The macroeconomic benefits of investment in  offshore wind  A scenario‐based assessment of the economic impacts on the UK of  alternative realisations of offshore wind capacity 

Report for Mainstream Renewable Power  June 2012    

 

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

1 

2 Disclaimer  Whilst every effort has been made to ensure the accuracy of the material in this document, neither Centre for  Economics and Business Research Ltd nor the report’s authors will be liable for any loss or damages incurred  through the use of the report.  Authorship and acknowledgements  This  report  has  been  produced  by  Cebr,  an  independent  economics  and  business  research  consultancy  established  in  1992.    The  study  was  led  by  Oliver  Hogan,  Cebr  Head  of  Mircoeconomics  with  analytical  and  research support from Cebr Economists Osman Ismail, Shehan Mohamed and Colin Edwards and insights from  Douglas  McWilliams,  CEO.  The  views  expressed  herein  are  those  of  the  authors  only  and  are  based  upon  independent research by them.  This  study  has  been  commissioned  by  Mainstream  Renewable  Power  (Mainstream  and  has  utilised  a  combination of data provided or pointed out to us by Mainstream and those available in the public domain  through DECC, ONS, Nomis and a range of other sources.  The report does not necessarily reflect the views of Mainstream.  London, June 2012 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

3

Contents  Contents .................................................................................................................................................. 3  Foreword: The Value of Wind ................................................................................................................. 4  Executive Summary ................................................................................................................................. 6  Key Conclusions of the Report .............................................................................................................................................. 6  But even larger impacts can be expected given current economic circumstances… ........................................................... 7 

1 

Introduction and background ...................................................................................................... 10  1.1  1.2  1.3 

2 

Methodology and assumptions .................................................................................................... 13  2.1  2.2  2.3 

3 

Development of the offshore wind capacity scenarios....................................................................................... 13  Embedding offshore wind investments within an economic impacts framework .............................................. 25  Input‐output modelling and alternative multiplier concepts ............................................................................. 31 

UK offshore wind: size, economic contribution and impacts ...................................................... 35  3.1  3.2  3.3  3.4 

4 

Offshore wind in context .................................................................................................................................... 10  Government policy on offshore wind ................................................................................................................. 11  Purpose and structure of this report .................................................................................................................. 11 

Contribution of offshore wind to UK GDP .......................................................................................................... 35  Contribution of offshore wind to UK employment ............................................................................................. 39  Contribution to UK balance of trade and impacts on other industries ............................................................... 41  Effects on multipliers in electricity and fossil fuel sectors .................................................................................. 41 

Conclusions and next steps .......................................................................................................... 44 

