Dette tiltaket inkluderer nullutslippsløsninger (elektrifisering og hydrogendrift) på passasjerfartøy som er på kontrakter med det offentlige: ferjer, hurtigbåter og Kystruten Bergen–Kirkenes.

Per i dag er nullutslippsløsninger i drift på 54 av 134 bilferjesamband i Norge. I tillegg vil flere samband få nullutslippsdrift de nærmeste årene, som følge av at kontrakter med nullutslippsløsninger er inngått. Nullutslippsløsninger innebærer at det aller meste av energiforbruket på sambandet er dekket med teknologier og energibærere som gir null utslipp av klimagasser. Dette er i nær alle tilfeller hybridelektrisk drift med batterier ladet fra land, og dieselgeneratorer om bord som supplerende energikilde ved behov.

For hurtigbåt er det innført eller planlagt nullutslippsdrift på nærmere 20 samband av omtrent 90, gjennom batterielektrisk drift. Det er i all hovedsak fylkeskommunene og Statens vegvesen som er oppdragsgivere for kontrakter med rederier for drift av bilferjer og hurtigbåter. For de aller fleste sambandene er innfasingen av nullutslipp en følge av krav fra oppdragsgiver i kontraktene med rederiene for drift av sambandene.

I tiltaket innføres nullutslippsdrift i nye kontrakter planlagt satt i drift fra 2027 (ferjesamband) og 2028 (hurtigbåtsamband) og framover. For fylkeskommunale ferjesamband er det antatt at nullutslippstiltaket er batterielektrifisering. Trolig kan de fleste hurtigbåtsamband også elektrifiseres, men her er det betydelig større teknisk usikkerhet. Andre løsninger, som hydrogendrift, kan være nødvendig for å oppnå nullutslipp på enkelte krevende ruter. I tillegg til ladeinfrastruktur på kai og batterisystem på fartøy, krever elektrisk drift ofte også investering i nettoppgradering eller forsterking av nettet. Hydrogendrift på hurtigbåter krever pilotering av ny teknologi på denne fartøystypen.

I tillegg til ferjer og hurtigbåter omfatter dette tiltaket også nullutslippsløsninger på Kystruten Bergen–Kirkenes. Samferdselsdepartementet er oppdragsgiver for Kystruten Bergen–Kirkenes. Dagens kontrakter gjelder for perioden 2021–2030, og ny anbudsperiode starter i 2031. Innfasing av nullutslippsløsninger er mest aktuelt i neste kontraktsperiode. I tiltaket legger vi til grunn at 90 prosent nullutslippsdrift oppnås med en kombinasjon av batterielektrisk drift og brenselcellesystem for hydrogen eller ammoniakk, med en gradvis innfasing fra 2031 til 2035.

Ferjer og hurtigbåter 

Batterielektriske ferjer og hurtigbåter har høyere investeringskostnader enn konvensjonelle fartøy. Dette gjelder både for batterisystem om bord og utbygging av nett og ladeinfrastruktur. En gjennomgang av investeringskostnadene for elektrifisering av ferjesamband viste at noe over halvparten av merkostnaden var kostnader for nett og ladeinfrastruktur, mens litt under halvparten var teknologikostnader på fartøy.¹ Spesielt nettoppgraderingskostnadene varierer betydelig mellom ulike kaier. Kostnadene korrelerer generelt lite med effektbehovet², og lokale forhold og eksisterende nettkapasitet påvirker hvor høy investeringskostnaden blir. For enkelte samband vil nettinvesteringen utgjøre svært mye av merkostnaden for elektrifisering, og dette vil variere mye med lokale forhold.  

Merkostnaden for fartøy med nullutslippsløsninger er totalt sett høyere enn for konvensjonelle anbud på grunn av investeringskostnadene. Elektrisk drift gir reduserte energikostnader, og besparelsen kan for noen samband gi relativt lav samlet kostnad. Store ferjesamband – samband med stor trafikk, mange overfarter og høyt energiforbruk – vil kunne ta igjen mer av investeringskostnadene gjennom reduserte energikostnader. Dette har etter vår kjennskap vært tilfelle for riksvegferjesamband, som har høy trafikk og dermed høy utnyttelse av fartøy og infrastruktur. For små samband blir merkostnaden ved nullutslippsløsninger vanligvis betydelig høyere, særlig der investeringskostnaden for nettoppgradering er høy og det årlige energiforbruket er relativt lavt. Det er grunn til å tro at mange av sambandene som allerede er elektrifisert, og som dermed ikke er en del av tiltaket, er sambandene med relativt lav merkostnad. Merkostnaden for gjenstående samband er derfor trolig høyere.

For ferjer er batterielektrisk drift en moden teknologi, og hovedbarrieren er fylkeskommunens evne til å håndtere merkostnadene. Når det nå er innført krav (se beskrivelse av mulige virkemidler nedenfor), skal fylkeskommunene bli kompensert for merkostnadene. I statsbudsjettet 2025 er det bevilget 50 millioner kroner. Den årvisse kompensasjonen skal følge merkostnadene fremover.

For hurtigbåtsamband anslår vi en bedriftsøkonomisk merkostnad (fylkets merkostnad) på i gjennomsnitt rundt 6 000 kr/tonn CO₂. Bak dette ligger et stort spenn mellom sambandene, fra 2 000 til over 20 000 kr/tonn. Ved nullutslipp på alle samband anslår vi årlige merkostnader på 700 millioner kroner. Store samband kan ha årlige merkostnader på over 50 millioner kroner, selv om disse gjerne har lavere tiltakskostnad (i kr/tonn) enn mindre samband.

Innkjøpsprosessen kan være mer tidkrevende ved anskaffelse av kontrakt med nullutslippsfartøy enn med konvensjonelle fartøy. Det er nødvendig med gode forberedelser til anbud med miljøkrav. Dette kan være utfordrende for innkjøpere som er under tidspress for å legge ut anbud i god nok tid før ny kontraktsdato til å sikre god konkurranse. Forberedelser til anbud med miljøtiltak er særlig knyttet til ladeinfrastruktur, som innebærer dialog med nettselskap om nettkapasitet, grunneiere og planmyndigheter om bruk av areal tilknyttet kai, innhenting av tillatelser og grunnerverv.

Forhold ved nett og ladeinfrastruktur er den dominerende tekniske og praktiske barrieren for elektrifisering av ferjer. Effektbehovet ved lading på de ulike kaiene kan være høyt (spenn 1–10 MW, typisk 3–5 MW), og kaiene ligger ofte på steder med lav nettkapasitet. Det vil være regionale forskjeller i hvor nettet eventuelt må forsterkes, for eksempel om det er i lokal- eller distribusjonsnett. Nettilknytning for ladeanlegg konkurrerer med andre elektrifiseringsprosjekter, og behandling hos nettselskapet kan ta lang tid.

Det gjenstår teknologiutvikling for å sikre nullutslipp for alle hurtigbåtsamband. Batteridrift er betydelig mer utfordrende for hurtigbåter enn for ferjer. Særlig utvikling av løsninger for energioverføring/lading gjenstår, men det har vært rask utvikling de siste årene, som for eksempel utvikling av batteribytteteknologi som reduserer behovet for høy ladeeffekt på kai. Erfaringer fra samband som starter opp med batteribytte i 2024/2025 vil gi viktig læring for at flere samband kan elektrifiseres. For samband som er særlig energikrevende og der nettoppgraderinger er særlig dyrt eller krevende, kan hydrogendrift være aktuelt. Hydrogenteknologi er ikke utprøvd for hurtigbåt og godkjenningsprosesser tar tid.

Omlegging til nullutslippsdrift utfordrer også atferd og reisevaner. Dagens båtbaserte rutetilbud er bygd ut med basis i dieseldrift, der lang rekkevidde, hurtige overfarter og kort oppholdstid ved kai har vært en selvfølge. For å gjøre elektrisk drift teknisk mulig, kan det være nødvendig å for eksempel endre ruteplaner og øke oppholdstiden ved kai noe. For lokalsamfunn som er avhengige av båttransport kan slike endringer påvirke hverdagen i betydelig grad, og det er behov for involvering og informasjon for å sikre gode løsninger som dekker behovene.

Kystruten 

Flere av barrierene beskrevet over er relevante også for Kystruten Bergen–Kirkenes. Her er flere tekniske løsninger aktuelle for nullutslippsdrift. Om ruten skal driftes med batterielektriske fartøy, vil det trolig kreve omlegginger av rutetider og tilgang til betydelig ladeeffekt på mange steder langs ruten. Om nullutslipp skal oppnås med hydrogendrift, vil det også trolig kreve bunkring flere steder langs ruten.

Nullutslippsløsningene vil gi økte kostnader til investeringer i skip og landinfrastruktur. Om nullutslipp oppnås med hydrogenbaserte drivstoff vil også energikostnadene være høyere enn med fossile drivstoff.

Flere skip som i dag har batterier om bord, mangler tilgang til tilstrekkelig strøm ved flere kaier langs ruten, og får dermed ikke realisert fullt ut det utslippsreduksjonspotensialet som ligger i landstrøm og lading av batterier. For å realisere nullutslippsdrift av Kystruten blir det sentralt å kunne ta ned denne barrieren.

