minus kostnaden det koster å 	flytende	gjøre og 	
frakte LNG til eksportmarkeder så lenge det er ledig eksportkapasitet, og lavere enn det	te igjen 	
når det 	er overskuddsproduksjon	. Japan	s gassmarked er også unikt i at det er utelukkende dekket 	
av LNG	-import, da landet ikke 	har egne gassressurser	 og er heller ikke til	gang til gass 	via rør	. Sam-	
menhengen mellom pris og volum i Japan kan dermed sees på som et mål 	for tilbudselastisiteten 	
av LNG levert på skip	 dersom forskjellen mellom forbruket i de ulike scenarioene i hovedsak er 	
ulik energipolitikk i	 Japan	. Kina og EU får sitt gassforbruk dekket av en kombinasjon av LNG, rør 	
og innenlandsk produksjon.	 	
IEA oppgir kun forbruk i de ulike landene for scenarioene 	«Announced Pledges	» og «Stated Poli-	
cies», så tilbudselastisiteten må anslås 	basert på diffe	ransen i pris og volum 	for hvert enkelt land 	
i 2030 og 2050.	 Tar man snittet av alle disse anslåtte elastisitetene får man en tilbudselastisitet 	
på 	2,22.	 	
Det er store forskjeller i 	de implisitte tilbudselastisitetene	 beregnet for hver av de fire landene. 	
Særlig 	EU i 2030 skiller seg ut, med en svært høy anslått tilbudselastisitet.	 I tillegg har USA i snitt 	
en klart lavere anslått tilbudselastisitet.	 Som forklart i 	avsnitt 	3.2.5	, forutsetter metoden brukt 	
her at 	forskjellen mellom scenarioene kun er skift i etterspørselskurven	. Dersom det også finner 	
sted skift i tilbudskurven mellom scenarioene, vil 	metoden ikke kunne anslå 	helni	ngen	 på tilbuds-	
kurven og 	dermed tilbudselastisiteten. 	EU står ovenfor noen vanskelige energipolitiske valg de 	
neste årene for å erstatte 	russisk gass. Det er et tema som er grundig drøftet 	i IEAs WEO 2022 	
(IEA, 2022)	. De	 ulike 	scenarioene for EUs del 	kan derfor tolkes å 	reflektere 	ulike 	politiske valg på 	
tilbudssiden. Selv om disse valgene er av stor relevans for markedsposisjonen til norsk gass, og 
dermed også indirekte temaet for denne rapporten, 	så 	betyr det at differansen mellom

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	39	 	
 
scenarioene for EUs del 	ikke er et godt mål på tilbudsel	astisiteten på marginen. For USA så er 	
markedssituasjonen 	som nevnt 	annerledes	 enn for de andre landene	. Dersom man tar ut 	EU	 fra 	
gjennomsnittet, får man en tilbudselastisitet på 	1,59. Dersom man kun tar ut USA fra gjennom-	
snittet får man 	en tilbudselastisi	tet 	2,33. 	 	
Estimatene over tar ikke hensyn til at gass, i likhet med olje, er en ikke	-fornybar ressurs. Det mo-	
mentet at gassen bare kan produseres en gang	, tilsier, som for olje, at man bør legge seg i den 	
nedre delen av et ellers plausibelt intervall for 	tilbudselastisiteten. 	 	
Vi foreslår å bruke 	tilbudselastisiteten 	med alle observasjonene	 (2,22) som hovedcase	, men bruke 	
gjennomsnittet uten hhv. EU og USA som 	høyt og lavt case	 (hhv. 2,33 og 1,59). Dette er forholds-	
vis nært anslaget til Rystad Energy 	(2023)	 på 2.	 	
3.4	 	Beregning av det	 endrede forbruket av olje	 og gass	 	
Når man har fastslått de mest sannsynlige elastisitetene på tilbuds	- og etterspørselssiden, så kan 	
man ut ifra 	det beregne hvor stor netto forbruksendring man vil få som følge av en endring i	 norsk 	
produksjon av olje og gass, målt i prosent av den opprinne	lige produksjonsendringen	. Basert på 	
formelen beskrevet i avsnitt 	2.1	, kan man utlede at med en langsiktig etterspørselselastisitet for 	
olje på 	-0,26 og en tilbuds	elastisitet på 0,71, så blir forbruksendringen på 26,7 prosent av en 	
eventuell produksjonsendring. Det betyr at hvis det produseres ti ekstra fat olje i Norge, så øker 
det verdens samlede forbruk av olje med 2,67 fat, mens 7,33 fat olje fra andre produsent	er for-	
trenges fra markedet. Tilsvarende for gass, gir en etterspørselselastisitet på 	-0,68 og en tilbuds-	
elastisitet på 2,22 en forbruksendring på 23,4 prosent av produksjonsendringen.	 	
Tabell 	3.5 viser 	hva forbruksendringen blir for olje, med ulike kombinasjoner av forutsetninger på 	
tilbuds	- og etterspørselssiden. Hver kolonne 	angir tallene for en antakelse om nivået på tilbuds-	
elastisiteten, og hver rad angir tallene fo	r en antakelse om nivået på etterspørselselastisiteten.	 	
Tallet i fet skrift er resultatet av det vi ut ifra gjennomgangen over anser som det beste anslaget	 	
for elastisiteten på tilbuds og etterspørselssiden.	 Kombinasjonen av vårt foretrukne anslag for 	
etterspørselselastisiteten og Rystad Energys anslag på tilbudselastisiteten gir en forbruksrespons 
på om lag 20 prosent, som er noe lavere enn vårt hovedanslag	, men vesentlig høyere enn Rystad 	
Energys samlede anslag.	 Linje to i tabellen 	angir samme beregning dersom man legger til 10 års 	
økning i etterspørselselastisiteten, basert på anslaget om at de	n øker med litt over 0,01 per år 	
(Uría	-Martínez, Leiby, Oladosu, Bowman, & Johnson, 2018)	. Med den endringen i forutsetninger 	
øker forbruksresponsen til nærmere 35 prosent.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	40	 	
 	
Tabell 	3.5 	Økning i globalt	 forbruk av olje	 som prosent av norsk produksjonsøkning	 med ulike forut-	
setninger for tilbuds	- og 	etterspørselselastisitet	 	
Kilde	 	Tilbud:	 	IEA	-snitt 	
og lete-
snitt	 	
IEA	-2030	 	IEA	-2050	 	Letesnitt 
høy	 	
Rystad 
(2021) 
og 
(2023)	 	
Fæhn et 
al. 
(2017)	 	
Prest 
(202	0) 	
BLM 
(2023)	 	
Etterspørsel:	 	Elastisi-
teter	 	
0,7	1 	0,38	 	1,06	 	1,28	 	1 	0,5	 	0,4	 	0,34	 	
Uría	-Martínez 	
et al. (2018)	 	
-0,26	 	26,	7 % 	40,7 %	 	19,6 %	 	16,9 %	 	20,6 %	 	16,7 %	 	20,0 %	 	43,3 %	 	
Uría	-Martínez 	
et al. + 10 år	 	
-0,39	 	35,3	 % 	50,7 %	 	26,8 %	 	27,3 %	 	23,4 %	 	43,8 %	 	49,4 %	 	53,4 %	 	
Rystad (2021)	 	-0,10	 	12,	3 % 	20,9 %	 	8,6 %	 	7,3 %	 	9,1 %	 	34,2 %	 	39,4 %	 	22,7 %	 	
Rystad (2023)	 	-0,11	 	13,	4 % 	22,5 %	 	9,4 %	 	7,9 %	 	9,9 %	 	18,0 %	 	21,6 %	 	24,4 %	 	
Fæhn et al. 
(2017)	 	
-0,50	 	41,2	 % 	56,9 %	 	32,0 %	 	28,2 %	 	40,2 %	 	50,0 %	 	55,6 %	 	59,5 %	 	
Prest (2020)	 	-0,20	 	21,	9 % 	34,5 %	 	15,8 %	 	16,1 %	 	13,6 %	 	28,6 %	 	33,3 %	 	37,0 %	 	
BLM 	(2023)	16 	-0,19	 	21,0	 % 	33,4 %	 	15,2 %	 	13,0 %	 	16,0 %	 	27,5 % 	 	32,2 %	 	35,8 %	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
De 	fem	 nederste radene, samt de 	fem	 kolonene leng	st til høyre i tabellen, 	bruker etterspørsels	- 	
og tilbudselastisiteter fra 	fem	 andre 	rapporter og artikler som undersøker effekten tilbudsside 	
klimapolitikk 	(Rystad Energy, 2021)	 (Rystad Energy, 2023)	 (Fæhn, Hagem, Lindholt, Mæland, & 	
Rosendahl, 2017)	 (Prest, 2020)	 og 	(Bureau of Land Management, 2023)	. Tabellen illustrerer 	at 	
beregningene 	som bruker etterspørselselastisiteten fra Rystad	 Energy	 (2021) 	og (2023) 	skiller seg 	
markant ut	, med klart lavere anslag på hvor stor endringen blir i forbruket. 	Interessant nok skiller 	
anslag som bruker forutsetningene fra amerikanske Bureau of Land Management seg også ut, 
med en lav samlet tilbudselastisitet og derfor også en høy forbruksrespons. 	Forutsetningene er 	
hentet fra en bakgrunnsrapport til en utredning 	av amerikanske myndigheter av den samlede 	
miljøpåvirkningen av et foreslått oljefelt i Alaska, og er igjen basert på en energimodell utarbeidet 
av US Energy Information Administration.	 	
Tabell 	3.6 viser 	tilsvarende beregninger for gass.	 Vårt beste anslag på forbruksresponsen på 23,4 	
prosent, markert i fet skrift, skille	r seg ikke nevneverdig fra anslaget i Rystad Energy 	(2023)	 på 	
23,1 	prosent.	 I dette tilfellet er det beregningene som bruker Rystad	 Energy	 (2021)	 høye	ste	 anslag 	
 	
16 Bureau of L	and Management oppgir ikke en en	kel tilbuds	- og etterspørselselastisitet. De oppgir ulike etterspørsels-	
elastisiteter for ulike sektorer i USA. Et vektet snitt av disse gir en samlet etterspørselselastisitet på 0,32. For resten 
av verden bruker de estimatet	 fra Huntington et al. 	(2019)	. Det gir en samlet elastisitet på 	-0,19. Tilsvarende for 	
tilbudselastisiteten operer de med ulike elastisiteter for ulike deler av amerikansk produksjon som i snitt blir på om 
lag 0,67, og e	n elastisitet i resten av verden på 0,28.

Norsk olje, g	lobale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	41	 	
 
for tilbudselastisiteten	 eller Prest 	(2020)	 lave anslag for etterspørselselastisiteten 	som skiller seg 	
ut.	 	
Tabell 	3.6 	Økning i globalt	 forbruk av gass	 som prosent av norsk produksjonsøkning med	 ulike forut-	
setninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet	 	
Kilde	 	Tilbud:	 	IEA	-snitt 	
alle land	 	
IEA 
høy	 	
IEA lav	 	Rystad 
(2021) 
hø	y 	
Rystad 
(2021) 
lav	 	
Rystad 
(2023)	 	
Prest 
(202	0) 	
BLM 
(2023)	17 	
Etterspørsel:	 	Elastisi-
teter	 	
2,22	 	2,33	 	1,59	 	4,4	 	2,2	 	2 	1,7	 	1 	
Labandeira et 
al. (2017)	 	
-0,68	 	23,4 %	 	22,6 %	 	30,0 %	 	13,4 %	 	23,6 %	 	25,4 %	 	28,6 %	 	40,5 %	 	
Rystad (2021)	 	-0,5	 	18,4 %	 	17,6 %	 	23,9 %	 	10,2 %	 	18,5 %	 	20,0 %	 	22,7 %	 	33,3 %	 	
Rystad (2023)	 	-0,6	 	21,3 %	 	20,4 %	 	27,4 %	 	12,0 %	 	21,4 %	 	23,1 %	 	26,1 %	 	37,5 %	 	
Prest (2020)	 	-0,2	 	8,3 %	 	7,9 %	 	11,2 %	 	4,3 %	 	8,3 %	 	9,1 %	 	10,5 %	 	16,7 %	 	
BLM (2023)	 	-0,89	 	28,6 %	 	27,6 %	 	35,9 %	 	16,8 %	 	28,8 %	 	30,8 %	 	34,4 %	 	47,1 %	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
3.5	 	Netto forbruksendring i et lavutslippsscenario	 og 	på lang sikt 	
I et lavutslippsscenario vil sammensetningen av verdens energibruk endre seg vesentlig raskere 
enn i vårt 	basisscenario	. Det innebærer særlig at bruken av elektrisi	tet øker	, og det blir et relevant 	
substitutt for stadig mer fossil energibruk 	(IEA, 2022)	. Også energibærere som hydrogen eller 	
ammoniakk produsert med fornybar energi kan få en viktig rolle i et lavutslippsscenario, og være 
su	bstitutter i sektorer som i dag har få alternativer til olje eller gass. Bedre tilgang på substitutter 	
vil ha som effekt at etterspørselselastisiteten øker. Det fører isolert sett til at en gitt endring i 
norsk produksjon av olje eller gass, fører til en s	tørre endring i 	mengden som forbruk	es. 	
Vi anser det imidlertid som sannsynlig at også tilbudet av olje og gass vil respondere mer på pris	. 	
De fleste analyser, inkludert tilbudskurvene til Rystad Energy og IEAs implisitte elastisiteter fra 	
forholdet mellom pris og kvantum i ulike scenarioer, viser en mer elastisk tilbud når det samlede 	
produksjonsvolumet i verden er lavt. Det kan forklares med at det i scenarioer med lav etterspør-	
sel er tilgjengelig 	vesentlig kjente olje	- og gassressurser 	so	m blir lønnsomme å utvikle med en noe 	
høyere pris. I scenarioer med høyere samlet etterspørsel er det derimot nødvendig med leting 	
etter nye ressurser for å få økt tilbud, og det krever på marginen en større økning i pris. 	
Hvilken av disse effektene som er viktigst er vanskelig å fastslå. Vi har derfor valgt å forutsette at 
de vil kansellere hverandre 	og at den netto forbruksendringen vil være lik i lavutslippsscenarioet 	
som i vårt 	basisscenario	. Hvordan olje- og gassmarkedene vil utvikle seg i et lavutslippsscenario 	
er uansett heftet me	d s	tor usikkerhe	t. 	
 	