 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

4

Foreword: The Value of Wind  Eddie O’Connor  Founder and Chief Executive, Mainstream Renewable Power  I have been developing and building wind and solar plant in markets around the world since 1997. In  2008 together with a group of uniquely experienced and talented colleagues, I founded Mainstream.   Mainstream  is  now  the  UK’s  leading  independent  offshore  wind  company,  with  over  5000  MW  in  development.  In  most,  but  not  all,  of  the  other  markets  in  which  we  operate,  government  or  the  regulator  has  offered  a  revenue  or  capital  support  scheme  to  incentivise  renewable  energy  development. Critics of renewable energy have argued that the provision of such schemes “prove”  that wind and solar energy are uneconomic, inefficient and costly. What I know, from insights gained  over  the  last  15  years,  and  from  evidence  gathered  from  global  markets,  is  that  the  benefits  to  electricity consumers or taxpayers delivered by wind and solar energy outweigh the costs.  At Mainstream, we refer to these benefits as the “Value of Wind”. Part of our mission as a company  is to ensure that the Value of Wind can be more readily understood, and used to help shift policy  discussion  from  the  costs  to  the  benefits  of  renewable  energy.  This  report  from  Cebr,  and  its  companion paper from Dr Mark Cooper, to be published later this year, continues that mission. They  clearly illustrate the value of the investment in, and support for, offshore wind to the UK economy.   I  want  to  highlight  one  aspect  of  the  value  of  this  investment  –  the  price  lowering  effect  of  wind  energy.  Operators  of  electricity  systems  are  familiar  with  “Merit  Order”  operation,  the  standard  method of all utilities to satisfy consumer demand by utilising plant with the lowest marginal cost of  generation.  Wind and solar plant – with zero fuel cost – are zero marginal cost plant and sit at the  top  of  the  merit  order.  The  most  efficient  thermal  plant  is  next  to  be  brought  on  line,  and  as  customer  demand  increases  towards  peak  the  least  efficient,  and  most  expensive  fossil  plant  gets  used.    The  “Merit  Order  effect”  is  the  term  used  to  describe  the  displacement  of  more  expensive  marginal cost thermal plant by wind or solar which has zero marginal cost.1     In  February  2011,  the  Irish  grid  operator  Eirgrid  and  the  Sustainable  Energy  Authority  of  Ireland  published a joint study demonstrating the price lowering effects of wind.2  Ireland has roughly twice  the installed amount of wind plant on its electricity system as the UK, despite having a peak demand  of  around  one  tenth  of  the  UK’s.  Like  the  UK,  Ireland  relies  largely  on  imported  gas  for  additional  generation.  Eirgrid showed that the generation of electricity by wind plant on the Irish system in 2011 lowered  total wholesale costs by €74m. Not only was this more than enough to offset the cost of the support  scheme for wind (€50m) but it was also sufficient to offset the additional constraint costs associated  with  increased  wind  on  the  system,  delivering  an  overall  net  benefit  to  the  Irish  consumer.    In  a  direct  rebuttal  of  critics  of  wind  energy,  the  study  concluded  that  wind  was  not  contributing  to  higher wholesale electricity prices in Ireland.  The British electricity market is opaque. It is very difficult to observe the Merit Order effect when the  utilities,  which  dominate  the  market,  mainly  supply  to  themselves,  and  savings  due  to  increased                                                         Krohn, S., P. Morthorst and S. Awerbuch (2009), “The Economics of Wind Energy”, European Wind Energy Association. Clifford, E. (EirGrid) and M. Clancy (SEAI) (2011), “Impact of Wind Generation on Wholesale Electricity Costs in 2011”, Sustainable Energy Authority of Ireland and Eirgrid. See also “Cleantech Ireland: An assessment of the sector and the impact on the national economy”, Ernst & Young and Oxford Economics, 2012.

1 2

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

5 renewables penetration are internalised. However, the current market reforms proposed by the UK  Government and by Ofgem should help to increase transparency, thus enabling greater clarity of the  positive price impact of renewables, to more effectively counter the monotonous and wrong‐headed  criticism of opponents of renewables, that they increase the cost of electricity for consumers.  In the absence of this clarity, we have commissioned Cebr and Mark Cooper to look at one emerging  part  of  the  UK’s  electricity  sector  to  illustrate  its  present  –  and  future  –  contribution  to  the  UK  economy.  Offshore  wind  has  the  potential  to  transform  electricity  generation  by  delivering  –  in  a  decarbonised power sector ‐ a very large amount of carbon and fuel‐free power to consumers, and  by enabling the UK to capture significant additional value from the wider industrial benefits that the  sector will deliver. In 2010 the Offshore Valuation Group published the first ever study of the UK’s  offshore  renewable  energy  resource.  It  showed  that  by  2050  the  UK  could  be  a  net  exporter  of  energy, generating the electricity equivalent of 1bn barrels of oil a year from its offshore resources.   We have set out to build on the work of the Offshore Valuation Initiative in this project. The “Value  of Offshore Wind” to the UK is truly significant. Cebr shows that the net economic benefit to UK plc  from  investment  in  offshore  wind,  both  in  terms  of  contribution  to  GDP,  and  to  the  country’s  balance of  trade is considerable.  Mark Cooper will  show that, in addition to these effects,  the risk  reduction  to  the  UK  electricity  system  provided  by  offshore  wind  will  deliver  further  savings  and  wider economic and policy benefits.   With  a  proper  interconnected  electricity  network  linking  the  UK  to  neighbouring  markets,  we  can  export renewable energy into a single European electricity market, further adding to the economic  benefits.  In  late  May,  it  was  reported  that  Germany’s  power‐transmission  companies  have  announced  plans  to  build  four  electricity  “Autobahns”  to  link  wind  farms  off  the  north  coast  with  manufacturing centres in the south.3 Building a North Sea grid to connect to these “Autobahns” and  link  UK  and  German  offshore  wind  farms  with  load  centres  here  and  in  Germany  would  give  this  country  significant  trading  opportunities,  deliver  much  needed  infrastructure  projects,  and  further  transform the low carbon economies of both countries.  We  have  embarked  on  a  once  off  transition  from  fossil  fuels  towards  a  low  carbon  economy.  All  forms  of  renewable  energy,  from  solar  energy  to  tidal  energy,  will  contribute  to  delivering  this  transition in the UK. Offshore wind provides this country with a clear global comparative advantage,  and will assist in providing affordable electricity to consumers and enhancing the country’s energy  security.  As Cebr show, and as Mark Cooper will show when his work is published in September, wind energy,  and  particularly  offshore  wind,  offers  a  clear  low  carbon  growth  path  for  the  UK  economy,  and  a  clear low carbon growth strategy for the UK Government. Their work is a very valuable addition to  the debate on this country’s energy policy and I welcome its publication.  June 2012  This  is  an  abbreviated  version  of  the  Foreword.  The  full  version  can  be  found  on  the  Mainstream  Website. (www.mainstreamrp.com) 