Krav fra Statens vegvesen og fylkeskommunene har gitt nullutslippsløsninger på en rekke ferje- og hurtigbåtsamband. Regjeringen har vedtatt krav om nullutslipp for ferjer og ferjetjenester i offentlige anbud som kunngjøres fra 1. januar 2025, samt kompensere fylkeskommunene for merkostnadene knyttet til kravet. Regjeringen har bevilget 50 millioner kroner i 2025 i kompensasjon.¹ Videre blir det innført flere unntak; der det blir brukt biogass, der det er vedtatt ferjeavløsningsprosjekt, der det ikke kan sikres tilgang til strøm og der det ikke er teknisk eller økonomisk mulig å gjennomføre. Økonomisk gjennomførbart er definert som en tiltakskostnad som er under 6 000 kr per tonn redusert CO₂. Forskriften presiserer at der det ikke er mulig å gjennomføre kravet, bør det tas sikte på å bruke hybride løsninger. Det ble ikke innført krav til hurtigbåter slik tidligere foreslått. Miljødirektoratet har i tildelingsbrevet for 2025 fått i oppdrag å arbeide videre med kunnskapsgrunnlaget for utslippskutt fra hurtigbåter, som kan danne grunnlag for når det eventuelt kan innføres utslippskrav til hurtigbåtsamband. Høringsuttalelsene til forslaget om krav til ferjer og hurtigbåter var generelt positive, men mange av aktørene trekker særlig fram behovet fylkeskommunene har for å få dekket merkostnadene. For å skape forutsigbarhet for fylkeskommunene er det nødvendig med en avklaring av innretning på en eventuell kompensasjon. Dette vil kunne gi færre søknader om dispensasjon, og best mulig effekt av kravet.

Investeringsstøtte til pilotprosjekter vil stimulere til fortsatt teknologiutvikling og utprøving. Dette gjelder både innovative løsninger for å redusere energibehovet, løsninger for lading og infrastruktur og hydrogenteknologi for hurtigbåt. Kommersialisering av slike teknologier vil gjøre nullutslippsdrift mer gjennomførbart. Slikt arbeid gjøres i dag særlig gjennom prosjektet Fremtidens Hurtigbåt, utført i fellesskap av fire fylkeskommuner. Prosjektet har fått støtte til finansiering av videre arbeid for å få bygd fartøy og prøvd ut teknologien. En faktisk realisering vil redusere barrierene for hydrogendrevet hurtigbåt, samt klare.

Støtte til fylkeskommuner gjennom Klimasats vil hjelpe fylkeskommunene å gjennomføre hurtigbåtanbud med nullutslippskrav. Gjennom statsbudsjettet for 2025 har Hurtigbåtprogrammet i Klimasats fått betydelige økte midler, som kan bidra til å dekke deler av merkostnadene for fylkeskommunene i anskaffelser av hurtigbåter med lavere utslipp. Det er viktig å merke seg at tilskuddet typisk må dekke en betydelig andel av merkostnadene gjennom et helt kontraktsløp på ti eller flere år. I lys av de totale årlige merkostnadene for hurtigbåt beskrevet ovenfor, vil det være behov for økt ramme de kommende årene for å realisere nullutslipp på store eller mange samband. Å få demonstrert flere mulige nullutslippsløsninger for ulike typer samband vil øke mulighetene for å innføre nullutslipp på alle samband, og dermed styrke effekten av et eventuelt framtidig nasjonalt nullutslippskrav.

Krav kan også utløse nullutslippsdrift for Kystruten Bergen–Kirkenes. Dagens kontraktsperiode startet i 2021, og anbudskonkurransen ble utlyst i 2017. For å få en god prosess mot nullutslipp for Kystruten, må en allerede nå starte forberedelsene til ny anbudsperiode fra 2031. Det blir blant annet viktig å utrede det teknisk-økonomiske handlingsrommet, ha tett dialog med havneaktører langs ruten for tilrettelegging for landstrøm og infrastruktur for nye drivstoff og vurdere hvilke krav som er aktuelt å stille for teknologi og energibærere. I analysen har vi lagt til grunn at konkurransen lyses ut rundt 2026.

Basert på våre beregninger er samfunnsøkonomisk tiltakskostnad samlet for alle sambandene som inngår i tiltaket 1 000 kr/tonn for ferjer og 3 000 kr/tonn for hurtigbåter. Estimatet inkluderer investeringskostnader og energikostnader. Merk at dette ikke er tiltakskostnaden for fylkeskommunens merkostnader. Samfunnsøkonomiske kostnader for nullutslipp på Kystruten er ikke estimert. Om nullutslipp oppnås med hydrogenbaserte drivstoff, vil tiltakskostnaden være over 3 000 kr/tonn (se S03 Overgang til hydrogenbaserte drivstoff i sjøfarten).

I tillegg vil tiltaket føre til redusert lokal luftforurensing (SO₂, NOx, NMVOC og partikler), redusert støy om bord og i havner, og reduserte vedlikeholdskostnader for fartøyet på grunn av mindre bruk av forbrenningsmotor. Tiltaket vil bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokollen og utslippstakdirektivet (NEC). Disse virkningene er ikke kvantifisert.

Alle tiltakene reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingen (ESR), i klimasamarbeidet med EU til 2030. Deler av sjøfarten er fra 2024 også omfattet av EUs klimakvotesystem EU ETS. Dette gjelder hovedsakelig laste- og passasjerskip med størrelse 5 000 bruttotonn og mer. Rundt 20 ferjer i drift på riksvegferjesamband i Norge, og fartøyene i Kystruten Bergen–Kirkenes, er omfattet av EUs klimakvotesystem.

For beregningen av utslippsreduksjonspotensialet, er energiforbruket på bilferjesambandene innhentet fra fylkeskommunene i noen tilfeller, og i andre tilfeller basert på AIS-data for de fartøyene som inngår på sambandet. For hurtigbåt- og andre passasjerbåter er energiforbruket utelukkende basert på beregninger fra AIS-data. For energiforbruket for Kystruten Bergen–Kirkenes har vi tatt utgangspunkt i utslippet i dagens kontrakter.¹

Innfasingen av nye kontrakter for ferje- og hurtigbåtsamband følger oversikten til Kollektivtrafikkforeningen, med en del justeringer der vi har supplerende informasjon. ² . Samband der det allerede er innført nullutslippsløsninger ligger i referansebanen. Nullutslippsløsninger ved fornying av riksvegferjekontrakter er ikke inkludert i tiltaket, for vi legger til grunn at disse ligger i referansebanen. ³

For elektrifiseringstiltak er det generelt lagt til grunn at 90 prosent av energibehovet er nullutslipp, men for noen samband har vi mer spesifikk informasjon om graden av nullutslipp. Det resterende energibehovet dekkes med diesel/MGO (marine gassoljer) med en andel på 6 prosent flytende biodrivstoff, etter gjeldende omsetningskrav for sjøfart. Bruken av drivstoff på elektrifiserte samband kan dekke enkelte avganger eller bruken av reservefartøy som ikke er elektrifisert. Dimensjonering for fullelektrifisering (100 prosent) kan være mindre kostnadseffektivt fordi det kan kreve høyere investeringer i nett og ladeinfrastruktur å sikre at absolutt alle avganger seiles fullelektrisk.

Vi legger til grunn at alle ferjesamband kan elektrifiseres, med unntak av to av fartøyene i sambandet Bodø–Værøy–Røst–Moskenes som gjennom inngått kontrakt skal gå på hydrogen fra rundt 2026. Halhjem–Sandvikvåg kan også være vanskelig å elektrifisere på grunn av særlig høyt ladeeffektbehov, men riksvegferjesamband er uansett ikke inkludert i tiltaket.

For hurtigbåter vurderer vi at elektrifisering er aktuelt for de fleste sambandene. Generelt har batterielektrifisering vunnet fram også for hurtigbåt, og nye løsninger som batteribytte gjør elektrifisering til et realistisk alternativ også på de lengste og mest energikrevende rutene. På enkelte samband der nettoppgraderingskostnadene er svært høye eller elektrifisering er særlig utfordrende, kan hydrogendrevet fartøy være aktuelt som nullutslippsløsning i stedet for batterielektrisk løsning. Dersom hydrogenløpet i Fremtidens Hurtigbåt ikke blir gjennomført, kan det påvirke fylkeskommunenes vurderinger av muligheter til å stille nullutslippskrav for ruter som er særlig vanskelige å elektrifisere. Hydrogenløpet skal gi erfaringer nødvendig for å kunne oppnå nullutslipp på slike ruter.

For Kystruten Bergen–Kirkenes legger vi til grunn at nullutslipp kan oppnås gjennom en kombinasjon av elektrifisering og hydrogen eller ammoniakk. Gjennomføring av nullutslippsdrift kan gjøre det nødvendig med rutejusteringer, for eksempel for å få tilstrekkelig tid til batterilading eller bunkring. 

Vi legger til grunn at utslippet uten tiltak holder seg på dagens kontraktsfestede maksimalutslipp på 162 000 tonn CO₂ per år. Vi har ikke vurdert eventuell endret aktivitet som følge av nullutslippsdrift, eller om det vil komme endringer i behovet for passasjer- eller godstrafikk på strekningen som endrer rutegrunnlaget i den nye kontraktsperioden fra 2031.

Da det krever store omlegginger og investeringer både på fartøy og på land, legger vi til grunn at innfasingen av nullutslipp for Kystruten Bergen–Kirkenes vil gå gradvis over flere år – fra oppstart i 2031 til 90 prosent nullutslippsdrift fra og med 2035.  

Dette tiltaket omfatter elektrifisering av mindre havbruksbåter og havbruksanlegg, elektrifisering av kystfiskefartøy, elektrifisering av fritidsbåter og økt bruk av landstrøm for alle typer fartøy.

Elektrifisering av mindre havbruksbåter og havbruksanlegg

Elektrifisering av havbruksanlegg i sjø og tilhørende servicebåter inkluderer elektrifisering av fôrflåter og av mindre fartøy som brukes i ulike operasjoner i tilknytning til anleggene. Disse mindre fartøyene er både servicefartøy/arbeidsbåter og båter for personelltransport. Tiltaket innebærer at alle havbruksanlegg er elektrifisert innen 2035, og en økende andel av nye fartøy er nullutslipp (der alle er nullutslipp fra 2030). Vi legger til grunn at den mest aktuelle nullutslippsløsningen for de aller fleste fartøy er batterielektrisk drift i varierende grad. Hydrogendrift kan også være aktuelt, men det vil trolig være i form av pilotprosjekter, eller på steder der det er særlig krevende å skaffe tilstrekkelig nettilgang for batterilading.