17 Også for gass oppgir Bureau of Land Management ulike elastisiteter for ulike sektorer og regioner innad i USA, og for 
verden. Fordi USA er en netto eksportør av gass med produksjonskapasitet som overstiger ekspo	rtkapasiteten, er 	
ikke de innenlandske etterspørselselastisitetene relevante, og tabellen viser derfor BLMs anslag av resten av ver-
dens 	etterspørselselastisitet	 for amerikansk eksport. Tilbudselastisiteten BLM bruker for innenlandsk produksjon 	
er heller ik	ke relevant. Det som hadde vært relevant er elastisiteten til amerikansk LNG eksport, men det oppgis 	
ikke. 	Det oppgis derimot en antatt tilbudselastisitet for LNG fra resten av verden. Siden BML oppgir at det kun er 	
en antakelse må forbruksresponsene som b	aserer seg på det brukes med forsiktighet.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	42	 	
 
I et langtids	versjonene av scenarioene er det relevant å øke etterspørselselastisitetene, både 	
fordi det er sannsynlig med større substitusjonsmuligheter langt frem i tid, og fordi beslutningene 
det er relevant å analysere med et langtidsscenario (slik som åpning av nye områder for oljeakti-
vitet), er beslutninger som har effekter over lengre tidsperioder. 	 	
Basert på funnet i Uría	-Martínez et al. (2017) om at etterspørselselastisiteten endres med om lag 	
-0,01 per år analyseperioden utvides, har vi oppjustert etterspørselselastisitetene for både 	olje 	
og gass med 	-0,15 til hhv. 	-0,41 og 	-0,83	 i langtidsversjonen av basisscena	rioet. Det er i likhet med 	
basisscenario	et basert på IEAs APS	-scenario, bare i et annet tidsperspektiv. I motsetning til lavut-	
slippsscenarioet så er man dermed ikke på en annen, mer prisresponsiv del 	av tilbudskurven. 	
Derfor holder vi tilbudselastisitetene uendret. Disse forutsetningene gir en netto forbuksendring 
i oljemarkedet på 36,5 prosent og i gassmarkedet på 27,2 prosent av en eventuell norsk produk-
sjonsøkning.	 	
For langtidsversjonen av lavutslippsscenarioet forutsetter vi en ytterligere økning av etterspør-	
selselastisitet	ene på bakgrunn av at det i 2050 er forventet vesentlig større substitusjon	smulig-	
heter. Vi har beregningsteknisk holdt tilbudselastisiteten uendret. Dersom man antar at den i 	
realiteten vil være høyere, grunnet det lavere forbruket så er det motsvares det med at økningen 	
i etterspørselselastisiteten er tross alt er noe lav tatt i betraktning de svært store endringene i 	
verdens energiforbruk som forutsettes i dette scenarioet. Forbruksend	ringene i oljemarkedet	 blir 	
på 	48 prosent og i gassmarkedet på 	32,7 prosent av en eventuell norsk produksjonsøkning	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	43	 	
 	
4	 	Substitusjon mellom energikil-
der p	å etterspørselssiden	 	
Når det brukes mindre 	olje og gass, 	så vil deler av den reduserte energibruken erstattes av 	andre 	
energikilder. Siden også andre energikilder 	innebærer utslipp, vil det påvirke 	den samlede ut-	
slippseffekten av endret norsk produksjon. 	Litteraturen som anslår effekten av spesifikke former 	
for tilbudsside	-klimapolitikk 	eller den netto utslippsøkningen ved ny produksjon av olje og gass 	
bruker ulike antakelser om substitusjon mellom energikilder. 	I Prest 	(2020)	 er ikke substitusjon 	
på etterspørselssiden drøftet. Det tilsvarer da en antakelse om null substitusjon mellom olje og 
gass, og andre energikilder. I 	Rystad Energy 	(2021)	 og 	(2023)	 derimot er antakelsen motsatt. Her 	
tas det utgangspunkt i at all nedgang i energibruk i form av olje og gass 	erstattes av 	nøyaktig 	
samme mengde 	energi fra andre kilder. Det tilsier dermed at 	olje	 og gass har perfe	kte substitutter 	
i andre 	energikilder	. 	
Ingen av delene er 	spesielt tilfredsstillende 	forutsetninger. På lang sikt er det tvilsomt at økte 	
priser kun gir seg utslag i redusert forbruk av olje eller gass, uten noen økning i annen energibruk. 
Rystad Energys 	antakelse om full substitusjon er også vanskelig å forsvare. Full substitusjon 	skulle 	
tilsi at det på sikt er svært enkelt å bytte fra olje og gass til andre energikilder. Det samsvarer 
dårlig med Rystad Energys eget anslag på etterspørselselastisiteten 	for olje. Dersom det på lang 	
nok sikt er uproblematisk å skifte fra olje til andre energikilder, så skulle det tilsi at etterspørselen 
er svært elasti	sk. Rystad Energy anser i stedet etterspørselen å være svært uelastisk, selv på lang 	
sikt, med en elastisite	t på 	-0,1	 og 	-0,11 i de to rapportene	. Rystad Energys forutsetninger om 	
etterspørselselastisitet og substitusjonsgrad er 	derfor 	internt inkonsistente	. 	
Andre 	som undersøker betydningen av endret produksjon av fossil energi på totale 	utslipp,	 har 	
en mer sofistikert tilnærming til spørsmålet om substitusjon. 	Fæhn et al. 	(2017)	 viser til resultater 	
fra	 en	 generell likevekts	modell 	først 	brukt i Böhringer et al. 	(2010)	, og	 kon	kluderer med at 	en 	
enhets 	nedgang i forbruket av olje 	gir 	en 	økning i forbruk av kull og gass tilsvarende 0,1 og 0,09 	
enheter	 målt i CO	2-utslipp.	 Bureau of Land Management 	(2023)	 bruker en energimodell der kryss-	
priselast	isitetene mellom energikildene olje, gass, elektrisitet og kull brukes til å avgjøre substitu-	
sjonen. 	 	
4.1	 	Beregne 	substitusjon	 mellom energikilder	 	
Det finnes flere metastudier som ser på 	substitusjon mellom ulike energikilder, eller mellom 	
energi og 	kapital	,18 herunder 	(Stern, 2010)	 og 	(Koetse, de Groot, & Florax, 2008)	. Disse studiene 	
finner stort sett en moderat evne til	 substitusjon mellom energikilder, samt substitusjon mellom 	
energi og kap	ital.	 At forskningslitteraturen finner en substitusjonseffekt mellom energi og andre 	
innsatsfaktorer, viser at forutsetningen i de to rapportene fra Rystad Energy om uendret energi-
bruk (eller uendret nytte fra energibruk for konsumentene), ikke er riktig.	 	
For å beregne eksempelvis endringen i kullforbruk, som følge av en gitt endring i gassforbruk, må 
man vite tre ting: den totale etterspørselen etter kull og gass, etterspørselselastisiteten til gass, 	
 	
18 Som kan anses som et mål på muligheten for energisparing	 gjennom investeringer

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	44	 	
 
og krysspriselastisiteten mellom kull og gass. Krysspris	elastisiteten sier hvor stor prosentvis end-	
ring i etterspørsel etter én vare man får som følge av en prisendring på	 én prosent for en annen 	
vare. Hvis krysspriselastisiteten er positiv, det vil si at forbruket av den første varen går opp som 
følge av en prisøkning på den	 andre varen, så er varene substitutter.	 	
Etterspørselselastisiteten til gass er definert som:	 	
������������������	=	
������������������	
������������	
������������������	
������������	
 	
Krysspriselastisiteten mellom kull og gass er definert som:	 	
������������,������	=	
������������������	
������������	
������������������	
������������	
 	
Ut ifra det kan man utlede at:	 	
������������������	=	 
������������,������	
������������������	×	
������������������	
������������	
×	������������ 	
Basert på krysspriselastisitetene i Serletis et al. 	(2010)	, (2010b)	 og 	(2011)	, og det totale forbruket 	
av ulike energiki	lder	 i det relevante året	 fra IEA 	(2022)	, er det mulig å estimere hvor mye forbruket 	
av energikildene olje, kull og elektrisitet vil endre seg ved en gitt endring i forbruket av gass. Til-
svarende kan man estimere endringen i forbruket av gass, kull og elektrisitet ved en endring i 
mengden olje so	m forbrukes. De ovennevnte krysspriselastisitetene er for sluttbrukere av energi. 	
For gass er substitusjon til kull i elektrisitetsproduksjonen en særlig relevant effekt å vurdere (IEA 
spår i sitt APS	-scenario at 33	-36 % av gassforbruket vil finne sted i k	raftsektoren). 	Derfor har vi i 	
tillegg brukt estimater fra US Energy Information Administration på krysspriselastisiteten mellom 
kull og gass i kraftsektoren 	(EIA, 2012)	, for å få en netto substitusjon fra gass til kull når man	 tar 	
hensyn til endringer av energibruk i kraftsektoren.	 	
Tabell 	4.1 oppsummerer mengden substitusjon mellom 	ulike energikilder, ved en prisdrevet øk-	
ning i forbruket av	 olje eller gass på hhv. et fat og en fat	-ekvivalent.	 	
Tabell 	4.1 	Endring av annen energibruk ved økt forbruk av hhv. ett fat olje og ett fat	-	
ekvivalent gass	 	
Energikilde	 	Måleenhet	 	Substitusjon olje	 	Substitusjon gass	 	
Olje	 	Fat	 	- 	-0,04	 	
Gass	 	Fatekvivalenter	 	-0,09	 	- 	
Kull	 	Tonn	 	-0,0	3 	-0,0	3 	
Elektrisitet	 	MWh	 	-0,12	 	-0,07	 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk	 olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	45	 	
 
