Petter Osmundsens argumenter – presentert i et innlegg publisert på Oljedirektoratets nettsider – er velkjente og i tråd med det oljenæringen tradisjonelt hevder. Han konkluderer:

«I de nye scenarioene fra IEA fremstår nedsiderisikoen liten for olje. Byråets basisforventning for oljeprisen er 88 dollar per fat i 2015 og 112 dollar per fat i 2040. Det tegnes et entydig positivt bilde for gass, som utgjør en økende andel av norsk utvinning.

Men hva om verdens nasjoner, mot forventning, skulle bli enige om drastiske klimatiltak, hvordan blir Norge påvirket? Vi har mest gass, og her øker etterspørselen også ved strenge klimatiltak. Oljeprisen, ved streng klimapolitikk globalt, gir fortsatt rom for betydelig oljevirksomhet på norsk sokkel.

Nedbetaling over få år reduserer risikoen for oljeprosjekter og gassprosjekter, og det vinner antakelig på en strengere klimapolitikk.»

Det er grunn til å kommentere flere sider ved Osmundsens
konklusjoner og dvele ved den politiske musikaliteten i å legge et IEA-scenario
som peker mot fire graders oppvarming til grunn, men la oss starte der han er
mest lettvinn: Det handler om gass.

Mens olje er en global handelsvare er den norske gassen først og
fremst avhengig av det som skjer i Europa. Å slutte at fremtiden for norsk gass
er lys, og lysere jo sterkere klimapolitikken biter, er altfor enkelt, ja rett
ut feilaktig.

Skal det gjøres en klimarisikoanalyse av den norske gassens
fremtid, så må man gjøre det mye mer finmasket. La oss bruke kategoriene hos
Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD for å rydde litt i
kvisthaugen.

Hva slags overgangsrisiko er gassen utsatt for?

Politikk og reguleringer

De viktigste markedene for norsk gass er i Europa. Politikken på
EU-nivå og i de største importlandene blir derfor avgjørende.

I kraftproduksjon virker CO₂-prising positivt for gass til et
visst nivå, men høy CO₂-pris fremmer også fornybar energi mot både gass og
kull. En CO₂-pris i terrenget mellom 20 og 30 euro vil de nærmeste årene virke
til gassens fordel. Men når kullkraftverkene er borte, vil CO₂-prisen bare være
en byrde for gassen. Da vil hver eneste nye vindmølle bety lavere markedsandel
for gass, og samtidig reduserte CO₂-avtrykk fra kraftsystemet som sådant.

Kvotesystemet er den viktigste reguleringen på EU-nivå, men også effektiviseringskrav og mer fornybar energi virker i gassens disfavør. Kommer vi forbi 2030, så er det neppe så mye gass igjen i Europas kraftproduksjon. Jo strammere klimapolitikken blir, jo dårligere er utsiktene. Dette gjelder for kraftsektoren, men i minst like stor grad for bruk av gass til oppvarming. Her er gassen vanskeligere å erstatte, men politiske tiltak vil virke inn.

I tillegg til politikken på EU-nivå, vil nasjonal politikk og reguleringer
i viktige EU-land være av stor betydning. Hvor raskt land som Tyskland,
Frankrike og Storbritannia bygger om sine kraftsystemer, vil ha stor betydning
for markedet.

Tidsaspektet er viktig. Gassetterspørselen i Europa kan meget vel
få et oppsving de nærmeste årene og erstatte kull, men så falle kraftig fra
midten av tyvetallet og utover på trettitallet. På kort sikt er det altså ingen
særlig nedside, men det forandres betydelig noe frem i tid.

Politikken og reguleringene vil dempe etterspørselen.

Teknologi

Gass har mange anvendelsesområder, og fellestrekket er at konkurransen er stor. I kraftproduksjon betyr billigere sol- og vindenergi at gass i mange tilfeller utkonkurreres på pris. Gassen blir tilkallingsvikar når fornybar energi ikke kan levere. I den rollen er det også mange konkurrenter – som batterier, vannkraft, styring av etterspørsel og så videre. Lokalt produsert biogass er også en konkurrent.

Også til oppvarmingsformål har gass mange konkurrenter – fjernvarme, biogass, elektrisitet, energieffektivisering; tiltakene som kan erstatte gass er mange, og de har alle til felles at de tjener på CO₂-prising – og kan produseres lokalt, nærme forbrukeren. Verdiskapingen tilfaller altså lokalsamfunnet eller landet der energitjenestene produseres, ikke Norge eller Russland.

Gass er også mye brukt som råvare i industrien. Også her kan
gassen i mange tilfeller bli erstattet. Kombinasjonen av billig fornybar strøm
og CO₂-prising kan vise seg å gjøre underverker.

Marked

Kombinasjonen av politikk/reguleringer og teknologi gjør det
sterkt sannsynlig at gassetterspørselen i Europa vil falle. Samtidig faller
også egenproduksjonen i EU-landene, men det kan like gjerne være et stimuli til
å finne alternativer som til å importere mer.

På tilbudssiden vil Russland forbli en stor aktør, mens tilgangen
på LNG vil variere avhengig av etterspørselen i andre deler av verden. LNG har
høyere kostnader enn rørgass, det påløper kostnader både når gassen «pakkes om»
til LNG, til skipstransporten, og når den «pakkes ut» igjen. Dette er for øvrig
også energikrevende prosesser med betydelige utslipp, og har dermed også
utslippskostnader som stiger med prisen på CO₂.

Det er altså ikke grunnlag for å «tegne et entydig positivt bilde
for gass», slik Osmundsen hevder.

