Are Carbon Prices Redundant in the 2030 EU Climate and Energy Policy Package?

In 2018, an agreement between the key EU institutions—the Commission, the European Parliament, and the European Council—was reached after a long-lasting discourse over the 2030 EU climate and energy policy package. This paper offers a comprehensive assessment of the EU package, with its three main targets: lower greenhouse gas emissions, higher renewable share in final energy consumption, and improved energy efficiency. We find that the renewable and energy efficiency targets have been set so high that the derived emissions reduction (50 percent) exceeds the EU climate target (40 percent). Hence, there is no need for an EU climate policy, for example, to use carbon prices to reach the EU climate goals. It is, however, not cost-efficient to achieve the climate target by imposing the three EU targets. We demonstrate that a cost-efficient policy that obtains a 50 percent GHG emissions reduction would increase annual welfare (relative to the Reference scenario) by an amount corresponding to 0.6 percent of GDP in Europe.publishedVersio

Financial market pressures, tacit collusion and oil price formation

,Oil Market; Investment behaviour; market power; collusion; equilibrium model

Kraftkrise i Norge?

Økonomiske analyser er tilgjengelige via www.ssb.noElektrisitet er en viktig innsatsfaktor for norsk industri og næringsliv. Sterk økning i elektrisitetspriser betyr økte produksjonskostnader (direkte eller gjennom alternativverdien av kraften). Lønnsomheten går ned, og dette kan føre til redusert produksjon via permitteringer eller nedleggelser og dermed bidra til økt ledighet. Økte priser på elektrisitet bidrar også til en nedgang i disponible inntekter for husholdningene. Dette gir, via etterspørselseffekter, et bidrag til mindre kostnads- og prispress i økonomien. Økte kraftpriser kan også ha betydning for offentlige budsjetter gjennom momseffekter (redusert sparing på kort sikt) og økning i skatt og utbytte fra kraftselskapene hvis prisen øker mer enn kraftproduksjonen går ned. På den annen side fører økte kraftpriser til at driftsutgiftene for offentlig sektor øker. I dagens marked med lite vann i magasinene er det stor usikkerhet omkring utviklingen i kraftprisene de nærmeste månedene. Siden kraftprisene kan ha stor betydning for flere viktige forhold i norsk økonomi, og usikkerheten er stor, er det viktig at en ser på effekten av ulike kraftpriser. Nedenfor går vi gjennom noen resonnementer som leder fram til et par alternative scenarier for kraftprisen de nærmeste månedene

Makroøkonomisk analyse for Norge av klimapolitikken i EU og Norge mot 2030

EU og Norge skal redusere klimagassutslippene sine med 40 prosent fra 1990-nivå innen 2030. Forskning viser at et fleksibelt kvotesystem i Europa er den billigste måten å nå målene på. Uten et slikt kvotesystem kan tiltakene i Norge bli over ti ganger så dyre. Forskerne Finn Roar Aune og Taran Fæhn i Statistisk sentralbyrå har undersøkt hvor mye Norge kan spare om gjennomføringen av klimagassutslipp kan gjøres fleksibelt mellom landene og mellom utslippene i og utenfor kvotesektoren

Utviklingen i energimarkedet i Norden i 2002-2003

Høsten 2002 og vinteren 2003 var det nordiske kraftmarkedet anstrengt på grunn av lite nedbør og dermed svikt i den primære energitilgangen. Ikke bare var tilsiget sviktende, svikten var konsentrert til den vanligvis så nedbørrike høstperioden fra september til november. Dette var alvorlig da forventningene om framtidig magasinbeholdning, som en ville være avhengig av utover våren 2003, stadig måtte endres på svært kort sikt. Med skiftende endringer i forventingene skiftet også priser og handelsmønstre svært raskt. I denne rapporten går vi gjennom eksisterende datamateriale for årene 2002 og 2003 for å gi en vurdering i etterkant av hvordan markedet fungerte både på produksjons- og etterspørselssiden (inklusive handel over landegrensene). De høye kraftprisene i det nordiske kraftmarkedet høsten 2002 og vinteren 2003 skyldes i all hovedsak de lave tilsigene til de nordiske magasinene. Det har resultert i høye priser i alle Nordpools prisområder, med de høyeste spotprisene i Norge, siden det var der knappheten var størst

Hva betyr en gjennomføring av Kyotoprotokollen for det norske og nordiske kraftmarkedet?

Økonomiske analyser er tilgjengelige via www.ssb.noI denne artikkelen skal vi se nærmere på noen mulige virkninger for kraftproduksjon, -handel, -priser og -etterspørsel i Norden i 2010 som kan følge hvis Kyotoprotokollen iverksettes. Vi bruker en nordisk kraftmarkedsmodell i samspill med den makroøkonomiske modellen MSG-6 til å studere dette. Dersom gjennomføringen av Kyotoprotokollen resulterer i en internasjonal kvotepris på CO2-utslippsrettigheter på 200 kr/tonn CO2, viser beregningene at produsentprisene på elektrisk kraft i Norden kan øke med 10-30 prosent i forhold til en situasjon med videreføring av dagens avgiftsregime og -nivåer. CO2-utslippene fra kraftproduksjon i Norden i 2010 mer enn halveres. Verk med store CO2- utslipp erstattes av ny vannkraft, biobasert kraftproduksjon og nye effektive gasskraftverk. Kraftprisveksten fører til lavere forbruk og dermed lavere kraftproduksjon samlet sett. Klimapolitikken øker omfanget av krafthandel til tross for at samlet forbruk og produksjon reduseres