Tilnærmingen brukt her har flere fordeler. For det første så ser man på substitusjon mellom alle 
energikilder, i motsetning til Rystad Energy, som avgrenser seg til å se på substitusjon med elek-
trisitet. For det andre ser man på substi	tusjon fra alle sektorer som inngår i krysspriselastisitetene, 	
og i vårt estimat inkluderer det industri, husholdninger, transport og kraftproduksjon. Rystad 
Energy har valgt substitusjon i transportsektoren som eneste relevante substitusjon for olje, og 
substitusjon i kraftsektoren som eneste relevante substitusjon for gass, på tross av at en vesentlig 
andel av olje og gass brukes utenfor disse sektorene. 	 	
En tredje fordel er at det ikke er nødvendig å vurdere om det er den gjennomsnittlige kraftmiksen 
ell	er den marginale kraftmiksen som er relevant for substitusjon i kraftsektoren, eller å gjøre an-	
takelser om hva den marginale kraftmiksen eventuelt er. Rystad Energy forutsetter at det er den 
marginale kraftmiksen som er relevant, og at den består av 70 pro	sent kull. Mens den gjennom-	
snittlige kraftmiksen i verden er le	tt å anslå	 ut ifra statistikk og prognoser	, er det 	særdeles 	kre-	
vende å fastslå hva som er den marginale kraftmiksen. Som drøftet i neste kapittel så baserer 
Rystad Energy sin konklusjon om den 	marginale kraftmiksen på svært tynt grunnlag. I vår analyse 	
unngår vi den problemstillingen i sin helhet, gjennom å bruke krysspriselastisitetene til kraftsekt-
oren. Det er et direkte mål på hvordan endret forbruk av gass til kraftproduksjon gir utslag i en	d-	
ringer av for eksempel kull.	 	
En fjerde fordel er at anslagene som brukes her er basert på empirisk forskning, heller enn anta-
kelser. En siste fordel er at konklusjonene samsvarer med økonomisk teori. Som beskrevet tidli-
gere, så antar Rystad Energy at ener	gibruken er konstant. Det er ingen grunn til å anta det. En 	
endring i energipriser vil føre til en substitusjon mellom energi og andre innsatsfaktorer. Vår til-
nærming krever ingen antakelser om hvordan samlet energibruk utvikler seg som følge av end-
ringer 	i olje og gassmarkedet.	 	
Denne tilnærmingen har også noen ulemper. Det er forholdsvis få forskningsartikler som har an-
slått krysspriselastisiteter mellom energikilder på en måte som kan brukes i denne metoden. Man 
er derfor avhengig av enkeltstudier, heller	 enn metastudier.	19 Datagrunnlaget 	som ligger til grunn 	
for krysspriselastisitetene i litteraturen kunne også 	gjerne 	dekket flere land	 og sett p	å tilpasninger 	
over lenger tidsperioder	. Vi bruker her krysspriselastisiteter for totalt 15 land, som utgjør mes	te-	
parten av verdens oljeetterspørsel, men manglende prisdata fra flere land gjør at det kun finnes 
krysspriselastisiteter for gass for ti av disse landene.	 Den mest fundamentale ulempen er at kryss-	
priselastisitetene er fastsatt på bakgrunn av historiske da	ta som er over ti år gamle. Det tar da 	
ikke høyde for at det mest sannsynlig vil være mindre substitusjon fra fossile energikilder og mer 
fra elektrisitet i fremtiden. Dette er forsø	kt håndtert i neste avsnitt om substitusjon i et lavut-	
slippsscenario	, der dette er et større problem.	 	
4.2	 	Substitusjon i et lavutslippsscenario	 og et langtidsscenario	 	
For å beregne substitusjonseffekter i et lavutslippsscenario bruker vi samme metode som 	i basis-	
scenario	et, med enkelte justeringer. For det første bruker vi 	de tot	ale mengdene energibruk fra 	
de ulike kildene som IEA anslår i sitt NZE scenario. Siden den totale mengden energi som brukes 
av den enkelte kilde inngår i formelen, så fører det isolert sett til noe mer substitusjon fra elektri-
sitet og noe mindre substitusj	on fra olje, gass og kull.	 	
 	
19 En meget relevant metastudie 	(Stern, 2010)	 rapporterer elastisiteter i en form som ikke kan brukes i vår beregning, 	
og heller ikke kan omregnes til krysspriselastisiteter uten mer informasjon.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	46	 	
 
I tillegg anser vi krysspriselastisiteter basert på historiske data som problematisk å bruke uten 
justeringer for å fastslå substitusjonseffektene i et lavutslippsscenario.	 Å anslå substitusjonseffek-	
ter basert på historiske data 	vil 	eksempelvis 	overvurdere substitusjonseffekten mot kull og un-	
dervurdere substitusjonseffekten mot elektrisitet i et scenario der det 	forbrukes vesentlig mindre 	
kull og vesentlig mer elektrisitet	. I IEA	s NZE	-scenario	 spås det 	en vesentlig nedgang i	 forbr	uk av 	
kull og økende forbruk av elektrisitet.	 Denne problemstillingen har vi håndtert gjennom å justere 	
alle krysspriselastisitetene som inngår i vår beregning med faktorer som tilsvarer forholdet mel-
lom anslått bruk av de ulike energikildene i NZE	-scenari	oet og dagens bruk. Det innebærer at 	
krysspriselastisitetene for kull multipliseres med 0,63, mens krysspriselastisitetene for elektrisitet 
multipliseres med 1,12. Resultatet av disse beregningene gjengis i 	Tabell 	4.2. 	
Tabell 	4.2 	Endring av annen energibruk ved økt forbruk av hhv. ett fat olje og ett fat	-	
ekvivalent gass i et lavutslippsscenario	 	
Energikilde	 	Måleenhet	 	Substitusjon olje	 	Substitusjon gass	 	
Olje	 	Fat	 	- 	-0,03 	
Gass	 	Fatekvivalenter	 	-0,06 	- 	
Kull	 	Tonn	 	-0,0	2 	-0,0	2 	
Elektrisitet	 	MWh	 	-0,22	 	-0,13	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Langtidsversjonen av scenarioene	 justerer vi basisscenario	 etter samme metode, men i 	stedet for 	
å bruke tall fra IEAs NZE	-scenario, bruker vi tilsvarende tall for IEAs APS	-scenario i 2050	 og NZE-	
scenario i 2050.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	47	 	
 	
5	 	Utslippsintensiteter	 	
I kapittel 	3 har vi gått 	gjennom parameterne	 som bestemmer hva endringen i forbruket av olje 	
og gass blir når produksjonen av disse energikildene endres	. I kapittel 	4 har vi beregnet hvord	an 	
bruken av andre energikilder endrer seg når forbruket av olje og gass endrer seg. Det relevante 
for våre formål er imidlertid ikke endringen i energibruk, men endringen i utslipp. For å beregne 
endringen i utslipp trengs det tall på utslippene i ulike d	eler av verdikjeden. Det er temaet for 	
dette kapittelet.	 	
5.1	 	Utslipp fra forbrenning av olje og gass	 	
Den første utslippsintensiteten som er relevant er hvor mye CO	2e som slippes ut ved forbruk av 	
et fat olje, eller en fat	-ekvivalent gass. Her bruker vi SSBs ut	slippsintensiteter som kilde 	(SSB, 	
2021)	. Der oppgis utslippene å være på 3,2 tonn CO	2 per tonn råolje, og 2,34 tonn CO	2 per 1000 	
Standard m	3 gass. Vi ønsker å uttrykke dette i fat og fat	-ekvivalenter, for å få tall som lett la	r seg 	
sammenligne med tallene i Rystad Energy 	(2023)	. Oljedirektoratet oppgir at det er 7,49 fat per 	
tonn olje 	(Oljedirektoratet, 2021)	, som dermed gir utslipp på 	427 kg CO	2 per fat olje	. 	
For gass er konverteringen noe mer komplisert. Oljedirektoratet opererer med en omregnings-
faktor der 	1000 Sm	3 gass	 omtales som 1 	Sm	3 oljeekvivalenter. Kombinert med at det er 6,29 fat 	
olje per 	Sm	3 olje, gir det oss utslipp på 	372 kg CO	2 per	 fat	-ekvivalent gass	. Det finnes andre måter 	
å konvertere fra 	Sm	3 gass	 til fat	-ekvivalenter. En vanlig konverteringsmetode for å få en felles 	
enhet for å sammenligne gass og olje, er å konvertere til fat	-ekvivalenter basert på mengden 	
energi i gass, heller	 enn en fast omregning av volum slik Oljedirektoratet gjør det. Med en slik 	
definisjon blir 	1000 Sm	3 gass	 lik 5,883 fat	-ekvivalenter olje 	(BP, 2021)	. Det har imidlertid 	lite	 å si 	
hvilken omregningsfaktor man bruker fra gass til 	olje, så lenge	 den samme omregningsfaktoren 	
brukes for alle beregninger av utslipp	. Til sammenligning opererer Amerikanske Environmental 	
Protection Agency (EPA) med utslippsintensiteter på 432 kg CO	2-ekvivalenter per fat olje og 320 	
kg CO	2-ekvivalenter per	 boe gass 	(EPA, 2023)	,20 som er forholdsvis likt som vår beregning for olje, 	
men noe lavere for gass. Det kan forklares av forskjellen mellom tørrgass og 	rik	gass	, som er drøf-	
tet nærmere nedenfor.	 	
Rystad Energy 	(2021)	 oppgir utslippsintensiteter på 	362 kg CO2	-ekvivalenter per fat olje, og 315 	
kg CO2	-ekvivalenter per 	fat	-ekvivalent	 gass	, mens Rystad Energy 	(2023)	 oppgir intensiteter på 	
419 	kg 	CO2	-ekvivalenter per fat olje, og 	293	 kg CO2	-ekvivalenter per 	fat	-ekvivalent	 gass	. Forskjel-	
len er særlig stor for utslippsintensiteten for gass	. Forklaringen er at Rystad Energy oppgir at de 	
bruker utslippsintensiteten til tørrgass, som er på 1,99 tonn CO	2 per 1000 Sm	3 gass, mens vi bru-	
ker utslippsintensiteten til rikgass. 	Tørrgass er det som eksporteres i rør eller LNG fra Norge, og 	
består i all hovedsak av metan, med noe etan. 	Rikgass er det som faktisk produseres fra norsk 	
sokkel, og inneholder også tyng	re hydrokarboner som propan, butaner og nafta	 (våtgasser eller 	
NGL)	. 	
Rikgass fra sokkelen blir behandlet på ulike prosessanlegg som Kårstø og Kollnes. Disse anleggene 
eksporterer både tørrgass i rør, og våtgass (NGL) på skip. Forbrenningsutslippene fra NGL	 er 	
 	
20 Tallet for gass er konvertert fra utslipp per tusen kubikkfot.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	48	 	
 
derfor utvilsomt en del av de samlede forbrenningsutslippene fra norsk gassproduksjon. I 2022 
ble det	 ifølge Oljedirektoratet	 produsert 12,2 	millioner Sm	3 o.e. med NGL og 123,7 millioner Sm	3 	
o.e. gass. Produksjonen av NGL utgjør med andre ord omtrent 1	0 prosent av den totale produk-	
sjonen. Å se bort 	ifra	 det innebærer å undervurdere utslippene.	 	
Alle markedseffekter vi har sett på for gass i kapittel 3 og 4, gjelder tørrgass. 	NGL omsettes i andre 	
markeder enn tørrgass, med andre mekanismer. Ideelt sett burde derfor netto forbruksendring, 
som er drøftet i kapittel 	3, og substitusjon, som	 er drøftet i kapittel 	4, analyseres separat for NGL. 	
Det er lite litteratur som ser spesifikt på elastisiteter for NGL	. Derfor er det lite hensiktsmessig. 	
Ved å br	uke utslippsintensiteten til rikgass gjennomgående i beregningene, så gir det samme re-	
sultat som å anta at markedsmekanismene for NGL er de samme som for tørrgass. Vi mener det 
er en forsvarlig forenkling. På noen områder kan det gi for lave netto forbrenn	ingsutslipp. Som vi 	
vil se i avsnitt 	5.3	 er metanutslipp fra gasstransport i andre deler av verden et viktig element i 	
beregningen av de netto utslippene fra økt no	rsk gassproduksjon. Det er en problemstilling som 	
er spesifikk for tørrgass	. Dermed gir vår forenkling noe	 høye utslipp fra utenlandsk produksjon, 	
som dermed vil tilsi at vi kan undervurdere	 de netto utslippene av økt norsk produksjon tilsva-	
rende.	 	
5.2	 	Utslipp	 fra andre energikilder	 	
Vår tilnærming til substitusjon innebærer at vi beregner	 direkte endringen i etters	pørsel av 	kull, 	
gass, olje, og elektrisitet, samt at vi for endret gassproduksjon beregner forbruksendringen av kull 
innad i elektrisitetssektoren. 	For de tre fossile energikildene kull, gass og olje er deres utslippsin-	
tensiteter ved forbrenning kjente stø	rrelser, som ikke endrer seg. Vi har allerede i det foregående 	
avsnittet presentert utslippsintensitetene for olje og gass. For kull bruker vi en utslippsintensitet 
på 	2594 kg CO	2 per ton	n kull, basert på tall fra amerikanske EIA.	 	
Siden endret bruk av 	kull i elektrisitetssektoren inngår i beregningen av den totale endringen i 	
kullbruk, så kan utslippsintensiteten til elektrisitet være basert på gjennomsnittsutslippene fra 
elektrisitetsproduksjon i verden	 uten å vurdere om sammensetningen i kraftproduksj	onen endrer 	
seg.	 Vi tar utgangspunkt i IEAs APS	-scenario, og tar snittet utslippsintensiteten for 2030 og 2050, 	
som gir utslipp på 160,5 kg per MWh produsert energi.	 	
Tabell 	5.1 viser hvor mye utslippene fra annen energibruk endrer seg for hvert fat olje og hvert 	
fat	-ekvivalent gass det globale forbruket øker med som følge av substitusjon, målt i kg CO	2e. Tal-	
lene i tabellen får man ved å gange substitusjonseffektene i 	Tabell 	4.1, med utslippsintensite	tene	, 	
som er beskrevet i dette kapittelet.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	49	 	
 