Eventuelle nye norske gassfunn i Nordsjøen og Norskehavet som kan kobles opp mot eksisterende infrastruktur og rørledninger er likevel en helt annen skål enn gassfunn i Barentshavet, der to-tredeler av de gjenværende norske gassressursene angivelig skal befinne seg.

Skal gass fra Barentshavet være lønnsom, må den tåle kostnadene
enten ved at det bygges en rørledning nesten til Nordpolen, eller ved
LNG-produksjon ved ilandføring i Finnmark. I begge tilfeller er det store
investeringer med lange ledetider som må gjøres, og selv om det skulle bli
gjort store gassfunn raskt, er det lite som tyder på at slik gass kan være på
markedet før tidligst omkring 2030. Dette vil være omtrent samtidig med at
gassens rolle i europeisk energiforsyning faller kraftig.

Gass fra Barentshavet må altså kunne konkurrere både mot alle
slags fornybare alternativer – og mot andre gassprovinser der ressursen er
lettere tilgjengelig. LNG eller hydrogen-produksjon (med CCS) er en mulighet,
men her er det ingen rød løper.

Spørsmålet vil være hvor på den globale kostnadskurven LNG eller
hydrogen med CCS basert på eventuell gass fra Barentshavet vil befinne seg.

Det kan hende slike prosjekter lar seg regne hjem, men dette blir neppe
noen grunnrentemaskin for Norge. Verdens største gassfelt, russiske Shtokman,
ligger som en «stranded asset» helt i nabolaget.

For å plassere debatten om utsiktene i gassmarkedet i et
konstruktivt leie, ville det vært en fordel om regjeringen fulgte anbefalingen
fra Klimarisikoutvalget og etablerte et sett «scenarioer for oljepriser,
gasspriser og CO₂-priser» som eventuelle gassprosjekter kan testes mot.

Den eventuelle verdien av gass i Barentshavet vil påvirkes sterkt
av kostnaden ved CO₂-utslipp i Europa og ellers.

Omdømme

Når gassens klimarisiko skal vurderes i tråd med
TCFD-anbefalingene, så er det også verdt å dvele ved gassens omdømme. Det er
brukt og brukes mye penger på markedsføring og lobbyarbeid fra norsk side på å
fremme gassens plass, men følgende står likevel fast:

Gass er bedre enn kull, men er og forblir et fossilt brennstoff. I
Europa er den også gjerne forbundet med avhengighet av Russland.

Hvordan gassen vil bli betraktet ti-femten år frem i tid kan man
bare spekulere om, men det er liten grunn til å tro at omdømmet vil bedres i
takt med at klimapolitikken strammes til.

Faktorer som må med

Fordelen med klimarisiko-analyse i tråd med anbefalingene hos TCFD
er at man kan komme ganske langt i retning av enighet om beskrivelse av
faktorene som kan være relevante.

I punktene over har jeg gått gjennom en del faktorer det trolig
vil være ganske bred enighet om hos folk som følger de europeiske
energimarkedene og klimapolitikken. Ulike forhold kan tillegges ulik vekt, men
hovedpoenget er følgende:

Det er ikke saklig grunnlag for Petter Osmundsens konklusjon om at
«gassetterspørselen øker (også) ved strenge klimatiltak».

Tvert imot; jo strengere klimapolitikk, jo dårligere er utsiktene for gassen – i alle fall i Europa. Lykkes EU med sin omstilling, så vil markedet for fossil gass gradvis svinne hen.

Olje – høye avkastningskrav en fordel

Når Petter Osmundsen drøfter fremtidig oljeetterspørsel, tar han utgangspunkt i IEAs New Policy Scenario. Energiforbruket i dette scenarioet peker mot en oppvarming rundt fire grader, og beskriver altså en fremtid der klimapolitikken mislykkes. Konklusjonen om at nedsiderisikoen for olje er liten, knyttes til en forventning om fortsatt vekst i oljeforbruket – i strid med klimamålene. Det er dessverre godt mulig at det går sånn, men for de som skal utvikle petroleumspolitikken videre, er det uansvarlig å legge dette til grunn.

Norge kan ikke med åpne øyne drive et veddemål mot at
klimapolitikken lykkes.

Den politiske planleggingen av Norges fremtidige oljevirksomhet må
ta utgangspunkt i at vi når målene i Paris-avtalen. Det betyr at
oljeetterspørselen vil falle og ligge mye lavere i 2040 enn i IEA-scenarioet
som Osmundsen bruker som grunnlag for sine betraktninger.

Likevel vil det også i scenarioer som sammenfaller med klimamålene
være behov for nyinvesteringer i oljeproduksjon, men altså på vesentlig lavere
nivåer enn der klimapolitikken mislykkes. Dette betyr alt annet like at prisene
blir lavere. Hvor mye lavere vil avhenge av responsen fra aktørene på
tilbudssiden.

I drøftingen rundt nedsiderisikoen for olje har Osmundsen gode
poenger. Så lenge avkastningskravene er høye er nedbetalingstiden kort.
Oljeprosjekter som settes i gang kommer derfor i pluss i løpet av noen få år.
Denne kortsiktigheten reduserer klimarisikoen. Høye avkastningskrav betyr at de
dårligste prosjektene ikke blir bygd ut.

Osmundsen vil ganske sikkert avvise alle slags skatteskjerpelser
for oljesektoren. Hvis politikerne skulle ville stramme til litt, kunne de øke CO₂-avgiften.
Det ville bety at de mest forurensende prosjektene blir dyrere og dermed
kanskje ulønnsomme.

Det kan ikke være et spesielt radikalt påfunn å antyde at oljeprosjekter på norsk sokkel må tåle en CO₂-pris som samsvarer med den som er forventet i IEA-scenarioene der klimapolitikken lykkes.