Elektrifisering av kystfiskefartøy

Et tredvetalls kystfiskefartøy (av om lag 5 200 registrerte fiskefartøy) opererer per i dag delvis elektrisk med batterier om bord, i kombinasjon med dieseldrift. Operasjonsmønsteret til kystfiskefartøy og manglende ladeinfrastruktur gjør det krevende å oppnå høy grad av elektrisk drift. ¹ Tiltaket innebærer en økning i elektrifiserte fartøy både gjennom at flere fartøy bygges med batterier enn i dag, og at forbedret tilgang til ladeinfrastruktur sikrer delelektrisk drift.

Elektrifisering av fritidsbåter

I tiltaket erstattes fritidsbåter med forbrenningsmotor med batterielektriske fritidsbåter. Tiltaket innebærer innfasing av omtrent 17 000 nye fritidsbåter og 9 000 ombygde fritidsbåter med batterielektrisk drift til 2035

Økt utbygging og bruk av landstrøm for skip i innenriks trafikk

Landstrøm dekker energiforbruket til skip mens de oppholder seg i havn. I tiltaket tilrettelegges flere skip for å ta i bruk landstrøm, parallelt med at landstrømdekningen bygges ut og kapasiteten til anleggene utvides til at flere fartøy kan betjenes samtidig. For å oppnå utslippsreduksjonene må fartøyene med landstrømutstyr om bord også ta anleggene i bruk. Dette er ikke alltid tilfellet i dag.

Landstrøm

Det er få tekniske barrierer for bruk av landstrøm i skip. Det har de siste årene også vært en betydelig utbygging av landstrømanlegg som kan brukes av de fleste skipstyper. Det er i dag 179 landstrømanlegg i landet, mot 79 i 2019¹.  Miljødirektoratet ser i dialog med havner at det flere steder er få skip som benytter landstrømanleggene. Dette gir lav utnyttingsgrad og lengre tilbakebetalingstid for investeringene havnen eller andre landstrømtilbydere har gjort. Det er også kulturelle barrierer mot økt landstrømsbruk: Hos mannskap kan det være manglende kompetanse eller vilje til å la landstrøm dekke energibehovet og slå av motorene i havn. I samfunnet ellers er det også aksept for at skip ligger i havn med motorer i drift, også om havnen befinner seg i tettsteder.

For at flere typer skip skal kunne koble seg til nettet er det behov for landstrømanlegg på mange kaier og terminaler, og fortsatt utbygging for å betjene ulike typer skip. Ulike typer skip trenger forskjellig effekt, spenning og frekvens. Flere standardiserte løsninger eksisterer, og teknologiene er velprøvde. Kostnad for landstrømutstyr i skip er relativt lav, rundt 1–1,5 millioner kroner.

Høyere energikostnader kan være en barriere. Det er i mange tilfeller billigere å forsyne kraft til skipet ved å forbrenne diesel med hjelpemotorene, enn det er å benytte landstrøm. Prisen for å knytte seg til landstrømanlegg i de ulike havnene varierer, og anleggets utnyttingsgrad påvirker hvilken landstrømpris havnen kan tilby². Det siste innebærer at om antallet brukere går opp, kan prisen per kWh reduseres.

Batterielektrifisering

En felles barriere for elektrifiseringstiltak på fartøy er at investeringskostnaden er høyere enn for dieselbaserte fartøy. Å installere batterisystem på et eksisterende skip kan også gi høye investeringskostnader som ikke nødvendigvis tilbakebetales med dagens drivstoffkostnader. Nødvendig batteristørrelse, og dermed investeringskostnad, varierer med type fartøy og driftsmønster. Oppnås høy grad av elektrisk drift, kan deler av investeringen tilbakebetales gjennom reduserte energikostnader. Fritidsbåter har svært få brukstimer, og det er dermed lite økonomisk gevinst å hente fra elektrifisering. For næringsfartøy (havbruk og kystfiske) forholder dette seg annerledes. Her kan imidlertid seilingsmønsteret gjøre det krevende å oppnå høy elektrifiseringsgrad. Dette gjelder særlig for fiskefartøy. Små havbruksfartøy har mer forutsigbart seilingsmønster og har bedre operasjonelle forutsetninger for helelektrisk drift.

Det vil være regionale forskjeller i hvor nettet eventuelt må forsterkes, for eksempel om det er i lokal- eller distribusjonsnett. Nettilknytning for ladeanlegg konkurrerer med andre elektrifiseringsprosjekter, og behandling hos nettselskapet kan ta lang tid. Installasjoner på eller nær kai krever mer plass. Dette må tilrettelegges for i forberedelse til elektrifiseringen, og kaiene kan måtte forsterkes og bygges om. I forberedelsesfasen fram til oppstart med elektrisk drift må det settes av tid til god prosess mot grunneiere og planmyndigheter.

Batteribåter har kortere rekkevidde enn det fossile alternativet, og dette er en fysisk begrensning ved batteriteknologien. Potensialet for utslippskutt avhenger til en viss grad av hvordan aktørene og privatpersoner vil tilpasse seg den tekniske begrensningen. Enkelte tekniske løsninger, slik som luftputer og foiler, kan øke mulig rekkevidde, men dette vil ikke være aktuelt for alle segment, som fiskebåter eller båter som går med lavere hastighet.

Lukket gruppe i kystfiskeflåten er inndelt i grupper i regulerings- og struktursammenheng fordi det har vært et ønske om å ha en differensiert fiskeflåte med både små og større fartøy, at fartøyene innad i en gruppe skulle ha mest mulig like konkurransevilkår og at strukturgevinster skulle fordeles til de respektive lengdegruppene. Reguleringene har ikke hatt som formål å optimalisere fartøyutformingen for å få lavest mulig energiforbruk eller å bidra til at fartøyutformingen blir optimal for elektrisk drift. Reguleringer som er knyttet opp mot fartøyets faktiske lengde kan være en barriere for at fartøy kan utrustes med plasskrevende miljøteknologi.

Landstrøm

Ettersom tilgangen til landstrømsanlegg er relativt god, mens bruken av anleggene henger etter, er det behov for virkemidler som gir økt bruk av landstrømsanleggene. Dette kan igjen gjøre det mer attraktivt å etablere flere anlegg.

Gjennom Alternative Fuel Infrastructure Regulation (AFIR) stilles det krav om utbygging av landstrøm for containerskip, passasjerskip og cruiseskip over 5 000 bruttotonn i TEN-T-havner¹ med et minimum antall anløp av disse skipstypene. Kravet om utbygging av landstrøm suppleres gjennom FuelEU Maritime, som fra 2030 stiller krav om bruk av landstrøm i havn for de samme havnene og skipene, dersom de har mer enn to timer liggetid i havn. Fra 2035 krever FuelEU Maritime at landstrøm benyttes i alle havner som tilbyr landstrøm, uavhengig av TEN-T-status. Hovedkravet i FuelEU Maritime om å redusere den fossile andelen energibruk om bord, kan fra 2025 bidra til økt bruk av landstrøm.

Det kan vurderes om EU-krav som tas inn i norsk lovverk kan suppleres med nasjonale krav til bruk av landstrøm for andre skipskategorier- og størrelser, eventuelt at havner får hjemmel til å kunne stille slike krav. En utredning av krav til landstrøm må svare på hvilke deler av sjøfarten et eventuelt krav skal omfatte, og når det skal tre i kraft. Regjeringen vil utrede hvorvidt havner som selv ønsker det, kan stille krav til lav- eller nullutslippsteknologi for at et skip kunne anløpe eller benytte havnen.²

Miljødifferensierte havneavgifter og vederlag (skip med lavere utslipp premieres med lavere avgifter) praktiseres i dag av flere havner for å fremme bruk av landstrøm. Oslo Havn KF har innført et eget vederlag for finansiering av utbygging av nullutslippsløsninger. Regjeringen vil utrede om krav til drift av havn for å ivareta miljø kan benyttes som et virkemiddel for å redusere klimagassutslipp.³

Batterielektrifisering

Sjøfartsdirektoratet har foreslått å stille krav om nullutslipp for havbruksfartøy med lengde under 24 meter.⁴ Dette kan utløse tiltak på mindre havbruksbåter, og være et ytterligere insentiv til elektrifisering av akvakulturanlegg. Kravet er ikke sendt på høring, og Klima- og miljødepartementet behandler nå forslaget.

For fiske, kan det vurderes virkemidler som belønner fartøy med lavere utslipp.  Det kan vurderes å justere innretningen på CO₂-kompensasjonsordningen for fiske i nære farvann slik at det gir insentiver til lav- og nullutslippsløsninger. Eventuelle justeringer må sees i sammenheng med fiskeripolitiske mål, lønnsomhet og karbonlekkasje.⁵ Fiskefartøy er ikke omfattet av verken EUs klimakvotesystem eller FuelEU Maritime. EU-kommisjonen har signalisert at de vil vurdere virkemidler framover.⁶ Samarbeid med EU for felles virkemidler for fiskeri, blant annet for å opprettholde like konkurransevilkår, kan være en mulighet.

Fiskeridirektoratet vil i tiden framover kartlegge hvordan reguleringstiltak påvirker fiskeflåtens utslipp av klimagasser. Reguleringsområder det kan være relevant å vurdere nærmere er mange. Eksempelvis kan det være aktuelt å vurdere kvotefleksibilitetsordninger, redskapsreguleringer og sesong-, areal- og størrelsesreguleringer. Størrelsesreguleringer er eksempler på reguleringer som kan ha betydning for drivstofforbruk. Størrelsesreguleringene vil også kunne påvirke fartøyenes mulighet til å ta i bruk teknologiske løsninger som er plasskrevende. 