Tabell 	5.1 	Endring i utslipp fra annen 	energibruk per fat økt energibruk av olje eller 	
gass, i kg CO	2e 	
Energikilde	 	Substitusjon olje	 	Substitusjon gass	 	
Olje	 	- 	-16,9	 	
Gass	 	-34,2	 	- 	
Kull	 	-88,0	 	-69,6	 	
Elektrisitet	 	-19,3	 	-10,9	 	
SUM per fat økt norsk produksjon	 	-141,5	 	-97,3	 	
Kilde:	 	Vista 	Analyse	 	
Som sammenligning så finner Rystad Energy 	(2021)	 at utslippsintensitetene til substituttene til 	
olje og gass er på henholdsvis 119 og 80 kg CO	2e per fat endret produksjon, mens tilsvarende tall 	
i Rystad Energy 	(2023)	 er på 162 kg CO	2e per fat olje og 482 kg CO	2e per fat	-ekvivalent gass. Vi 	
finner med andre ord noe høyere utslippsintensiteter fra substitusjon enn Rystad Energy 	(2021)	, 	
men vesen	tlig lavere enn Rystad Energy 	(2023)	, særlig for gass. Grunnen til det er at sistnevnte 	
antar at all endring i gassforbruk erstatter et helt identisk energibruk som består av 70 prosent 
kull og 30 prosent fornybar. Som n	evnt tidligere, er det ingen grunn til å anta at den samlede 	
energibruken forblir uendret ved endrede priser, snarere viser empirisk forskning gjennomgå-
ende at det er substitusjon mellom energibruk og andre innsatsfaktorer. Den mest betydnings-
fulle antakel	sen i Rystad Energy 	(2023)	 er imidlertid at 70 prosent av energibruken som erstattes 	
er i form av kull. Den antakelsen er liten grad begrunnet, ut over at flere land med stor import av 
LNG også bruker kull i kraftsektore	n. 	
For å finne ut hvor mye utslippene endrer seg fra bruk av energisubstitutter per fat økt norsk 
oljeproduksjon, må man i tillegg multiplisere resultatene i 	Tabell 	5.1 med den netto forbruksend-	
ringen som ble beregnet i kapittel 	3. Resultatet av det er gjengitt i 	Tabell 	5.2. 	
Tabell 	5.2 	Endring i utslipp fra annen energibruk per fat økt produksjon av olje eller 
gass, i kg CO	2e 	
Energikilde	 	Substitusjon olje	 	Substitus	jon gass	 	
Olje	 	- 	-4,0	 	
Gass	 	-9,0	 	- 	
Kull	 	-23,2	 	-16,3	 	
Elektrisitet	 	-5,1	 	-2,5	 	
SUM per fat økt norsk produksjon	 	-37,2	 	-22,8	 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	50	 	
 	
5.3	 	Utslipp fra norsk og utenlandsk petroleumsproduksjon	 	
Utslipp fra oljeproduksjon	 	
Rystad Energy 	(2023)	 tar utgangspunkt i at utslippsintensiteten til norsk oljeproduksjon er på 22 	
kg CO	2e per fat olje.	 De lave utslippene for ny norsk oljeproduksjon kommer blant annet av lave 	
oppstrømsutslipp,	 21 fordi det antas elektr	ifisering. Produksjonsutslippene i Norge vil variere fra 	
felt til felt, og 	elektrifisering 	er ikke 	aktuelt i 	alle nye felt	. I vurderinger av PUDer vil de faktiske 	
produksjonsutslippene fra det enkelte felt være tilgjengelig	e og måtte brukes. Vi går derfor 	ikke 	
nærmere inn på om Rystad Energys antakelse av utslippsnivået for fremtidige norsk oljeproduk-
sjon er realistisk eller for optimistisk.	 	
Utslippene fra resten av verden er i Rystad Energy 	(2023)	 på 82 kg CO	2e per 	fat olje. Utslippene 	
fra resten av verden fordeler seg hos Rystad Energy på 31 kg CO	2e per fat olje i oppstrømsutslipp, 	
26 kg CO	2e per fat olje i midtstrømsutslipp, og 25 kg CO	2e per fat olje i metanutslipp	. Oppstrøms-	
utslippene er basert på en antakelse om	 at norsk olje vil fortrenge olje med en høy balansepris, 	
som har høyere utslipp per fat enn det globale snittet på 20 kg CO	2e per fat olje.	 	
Figur 	5.1, fra det anerkj	ente analyseselskapet Wood Mackenzie, viser at den antakelsen ikke nød-	
vendigvis er riktig 	(Wood Mackenzie, 2023)	. 	
Figur 	5.1 	Endrede globale 	utslipp i kg CO	2e per fat redusert norsk oljeproduksjon	 	
 	
Kilde:	 	Wood Mackenzie	 	
 	
21 Med oppstrømsutslipp menes utslipp forbundet med oppstrømsaktiviteten, det vil si selve produksjonen av olje og 	
gass fra feltene. Midtstrøm er transport og prosessering, mens nedstrømsaktiviteter er distribusjon og salg til slutt-	
bruker.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	51	 	
 
De har klassifisert uutviklede ressurser etter utslippsintensitet og kostnadsnivå. 28 prosent av 
ressursene er i 	felt med utslipp under 20 kg CO	2e per fat olje og en break	-even pris på under 30 	
USD per fat, mens 38 prosent av ressursene er i felt med utslipp under 20 kg CO	2e per fat olje og 	
en break	-even pris på over 30 USD per fat. Med andre ord er det 	hele 66 prose	nt av de uutviklede 	
ressursene som har et utslippsnivå på under 20 kg CO	2e per fat olje. 	Wood Mackenzie finner at 	
10 prosent av ressursene har høye u	tslipp og lave kostnader, mens 24 prosent har høye kostnader 	
og høye utslipp. 	Selv om man forutsetter at al	le ressurser med lave k	ostnader vil bli utviklet uan-	
sett, og økt norsk oljeproduksjon vil konkurrere med ressurser med kostnader over 30 USD per 
fat, har 62 prosent av disse ressursene utslipp på under 20 kg CO	2e per fat olje, ifølge Wood 	
Mackenzie. 	Ut ifr	a det mener vi det ikke er riktig å	 forutsette at norsk olje	 i snitt	 vil fortrenge 	
oljeproduksjon med utslipp som ligger over det globale snittet på 20 kg CO	2e per fat olje.	 	
Metanutslipp fra oljeproduksjon er et tema det er økende oppmerksomhet om	, med globale me-	
tanutslipp fra oljeproduksjon på totalt 42,9 millioner tonn, som tilsvarer 	1 287 millioner tonn 	
CO	2e.22 (IEA, 2022b)	. Rystad Energy forutsetter at utslippene fra global produksjon er på om lag 	
25 kg CO	2e per fat olje	, basert på tall fra IEA og en forutsetning om at målet i 	Global Methane 	
Pledge	 om å 	redusere metanutslipp med 30 prosent innen 2030 nås. Med en tilsvarende bereg-	
ning 	basert på tall	ene fra IEA 	finner vi at metanutslippene i 2030 blir på 27,5 kg CO	2e per fat olje	, 	
som er omtrent samme nivå som Rystad Energy.	23 Å kutte metanutslipp fra oljeproduksjon er i 	
mange tilfeller et svært billig og enkelt klimatiltak, noe også IEA påpeker.	 I tillegg er det nå innført 	
eller i ferd med å bli innført politikk mot metanutslipp i stadig flere oljeproduserende land. Viktigst 
er kanskje den amerikanske klimaloven «Inflation Reduction Act», vedtatt i 2022, som inneholder 
tiltak mot metanutslipp fra olje og gassproduksjon i form av en avgift som skal øke til 1500 USD 
per tonn metan f.o.m. 2026. 	I et lavutslippsscenario er det grun	n til å anta 	en mye større nedgang	. 	
Det er drøftet i avsnitt 	5.4	. 	
Det er urealistisk å anta at dagens nivå på midtstrømsutslipp vil forbli uendret mange år frem i 
tid. Som beskrevet i kapittel 	2.2	 er det relevante analyseåret for de fleste nye norske oljefelt en 	
gang mellom 2030 og 2040, og for leting er det situasjonen ette	r 2040 som er mest relevant. Som 	
et konservativt anslag forutsetter vi en nedgang i midtstrømsutslipp på 1	5 prosent	 fra dagens 	
nivå	. 	
I vårt 	basisscenario	 forutsetter vi klimagassutslipp på 	69	,6 kg CO	2e per fat olje produsert i resten 	
av verden, fordelt på 	20 kg CO	2e i oppstrømsutslipp, 2	2,1 kg i midtstrømsutslipp og 27,5 kg CO	2e 	
per fat olje i metanutslipp.	 	
Utslipp fra gassproduksjon	 	
For gassproduksjon anslår Rystad Energy 	(2023)	 at norske utslipp er på svært lave	, 3 kg CO	2e per 	
fat	-ekvivalent gass. Disse kommer i sin helhet fra midtstrømsutslipp. Det forutsettes null utslipp 	
fra oppstrøms gassproduksjon, basert på en forutsetning om at all ny produksjon vil være elektri-
fisert. So	m nevnt i forbindelse med gjennomgangen av utslipp fra oljeproduksjon, er dette en 	
usikker antakelse, og man må for hvert enkelt nye felt som vurderes bruke de faktiske utslippene. 
Rystad Energy forutsetter også tilnærmet null i metanutslipp. Det er en rik	tig antakelse for 	
 	
22 Ved bruk av GWP 100 for å konvertere 	fra metanutslipp til CO	2ekvivalenter.	 	
23 Rystad Energy beskriver ikke sin beregning, og det er derfor ikke mulig å vite hva som er årsaken til 	det lille avviket 	
vi finner.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	52	 	
 
utslippene fra norsk sokkel, der Norge har et nivå på metanutslipp som ligger svært lavt sammen-
lignet med andre land. 	 	
Beregningen til Rystad Energy forutsetter at all norsk gass eksporteres via rør. 	Det	 er tilfelle for 	
gass fra Nordsjøen og Norskehavet. For gass fra Barentshavet derimot transporteres gassen ute-	
lukkende via LNG. Det er for eksempel relevant for Askeladd Vest, som det skal PUD for snart. For 	
den delen av norsk gass som eksporteres via LNG, må utslippene forbundet med LNG	-transporten 	
med skip, og regassifiseringen i mottakerlandet tas med. 	Rystad Energy a	nslår selv disse å ligge 	
på totalt 21 kg CO	2e per fat	-ekvivalent gass for LNG til Europa, men inkluderer 	altså 	ikke disse 	
utslippene i de totale utslippene forbundet med norsk gass.	 	
I tillegg er det per dags dato vesentlig utslipp fra 	flytendegjøring i Norge. LNG	-anlegget på Mel-	
køya slipper ut 850	 000 tonn CO	2 per år	, som utgjør om lag 12 kg CO	2e per fat	-ekvivalent gass.	24 	
Melkøya er planlagt elektrifisert, men det er ikke besluttet ennå. Det vil i så fall redusere utslipps-
nivået til om	 lag 2 CO	2e per fat	-ekvivalent gass. For gassfelt som skal knyttes til Melkøya og der 	
eksporten skal skje i form av LNG, må dermed utslipp på om lag 23 kg CO	2e per fat	-ekvivalent gass 	
legges til	 dersom man forutsetter elektrifisering av Melkøya og 	33 kg CO	2e dersom man ikke gjør 	
det	. 	
Utslippene fra den globale gassproduksjonen norsk gass eventuelt fortrenger er satt av Rystad 
Energy til 108 kg CO	2e per fat	-ekvivalent gass, hvorav 81 er oppstrøms	- og midtstrømsutslipp av 	
CO	2, og 27 kg CO	2e er de totale metanutslippene i verdikjeden. Rystad Energy har forutsatt at 	
metanutslippene i 2030 vil være 30 prosent lavere enn dagens, i tråd med målsetningen i Global 
Methane Pledge. Vårt anslag er hentet fra 	forskningslitteratur som undersøker de samlede klima-	
gassutslippene i hele verdikjeden til amerikansk LNG frem til regassifisering i mottakerlandet 
(Roman	-White, et al., 2021)	. Det gir utslipp på 99,6 kg CO	2e, hvorav 21,8 kg CO	2e er metanutslipp. 	
I likhet med Rystad Energy, 	legger vi til grunn at målene i Global Methane Pledge nås. 	 	
Vi anser det som d	et som urealistisk å forutsette at	 øvrige utslipp i verdikjeden vil forbli uendret 	
på	 dagens nivå frem til godt etter 2030. 	I likhet med prod	uksjonsutslippene for olje, legger vi 	
derfor inn et konservativt anslag om 1	5 prosent nedgang i øvrige utslipp. Samlet sett gir den for-	
ventede nedgangen i metanutslipp og øvrige utslipp en utslippsintensitet på 8	1,4 kg CO	2e per fat	-	
ekvivalent gass.	 	
5.4	 	Utslipp	sintensiteter i et lavutslippsscenario	 og på lang sikt 	
I et lavutslippsscenario vil både utslippsintensiteten til substitutter og til annen olje og gasspro-
duksjon bli annerledes. De direkte utslippene ved forbrenning av olje, gass eller kull, endres ikke 
i ulike scenarioe	r. Derimot endres utslippsnivået i kraftproduksjon. I beregninger av substitusjons-	
utslippene i et lavutslippsscenario, forutsetter vi utslipp fra kraftsektoren basert på snittet av IEAs 
Net Zero Emission (NZE) scenario for 2030 og 2050.	 Tabell 	5.3 oppsummerer størrelsen på end-	
ringen i utslipp fra substitutter basert på de justerte substitusjonseffektene beskrevet i avsnitt 
4.2	, og disse utslippsintensitetene. 	 	
 	