                                                       3

“Germany plans to build wind power grid” Financial Times 30 May 2012

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

6

Executive Summary  In 2010 the Offshore Valuation Group set out to measure the value of the UK’s offshore renewable  energy resource.4 The Group concluded that, by harnessing less than a third of that resource, the UK  could, by 2050:  •

Generate the electricity equivalent of 1bn barrels of oil a year; 

•

Reduce its CO2  emissions by 1bn tonnes;  and 

•

Create over 145,000 new jobs. 

This  report  by  the  Centre  for  Economics  and  Business  Research  (Cebr)  builds  on  that  work  by  exploring  the  impact  of  planned  investment  in  offshore  wind  electricity  generation  in  the  UK.  It  concludes5 that that investment can be expected:  •

By  2015,  to  increase  UK  GDP  by  0.2%,  and  create  over  45,000  full  time  jobs,  delivering  employment and economic growth at a time of economic fragility.    

•

By 2020, to double that GDP contribution to 0.4%, and the number of people employed to  over 97,000.   

•

By 2030, in addition to adding 0.6% GDP growth, and creating 173,000 jobs, the sector will  deliver  an  increase  in  net  exports  of  £18.8  billion,  sufficient  to  fill  nearly  75%  of  the  UK’s  current balance of trade deficit. These benefits will accrue from pursuing current moderate  build out rates of offshore wind. A more aggressive, but achievable, approach could see an  annual 1% uplift to GDP, the creation of over 200,000 jobs and an increase in net exports of  £22.5 billion – almost enough to entirely plug the country’s balance of trade deficit. 

At the request of Mainstream Renewable Power (Mainstream), Cebr has investigated the economic  impact  of  investment  in  offshore  wind  capacity.  The  fruit  of  our  lengthy  investigation  is  contained  within  the  pages  of  this  report,  and  is  summarised  in  this  preamble.    The  assessment  is  scenario‐ based and produces different estimates of the expected impacts for different realisations of offshore  wind capacity.  

Key Conclusions of the Report  Cebr’s investigations of the economic value of investment in offshore wind to UK plc points to three  broad conclusions:   1.

Contribution to GDP:  Under the current balanced approach to meeting renewable energy and  CO2 emissions targets, investment in offshore wind capacity can be expected to contribute 0.2%  of GDP by 2020, or 0.3% under the more aggressive ‘Accelerated Growth’ scenario. However,  once  (domestic)  multiplier  impacts  are  taken  into  account,  these  can  be  expected  to  rise  to  0.3% under  the central scenario and 0.6% of GDP  under the more  aggressive scenario.  With  the UK currently in the midst of a double‐dip recession, these levels of contribution would be  sufficient to turn UK growth positive.  

                                                       4 5

The Offshore Valuation, Offshore Valuation Group, 2010. Based on Cebr’s analysis of foreign trade multipliers for offshore wind investment.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

7 2.

Employment Creation: Investment in offshore wind capacity under the central scenario can be  expected  to  generate  over  40,000  full  time  equivalent  jobs  by  2020  and  over  61,000  jobs  by  2030.   Once (domestic) multiplier impacts are taken into account, the total number of jobs  generated can, by 2020, be expected to rise to 185,000 under the aggressive scenario and to  97,000 under the central scenario.  

3.