For å få ned de tekniske barrierene ved ny teknologi er virkemidler som bidrar til forskning, utvikling, innovasjon og pilotering fortsatt viktige. Det gis investerings- og FOU-støtte til pilotprosjekter fra Forskingsrådet, Innovasjon Norge, Enova og EU og dette bør opprettholdes. Samarbeidsforum slik som ZeroKyst⁷ og forskningsprosjekter med deltakere fra næringen er viktige for å dele kunnskap.

Potensialet for elektrifisering for kystfiskefartøy henger sammen med tilgangen til ladeinfrastruktur. Fortsatt investeringsstøtte fra Enova kan innrettes for i parallell å dekke både batteriinvesteringer på fartøy og investeringer i ladeinfrastruktur i tilhørende fiskerihavner.

Som beskrevet er det liten økonomisk gevinst å hente fra elektrifisering av fritidsbåter. Her kan aktuelle virkemidler være at båthavner gir fordeler til nullutslippsbåter, og eventuelt  innføre nullutslippssoner på sjøen. Insentiver til båtdeling kan også redusere antallet fossile båter og øke bruksgraden for båtene. Dette kan øke nytten av elektrifisering.

Basert på våre beregninger har tiltaket følgende positive samfunnsøkonomiske tiltakskostnader:

• Elektrifisering av mindre havbruksbåter og havbruksanlegg: 1 500 kr/tonn.
• Elektrifisering av kystfiskefartøy: 3 500 kr/tonn.
• Elektrifisering av fritidsbåter: Over 10 000 kr/tonn.
• Økt utbygging og bruk av landstrøm for skip i innenriks trafikk: 500 kr/tonn.

Estimatene inkluderer kostnader for investering i batterier og elektrisk drivlinje, og besparelser knyttet til lavere energikostnader. I tillegg vil tiltaket føre til redusert lokal luftforurensing (SO₂, NOx, NMVOC og partikler), redusert støy om bord og i havner og reduserte vedlikeholdskostnader for fartøy på grunn av mindre bruk av forbrenningsmotor. Tiltaket vil bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokollen og utslippstakdirektivet (NEC). Disse virkningene er ikke kvantifisert.  

Alle tiltakene reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingen (ESR), i klimasamarbeidet med EU til 2030. Deler av sjøfarten er fra 2024 også omfattet av EUs klimakvotesystem. Dette gjelder hovedsakelig laste- og passasjerskip med størrelse 5 000 bruttotonn og mer. Slike skip er kun inkludert i landstrømsdelen av dette tiltaket.

Elektrifisering av akvakulturanlegg og servicebåter

Utslippsreduksjoner på fôrflåter og transportbåter som benytter anleggsdiesel og bensin bokføres under motorredskaper m.m. i utslippsregnskapet. Andre fartøy (her samlet omtalt som "servicefartøy") benytter i større grad marin gassolje, og utslippsreduksjonene vil bli bokført i innenriks sjøfart. Framføring av strøm til fôrflåter muliggjør elektrifisering av mindre fartøy som brukes i den daglige driften.

Det er sirka 1 100 havbrukslokaliteter som har utslippstillatelse, men bare omtrent 600 av disse er i drift til enhver tid.¹ Av anleggene i drift estimerer vi at om lag 60 prosent er elektrifisert, og vi har lagt inn elektrifisering av de resterende fôrflåtene i tiltaket fram til 2035. Det er opp mot 2 000 små fartøy tilknyttet havbruksnæringen. Enova har gitt støtte til hel- eller delelektrifisering av rundt 200 havbruksbåter de siste årene. Denne støtten er nå avviklet, og vi legger til grunn at ytterligere virkemidler er nødvendig for videre elektrifisering av servicebåter. Med styrkede virkemidler som for eksempel krav, legger vi i tiltaket til grunn elektrifisering av nesten 600 båter innen 2035.

Elektrifisering av kystfiskefartøy

I 2023 var det registrert 5 478 fiskefartøy i Fiskeridirektoratets fartøyregister. Antallet har gått betydelig ned siden 90-tallet, og har holdt seg relativt stabilt siden 2010. Denne statistikken skiller ikke på type fiske. Kystfiskeflåten opererer som hovedregel kystnært, men enkelte fartøy fisker også lengre ut (fartøyene med lengde 28 meter og over omtales som havgående fartøy). Vi antar at antallet kystfiskefartøy består, og at tilfanget av nye fartøy er slik det har vært de siste ti årene (informasjon om byggeår fra Fiskeridirektoratet).

Innen kystfiskefartøy er det et stort spekter i operasjonsmønster, tid til sjøs, energiforbruk og lignende, og det er sannsynligvis bare mulig med delvis elektrifisering for de fleste fartøy. Basert på reduksjonspotensial i søknader til Enova antar vi 50 prosent elektrifisering for fartøy under 11 meter og 30 prosent for fartøy 11–15 meter. Elektrifiseringsgraden kan øke utover i perioden ved utvikling av batteriteknologi og forbedret tilgang til ladeinfrastruktur. I tiltaket er det en gradvis innfasing av nye delelektrifiserte fiskefartøy – til rundt 130 fartøy i 2030 og videre til rundt 500 fartøy i 2035.

Det finnes allerede et trettitalls norske fiskefartøy som med støtte fra Enova har installert batterier og kan operere delvis elektrisk. Det er usikkert hvor stor elektrifiseringsgrad som faktisk er oppnådd for fiskefartøy i drift. Det tekniske reduksjonspotensialet for fiskefartøy er generelt usikkert.

Elektrifisering av fritidsbåter

Det er lite tilgjengelig og pålitelig data om antall fritidsbåter i Norge og bruken av dem. Båtlivsundersøkelsen gir oss noe innsikt i bruksmønster og anslått antall båter, men er beheftet med usikkerhet. Bruk av Småbåtregisteret, som inneholder dokumentasjon om båter og motorer, er frivillig. Det er derfor stor usikkerhet i dette tiltaket. Etablering av et offentlig register over fritidsbåter vil kunne redusere usikkerheten.

Tiltaket har en gradvis, men meget ambisiøs, opptrapping av nysalget og ombygginger, slik at det totalt er omtrent 26 000 elbåter på vannet i 2035. Salget av elektriske fritidsbåter har først kommet de siste årene, og det er derfor vanskelig å legge noen underliggende trend til grunn for tiltaket. Det er usikre tall for salget av både konvensjonelle og batterielektriske fritidsbåter i Norge.

Det er lite lønnsomt å gjennomføre tiltak på fritidsbåter som blir lite brukt. I tiltaket er det lagt til grunn at elbåter har en høyere bruksgrad og nytten av elektrifisering som tiltak blir betydelig høyere dersom flere deler på båtene.

Beregningene i tiltaket tar utgangspunkt i estimert energiforbruk og utslipp for ulike typer fritidsbåter, og kostnader for elektriske varianter av disse. De lave utslippsreduksjonene skyldes i hovedsak at båtene i gjennomsnitt har få brukstimer i året.

Økt utbygging og bruk av landstrøm for skip i innenriks trafikk

Et skip som ligger til kai har energibehov selv om det ikke behøver energi til framdrift. Behovet er knyttet til for eksempel oppvarming eller kjøling, belysning, hjelpesystemer, og lasting og lossing av gods. Vanligvis dekkes dette energibehovet med hjelpemotorer som benytter oljebasert drivstoff, men ved å koble seg til strømnettet på land (landstrøm) kan energibehovet dekkes med elektrisitet. Strømforsyning fra land til mindre skip og båter som ligger ved kai har lenge vært benyttet til lys, varme og til å lade batterier på blant annet ferjer, taubåter og fiskebåter som ligger i ro over natten. Dette har dreid seg om strøm med den samme spenningen og frekvensen som finnes i det ordinære strømnettet (230 eller 400 volt på 50 Hz) og med relativt lav effekt (opp mot 50–100 kW). Andre fartøystyper krever mer strøm, og kan ikke bruke disse landstrømanleggene.

Utbyggingen av landstrømanlegg de siste årene har vært i stor grad vært realisert gjennom støtte fra Enova. Før Enovas støtteordning ble opprettet i 2016, ble det også gitt støtte til en del landstrømanlegg gjennom NOx-fondet. I alt 17 landstrømprosjekter fikk til sammen nesten 143 millioner kroner i støtte fra Enova våren 2024.² Dette var den siste tildelingsrunden i støtteprogrammet for landstrømanlegg, ifølge Enova. Tilskuddsordningen for landstrømsanlegg om bord på eksisterende skip er fortsatt virksomt. Totalt har Enova gitt over en milliard kroner i støtte til landstrøm gjennom støtteprogram for landstrøm.

Vi legger til grunn at alle nybygg kan benytte landstrøm, men at eksisterende skip må installere utstyr. Vi antar også at økt dekning og bruk av landstrøm ligger i referansebanen, siden det foreligger virkemidler for dette. Reduksjonspotensialet avtar derfor utover i perioden.

Det foreligger lite data om hvor mye av dagens forbruk i havn som dekkes med landstrøm. I 2020 ble 41 GWh landstrømbruk estimert totalt, noe som tilsvarer rundt 30 000 tonn CO₂-ekvivalenter redusert. Mengden er trolig høyere nå – offshoreflåtens landstrømbruk har eksempelvis vokst fra rundt 15 GWh i 2020 til 25 GWh i 2022, og andelen av offshorefartøyenes oppholdstid som dekkes med landstrøm økte videre i 2023.³ AIS-baserte beregninger av hvor mye energi skipene behøver i havn er også usikkert. Utslippsreduksjonspotensialet er derfor usikkert. Miljødirektoratet, Kystverket og Enova arbeider våren 2025 med å forbedre kunnskapsgrunnlaget for effektbehov i havn og dagens landstrømsbruk og framtidig potensial.