24 Produksjonen av LPG og kondensat er inkludert i det årlige produksjonsvolumet i trå	d med at	 vi har inkluder det i 	
utslippsintensiteten til gassproduksjonen. Utslippsintensiteten dersom man regner for LNG	-produksjonen alene 	
blir noe høyere.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	53	 	
 
Tabell 	5.3 	Endring i utslipp fra annen energibruk per fat økt produksjon av olje eller 
gass, i kg CO	2e, i et lavutslippsscenario	 	
Energikilde	 	Substitusjon olje	 	Substitusjon gass	 	
Olje	 	- 	-2,6	 	
Gass	 	-6,2	 	- 	
Kull	 	-14,1	 	-9,7	 	
Elektrisitet	 	-4,8	 	-2,3 	
SUM per fat økt norsk produksjon	 	-25,1	 	-14,7	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
IEA har estimert at i et lavutslippsscenario, må metanutslippene fra oljeproduksjon reduseres fra 
dagens 41,2 millioner tonn, til 4,9 millioner tonn 	(IEA, 2022b)	. Det tilsvarer en utslippsintensitet 	
på 5,3 	kg CO2e	 per fat. Med	 mindre oljeetterspørsel i et lavutslippsscenario, vil 	ressurser med 	
høyere kostnader som i hovedsak også har høyere utslipp, ikke bli utvinnet. Derfor legger vi til 
grunn lavere oppstrømsutslippsintensitet i lavutslippsscenarioet. Vi legger også til grunn	 lavere 	
midtstrømsutslipp. I IEAs NZE scenario er verdens utslipp i 2030 38 prosent under dagens nivå. I 
2040 er 	de totale klimagassutslippene 85 prosent 	under dagens nivå. En halvering av oppstrøms	- 	
og midts	trømsutslipp fra dagens nivå anser vi på bakgrunn a	v det som et konservativt anslag på 	
hva som er nødvendig av utslippsreduksjoner i et lavutslippsscenario i den tidsperioden som er 
relevant for denne rapporten. Samlet sett gir det en utslippsintensitet for annen oljeproduksjon 
på 28,3 kg 	CO2e	 per fat. Selv om det er et lavt utslippsnivå sammenlignet med dagens, er det ikke 	
et urealistisk utslippsnivå for verdens oljeproduksjon i et lavutslippsscenario. Det vil fortsatt inne-
bære høyere samlede utslipp enn det elektrifiserte norske oljefelt har 	i dag.	 	
For gass tar vi utgangsp	unkt	 i at 	IEA har estimert at metanutslippene 	må	 reduseres med 70 pro-	
sent innen 2030 	(IEA, 2021)	. For øvrige utslipp legger vi til grunn en utslippsreduksjon på 50 pro-	
sent i likhet med det vi gjør	 for oljeproduksjon. Basert på anslag av dagens utslipp fra forsknings-	
litteraturen 	(Roman	-White, et al., 2021)	, gir det utslipp i vårt lavutslippsscenario på 45,3 kg 	CO2e	 	
per fat	-ekvivalent gass.	 	
I langtidsversjonen av basisscenarioet forutsetter vi samme utslippsintensiteter som i lavutslipps-	
scenarioet. Det er fordi 	de	nne versjonen av basisscenarioet beskriver situasjonen i perioden 	
2040	-20	60 der verden har gått saktere mot nullutslipp, enn det som kreves for å nå 1,5	-graders-	
målet, men likevel har gjennomført betydelige klimatiltak. For substitusjonseffektene brukes ut-
slippsintensitetene for kraftsektoren fra IEAs APS	-scenario i 2050. Kombinert med beregningen 	
beskrevet i avsnitt 	4.2	, blir resultatet i langtidsscenarioet at hver	t fat olje fortrenger andre ener-	
gikilder med 	utslipp på 26,6 kg 	CO2e	, mens tilsvarende tall for gas er på 13 kg 	CO2e	. 	
For langtidsversjone	n av lavutslippsscenarioet forutsetter vi en like stor nedgang	 i uten	landske 	
produksjonsutslipp, som IEA legger til grunn for verdens samlede utslipp i NZE-scenarioet for 	
2050, o	g substitusjonseffekten	e be	regnes på bakgrunn av det sam	me	 scenarioet.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	54	 	
 	
6	 	Samlet beregning av netto for-
brenningsutsli	pp	 	
6.1	 	Basisscenario	 	
Det mest sentrale elementet i 	beregningen av hvor mye utslippene globalt vil endres ved en end-	
ring i produksjon av olje eller gass, er hvor stor effekt det har på 	det samlede forbruket. Som 	
beskrevet tidligere avhenger det av 	tilbudselastisiteten og etterspørselselastisiteten. La oss d	efi-	
nere:	 	
������= −	������������	
�������−	������������ 	
Beregningen av 	de netto forbrenningsutslippene fra en gitt reduksjon i norsk oljeproduksjon kan	 	
da	 oppsummeres som:	 	
��������= [��������������− ���������������	������−	�������,���	+	(1− �������) �������,������]�������	 	 	
Der 	������� er utslippsintensiteten ved forbrenning av olje, 	��������	 er utslippsint	ensiteten ved bruk av 	
substituttene til olje	, ������ er graden av substitusjon	 til andre energikilder	, �������,���	 er utslippsintensi-	
teten ved norsk produksjon av olje, og	 �������,������ er utslippsintensiteten ved produksjon av olje i resten 	
av verden	 (eller fra	 den oljen man forutsetter at erstatter norsk olje.	 �������	 er uttrykket for en liten 	
endring i norsk olje	- eller gassproduksjon	 	
Uttrykket kan forenkles til:	 	
��������= [�������(�������−	��������	������−	�������,������)+	�������,������−	�������,���	]�������	 	
Ved å sette inn	 etterspørsels	- og 	tilbuds	elastisitetene 	fra 	3.1.2	 og 	3.2.6	, får man en samlet for-	
bru	ksendring på 26,3 % 	for olje	 (Tabell 	3.5), som kombinert med 	substitusjonsef	fektene i kapittel 	
4, og 	utslipps	intensitetene	 fra 	kapittel 	5, gir en 	økning	 i globale utslipp på 	47,2 kg CO2e	 per fat 	
økt	 norsk oljeproduksjon	. 	
Hvordan denne reduksjonen fordeler seg på de ulike effektene er beskrevet i 	Figur 	6.1.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	55	 	
 	
Figur 	6.1 	Endrede	 globale	 utslipp i kg CO	2e per fat 	økt	 norsk oljeproduksjon	 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Den netto økningen i 	oljeforbruk som følge av økt norsk oljeproduksjon er beregnet å være på 	
26,7 prosent av produksjonsøkningen. Det gir utslipp på 11	4 kg	 CO	2e per 	fat økt norsk oljepro-	
duksjon. Deler av det økte forbruket av olje erstatter annen energibruk. Hvilke energikilde	r og i 	
hvor store mengder bestemmes av en beregning basert på krysspriselastisitetene, som beskrevet 
i kapittel 	4. Det gir isolert sett en reduksjon i utslipp på 3	7,8 kg 	CO	2. Oljeproduksjon i Norge gir	, 	
per forutsetning fra Rystad Energy, utslipp på 22 kg 	CO	2 per fat olje	. Utslippene 	i utenlandsk olje-	
produksjon er på 69,6 kg CO	2 per fat. Fordi økt norsk produksjon bidrar til en netto økning i for-	
bruket av olje	, reduseres produksjonen i resten	 av verden med mindre enn et fat for hvert fat olje 	
ekstra Norge produserer. Dermed blir de reduserte utslippene fra annen oljeproduksjon på 51 kg 
CO	2 per fat produsert i Norge.	 Når de ulike effektene trekkes sammen, ender vi med netto 47,2 	
kg	 økte 	CO	2-utslipp per fat produsert i Norge. 	 	
Det tilsvarende tallet for 	gass er en 	økning	 i globale utslipp på 	5,9 kg CO2e	 per 	fat	-ekvivalent økt	 	
norsk 	gass	produksjon	.25 Figur 	6.2 oppsummerer de ulike effektene. Som det fremkommer av 	fi-	
guren, er det særlig de høye utslippene fra produksjon og transport av utenlandsk produsert gass, 
som 	delvis oppveier den negative	 klimaeffekten av 	økt	 norsk	 gassproduksjon	. Disse har vi anslått 	
til 81,4 kg 	CO	2 per fat	-ekvivalent, og siden hver fat	-ekvivalent gass produsert i Norge fortrenger 	
mindre enn en fat	-ekvivalent, blir denne effekten på 62,3 4 kg 	CO	2 per fat	-ekvivalent norsk pro-	
duksjon.	 	
 	
25 Det forutsetter eksport med rør. For et gassfelt i Barentshavet som eksporterer i form av LNG, blir netto utslippseffekt 	
på 28,9 kg CO2e per fat	-ekvivalent økt norsk gassproduksjon	, gitt elektrifisering av Melkøya.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	56	 	
 	
Figur 	6.2 	Endrede glo	bale utslipp i kg CO	2e per fat	-ekvivalent redusert norsk gassproduksjon	 	
 	
Kilde:	 	Vis	ta Analyse	 	
6.2	 	Resultater i et lavutslippsscenario	 og	 på lang sikt 	
Figur 	6.3 og 	Figur 	6.4 oppsummerer effekten av henholdsvis økt olje og økt gassproduksjon i 	
Norge på globale utslipp i et lavutslippsscenario. 	 	
Figur 	6.3 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat økt norsk oljeproduksjon i et lavut	slippsscenario	 
 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	57	 	
 
Den største forskjellen fra 	basisscenario	et er at det forutsettes lavere utslipp fra konkurrerende 	
olje og gassproduksjon i dette scenarioet. For olje er utslippene per fat utenlandsk produksjon på 
28,3 kg CO	2. Fordi økt norsk produksjon bidrar til en netto økning i forbruket av olje	, reduseres 	
produksjonen i resten av verden med mindre enn et fat for hvert fat olje ekstra Norge produserer. 
Derfor blir også de reduserte utslippene fra annen oljeproduksjon på kun 	20,7 kg CO	2 per fat pro-	
dusert i Norge. 	 	
Også nedgangen i utslipp fra annen energibruk som erstattes, utslipp fra substitusjon, er lavere i 
et lavutslippsscenario fordi det forutsettes at det er mindre substitusjon fra fossile energikilder 
og fordi kraftmik	sen i verden er renere. I sum kommer vi frem til at et fat økt oljeproduksjon i 	
Norge i et lavutslippsscenario vil gi 	90,2 kg CO	2e i økte utslipp.	 	
For gass 	er de totale utslippene fra utenlandsk produksjon fortsatt relativt høye, på 45,	4 kg CO	2e 	
per fat	-ekvivalent produsert i utlandet. Det gir en nedgang i utslipp på 34,8 	kg CO	2e per fat	-ekvi-	
valent produsert i Norge, når det tas hensyn til at økt norsk gassproduksjon bare delvis fortrenger 
utenlandsk produksjon. 	 	
Figur 	6.4 	Endrede globale utslipp i kg CO	2e per fat	-ekvivalent redusert norsk gassproduksjon i et 	
lavutslippsscenario	 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Samlet finner vi at hver fat	-ekvivalent økt norsk gassproduksjon gir 	40,8 kg CO2e	 i økte utslipp	 i 	
et lavutslippsscenario.	 	
I langtids	versjonen av basisscenarioet finner vi at økt norsk oljeproduksjon gir netto utslipp på 	
110,1 kg CO2e	 per fat, og økt gassproduksjon gir økte	 utslipp på 	55,1 kg CO2e	 per fat	-ekvivalent.	 	
I langtidsversjonen av 	lavutslippsscenarioet finner vi at økt norsk oljeproduksjon gir netto utslipp 	
på 	194,8 kg CO2e	 per fat, og økt gassproduksjon gir økte utslipp på 	111,2 kg CO2e	 per fat	-ekviva-	
lent.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	58	 	
 	