Balance  of  Trade  Benefits:  Under  our  Accelerated  Growth  scenario,  by  2030,  the  estimated  increase  in  net  exports  is  £22.5  billion,  sufficient  to  almost  entirely  plug  the  UK’s  current  balance  of  trade  deficit  (recorded  at  £25.6  billion  in  2009,  the  year  corresponding  with  our  forecasts). These positive trade impacts are driven by our assumptions about reduced fossil fuel  imports and offshore wind electricity exports as a result of greater offshore wind capacity. They  are  also  driven  by  our  assumptions  about  the  development  of  the  supply  chain  for  offshore  wind  investments,  the  increase  in  UK  content  of  UK  offshore  wind  investments  (relative  to  imports) and the share of continental European offshore wind investment that can be expected  to be captured by the UK industry as these supply chain developments occur.  

These three conclusions are the final products of a programme of advanced modelling of economic  impacts  by  Cebr  as  well  as  the  development  of  the  detailed  characteristics  of  different  scenarios  involving alternative realisations of offshore wind capacity on the UK system.  

But even larger impacts can be expected given current economic circumstances…  The UK – and much of the Western World ‐ is going through a major competitive challenge as two‐ thirds  of  the  world  industrialises  rapidly,  while  still  working  hours  and  paying  themselves  wages  based on their history as poor countries. This implies very low unit labour costs, particularly in light  of  their  productivity  potential.  Meanwhile,  the  growing  demands  from  these  newly  industrialising  economies  are  placing  a  strain  on  the  balance  between  supply  and  demand  for  primary  products,  raising and sustaining higher commodity prices and, thus, raising the cost base – in production and  consumption ‐ of already struggling Western economies.   The newly industrialising nations have, therefore, turned the terms of trade dramatically against the  UK and the other countries being challenged. While the evidence suggests that this is some sort of  disequilibrium, it could easily persist for at least a generation (20‐30 years) and possibly twice that.  Singapore, for instance, has had a higher GDP per capita than the UK on and off since the late 1990s  (pre‐Asian crisis) yet the latest 2010 data from the U.S. Bureau of Labour Statistics still shows that  hourly compensation in manufacturing in Singapore is still only 55% of the UK level and progress in  narrowing the gap is surprisingly slow – the percentage was 52.7% in 1997.  Countries  facing  this  competitive  challenge  could,  in  theory,  devalue  themselves  into  eventual  prosperity  (using  their  currencies)  but  there  is  an  inflation  constraint  that  means  that  this  is  not  possible in practice. Any devaluation at sufficient speed to enable the declining economy to achieve  what  would  previously  have  been  thought  of  as  a  state  of  full  employment  (or  a  non‐accelerating  inflation  rate  of  unemployment)  would,  particularly  when  the  terms  of  trade  are  being  turned  against the declining economy, lead to excess inflation and a risk of inflation becoming embedded.  Therefore, for the UK, the Bank of England’s inflation target effectively acts as a lower bound on the  value  of  the  Pound,  limiting  any  scope  for  currency  devaluation.  The  (previously  successful)  UK  economy is forced to either cope with long term underutilisation of resources or adjust in a way that 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

8 results in lower labour costs, whilst also improving the supply curve of labour.6  Without action of  this  kind,  medium  to  long  term  underutilisation  of  resources  is  highly  likely  for  an  uncompetitive  economy. The amount of capital stock in the system might decay to the point where it is no longer in  surplus  and  human  skills  and  abilities  are  bound  to  degenerate  as  a  result  of  persistent  long  term  unemployment.  The  implication  is  that  economic  growth  in  Western  economies  is  likely  to  be  depressed  as  they  adjust  to  the  competitive  challenge  placed  on  them  by  newly  emerging  economies  like  China.  The  impact of this on growth is likely to be most keenly felt in countries, like many in Europe, with rigid  labour markets and high labour costs, particularly where these are combined with high taxes.  The current economic circumstances and the challenges facing the UK and most of Europe highlight  the  importance  of  taking  actions  that  will  turn  the  terms  of  trade  back  in  their  favour  in  order  to  improve  their  trade  balance  (net  exports).    Such  actions  are  acting  directly  on  the  factor  that  is  constraining  growth  and  consequently  can  be  expected  to  have  particularly  important  multiplier  effects.    This provided the motivation for undertaking a foreign trade multiplier (FTM) analysis of the impact  of increasing levels of offshore wind investments and exports.  It is Cebr’s contention that, given the  aforementioned  positive  impacts on the  UK’s balance of  trade, these significant  multiplier impacts  can be expected to derive from investment in offshore wind.  The table below compares the domestic multipliers – on which the key conclusions above are based  – with two estimates of the foreign trade multiplier for offshore wind, along with the corresponding  absolute impacts suggested by these multipliers, in GVA and employment terms.  We focus on the  aggressive Accelerated Growth scenario by way of illustration. 