Vi omtaler drivstoff produsert fra fornybart eller lavkarbon hydrogen samlet som hydrogenbaserte drivstoff. I tiltaket omfatter dette hydrogen, ammoniakk og e-metanol.¹ Lavkarbon hydrogen er produsert fra naturgass med karbonfangst og -lagring, og kalles også blått hydrogen. Fornybart hydrogen er produsert gjennom elektrolyse med fornybar kraft, og kalles også grønt hydrogen. Hydrogenet kan brukes direkte, eller som innsatsfaktor ved produksjon av andre drivstoff, som ammoniakk eller metanol.² For skip i innenriks trafikk i Norge er det særlig komprimert hydrogen og ammoniakk rederiene jobber med å ta i bruk i pågående prosjekter, og Enova har gitt tilsagn om investeringsstøtte til flere hydrogen- og ammoniakkskip, der de første kan bli satt i drift i 2026 eller 2027.

Energisystemene på skip er sammensatte, og det er ikke rett fram å oppnå nullutslipp. Energieffektivisering og driftsoptimalisering er viktig for å redusere energikostnader, og energieffektive skipsdesign gir forbedret mulighet for å oppnå nullutslippsdrift. Vi antar at de aller fleste fartøy som blir bygget for hydrogenbaserte drivstoff vil ha en fleksibilitet til å bruke flere ulike drivstoff. Denne drivstoffleksibiliteten oppnås for eksempel ved at de bygges med dual fuel-motorer som kan gå på flere typer drivstoff (som forbrenningsmotor for ammoniakk + marine gassoljer (MGO)), eller at de legger opp til å benytte brenselcelle sammen med konvensjonelle motorer med MGO. I tillegg vil skipene ha batterier og landstrømstilkobling for mulig delelektrisk drift.

I tiltaket er vi spesifikke på hvilke hydrogenbaserte drivstoff som er inkludert for de ulike skipstypene. Dette er ikke for å legge føringer for hvilke drivstoff de enkelte rederiene vil velge, men for å kunne diskutere barrierer og virkemidler. Da er det relevant å skille mellom ulike drivstoff fordi disse har ulike egenskaper og ulike barrierer knyttet til seg. Drivstoffene i tiltaket – hydrogen, ammoniakk eller metanol – er basert på vår forståelse av hva som er mest aktuelt for de ulike skipstypene. Skipene som inngår i tiltaket er kort beskrevet nedenfor.

Hydrogen til lasteskip

Tiltaket innebærer innfasing av 35 hydrogenskip innen 2035. Vi legger til grunn at dette er nybygg, med en gradvis innfasing fra 2027. Skipene seiler hovedsakelig innenriks i Norge, men kan også gå i trafikk mellom Norge og andre nordeuropeiske land.

Ammoniakk og metanol til havfiskefartøy

Innen havfiske er tiltaket at det fases inn nybygg av pelagiske trålere eller ringnotfartøy drevet med ammoniakk eller metanol fra 2028. Etter 2030 økes innfasingen, og omfatter også mer energikrevende fiskefartøy som torsketrålere. Totalt utgjør tiltaket 24 fartøy i 2035.

Ammoniakk eller hydrogen til store havbruksfartøy

I tiltaket legger vi til grunn en gradvis innfasing av nye skip med ammoniakk (brønnbåt) eller hydrogen (andre større servicefartøy) fra 2027, i tillegg til ett ombygd skip. Dette resulterer i at 20 fartøy drives med ammoniakk eller hydrogen i 2035.

Hydrogen og ammoniakk til fartøy i offentlig eie

Tiltaket innebærer innfasing av ti offentlige fartøy med hydrogenbaserte drivstoff innen 2035, gjennom både nybygg og ombygging av eksisterende fartøy. Offentlige fartøy omfatter her fartøy som eies av eller driftes på vegne av offentlige etater som Kystvakten, Kystverket, Fiskeridirektoratet og Havforskningsinstituttet. Tiltaket innebærer innfasing av skip for Kystverket og skip tilknyttet havforskning. Ferjer, hurtigbåter og passasjerskip i kontrakter med det offentlige inngår ikke her, men i tiltak S01 Nullutslippsløsninger i offentlig passasjertransport på sjø.

Ammoniakk til offshorefartøy

Tiltaket går ut på å gradvis fase inn offshorefartøy som går på ammoniakk fra 2026. Dette gjelder både nybygg og ombygging av eksisterende fartøy. Innfasingen gir 56 fartøy som går på ammoniakk i 2035.

Hydrogen og ammoniakk er i svært liten grad utprøvd som drivstoff på skip. Selv om noen hydrogenfartøy er i drift, og ammoniakkfartøy så vidt er utprøvd på pilotstadiet og flere fartøy er bestilt, tar det tid å modne ny teknologi, etablere sikkerhetsregelverk og godkjenningspraksis og få praktisk erfaring. Metanoldrift er betydelig mer teknisk modent. Globalt er flere metanolskip i drift, og en rekke er under bygging.¹

Tiltaket innebærer både høyere investeringskostnader og økte driftskostnader. Sammenliknet med et konvensjonelt fartøy, anslår vi generelt at skip med ammoniakkteknologi har 20–30 prosent høyere investeringskostnad, mens metanolskip ligger omtrent 10–15 prosent høyere enn konvensjonelt fartøy. Dette innebærer en merkostnad på 100–150 millioner kroner for store offshore forsyningsfartøy, brønnbåter og havgående fiskefartøy med ammoniakkteknologi. Det vil være variasjoner mellom ulike skipstyper, og det relative påslaget i investeringskostnader for ammoniakkskip i forhold til konvensjonelle skip vil typisk være høyere for mindre skip enn større skip.² For lasteskip som bygges for å gå på komprimert hydrogen, anslår vi at investeringskostnaden er den dobbelte av et konvensjonelt skip i dag. På grunn av høyere kompleksitet, mer utstyr og materiale og lignende vil en høyere investeringskostnad for skip med disse teknologiene i forhold til konvensjonelle skip trolig bestå, selv om læringseffekter vil gi kostnadsreduksjoner.

Energikostnadene for hydrogen, ammoniakk og metanol basert på fornybar eller lavkarbon hydrogen er høyere enn for MGO. Fordi hydrogen er den grunnleggende "byggesteinen" for ammoniakk, er det enklere å produsere og har følgelig lavere produksjonskostnad. Hydrogen er imidlertid mer kostbart å transportere enn ammoniakk, og pris for hydrogen levert til skipet kan være høyere enn ammoniakk. Metanol er videre mer komplisert å produsere enn ammoniakk, siden karbon også er en innsatsfaktor. I kostnadsvurderingene legger vi til grunn drivstoffpriser for komprimert hydrogen, ammoniakk og metanol basert på hydrogen produsert fra elektrolyse (også kalt e-hydrogen, e-ammoniakk og e-metanol). Hydrogenprisen vi legger til grunn for 2025 er rundt det dobbelte av MGO med dagens CO₂-avgift. Ammoniakkprisen er noe høyere, mens prisen for e-metanol er nesten fire ganger høyere. Det er verdt å merke seg at prisen for hydrogenbaserte drivstoff basert på blått hydrogen (for eksempel blå ammoniakk) trolig vil være lavere enn grønt, men dette vil først være aktuelt etter 2030.  Framtidig økt CO₂-pris (gjennom norsk CO₂-avgift og EUs klimakvotesystem) reduserer merkostnadene for bruk av drivstoffene. Oppskalering og kostnadsreduksjoner for hydrogenbaserte drivstoff kan på sikt gi paritet med avgiftsbelagt fossilt drivstoff ved 2 000 kr/tonn CO₂ eller noe høyere, men det er usikkert når dette eventuelt vil skje. Oppskalering og kostnadsreduksjoner forutsetter også at det etableres et marked for produksjon og distribusjon av drivstoffene. Bedriftsøkonomisk merkostnad for ammoniakk- og hydrogenskip anslår vi til 4 000–5 000 kr/tonn CO₂-ekvivalenter. Til tross for lavere investeringskostnader, har skip på e-metanol enda høyere merkostnad, på grunn av den høye drivstoffprisen. Disse estimatene avhenger sterkt av antagelser om drivstoffprisen.

Mange skip med hydrogen-, metanol- eller ammoniakkteknologi kan også benytte konvensjonelt drivstoff (dual fuel), og lav- og nullutslippsskip kan derfor i praksis gå på konvensjonelt drivstoff. For å sikre at de nye drivstoffene tas i bruk, og utslippsreduksjonene realiseres, er det behov for virkemidler som gjør at skipene med ny teknologi faktisk driftes med drivstoffene.

De fartøyene i havfiskeflåten som fisker i fjerne farvann har ikke tidligere betalt CO₂-avgift, men fra 2025 er det vedtatt at fritaket gradvis skal avvikles over perioden 2025 til 2028 og de vil få en redusert CO₂-avgift fra 2025.³ Dagens CO₂-fritak har som formål å opprettholde et konkurransedyktig fiskeri i fjerne farvann. Redusert avgift øker kostnadsgapet mot nye, dyrere løsninger.

Særlig havgående fiskefartøy og brønnbåter har begrenset med plass for å ta i bruk mindre energitette drivstoff som hydrogen, metanol eller ammoniakk. Det må designes og bygges helt nye fartøy, som ofte må være større enn konvensjonelle fartøy om de skal ha samme lastekapasitet. Vi legger til grunn at hydrogen ikke er aktuelt for havfiskefartøy på grunn av lav energitetthet, og at ammoniakk eller metanol vil være med aktuelle alternativer. Vi antar at ammoniakkteknologi gjennom pågående teknologiutvikling og pilotering kan være teknologisk modent for fiskefartøy nærmere 2030. Få pilotprosjekter og høyere usikkerhet for fiskefartøy gjør at utviklingen kommer senere her enn i andre segmenter. At energilagringssystemet tar større plass enn diesel, er en generell teknisk barriere også for andre skipstyper, som offshoreskip.⁴ Likevel er det her større rom for tilpasninger og ombygging.