6.3	 	Resultater med endrede forutsetninger	 	
6.3.1	 	Betydning av endrede elastisiteter	 	
Mange av forutsetningene som er brukt i de foregående beregningene er usikre. Det er derfor 
relevant 	å vurdere hvordan konklusjonene endre	s ved andre antakelser.	 Tabell 	6.1 viser de sam-	
lede netto endringene i utslipp ved redusert norsk oljeproduksjon, med ulike forutsetninger om 
etterspørsels	- og tilbudselastisiteten for olje.	 	
Tabell 	6.1 	Netto endrede utslipp ved ulike forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet, i kg 	
CO2 per fat 	økt norsk	 oljeproduksjon	 	
Kilde	 	Tilbud:	 	IEA	-snitt 	
og lete-
snitt	 	
IEA	-2030	 	IEA	-2050	 	Letesnitt 
høy	 	
Rystad 
(2021) 
og 
(2023)	 	
Fæhn 	et 	
al. 
(2017)	 	
Prest 
(202	0) 	
BLM 
(2023)	 	
Etterspørsel:	 	Elastisi-
teter	 	
0,73	 	0,38	 	1,06	 	1,28	 	1 	0,5	 	0,4	 	0,34	 	
Uría	-Martínez 	
et al. (2018)	 	
-0,26	 	47,2	 	96,9	 	22,2	 	24,2	 	25,7	 	73,9	 	92,3	 	106,3	 	
Uría	-Martínez 	
et al. + 10 år	 	
-0,39	 	77,9	 	132,5	 	47,7	 	50,2	 	52,0	 	108,0	 	127,7	 	142,1	 	
Rystad (2021)	 	-0,10	 	-4,0	 	26,5	 	-17,1	 	-16,1	 	-15,3	 	11,6	 	23,4	 	33,1	 	
Rystad (2023)	 	-0,11	 	-0,2	 	32,3	 	-14,3	 	-13,2	 	-12,4	 	16,4	 	29,0	 	39,2	 	
Fæhn et al. 
(2017)	 	
-0,50	 	98,7	 	154,4	 	66,0	 	68,7	 	70,8	 	130,0	 	149,7	 	163,8	 	
Prest 	(2020)	 	-0,20	 	27,1	 	71,0	 	6,2	 	7,9	 	9,1	 	50,2	 	66,8	 	79,7	 	
BLM (2023)	 	-0,19	 	30,1	 	75,1	 	8,6	 	10,3	 	11,6	 	53,9	 	70,8	 	83,9	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Som det fremkommer av tabellen er det kun med de svært lave etterspørselselastisitetene som 
benyttes i Rystad Energy 	(2021)	 og 	(2023)	 at man kommer frem til at økt norsk oljeproduksjon	 	
kan gi reduserte globale utslipp. I alle andre tilfeller gir økt produksjon av olje, økte utslipp. 	 	
Tabell 	6.2 gir utslippseffekten av økt gassproduksjon i Norge, med	 ulike forutsetninger om tilbuds	- 	
og etterspørselselastisitet. Som det fremkommer av tabellen innebærer en lavere etterspørsels-
elastisitet eller en høyere tilbudselastisitet at de netto utslippene kan bli under null, mens end-
ringer i motsatt retning vil øk	e de netto utslippene ved økt norsk gassproduksjon.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	59	 	
 	
Tabell 	6.2 	Netto endrede utslipp ved ulike forutsetninger for tilbuds	- og etterspørselselastisitet, i kg 	
CO	2 per	 fat	-ekvivalent økt	 norsk 	gass	produksjon	 	
Kil	de	 	Tilbud:	 	IEA	-snitt 	
alle land	 	
IEA 
høy	 	
IEA lav	 	Rystad 
(2021) 
høy	 	
Rystad 
(2021) 
lav	 	
Rystad 
(2023)	 	
Prest 
(202	0) 	
BLM 
(2023)	 	
Etterspørsel:	 	Elastisi-
teter	 	
2,22	 	2,33	 	1,59	 	4,4	 	2,2	 	2 	1,7	 	1 	
Labandeira et 
al. (2017)	 	
-0,68	 	5,9	 	2,7	 	29,3	 	-30,3	 	6,5	 	12,8	 	24,3	 	67,1	 	
Rystad (2021)	 	-0,5	 	-12,3	 	-15,0	 	7,6	 	-41,7	 	-11,8	 	-6,5	 	3,3	 	41,4	 	
Rystad (2023)	 	-0,6	 	-1,9	 	-4,9	 	20,1	 	-35,2	 	-1,4	 	4,6	 	15,4	 	56,4	 	
Prest (2020)	 	-0,2	 	-48,7	 	-50,0	 	-38,2	 	-62,7	 	-48,4	 	-45,7	 	-40,5	 	-18,5	 	
BLM (2023)	 	-0,89	 	24,4	 	20,8	 	50,6	 	-17,9	 	25,1	 	32,3	 	45,1	 	90,9	 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
Som det fremkommer av tabellen får man økte utslipp dersom man bruker samme forutsetninger 
om tilbuds	- og etterspørselselastisiteter for gass som Rystad Energy 	(2023)	. Grunnen til det er at 	
det 	som særlig skiller Rystad Energys analyse fra vår når det kommer til gass, er at Rystad Energy 	
antar at gass erstatter andre energikilder med en svært høy utslippsintensitet. Ved å basere 
denne substitusjonseffekten på empiriske funn fra forskningslitterat	uren om substitusjon mellom 	
energikilder, endres konklusjonen.	 	
6.3.2	 	Oppsummering av sensitivitetsanalyser	 	
Figur 	6.5 oppsummerer konklusjonene for olje fra 	syv	 ulike sett m	ed forutsetninger	 i basisscena-	
rio	et, samt resultate	ne	 i lavutslippsscenarioet	 og langtidsscenarioet	. 	
Figur 	6.5 	Oppsummering av resultater	 med sensitivitetsanalyser	 for olje	, i kg CO	2 per 	
fat 	økt	 oljeproduksjon	. 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
En konklusjon fra det er at i 	de aller fleste tilfeller øker	 utslippene globalt ved 	økt	 norsk oljepro-	
duksjon, men hvor stor 	økningen	 er, avhenger av hvilke	 forutsetninger man legger til grunn.	 I et 	
47,2	
98,7	
-4,0	
24,2	
96,9	
154,4	
-16,1	
90,2	
110,2	
194,8	
-20	30	80	130	180	
Hovedcase
Høyeste E-elastisitet
Laveste E-elastisitet
Høyeste T-elastisitet
Laveste T-elastisitet
Høyeste E-elastisitet og laveste T-elastisitet
Laveste E-elastisitet og høyeste T-elastisitet
Lavutslippsscenarioet
Langtidsversjon basisscenarioet
Langtidsversjon lavutslippsscenarioet

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	60	 	
 
lavutslippsscenario eller på lenger sikt, er det derimot klart at økt norsk oljeproduksjon gir bety-	
delige	 utslippsøkninger. 	
Figur 	6.6 viser en tilsvarende sensitivitetsanalyse for gass. Som det fremkommer av 	figuren, er 	
det større usikkerhet om den netto klimaeffekten av økt gassproduks	jon	 i vårt 	basisscenario	. Vår 	
oppfatning er at de anslagene som viser betydelig utslippsreduksjoner ved økt gassproduksjon 
baserer seg på urealistiske forutsetninger om markedsresponsen.	 I lavutslippsscenarioet og lang-	
tids	versjonene av de to scenarioene er det derimot tydelig 	at økt produksjon av gass gir klart økte 	
globale utslipp.	 	
Figur 	6.6 	Oppsummering av resultater	 med sensitivitetsanalyser	 for 	gass, 	i kg CO	2 per 	
fat	-ekvivalent økt	 redusert 	gass	produksjon	. 	
 	
Kilde:	 	Vista Analyse	 	
6.4	 	Hva betyr d	isse resultatene for et oljefelt som Wisting?	 	
Tallene referert til i denne rapporten kan fremstå teoretiske og vanskelig å forstå betydningen av. 
En måte å gjøre det mer konkret er å bruke metoden på et oljefelt som er planlagt. 	Wisting er et 	
slikt felt, som har vært planlagt utbygd av Equinor, men i skrivende stund er satt på vent. Hvor 
store sparte utslipp gir det verden å eventuelt droppe utbyggingen av Wisting?	 	
Ifølge PUD del II konsekvensutredning for Wisting, inneholder felt	et 78 mill. standard kubikkmeter 	
olje, noe som tilsvarer om lag 490 millioner fat. 	De brutto utslippene ved forbrenning av den 	
mengden olje er på 177,6 mill. tonn 	CO	2. Med vårt hovedcase for olje, hensyntatt at Wisting er et 	
felt med svært lave produksjons	utslipp over sin levetid,	26 blir de netto forbrenningsutslippene på 	
14,1	 mill. tonn 	CO	2, eller om lag 	30	 prosent av Norges samlede utslipp innenlandsk i 2021	. En 	
annen måte å illustrere det på er at det tilsvarer utslippene fra alle norske personbiler i li	tt over 	
tre år	. I vårt lavutslippsscenario vil de samlede netto utslippene fra Wisting bli på 35,7 	mill. tonn 	
CO2, eller om lag 	73	 prosent av Norges samlede 	årlige 	utslipp	. Det tilsvarer utslippene fra alle 	
 	
26 Utslippene i utbyggingsfasen er oppgitt å være på 180	 000 tonn 	CO	2, mens de årlige produksjonsuts	lippene er på 	
20 000 tonn 	CO	2, som er lavt. Det gir produksjonsutslipp per fat på 4,59 kg 	CO	2 	
5,9	
24,4	
-48,7	
-30,3	
29,3
50,6	
-62,7	
40,8	
55,1	
111,2	
-70	-50	-30	-10	10	30	50	70	90	110	
Hovedcase
Høyeste E-elastisitet
Laveste E-elastisitet
Høyeste T-elastisitet
Laveste T-elastisitet
Høyeste E-elastisitet og laveste T-elastisitet
Laveste E-elastisitet og høyeste T-elastisitet
Lavutslippsscenarioet
Langtidsversjon basisscenarioet
Langtidsversjon lavutslippsscenarioet

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	61	 	
 
norske personbiler i 8,5 år med dagens bilpark	. Om dette er høy	e eller lav	e tall for et enkelt felt, 	
overlater vi leseren til å vurdere.	 	
Med Rystad Energys analyse vil derimot utvikling av Wisting føre til 	reduserte	 utslipp på hele 21,5 	
mill. tonn 	CO	2. 	
6.5	 	O	ppsum	m	ering av forutsetninger og resultater i ulike scenarioer 	
Tabell 	6.3 viser en oppsummering av de viktigste forutsetningene og resultatene, for de to ulike 	
scenarioene, versjonene av disse scenarioene på lang sikt, og hovedscenarioene fra rapportene 	
fra Rystad Energy (Rystad Energy, 2021)	 (Rystad Energy, 2023)	, for økt oljeproduksjon. Linjene i 	
tabellen som er i kursiv viser utslippstallene som inngår i totalsummen, jf. formelen beskrevet i 	
avsnitt 6.1	. Tabell 	6.4 viser en tilsvarende oversikt for gass. 	
Tabell 	6.3 	Oppsummering over forutsetninger og resultater i de ulike scenarioene og i 	
Rystad Energy (2021) og (2023) for olje 	
Tema 	Basis- 	
scenario 	
Lavutslipps-	
scenario 	
Basis- 	
scenario 	
lang sikt 	
Lavutslipps-	
scenario 	
lang sikt 	
Rystad 	
2023 	
Rystad 	
2021 	
Utslippsintensi-	
tet olje 	
427 kg 	
CO2/fat 	
427 kg 	
CO2/fat 	
427 kg 	
CO2/fat 	
427 kg 	
CO2/fat 	
419 kg 	
CO2/fat 	
362 kg 	
CO2/fat 	
Etterspørsels-	
elastisitet 	
-0,26 	-0,26 	-0,41 	-0,66 	-0,11 	-0,1 	
Tilbudselastisi-	
tet 	
0,71 	0,71 	0,71 	0,71 	1 	1 	
Forbruksend-	
ring 	
26,7 % 	26,7 % 	36,5 % 	48 % 	9,9 % 	9,1 % 	
Utslipp fra økt 	
forbruk 	
114 kg 	
CO2/fat 	
114 kg 	
CO2/fat 	
156 kg 	
CO2/fat 	
205 kg 	
CO2/fat 	
33 kg 	
CO2/fat 	
42 kg 	
CO2/fat 	
Utslippsintensi-	
tet substitutter 	
142 kg 	
CO2/fat 	
94 kg 	
CO2/fat 	
76 kg 	
CO2/fat 	
10 kg 	
CO2/fat 	
162 kg 	
CO2/fat 	
119 kg 	
CO2/fat 	
Reduserte ut-	
slipp fra substi-	
tutter 	
-38 kg 	
CO2/fat 	
-25 kg 	
CO2/fat 	
-28 kg 	
CO2/fat 	
-5 kg 	
CO2/fat 	
-16 kg 	
CO2/fat 	
-11 kg 	
CO2/fat 	
Utslippsintensi-	
tet norsk pro-	
duksjon 	
22 kg 	
CO2/fat 	
22 kg 	
CO2/fat 	
0 kg 	
CO2/fat 	
0 kg 	
CO2/fat 	
22 kg 	
CO2/fat 	
30 kg 	
CO2/fat 	
Utslippsintensi-	
tet utenlandsk 	
produksjon 	
70 kg 	
CO2/fat 	
28 kg 	
CO2/fat 	
28 kg 	
CO2/fat 	
10 kg 	
CO2/fat 	
82 kg 	
CO2/fat 	
49 kg 	
CO2/fat 	
Unngåtte ut-	
slipp utenlandsk 	
produksjon 	
-51 kg 	
CO2/fat 	
-21 kg 	
CO2/fat 	
-18 kg 	
CO2/fat 	
-5 kg 	
CO2/fat 	
-74 kg 	
CO2/fat 	
-45 kg 	
CO2/fat 	
SUM	 endrede 	
utslipp per fat 	
produsert i 	
Norge 	
47 kg 	 	
CO	2/fat	 	
90 kg 	
CO	2/fat	 	
110 kg 	
CO	2/fat	 	
195 kg 	
CO	2/fat	 	
-26 kg 	
CO	2/fat	 	
8 kg 	 	
CO	2/fat	 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	62	 	
 