                                                       6 That is, providing incentives to boost the incentive to work. In economic terms, reducing welfare payments has the double effect of improving the supply curve of labour and reducing the cost of welfare which enables taxes to be cut to less uncompetitive levels. But many would have scruples about dealing with competitive problems by making the worst off even worse off.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

9 Comparison of domestic and foreign trade multipliers Metric

Unit

Direct GVA

£m

Domestic multiplier (Leontief propagation process) £GVA / £1 OW GVA FT multiplier (Leontief propagation process) £GVA / £1 OW GVA FT multiplier (Leontief & endogenous Keynesian propag £GVA / £1 OW GVA Aggreg GVA impact (domestic multiplier) Aggreg GVA impact (Leontief FTM) Aggreg GVA impact (Leontief/Keynesian FTM) Direct jobs

2.31 2.25 2.29

2.22 2.69 2.77

2.26 3.21 3.31

£m £m £m

5,364 5,241 5,322

8,388 10,155 10,471

7,652 10,875 11,221

FTEs

45,696

77,977

71,799

2.49 2.19 2.20

2.38 2.52 2.57

2.35 2.94 3.00

113,954 100,127 100,491

185,750 196,727 200,290

Domestic multiplier (Leontief propagation process) FTEs / 1 OW FTE FT multiplier (Leontief propagation process) FTEs / 1 OW FTE FT multiplier (Leontief & endogenous Keynesian propag FTEs / 1 OW FTE Aggreg JOBS impact (domestic multiplier) Aggreg JOBS impact (Leontief FTM) Aggreg JOBS impact (Leontief/Keynesian FTM)

Accelerated Growth 2015 2020 2030 2,325 3,780 3,390

FTEs FTEs FTEs

168,849 211,109 215,062  

Source: Cebr analysis 

  Under  our  accelerated  growth  scenario,  the  foreign  trade  multipliers  suggest  that  offshore  wind  investment  impacts  can  be  expected  to  be  higher  by  2020  than  those  suggested  by  the  domestic  multipliers. The even higher 2030 estimates, which show the FTMs increasing, reflect the declining  reliance on imports and the growth in the export capabilities of the UK supply chain as it matures.  The  FTM  estimates  are  consistently  lower  in  2015,  due  to  the  greater  reliance  on  imports  in  the  offshore  wind  investment  supply  chain.  This  pattern  applies  to  both  the  GVA  and  employment  multipliers.   The impacts associated with the international trade benefits of offshore wind are clearly illustrated  with  the  aggregate  GVA  and  employment  impacts  in  the  table  above.  For  instance,  whereas  the  domestic multiplier framework suggests that, by 2020, investment in offshore wind will generate  £8.4 billion of GVA, the (combined Leontief/Keynesian) FTM framework suggests that this could be  as high as £10.5 billion – nearly 30% higher.  Likewise, whereas the domestic multiplier suggests  that offshore wind investments would support 185,000 jobs by 2020, the FTM framework suggests  that this estimate could exceed 200,000.  These  differences  are  even  more  marked  by  2030,  when  the  estimated  difference  in  impact  –  between that suggested by the domestic and FTM multipliers – is (for employment) three times the  difference estimated for 2020.     

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

10

1

Introduction and background 

This  is  a  report  by  Centre  for  Economics  and  Business  Research  (Cebr)  on  the  macroeconomic  benefits of investment in offshore wind electricity generating capacity.  The assessment is scenario‐ based, producing estimates of the impacts on the UK economy of alternative realisations of offshore  wind  capacity.  The analysis and this report were  commissioned by  Mainstream Renewable Power  (Mainstream). 