Blått eller grønt hydrogen, metanol eller ammoniakk er ikke tilgjengelig for bunkring i dag. Det produseres hydrogen fra elektrolyse noen få steder i Norge i dag, men med lave volum. Det er imidlertid planer om produksjon som kan gi tilstrekkelige volumer i Norge, men det er usikkert om disse vil bli realisert uten nødvendig etterspørsel fra skipene. For at skipene skal kunne benytte hydrogen, ammoniakk eller metanol er det nødvendig å bygge ut tilstrekkelig infrastruktur. Utbygging av infrastruktur forutsetter forutsigbarhet i framtidige inntekter. Utbygging av infrastruktur henger derfor tett sammen med insentivene rederiene har for å benytte nye drivstoff. Hydrogen i komprimert form har høye transportkostnader. Produksjonsstedene for hydrogen til sjøfart er derfor forventet å måtte ligge nær eller i tett integrasjon med de aktuelle bunkringsstedene langs kysten. Ammoniakk og metanol lar seg imidlertid distribuere til en relativt lav kostnad, og det er derfor ventet et marked for transport og distribusjon av fornybar og lavkarbon ammoniakk og metanol i Europa.

Innenfor offshore har operatøren (oljeselskapet) skip på kontrakt. Disse kan dekke alt fra kortvarige enkeltoppdrag til avtaler på fem år eller mer. Rederiet som investerer i skip, behøver forutsigbarhet for at merkostnadene kan dekkes gjennom kontraktene.

Innen lasteskip er rederiene avhengige av å kunne ta ut merkostnadene i investering og drift i økt fraktrate. Vi har vurdert at selv om enkelte vareeiere velger å gå foran med grønn frakt, vil dette ikke være tilstrekkelig for å utløse betydelige utslippskutt og utrulling av hydrogenbaserte skip. Innen lasteskipssegmentet er det mange små rederier med begrenset evne til å håndtere økte kapitalkostnader. Samtidig er det et sterkt behov for fornying av flåten som seiler mye innenriks i Norge, ettersom den har en høy gjennomsnittsalder.

For å bedre lønnsomheten ved overgangen til hydrogenbaserte drivstoff, kan ulike økonomiske virkemidler være nødvendig. Som nevnt, har de hydrogenbaserte drivstoffene til felles at energikostnadene er høyere enn fossile drivstoffkostnader. Dette gjør at investeringen ikke "tilbakebetales" på samme måte som elektrifisering kan gjøre. På grunn av dette, og det faktum at skipene blir drivstoffleksible, kreves virkemidler som sikrer både investering i skip og bruk av de hydrogenbaserte drivstoffene for å gi utslippsreduksjoner fra tiltaket.

Enova har lansert nye konkurransebaserte støtteprogrammer rettet mot både produksjonssiden og etterspørselssiden. Målsetningen til støtteprogrammene er å få realisert de første fungerende verdikjedene for hydrogen- og ammoniakk, slik at de første fartøyene kommer på vannet samtidig som det blir etablert produksjon og tilhørende infrastruktur.¹ Enova vurderer at høy støtte til både skipsinvestering og investering i drivstoffproduksjonsanlegg vil utløse både bygging av skip og at hydrogen kan tilbys til en pris som er konkurransedyktig med MGO med CO₂-avgift. Slik kan de første hydrogen- og ammoniakkfartøyene være i drift rundt 2027.

Senere kan det være behov for å etablere utrullingsvirkemidler, som sørger for en videre oppskalering, innfasing av mange skip og sikrer bruk av drivstoffene etter at Enova eventuelt trekker seg ut av markedet og teknologien er demonstrert, leverandørkjedene modnet og fungerende verdikjeder er bygget opp. Hvilke utrullingsvirkemidler som er hensiktsmessige – som krav eller støtteordninger - bør vurderes innen få år, når en ser de første resultatene av Enovas pågående satsing.

Krav er et annet virkemiddel for å sikre investeringer og innfasing av drivstoffene. Lav- og nullutslippskrav til offshorefartøy vil gi næringen tydelige føringer for kommende investeringer i nødvendig teknologi, drivstoffproduksjon og -infrastruktur. I tiltaksanalysen har vi lagt til grunn at kravet trer i kraft fra 2026 og at det innrettes slik at flåten i fellesskap kan oppfylle et krav om gradvis økende bruk av strøm, hydrogenbaserte drivstoff eller biogass. Et slikt krav kan sørge for videre oppskalering etter Enovas nye støtteprogrammer har bidratt til å få de første skipene på vannet og etablert infrastruktur og produksjon.

Virkemidler som gjør rederiene bedre rustet til å håndtere økte kapitalkostnader, eksempelvis grønne låneordninger og risikolån, kan styrkes.²

I tillegg vil satsing på nullutslippsfartøy i offentlige etater som eier fartøy kunne fremskynde utviklingen. Etatene må rustes økonomisk for å kunne gjennomføre en slik overgang for sin flåte.

For fiske, kan det vurderes virkemidler som belønner fartøy med lavere utslipp. Det kan vurderes justeringer av innretningen på CO₂-kompensasjonsordningen for fiskefartøy slik at det gir sterkere insentiver til lav- og nullutslippsløsninger. Eventuelle justeringer må sees i sammenheng med fiskeripolitiske mål, lønnsomhet og karbonlekkasje.³ Havfiskefartøy har bare fått kompensasjon for fisket som foregår i nære farvann. Fiskefartøy er ikke omfattet av verken EUs klimakvotesystem eller FuelEU Maritime. EU-kommisjonen har signalisert at det vil komme tiltak framover.⁴ Samarbeid med EU om felles virkemidler for fiskeri, blant annet for å opprettholde like konkurransevilkår, kan være en mulighet. 

Fiskeridirektoratet vil i tiden fremover kartlegge hvordan reguleringstiltak påvirker fiskeflåtens utslipp av klimagasser. Reguleringsområder det kan være relevant å vurdere nærmere er mange. Eksempelvis kan det være aktuelt å vurdere kvotefleksibilitetsordninger, redskapsreguleringer og sesong-, areal- og størrelsesreguleringer. Størrelsesreguleringer er eksempler på reguleringer som kan ha betydning for drivstofforbruk.  Størrelsesreguleringene vil også kunne påvirke fartøyenes mulighet til å ta i bruk teknologiske løsninger som er plasskrevende.

FuelEU Maritime⁵ er en forordning som setter krav til gradvis redusert klimagassintensitet fra energibruken på skip.⁶ Kravet omfatter større skip (fra 5 000 bruttotonn og over) som transporterer gods eller passasjerer. Klimagassintensiteten er basert på en livssyklusvurdering av energien som benyttes om bord og omfatter utslipp av klimagassene CO₂, CH₄ og N₂O fra blant annet utvinning av råstoff, produksjon, distribusjon og bruk om bord på et skip. Forordningen gjelder fra 2025, og inneholder insentiver som kan kompensere noe for merkostnaden ved investering og drift av nullutslippsskip.⁷ De første årene er det etablert insentiv til skip som går på drivstoff produsert fra grønt hydrogen⁸, gjennom at bruk av slike drivstoff fram til 2033 gir dobbelt uttelling i oppfyllelse av kravet.⁹ EU-forordningen vil gjøre det mer attraktivt å investere i nullutslippsskip, men er ikke tilstrekkelig for å sikre innfasing av skip med hydrogenbaserte drivstoff i Norge mot 2035. Kravet vil gi viktig drahjelp sammen med nasjonale virkemidler.

For å få ned de tekniske barrierene ved ny teknologi er virkemidler som bidrar til forskning, utvikling, innovasjon og pilotering viktige. Samarbeidsforum som Grønt Skipsfartsprogram og NCE Maritime CleanTech (erfaringsdeling) er viktige for å dele kunnskap.

EU-forordningen om infrastruktur for alternative drivstoff (AFIR) stiller krav om utbygging av landstrøm til containerskip og passasjerskip i større EU-havner (se tiltak S02 Landstrøm og batterielektrifisering). I tillegg er det et krav at hver medlemsstat skal utarbeide et nasjonalt rammeverk for å utvikle markedet for alternative drivstoff i transportsektoren. Et slikt rammeverk skal inneholde måltall for utbygging, samt tiltak og virkemidler for å nå målene. Dette kan inngå som del av regjeringens plan for tilgjengeliggjøring av klimavennlig drivstoff til skipsfarten.¹⁰

Basert på våre beregninger har tiltaket en positiv samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på mellom 2 000 og 3 000 kr/tonn. Estimatet inkluderer merkostnader for investering i hydrogen-, ammoniakk- og metanolskip, i tillegg til økte energikostnader for bruken av disse drivstoffene. Estimatene er usikre. Endringer i antatte drivstoffpriser gir større utslag på beregnet tiltakskostnad enn endring i antatte investeringskostnader.

Tiltaket kan føre til redusert utslipp av SO₂, NOx, NMVOC og partikler. Tiltaket kan derfor bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokollen og utslippstakdirektivet (NEC). Disse virkningene er ikke kvantifisert. Mengden utslipp vil avhenge av om det brukes forbrenningsmotor og eller brenselceller om bord.

Teknologiutvikling og læring vil gi reduserte investeringskostnader framover. Samtidig vil økt tilgjengelighet av hydrogenbaserte drivstoff til bruk for andre deler av sjøfarten ha en positiv nettverkseffekt. Dette er ikke kvantifisert.

Overgang til nye drivstoff vil kunne resultere i redusert driftsfleksibilitet i en periode før bunkringsinfrastruktur er bredt tilgjengelig. Denne negative konsekvensen er ikke verdsatt.

Alle tiltakene reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingen (ESR) i klimasamarbeidet med EU til 2030. Deler av sjøfarten er fra 2024 også omfattet av EUs klimakvotesystem. Dette gjelder hovedsakelig laste- og passasjerskip med størrelse 5 000 bruttotonn og mer.

Nullutslippsløsninger til lasteskip

Med Enovas nye, forsterkede støtteordninger kan de første hydrogenskipene i Norge utover hydrogenferjen MF Hydra være i drift innen 2027. Slike forsterkede virkemidler kan framskynde endelig investeringsbeslutning og bygging av skip.