Tabell 	6.4 	Oppsummering over forutsetninger og resultater i de ulike scenarioene og i 	
Rystad Energy (2021) og (2023) for gass 	
Tema 	Basis- 	
scenario 	
Lavutslipps-	
scenario 	
Basis- 	
scenario 	
lang sikt 	
Lavutslipps-	
scenario 	
lang sikt 	
Rystad 	
2023 	
Rystad 	
2021 	
Utslippsintensi-	
tet gass 	
372 kg 	
CO2/fat-e 	
372 kg 	
CO2/fat-e 	
372 kg 	
CO2/fat-e 	
372 kg 	
CO2/fat-e 	
293 kg 	
CO2/fat-e 	
315 kg 	
CO2/fat-e 	
Etterspørsels-	
elastisitet 	
-0,68 	-0,68 	-0,83 	-1,08 	-0,6 	-0,5 	
Tilbudselastisi-	
tet 	
2,22 	2,22 	2,22 	2,22 	2 	4,4 	
Forbruksend-	
ring 	
23,4 % 	23,4 % 	27,2 % 	32,7 % 	23,1 % 	10,2 % 	
Utslipp fra økt 	
forbruk 	
87 kg 	
 CO2/fat-e 	
87 kg 	
 CO2/fat-e 	
101 kg 	
 CO2/fat-e 	
122 kg 	
 CO2/fat-e 	
68 kg 	
 CO2/fat-e 	
32 kg 	
 CO2/fat-e 	
Utslippsintensi-	
tet substitutter 	
94 kg 	
 CO2/fat-e 	
63 kg 	
 CO2/fat-e 	
48 kg 	
 CO2/fat-e 	
7 kg 	
 CO2/fat-e 	
482 kg 	
 CO2/fat-e 	
80 kg 	
 CO2/fat-e 	
Reduserte ut-	
slipp fra substi-	
tutter 	
-22 kg 	
CO2/fat-e 	
-15 kg 	
CO2/fat-e 	
-13 kg 	
CO2/fat-e 	
-2 kg 	
CO2/fat-e 	
-111 kg 	
CO2/fat-e 	
-8 kg 	
CO2/fat-e 	
Utslippsintensi-	
tet norsk pro-	
duksjon 	
3 kg 	
CO2/fat-e 	
3 kg 	
CO2/fat-e 	
0 kg 	
CO2/fat-e 	
0 kg 	
CO2/fat-e 	
3 kg 	
CO2/fat-e 	
7 kg 	
CO2/fat-e 	
Utslippsintensi-	
tet utenlandsk 	
produksjon 	
81 kg 	
CO2/fat-e 	
45 kg 	
CO2/fat-e 	
45 kg 	
CO2/fat-e 	
12 kg 	
CO2/fat-e 	
108 kg 	
CO2/fat-e 	
65 kg 	
CO2/fat-e 	
Unngåtte ut-	
slipp utenlandsk 	
produksjon 	
-62 kg 	
CO2/fat-e 	
-35 kg 	
CO2/fat-e 	
-33 kg 	
CO2/fat-e 	
-8 kg 	
CO2/fat-e 	
-83 kg 	
CO2/fat-e 	
-58 kg 	
CO2/fat-e 	
SUM	 endrede 	
utslipp per fat 	
produsert i 	
Norge 	
6 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
41 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
55 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
111 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
-123 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
-26 kg 	 	
CO	2/fat	-e 	
Kilde:	 	Vista Analyse

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	63	 	
 
Referanser	 	
Ahlvik, L., Andersen, J. J., Hamang, J. H., & Harding, T. (2022). Quantifying supply	-side climate 	
policies. 	CAMP Working Paper Series	. 	
Allaire, M., & Brown, S. P. (2012). 	U.S. Energy Subsidies: Effects on Energy Markets and Carbon 	
Dioxide Emissions.	 The Pew Charitable Trusts.	 	
Altinay, G. (2007). Short	-run and long	-run elasticities of import demand for crude oil in Turkey. 	
Energy Policy	, ss. 5829	-5835.	 	
Anderson, S. T., Kello	gg, R., & Salant, S. W. (2018). Hotelling under Pressure. 	Journal of Political 	
Economy	. 	
Arora, V. (2014). Estimates of the Price Elasticities of Natural Gas Supply and Demand in the 	
United States. 	MPRA Paper No. 54232	. 	
Asheim, G. B., Fæhn, T., Nyborg, K., 	Greaker, M., Hagem, C., Harstad, B., . . . 	Rosendahl, K. E. 	
(2019). The case for a supply	-side climate treaty. 	Science	, ss. 325	-327. 	
doi:https://doi.org/10.1126/science.aax5011	 	
Askari, H., & Krichene, N. (2010). An oil demand and supply model incorporating	 monetary policy. 	
Energy	. 	
Balke, N. S., & Brown, S. P. (2018). Oil supply shocks and the U.S. economy: An estimated DSGE 	
model. 	Energy Policy	, ss. 357	-372. doi:https://doi.org/10.1016/j.enpol.2018.02.027	 	
Baumeister, C., & Hamilton, J. D. (2019). Structural	 Interpretation of Vector Autoregressions with 	
Incomplete Identification: Revisiting the Role of Oil Supply and Demand Shocks. 	American 	
Economic Review	, ss. 1873	-1910. doi:https://doi.org/10.1257/aer.20151569	 	
Behmiri, N. B., & Manso, J. R. (2012). Crude oi	l conservation policy hypothesis in OECD 	
(organisation for economic cooperation and development) countries: A multivariate 
panel Granger causality test). 	Energy	, ss. 253	-260. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.energy.2012.04.032	 	
Bohm, P. (1993). Incomplete Inte	rnational Cooperation to Reduce CO2 Emissions: Alternative 	
Policies. 	Journal of Environmental Economics andd Management	, ss. 258	-271. 	
doi:https://doi.org/10.1006/jeem.1993.1017	 	
Bornstein, G., Krusell, P., & Rebelo, S. (2023). 	A World Equilibrium Model of t	he Oil Market. 	The 	
Review of Economic Studies	, ss. 132	-164. doi:https://doi.org/10.1093/restud/rdac019	 	
BP. (2021). 	Approximate conversion factors 	- Statistical Review of World Energy.	 	
BP. (2023). 	Energy Outlook.	 	
Brons, M., Nijkamp, P., Pels, E., & Rietve	ld, P. (2008). A meta	-analysis of the price elasticity of 	
gasoline demand. A SUR approach. 	Energy Economics	, ss. 2105	-2122.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	64	 	
 
Brown, J. P., Maniloff, P., & Manning, D. T. (2020). Spatially variable taxation and resource 	
extraction: The impact of state oil ta	xes on drilling in the US. 	Journal of Environmental 	
Economics and Management	. doi:10.1016/j.jeem.2020.102354	 	
Bureau of Land Management. 	(2023). 	Willow Master Development Plan 	- Supplemental 	
Environmental Impact Statement, Volume 11: Appendices E.1 to E.7.	 U.S. Departement of 	
the Interior.	 	
Böhringer, C., Fischer, C., & Rosendahl, K. (2010). The Global Effects of Subglobal Climate Policies. 	
Resources for the Future Discussion Paper No. 10	-48	. 	
doi:https://dx.doi.org/10.2139/ssrn.1694104	 	
Caldara, D., Cavallo, M	., & Iacoviello, M. (2019). Oil Price Elasticities and Oil Price Fluctuations. 	
Journal of Monetary Economics	, ss. 1	-20.	 	
Cooper, J. C. (2003). Price elasticity of demand for crude oil: estimates for 23 countries. 	OPEC 	
Review	. 	
Dahl, C. A. (2011). Dahl Energy	 	Demand Elasticity Database. 	Hentet fra 	
http://dahl.mines.edu/courses/dahl/dedd/	 	
Dahl, C. A. (2012). Measuring global gasoline and diesel price and income elasticities. 	Energy 	
Policy	, ss. 2	-13. doi:10.1016/j.enpol.2010.11.055	 	
Dahl, C., & Roman, C. (2004). 	Energy Demand Elasticities 	- Fact or Fiction: A Survey Update. 	vol 	
80401 Colorado School of Mines, Division of Economics and Business	. 	
Dash, D. P., Sethi, N., & Bal, D. P. (2018). Is the demand for crude oil inelastic for India? Evidence 	
from structural VA	R analysis. 	Energy Policy	, ss. 552	-558. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.enpol.2018.04.001.	 	
De Schryder, S., & Peersman, G. (2015). 	The U.S. Dollar Exchange Rate and the Demand for Oil. 	
The Energy Journal	, ss. 263	–285. Hentet fra http://www.jstor.org/stable/2	4696011	 	
EIA. (2012). Fuel Competition in Power Generation and Elasticities of Substitution. 	
doi:https://www.eia.gov/analysis/studies/fuelelasticities/pdf/eia	-fuelelasticities.pdf	 	
Eleyan, M., Çatık, A. N., Balcılar, M., & Ballı, E. (2021). Are long	-run inco	me and price elasticities 	
of oil demand time	-varying? New evidence from BRICS countries. 	Energy	. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120710.	 	
EPA. (2023, februar 14). 	Greenhouse Gases Equivalencies Calculator 	- Calculations and References	. 	
Hentet fra 	epa.gov: https://www.epa.gov/energy/greenhouse	-gases	-equivalencies	-	
calculator	-calculations	-and	-references	 	
Espey, M. (1998). 	Gasoline demand revisited: an international meta	-analysis of elasticities. 	Energy 	
Econ.	, ss. 273	-295.	 	
Fattouh, B., & Mahadeva, L. (2013). OPEC: What Difference Has It Made? 	The Annual Review of 	
Resource Economics	, ss. 427	-443.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	65	 	
 