Globalisation of natural gas markets : effects on prices and trade patterns

Abstract: The regional natural gas markets are expected to gradually become more integrated. The major driving forces are lower LNG costs, more spot trade, and increased need for imports into the US and other key markets. In this paper we examine various scenarios for a future global gas market, particularly focusing on natural gas prices and trade patterns. We use a numerical model of the international energy markets, with detailed modelling of regional gas production and international gas transport. Scenarios with different assumptions about future demand and supply conditions are simulated. Our results suggest that trade between continents will grow considerably over the next couple of decades, and that prices in the main import regions will remain around current levels. However, significant constraints on exports from the Middle East may alter this picture.Funding from the Renergi programme and the Petrosam programme of the Norwegian Research Council is acknowledged

Regional og nasjonal utvikling i elektrisitetsforbruket til 2010

Det norske kraftmarkedet ble deregulert i 1991. Frem til i dag har det totale temperaturkorrigerte norske elektrisitetsforbruket økt med 18,8 TWh eller 1,6 prosent pr. år. Økningen i forbruket er delvis dekket ved tilvekst i produksjonskapasiteten i Norge (5 TWh) samt gjennom import og unormalt høy vannkraftproduksjon som følge av mye nedbør i 1999 og 2000. Spesielt i 2000 var vanntilgangen rikelig, og engrosprisene var tilsvarende lave. Med normale tilsig vil prisene øke, hvilket bidrar til redusert forbruk og økt import av kraft. Omfanget av vekst i kraftpriser vil være av avgjørende betydning for utviklingen i kraftforbruket fremover. I den foreliggende rapporten presenteres beregninger for nasjonalt og regionalt kraftforbruk, -produksjon og -priser frem til 2010 under ulike forutsetninger om krafttilgang, utenlandskabler, miljøpolitikk og økonomisk vekst i Norge og Nord-Europa. I vår referansebane, som baserer seg på normale tilsig og temperaturforhold etter 2000 og økende priser på kraft i Nord-Europa, vokser det totale norske kraftforbruket til 134,1 TWh i 2010. Det tilsvarer en vekst på nær 10 TWh (6 TWh temperaturkorrigert) i perioden 2000-2010. Årsaken til den lave veksten skyldes i første rekke økende priser. I 2000 var engrosprisene meget lave, rundt 10 øre/kWh, mens prisene i 2010 i referansebanen vil kunne bli på 21 øre/kWh som årsgjennomsnitt. Produksjonskapasiteten er fremskrevet til 124 TWh i 2010, dvs. at det kreves en årlig nettoimport på 10 TWh for å oppnå balanse. Nettoimporten kommer fra Sverige og Danmark, mens Norges krafthandel med land utenfor Norden (Tyskland og England) på årsbasis er i balanse. Til tross for at krafthandelen med Tyskland og England er i balanse, er de nye kablene viktige for kraftprisene i Norge. Den økte kabelkapasiteten øker presset på norske kraftpriser i høy- og topplast når utlandets betalingsvilje er høyest. Det motsatte er tilfellet i lavlast når kablene gir Norge tilgang til billig utenlandsk overskuddskraft. Flere av følsomhetsberegningene illustrerer at flere kabler har denne todelte virkningen på norske kraftpriser. Alt i alt har derfor kablene mindre å si for årsgjennomsnittet av kraftprisen enn for prisene i de enkelte lastavsnitt. I vekstalternativet økes den økonomiske veksten og kraftforbruket stimuleres. I miljøalternativet innføres CO2-avgifter som leder til høyere kraftpriser og lavere forbruk. For flere av scenariene er det også laget tørrårsberegninger med lavere produksjon enn i et tilsigsmessig normalår. Beregningene viser at virkningene av tørrår er mer moderate når det finnes flere utenlandskabler enn i situasjoner der forbindelsene til utlandet er svakere. Beregningene av regionalt kraftforbruk viser at det er beskjedne vridninger i regionalt forbruk frem til 2010. Østlandet har sterkest vekst ved siden av Vest-Norge der forbruket blant annet øker som følge av økt forbruk i gassbehandlingsanleggene på land. Veksten er svakest i Nord-Norge. Økt sentralisering forsterker denne tendensen i beskjeden grad siden sentralisering også opptrer i hver region og derved ikke påvirker utviklingen på tvers av regioner i så stor gra

Industry restructuring, OPEC response – and oil price formation

Abstract: Increased focus on shareholder returns, capital discipline and return on capital employed (RoACE) caused a slowdown in investment rates and production growth among international oil companies around the turn of the century. Focusing on supply side dynamics of the oil market, we explore a hypothesis that the restructuring in the international oil industry towards the end of the 1990s had long-lived effects on OPEC strategies – and on oil price formation. Based on a partial equilibrium model for the global oil market, we examine the effects of the industry restructuring on oil supply and oil prices, compared with a counterfactual reference scenario characterised by industrial stability and unchanged price ambitions within OPEC. A key result is that important factors behind the currently high oil price can be traced back to the industrial restructuring and to the Asian economic crisis. This suggests that temporary economic and financial shocks may have a long-term impact on oil price formation. Keywords: Oil market, investment behaviour, market power, equilibrium mode