Sammenliknet med lasteskipsflåtens størrelse på flere hundre skip (hvorav mange også seiler mye utenriks), omfatter tiltaket relativt få skip. Men skipene som legger om vil gi erfaring med ny teknologi og tilgang på drivstoff som gjør at drivstoffene etter 2030 kan fases inn i større deler av flåten.

Av de lasteskipene som hovedsakelig oppholder seg i Norge, har det de siste årene blitt bygget svært få nye lasteskip. Flåten blir stadig eldre, og antallet skip holder seg relativt stabilt. En forutsetning for tiltaket er derfor også at nybyggstakten økes kraftig og at flåten fornyes. Tiltaket inkluderer ikke ombygginger.

Vi legger til grunn at komprimert hydrogen er mest aktuelt. Dette vil bunkres nær produksjonsanlegg som kan tilby konkurransedyktig grønt hydrogen som et resultat av støtte fra Enova.

Ammoniakk og metanol til havfiskefartøy

Den havgående fiskeflåten omfatter i dag omtrent 250 fartøy. Fartøyene fisker større volum, hovedsakelig lengre fra kysten og over lengre perioder, enn det kystfiskeflåten gjør. Vi estimerer at havfiskeflåten står for rundt 80 prosent av utslippet fra fiske – omtrent det samme som tre fjerdedeler oppgitt i en tidligere rapport.¹ En del av fisket foregår i fjerne farvann, men inngår likevel i det norske utslippsregnskapet dersom de bunkrer i Norge.² Fiskefartøy som bunkrer i utlandet inngår ikke i det norske utslippsregnskapet. Torsketrålere står for størstedelen av energiforbruket, og har det høyeste drivstofforbruket per skip grunnet energikrevende helårsfiske. Videre har ringnotfartøy og pelagiske trålere lavere energibehov.

Havgående fiskefartøy kan ikke elektrifiseres i nevneverdig grad, med unntak av forbruket i havn (landstrøm dekkes av tiltak S02 Landstrøm og batterielektrifisering). Flere nye og store fartøy blir bygget batterihybride, og dette kan redusere drivstofforbruket om bord. Det er også et potensial for utslippsreduksjoner gjennom andre energieffektiviseringstiltak, og energieffektivisering (redusert drivstofforbruk per utført arbeid) ligger også i referansebanen for fiske. Dette er derfor ikke en del av dette tiltaket.

For havgående fiskefartøy er det færre piloteringsprosjekt innenfor alternative drivstoff enn for øvrige skipssegmenter. Innen 2023 er det for eksempel levert kun tre LNG-fartøy i segmentet. Havgående fiskefartøy kan være til havs i opptil 6 uker. Alle energibæreralternativer til MGO eller flytende biodrivstoff, med unntak av kjernereaktorer som har fått økende interesse i skipsfarten, tar mer plass om bord for å gi samme rekkevidde som MGO. Fiskefartøy er teknisk avanserte fartøy med mye utstyr om bord. Hydrogen er vurdert å være ikke gjennomførbart, og mer energitette drivstoff som ammoniakk eller metanol er mer aktuelt.³ Bruk av disse drivstoffene vil kunne medføre at fartøyene må bygges større enn i dag om de skal ha samme lastekapasitet. I Grønt Skipsfartsprogram pågår en pilot for ammoniakkdrevet tråler, som per nå ikke har konkludert med eventuell investeringsbeslutning. Teknologi for metanoldrift er teknisk enklere enn både ammoniakk og LNG. Dette kan også være aktuelt for havfiskefartøy, og derfor med i dette tiltaket i tillegg til ammoniakk. Går teknologimodningen og utviklingen fortere enn vi har lagt til grunn, slik at alle nye fiskefartøy fra 2030 kan driftes med tilnærmet nullutslipp, kan utslippskuttene fra havfiskefartøy bli større.

Ammoniakk eller hydrogen til store havbruksfartøy

Oppdrettsnæringen er avhengig av tjenester levert av brønnbåter, bløggebåter og frakteskip, her omtalt som store havbruksfartøy. Disse fartøyene har et høyt effektbehov og seiler ofte relativt lange distanser mellom mange anlegg. Vi vurderer elektrisk drift som lite aktuelt (med unntak av landstrøm og mindre elektrifiseringsgrad med batterier), og legger til grunn at store havbruksfartøy har behov for drivstoff som ammoniakk (brønnbåter) eller hydrogen (andre fartøy).

Veksten i havbruksaktiviteten har vært stor de siste årene. Rundt 20 nye store havbruksbåter er satt i drift de siste fem årene, og fartøystørrelsen er økende. Vi legger til grunn noe lavere nybyggsaktivitet framover, men dette er usikkert.

Hydrogen, ammoniakk og metanol til fartøy i offentlig eie

Flere offentlige etater eier og/eller drifter skip. Dette gjelder blant annet Kystvakten, Kystverket, Statens naturoppsyn, Fiskeridirektoratet og Havforskningsinstituttet. I noen tilfeller eier etaten skip gjennom eget rederi, i andre tilfeller inngår etaten kontrakt med private rederier for leie eller drift av skip. Disse offentlige fartøyene består blant annet av tolv kystvaktskip, syv fartøy hos Kystverket og seks hos Havforskningsinstituttet. I tillegg eier eller disponerer etatene flere mindre båter.

Alle etatene har anskaffet fartøy relativt nylig, men flere fartøy i flåten er også eldre. Vi antar i dette tiltaket at det kommer ti nybygg eller ombygginger til hydrogenbaserte drivstoff. Delvis elektrifisering, sammen med for eksempel hydrogen, kan være aktuelt for Kystverkets fartøy. Havforskningsinstituttets fartøy har en operasjonsprofil med lange tokt som gjør ammoniakk eller metanol mer aktuelt. De nærmere vurderingene rundt hvilke fartøy dette eventuelt vil gjelde, er ikke gjort her.

Kystvakten erstattet tre av sine fartøy med nye i 2023–2024, og det inkluderes derfor ikke noe tiltak for Kystvaktens skip her. Andre militære skip er heller ikke inkludert her. LBG til Kystvaktens LNG-skip er inkludert i tiltak S04 – Overgang til biogass i sjøfarten.

Ammoniakk til offshorefartøy

Utslipp fra maritim offshoreaktivitet (inkludert offshorerigger i mobil fase) står for om lag 37 prosent av utslippene fra innenriks sjøfart og fiske (2022-tall). Den norske offshoreflåten er relativt ung, med mange skip bygget i perioden 2010–2015. Det er nå høy aktivitet i næringen etter flere år med nedgang, men det er fortsatt noe overkapasitet. Det er derfor ventet få nybygg av offshorefartøy før 2030, og ombygging vil være nødvendig for å realisere betydelige utslippsreduksjoner. Økt aktivitet innen havvind vil gi nye behov, og norske rederier får bygget flere skip til offshore vind hvor flere av dem med design klargjort for nullutslippsteknologi. Fartøy til havvind vil imidlertid utgjøre en svært liten andel av aktiviteten til offshorefartøy i Norge før 2035, sammenliknet med petroleumsnæringen.

Norsk olje- og gassnæring har satt som mål at de sammen med rederier og riggeiere vil være en pådriver for at fartøyskategorier innenfor offshore maritim aktivitet bidrar aktivt til oppnåelse av målet i regjeringens Handlingsplan for grønn skipsfart om 50 prosent utslippsreduksjon innen 2030 i innenlands sjøtransport og fiske. Næringen jobber med tiltak for overgang til andre drivstoff, i tillegg til energieffektivisering, økt bruk av landstrøm og driftsoptimalisering.⁴ Skipene har lang levetid, og mange av skipene er egnet for ombygging. De fleste av dagens pilotprosjekter ser på ammoniakk som løsning, og vi vurderer derfor dette som den mest aktuelle løsningen fram mot 2035.

Det første forsyningsskipet på ammoniakk skal etter planen være Viking Energy, som skal bygges om og settes i drift i 2026. Equinor planlegger også å inngå kontrakt for et ammoniakkdrevet nybygg som kan være i drift i 2027. Innfasing av ammoniakk på offshorefartøy gir etterspørsel som kan utløse investeringer i produksjonsanlegg og bunkringsinfrastruktur. Siden offshorefartøy opererer ut ifra faste offshorebaser, er innfasing i segmentet også fordelaktig for å samlokalisere bunkringsinfrastruktur for flere skip og aktører. Gjennomføring av disse prosjektene kan gi grunnlag for en betydelig videre innfasing av skip og volumer av ammoniakk.

I tiltaket har vi lagt til grunn en svært ambisiøs innfasing, med 56 ammoniakkfartøy på vannet i 2035. Selv om vi har begrenset oss til ammoniakk i tiltaket, kan andre energibærere også være aktuelle for offshorefartøy. Tilrettelegging for offshorelading av store batterier, for eksempel ved framtidige havvindanlegg, kan også gjøre det mulig med elektrifisering av offshorefartøy med egnete driftsmønster.⁵

Sjøfartsdirektoratet har fått i oppdrag å konkretisere et lav- og nullutslippskrav, med innføring av lavutslippsløsninger fra 2025 og nullutslippsløsninger fra 2029. Det er foreløpig ikke klart når og hvordan dette vil foreslås innrettet og hvor store deler av flåten som vil være omfattet. Innfasingen som er lagt til grunn i dette tiltaket forutsetter at det settes et krav som kan oppfylles av flåten i fellesskap. De oppnådde utslippsreduksjonene gjennom et krav avhenger av hvordan kravet innrettes.

Offshoreskip som i dag bruker LNG som drivstoff vil kunne benytte flytende biogass (LBG). Dette er inkludert i tiltak S04 – Overgang til biogass i sjøfarten.