1.1

Offshore wind in context 

Energy  policy  in  the  UK  is  currently  shaped  by  a  suite  of  policy  commitments  and  Government  targets relating to climate change, energy security and energy affordability.   The  Climate  Change  Act  (2008)  provides  the  framework  for  the  UK  to  respond  to  the  challenges  posed  by  climate  change.  That  framework  includes  a  commitment  to  having  reduced,  by  80%,  the  UK’s annual net greenhouse gas emissions in 2050 relative to 2009 levels. To this end, the Act allows  the  Government  to  set  five‐year  carbon  budgets,  which  establish  short‐term,  legally‐binding  emissions limits for the UK economy.  This is designed to smooth the trajectory along the path to the  long‐term 2050 objective by meeting clearly delineated incremental targets.   The Carbon Plan (2011) brings together Government climate change strategies, establishing a plan of  action  for  achieving  the  emissions  reductions  legislated  by  the  four  published  carbon  budgets.  It  notes that the power sector is currently the single largest source of greenhouse gas emissions in the  UK (accounting for 27% of emissions in 2010), and suggests that in order to ensure compliance with  2050 targets, deep cuts in the power sector’s emissions intensity will have to take place during the  2020s. The Government’s modelling suggests that, given the trajectory of future UK energy demand,  as  well  as  fossil  fuel  plant  closures  scheduled  over  that  period,  between  60  to  80  GW  of  new  electricity capacity will need to be built by 2030. In order to ensure compliance with 2050 emissions  targets, 40‐70 GW of this capacity will need to be provided by low carbon technologies.7  Offshore wind is expected to play an important role in meeting these renewable capacity needs. The  2010  Offshore  Valuation  Group  report  provides  an  assessment  of  the  magnitude  of  the  UK’s  practical offshore energy resource, concluding that offshore renewables are potentially as valuable  as  the  offshore  fossil  fuel  resource  which  has  been  utilised  over  the  past  few  decades.  While  the  North  Sea  hydrocarbon  stock  has  been  largely  depleted,  given  the  UK’s  long  coastline,  shallow  waters  and  high  winds,  investment  in  offshore  renewables  could  open  up  access  to  a  permanent  energy flow.8 It examines the resource in the context of the UK’s energy policy, with reference to the  decarbonisation and renewables targets, and emphasises that offshore renewables are a vital piece  of the puzzle for reaching the 2050 goals.  These Government targets are framed by EU‐wide obligations as set out in the Renewables Directive  (2009). This legislation sets targets for each EU Member State, specifying what proportion of energy  consumption  in  2020  must  be  sourced  from  renewable  technologies.    In  the  case  of  the  UK,  this  represents a legally‐binding commitment to produce 15% of its energy from renewable sources.   The UK Renewable Energy Roadmap (2011) concludes that this 15% target is achievable for the UK,  whilst spelling out the targeted policy actions required to ensure that the renewables sector has the                                                         7 8

The Carbon Plan: Delivering our low-carbon future (2011), Department for Energy and Climate Change, p.72. The Offshore Valuation (2010), The Offshore Valuation Group, p. 10.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

11 capacity to deliver the required power generation capacity out to 2020 and beyond. In the case of  offshore  wind  generation,  the  Roadmap  acknowledges  the  importance  of  the  technology  to  delivering the energy sector decarbonisation necessary under the Carbon Budgets.  

1.2

Government policy on offshore wind 

In recognition of the strategic importance of harnessing the offshore wind resource, the Department  for  Energy  and  Climate  Change  (DECC)  has  established  a  Taskforce  with  offshore  wind  industry  stakeholders.  The  purpose  of  this  Taskforce  is  the  identification  of  potential  cost  savings  for  the  delivery  of  offshore  wind  investments,  with  the  specific  goal  of  delineating  a  pathway  to  the  achievement of a levelised cost for offshore wind of £100/MWh of energy generated.  The Taskforce  is due to report to DECC by June 2012. This cost level would make the technology competitive with  other low‐carbon technologies during the period when low‐emission generation needs to be added  to the UK at considerable pace (and, therefore, scale) in order to meet the Government’s emissions  targets.  The importance of providing the right incentives for investment in a decarbonised electricity supply  was  also  recognised  by  the  Government  through  its  initiation  of  the  2010‐12  Electricity  Market  Reform  process.  A  major  focus  in  the  legislative  consultation  process  was  the  need  for  a  market  structure  that  would  provide  these  incentives.  Much  of  the  UK’s  nuclear  and  coal  plant  is  due  to  come  offline  within  the  next  decade,  and  replacing  this  capacity  with  low‐carbon  and  renewable  sources is a pressing concern to prevent the UK becoming ‘locked‐in’ to a new round of emissions‐ intensive generation.   Energy  security  is  also  an  important  motivation  for  the  market  reform  proposals.  Maintaining  or  extending the UK’s hydrocarbon dependency would involve the country’s energy supply being ever  more exposed to volatile fossil fuel price fluctuations.  Increasing the penetration of renewables on  the system would lessen this exposure, while also maintaining a viable trajectory towards meeting  future emissions target. 