Fawcett, N., & Price, S. (201	2, Mars). World Oil Demand in the short and long run: a cross	-country 	
panel analysis. 	Presentasjon for Norges Bank	. Hentet fra https://www.norges	-	
bank.no/globalassets/upload/konferanser/2012	-03	-22/price.pdf	 	
Foroni, C., & Stracca, L. (2022). The shale oil r	evolution and the global oil supply curve. 	Applied 	
Econometrics	, ss. 1	-18. doi:10.1002/jae.2950	 	
Fournier, J.	-M., Koske, I., Wanner, I., & Zipperer, V. (2013). The Price of Oil 	– Will it Start Rising 	
Again? 	OECD Economics Department Working Papers	. 	
doi:http	://dx.doi.org/10.1787/5k49q186vxnp	-en	 	
FT. (2022, August 6). 	US oil producers defy calls to open taps and tame war	-driven energy prices	. 	
Hentet fra FT.com: https://www.ft.com/content/137e38d3	-c0e5	-493b	-9690	-	
7c2fae36483f	 	
Fæhn, T., Hagem, C., Lindholt, L., Mæ	land, S., & Rosendahl, K. E. (2017). 	Climate Policies in a Fossil 	
Fuel Producing Country: Demand versus Supply Side Policies. 	The Energy Journal	(1). 	
doi:https://doi.org/10.5547/01956574.38.1.tfae	 	
Gately, D., & Huntington, H. (2002). The Asymmetric Effects 	of Changes in Price and Income on 	
Energy and Oil Demand. 	The Energy Journal	, ss. 19	-56. doi:10.2307/41322942	 	
Gately, D., & Huntington, H. G. (2002). The asymmetric effects of changes in price and income on 	
energy and oil demand. 	Energy Journal	(23), ss. 19	-25.	 	
Genc, T. S. (2017). OPEC and Demand Response to Crude Oil Prices. 	Energy Economics	. 	
Ghosh, S. (2009). Import demand of crude oil and economic growth: Evidence from India. 	Energy 	
Policy	, ss. 699	-702.	 	
Golombek, R., Irarrazabal, A. A., & Ma, L. (2018). OP	EC’s market power: An empirical dominant 	
firm model for the oil market. 	Energy Economics	, ss. 98	-115. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.eneco.2017.11.009	 	
Graham, D., & Glaister, S. (2004). Road traffic demand elasticity estimates: a review. 	Transport 	
Review	, ss. 261	-274.	 	
Griffin, J. M., & Schulman, C. T. (2005). Price asymmetry in energy demand models: a proxy for 	
energy saving technical change? 	Energy Journal	, ss. 1	-21.	 	
Hagem, C., & Storrøsten, H. B. (2017). Supply	- versus demand	-side policies in the presence 	of 	
carbon leakage and the green paradox. 	The Scandinavian Journal og Economics	. 	
doi:https://doi.org/10.1111/sjoe.12277	 	
Hamilton, J. D. (2009). Understanding Crude Oil Prices. 	The Energy Journal	. 	
Hansen, P. V., & Lindholt, L. (2008). 	The market power of OPE	C 1973	-2001. 	Applied Economics	, 	
ss. 2939	-2959. doi:10.1080/00036840600972480	 	
Harstad, B. (2012). Buy Coal! A Case for Supply	-Side Environmental Policy. 	Journal of Political 	
Economy	, ss. 77	-115. Hentet fra http://www.jstor.org/stable/10.1086/665405 .

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	66	 	
 
Havran	ek, T., Irsova, Z., & Janda, K. (2012). 	Demand for gasoline is more price	-inelastic than 	
commonly thought. 	Energy Economics	, ss. 201	-207.	 	
Hoel, M. (1994). Efficient Climate Policy in the Presence of Free Riders. 	Journal of Environmental 	
Economics and Manag	ement	, ss. 259	-274.	 	
Hoel, M. (2014). Supply Side Climate Policy and the Green Paradox. I K. Pittel, R. van der Ploegand, 	
& C. Withagen, 	Climate Policy and Nonrenewable Resources. The Green Paradox and 	
Beyond.	 MIT Press.	 	
Huntington, H. G. (2010). Short	- and	 long	-run adjustments in U.S. petroleum consumption. 	Energy 	
Economics	, ss. 63	-72. doi:https://doi.org/10.1016/j.eneco.2009.04.006	 	
Huntington, H. G., Barrios, J. J., & Arora, V. (2019). Review of key international demand elasticities 	
for major industrializi	ng economies. 	Energy Policy	. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.enpol.2019.110878	 	
Hvinden, E. C. (2019). OPEC's crude game 	- The supply curve in a dynamic, strategic environment. 	
CAMP Working Paper Series	. 	
IEA. (2021). 	Driving Down Methane Leaks from the Oil and Gas Industry.	 	
IEA. (2022). 	World Energy Outlook 2022.	 International Energy Agency.	 	
IEA. (2022b). 	Global Methane Tracker 2022.	 Hentet fra https://www.iea.org/reports/global	-	
methane	-tracker	-2022	 	
IEA. (2022c). 	Glob	al Energy and Climate Model Documentation.	 International energy Agency. 	
Hentet fra https://iea.blob.core.windows.net/assets/3a51c827	-2b4a	-4251	-87da	-	
7f28d9c9549b/GlobalEnergyandClimateModel2022Documentation.pdf	 	
Iliescu, N. (2018). 	Long	-run co	-movements between oil prices and rig count in the presence of 	
structural breaks. 	Economics	, ss. 1171	-1179.	 	
Javan, A., & Zahran, N. (2015). Dynamic panel data approaches for estimating oil demand 	
elasticity. 	OPEC Energy Review	, s. 53.76.	 	
Kilian,	 L. (2009). Not All Oil Price Shocks Are Alike: Disentangling Demand and Supply Shocks in 
the Crude Oil Market. 	The American Economic Review	, ss. 1053	-1069. Hentet fra 	
http://www.jstor.org/stable/25592494 .	 	
Kilian, L., & Murphy, D. P. (2014). The role of i	nventories and speculative trading in the global 	
market for crude oil. 	Journal of Applied Econometrics	, ss. 454	-478. doi:10.1002/jae.2322	 	
Koetse, M. J., de Groot, H. L., & Florax, R. J. (2008). Capital	-energy substitution and shifts in factor 	
demand: A met	a-analysis. 	Energy Economics	, ss. 2236	-2251. 	
doi:10.1016/j.eneco.2007.06.006	 	
Krichene, N. (2002). World crude oil and natural gas: a demand and supply model. 	Energy 	
Economics	, ss. 557	–576. doi:https://doi.org/10.1016/S0140	-9883(02)00061	-0 	
Krichene, N. (200	5). A Simultaneous Equations Model for World Crude Oil and Natural Gas 	
Markets. 	IMF Working Papers	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	67	 	
 
Labandeira, X., Labeaga, J. M., & López	-Otero, X. (2017). A meta	-analysis on the price elasticity of 	
energy demand. 	Energy Policy	, ss. 549	-568.	 	
Lazarus, M.,	 & Asselt, H. v. (2018). Fossil fuel supply and climate policy: exploring the road less 	
taken. 	Climate Change	. doi:https://doi.org/10.1007/s10584	-018	-2266	-3 	
Mohn, K., & Osmundsen, P. (2004). Exploration economics in a regulated petroleum province: the 	
case	 of the norwegian continental shelf. 	Energy Economics	, ss. 303	-320.	 	
Newel, R. G., & Prest, B. C. (2019). The Unconventional Oil Supply Boom: Aggregate Price 	
Response from Microdata. 	The Energy Journal	. 	
doi:https://doi.org/10.5547/01956574.40.3.rnew	 	
OECD. (	2019). 	Taxing Energy Use.	 Hentet fra https://www.oecd.org/tax/tax	-policy/brochure	-	
taxing	-energy	-use	-2019.pdf	 	
Olje	- og energidepartementet. (2022, Juli 01). 	Vurderinger av forbrenningsutslipp fra norsk 	
petroleum.	 	Hentet fra regjeringen.no: 	
https://www.regje	ringen.no/no/aktuelt/te/id2920648/	 	
Oljedirektoratet. (2021). 	Omrekningsfaktorar	. Hentet fra https://www.npd.no/om	-oss/bruk	-av-	
innhold/omrekningsfaktorar/	 	
OPEC. (2021). 	Annual Statistical Bulletin	. Hentet fra asb.opec.org	 	
Ponce, M., & Neumann, A. (2014). El	asticities of Supply for the US Natural Gas Market. 	DIW Berlin 	
Discussion Papers 1372	. 	
Prest, B. C. (2020). Supply	-Side Reforms to Oil and Gas Production on Federal Lands. 	Resources 	
for the Future, Working Paper 20	-16	. 	
Prest, B. C., & Stock, J. H. (2021). 	Climate Royalty Surcharges. 	NBER Working Paper 28564	. Hentet 	
fra http://www.nber.org/papers/w28564	 	
Rao, N. L. (2018). 	Taxes and US Oil Production: Evidence from California and the Windfall Profit 	
Tax. 	American Economic Journal: Economic Policy	, ss. 268	-301	. 	
doi:10.1257/pol.20140483	 	
Ringlund, G. B., Rosendahl, K. E., & Skjerpen, T. (2008). Does oilrig activity react to oil price 	
changes? An empirical investigation. 	Energy Economics	, ss. 371	-396. 	
doi:https://doi.org/10.1016/j.eneco.2007.06.002	 	
Roman	-White, S.	 A., Littlefield, J. A., Fleury, K. G., Allen, D. T., Balcombe, P., Konschnik, K. E., . . . 	
George, F. (2021). LNG Supply Chains: A Supplier	-Specific Life	-Cycle Assessment for 	
Improved Emission Accounting. 	ACS Sustainable Chem. Eng.	, s. 10857−10867. 	
doi:ht	tps://doi.org/10.1021/acssuschemeng.1c03307	 	
Rystad Energy. (2021). 	Utslippseffekten av produksjonskutt på norsk sokkel.	 	
Rystad Energy. (2023). 	Netto klimagassutslipp klimagassutslipp fra økt oljefra økt olje	- og 	
gassproduksjon på norsk sokkel.	 	Hentet fra 	
https://www.regjeringen.no/contentassets/f5fc522f50674c1f9e0b5db47c264dbe/netto
-klimagassutslipp	-fra	-okt	-olje	-og	-gassproduksjon	-pa	-norsk	-sokkel_hovedrapport.pdf

Norsk olje, globale uts	lipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	68	 	
 
Serletis, A., Timilsina, G. R., & Vasetsky, O. (2010b). 	Interfuel substitution in the United St	ates. 	
Energy Economics	, ss. 737	-743. doi:10.1016/j.eneco.2010.01.013	 	
Serletis, A., Timilsina, G., & Vasetsky, O. (2011). International evidence on aggregate short	-run 	
and long	-run interfuel substitution. 	Energy Economics	, ss. 209	-216. 	
doi:https://doi.org/1	0.1016/j.eneco.2010.05.013	 	
Serletis, A., Timinsila, G. R., & Vasetsky, O. (2010). International Evidence on Sectoral Interfuel 	
Substitution. 	The Energy Journal	, ss. 1	-29.	 	
Sinn, H.	-W. (2012). 	The Green Paradox: A Supply	-Side Approach to Global Warming.	 The 	MIT Press. 	
doi:https://doi.org/10.7551/mitpress/8734.001.0001	 	
SSB. (2013). 	Climate policies in a fossil fuel producing country 	- Demand versus supply side policies 	
- Discussion Papers No. 747.	 Hentet fra https://www.ssb.no/forskning/discussion	-	
papers/_atta	chment/123895?_ts=13f51e5e7c8	 	
SSB. (2021). 	Emission factors used in the estimations of emissions from combustion.	 SSB. Hentet 	
fra https://www.ssb.no/_attachment/404602/	 	
Stern, D. I. (2010). 	Interfuel substitution: A Meta	-Analysis. 	Journal of Economic Surveys	, ss. 307	-	
331. doi:10.1111/j.1467	-6419.2010.00646.x	 	
Toews, G., & Naumov, A. (2015). The Relationship Between Oil Price and Costs in the Oil Industry. 	
The Energy Journal	. Hentet fra https:/	/www.jstor.org/stable/26606219	 	
Tsirimokos, C., & Maroulis, G. (2016). Price and Income Elasticities of Demand for Crude Oil. A 	
study of thirteen OECD and Non	-OECD Countries. 	Bulletin of Political Economcy	, ss. 161	-	
180.	 	
Uría	-Martínez, R., Leiby, P. N., Olad	osu, G., Bowman, D. C., & Johnson, M. M. (2018). 	Using Meta	-	
Analysis to Estimate World Crude Oil Demand Elasticity.	 Oak Ridge National Labratory.	 	
Wood Mackenzie. (2023). 	Scraping the barrel: Is the world running out of high	-quality oil and gas? .	 	
Xiong, J	., & Wu, P. (2008). An Analysis of Forecasting Model of Crude Oil Demand Based on 
Cointegration and Vector Error Correction Model (VEC). 	International Seminar on 	
Business and Information Management (ISBIM ’08)	, ss. 485	-488.	 	
Aastveit, K. A., Bjørnland, H. C	., & Gundersen, T. S. (2021, September). 	The Price Responsiveness 	
of Shale Producers: Evidence From Micro Data*. 	CAMP Working Paper Series	.

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	69

Norsk olje, globale utslipp	 	
 	
Vista Analyse	 | 2023/4	 	70	 	
 
 	
 
 
 
 	
Vista 	Analyse AS	 	
Meltzers gate 4	 	
0257 Oslo	 	
 
post@vista	-analyse.no	 	
vista	-analyse.no