Skip som benytter LNG (flytende naturgass) kan også benytte LBG (flytende biogass). Dette kan gjøres uten ombygging eller ytterligere investeringer på skipet. I dette tiltaket faser vi gradvis inn bruk av biogass i de fleste eksisterende LNG-skip. Vi anslår at dette omfatter omtrent 30 skip i innenriks trafikk, blant annet innen offshore, bilferjer, passasjerskip, brønnbåter og lasteskip. Samlet bruk av LBG er størst i 2030, med 1 200 GWh. Bruken går deretter ned til 700 GWh i 2035.

Siden LNG-teknologien allerede er i bruk på skip, er overgang til biogass en relativt rask måte å oppnå utslippsreduksjoner på, uten å måtte bygge om skip eller bygge ut ny infrastruktur. LBG kan distribueres til skip med samme infrastruktur som i dag blir benyttet for LNG (tankbil eller bunkringsbåt), og benytte samme bunkringsanlegg.  

Tilgang til og pris på biogass er sentrale barrierer. Tiltaket innebærer økte energikostnader. LBG er betydelig dyrere enn LNG. Fordi LNG-infrastrukturen allerede er utbygd og det allerede finnes LNG-skip, kan biogass i utgangspunktet selges billigere til sjøfart enn til veitransport. Infrastrukturen gjør at biogass til sjøfarten kan leveres i større kvanta enn til veitrafikk, og dermed kan leverandører/produsenter gi kvantumsrabatt. Det er imidlertid vesentlig sterkere virkemidler for biogass til veitrafikk enn til sjøfart i dag, og avgiftstrykket for fossile drivstoff er høyere innen veitrafikk enn for sjøtransport. Dagens markedspris på LBG og innretningen på dagens investeringsstøtte, vil trolig ikke utløse vesentlig deler av potensialet for LBG i sjøfarten.

Bedriftsøkonomisk merkostnad for overgang til LBG for skip som bruker LNG er rundt 5 000 kr/tonn CO₂. Ulike skipssegmenter har ulike forutsetninger for å håndtere merkostnaden: Innen offshore er det for eksempel operatøren (oljeselskapet) som betaler drivstoffkostnadene for skipene de benytter. Innen andre segmenter kan det være rederiet som betaler dette selv, og må dekke inn kostnaden gjennom økt fraktrate eller pris til sluttbruker. For skip som brukes i kontrakt med det offentlige reguleres kompensasjon for energikostnadene typisk gjennom kontrakten.

I dag er tilgjengelige volumer av biogass ikke tilstrekkelige til å dekke behovet i tiltaket. Produksjon av LBG i Norge i 2023 var 186 GWh¹, en økning på 5 prosent fra 2022. Nåværende produksjon er bundet opp i eksisterende leveranseavtaler, hovedsakelig til bruk i veitransport. Det er stort potensial for økt produksjon av biogass i Norge, med et realistisk potensial på rundt 2,5 TWh.² Å realisere dette potensialet er tilstrekkelig til å dekke volumet i dette tiltaket. Oppskalering av produksjon krever at det investeres i nye produksjonsanlegg for biogass. I 2024 har Enova gitt støtte til en hel del produksjonsanlegg.³ En viktig barriere for økt produksjon er usikre markeder for sluttbruk. For at det skal investeres i ny produksjon, behøver aktørene langsiktige avtaler som sikrer avsetning. Se tiltak J03 Husdyrgjødsel til biogass for mer informasjon.

Et alternativ til produksjon i Norge er import av biogass. En barriere for import av biogass er at hvis sertifikatbasert biogass importeres via rørgassnett er det per i dag risiko for dobbeltelling i nasjonalt utslippsregnskap.⁴ Import av fysisk LBG er mulig, men tilgangen er usikker.

Enova gir i dag investeringsstøtte til innovative biogassproduksjonsanlegg, og har i 2024 gitt en historisk høy støttesum til ny biogassproduksjon.¹ Landbruksdirektoratet gir allerede støtte til bønder for levering av husdyrgjødsel til biogassproduksjon, se tiltak J03 Husdyrgjødsel til biogass. Videreføring av støtteordningen og økning i bevilgning i takt med oppskalering av biogassproduksjon er viktig for å opprettholde lønnsomheten ved bruk av husdyrgjødsel som råstoff. Dagens støtte til produksjonsanlegg bidrar til å redusere barrieren for å starte produksjon, men det vil fortsatt være merkostnader for drivstoffet. Etter våre beregninger gjelder dette selv om CO₂-avgiften er 2 000 kr/tonn (2020-kroner). For å utløse store volumer er det derfor nødvendig med spesifikke virkemidler rettet mot etterspørselssiden til skip som skal bruke biogassen.

Krav eller insentiver i offentlige anbud vil være et treffsikkert virkemiddel for å skape etterspørsel. Det er flere kontrakter med det offentlige der det benyttes LNG-skip i dag og trolig i hvert fall fram til 2030. Dette gjelder Kystruten Bergen–Kirkenes (Samferdselsdepartementet) og to riksvegferjesamband (Statens vegvesen). Kystvakten har også fartøy som benytter LNG. I fornying av kontrakter kan det stilles krav som åpner for biogass. Bruk av biogass kan også stimuleres gjennom miljøbonus eller andre insentiver eller endringer i eksisterende kontrakter med LNG-skip der det er mulig.

Konkretisering og iverksettelse av lav- og nullutslippskravet for offshorefartøy kan også gi etterspørsel etter biogass. Kravet er under utredning. Innretning av et krav som åpner for biogass vil være et insentiv for eksisterende LNG-offshorefartøy til å gå over til biogass. Et lav- og nullutslippskrav vil også omfatte andre energibærere og teknologier enn biogass (se tiltak S03 Overgang til hydrogenbaserte drivstoff i sjøfarten), og i hvilken grad kravet oppfylles av biogass opp mot andre løsninger avhenger av kravets innretning og tidsmessige innfasing.

For å øke etterspørselen i segmenter hvor innføring av norske lav- og nullutslippskrav foreløpig ikke er nærmere utredet, eksempelvis lasteskip og fiskefartøy, er det nødvendig med virkemidler som reduserer merkostnaden for biogass. Det kan for eksempel være en form for driftsstøtte, hvor en subsidierer bruk av biogass. Nivået på en slik støtte kan sammenliknes med dagens fritak for veibruksavgift for biogasskjøretøy i veitrafikk. Ordningene kan være tidsavgrenset og rettet spesifikt mot eksisterende LNG-skip, eller mer generell. Støtten bør innrettes mot LBG som gir utslippsreduksjoner i Norge. Driftsstøtten kan også innrettes som en differansekontrakt og da være innrettet slik at LBG blir konkurransedyktig med LNG.

Virkemidlene vil med en tidshorisont på for eksempel 10 år, kunne gi lønnsomme og langsiktige markeder for salg av biogass, og kan antas å være tilstrekkelig for at det investeres i ny biogassproduksjon.

EU-forordningen FuelEU Maritime vil også gi drahjelp til bruk av biogass som kan virke sammen med de norske virkemidlene. For skip som går på LNG kan en gradvis økt andel biogass være aktuelt for å oppfylle FuelEU Maritime-kravet, men kravet er ikke sterkt nok til å gi utstrakt bruk før 2035.

Basert på våre beregninger har tiltaket en samfunnsøkonomisk tiltakskostnad på rundt 6 000 kr/tonn. Estimatet inkluderer økte energikostnader.

Økt innenlands produksjon av LBG kan bidra til en mer sirkulær økonomi gjennom at energi og næringsstoffer i organisk avfall og rester blir gjenvunnet på en effektiv måte. Tiltaket vil bidra til stabil etterspørsel etter biogass, noe som er sentralt for å utløse investeringer i nye biogassproduksjonsanlegg. Disse virkningene er ikke kvantifisert.

Tiltaket reduserer utslipp som inngår i innsatsfordelingen (ESR), i klimasamarbeidet med EU til 2030. Deler av sjøfarten er fra 2024 også omfattet av EUs klimakvotesystem, og fra 2025 omfattet av FuelEU Maritime. Dette gjelder hovedsakelig laste- og passasjerskip med 5 000 bruttotonn og mer.

For å beregne potensial for dette tiltaket har vi brukt skipsdata og energiforbruksestimater basert på AIS-data til å identifisere hvilke skip som bruker LNG i dagens flåte innenfor de ulike segmentene, og hvor mye de bruker. Fartøyene som omfattes er bilferjer i drift på ferjesamband, passasjerskip på Kystruten Bergen–Kirkenes, offshoreskip, lasteskip, kystvaktfartøy og noen brønnbåter og fiskefartøy. Samlet bruk av LBG i tiltaket er 1 200 GWh i 2030, og går deretter ned til 700 GWh i 2035, som følge av at noen av skipene inngår i andre tiltak. Mengden LBG i tiltaket er i størrelsesorden lik mengden LNG brukt i innenriks sjøfart de siste årene.¹

Dette volumet kan dekkes av innenlands biogassproduksjon, om denne økes betydelig. Det er et potensial for økt produksjon av biogass i Norge, med et realistisk potensial på rundt 2 500 GWh i 2030.2 Tiltaket krever økt produksjon av biogass dersom den skal være norskprodusert, men import av biogass er også mulig. Produksjon av biogass i Norge i 2023 var 740 GWh, der 464 GWh ble solgt som flytende eller komprimert biogass.1 Biogass produsert på norske avfallsressurser har generelt gode bærekraftsegenskaper. Import av LBG er et alternativ til innenlands produksjon.

Overgang fra naturgass til biogass gjør at en fjerner CO₂-utslippene fra forbrenning, i henhold til regler for utslippsrapportering for forbrenning av biomasse. Lystgassutslipp fra forbrenningen og utslipp av uforbrent metan regnes med, tilsvarende som for naturgass. Økt produksjon av biogass vil påvirke utslippene i andre sektorer: metanutslippene vil kunne reduseres innen jordbruket og avfallshåndtering, men øke i selve produksjonsleddet. Disse effektene er ikke inkludert i det beregnede utslippsreduksjonspotensialet i dette tiltaket.