1.3

Purpose and structure of this report 

The  Carbon  Trust  provides  a  third  motivation  for  producing  the  right  incentives  for  investment  in  low‐carbon  resources,  namely  the  economic  benefits  of  such  investments.  Their  study  of  the  commercial potential of different renewable technologies concluded that “…the majority of the job  creation potential is in offshore wind power. Offshore wind power combines both a large global and  domestic market with the potential for the UK to develop a strong base, building on existing skills and  attracting key manufacturers. The UK could be a global market leader.”9    In  a  study  examining  the  UK’s  prospects  for  exploiting  offshore  wind  specifically,  the  Carbon  Trust  concluded  that  meeting  EU  emissions  targets  could  require  29  GW  of  capacity  by  2020,  a  scale  of  deployment which is deemed feasible, but which requires urgent policy actions on the incentives to  ensure  it  is  delivered  through  investment.  The  report  presented  the  Carbon  Trust’s  estimate  that  reaching  this  scale  would  deliver  between  80,000  and  100,000  jobs,  and  £12.5  billion  in  annual  revenues by 2020.10 

                                                       9

“Focus for success: A new approach to commercialising low carbon technologies” (2009), The Carbon Trust, p. 6 Offshore wind power: big challenge, big opportunity (2008), The Carbon Trust, p. 72

10

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

12 The  purpose  of  this  report  is  to  build  on  this  existing  knowledge  and  estimates  of  the  economic  benefits  that  can  be  expected  to  flow  from  investments  in  offshore  wind  capacity.    Cebr’s  study  focuses on the impacts of the investment programme itself, producing jobs estimates analogous to  the  aforementioned  Carbon  Trust’s.  While  we  do  not  consider  the  post‐delivery  revenue  streams  from  the  investment’s  utilisation,  we  do  incorporate  wind  farm  maintenance  and  operating  expenditures  as  a  final  demand  stimulus.11    The  following  subsection  provides  an  overview  of  our  study and methodology.  This report is structured as follows:  1.

Section 2 provides an outline of the methods and assumptions used in our assessment of the  economic impacts of investment in offshore wind in the UK. 

2.

Section 3 presents the results of our analysis. 

3.

Section 4 concludes the report. 

                                                       We note that, in an economic impact assessment of offshore wind electricity generation, for instance, these operating and maintenance expenditures would be incorporated as part of the offshore wind electricity supply chain. In this study, our focus is on the subsets of the range of industries that benefit from the demand stimulus provided by investments in offshore wind farms and in their maintenance and operation. Operating and maintenance expenditures are thus, for the purposes of this study, treated as annual wind farm investments, which can also be expected to provide a growing source of economic value and jobs.

11

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

13

2

Methodology and assumptions  

This section of the report sets out the methods and assumptions used to determine an appropriate  structure  for  the  UK  offshore  wind  investment  ‘industry’,  the  topic  of  section  2.1.    We  proceed  in  section  2.2  to  describe  the  manner  in  which  we  embedded  this  industry  within  the  economic  framework  underlying  Cebr’s  macroeconomic  impact  models.  Section  2.3  outlines  the  methodologies on which these impact models are based. 

2.1

Development of the offshore wind capacity scenarios 

In order to model the overall macroeconomic impact of offshore wind deployments in the UK, Cebr  constructed  a  bespoke  offshore  wind  energy  model  with  several  parts.    Figure  1  provides  a  flow  chart representation of our broad modelling approach.  Figure 1: Cebr’s broad modelling approach

Scenarios (year, UK deployment trajectory)

Per-MW cost

Reduced fossil fuel imports Energy exports

Export potential (%)

Investment to UK supply chain

Multiplier

EU deployment trajectory

UK Content (%)

Multiplier

Multiplier

UK Macroeconomic Impact  

Source: Cebr analysis 

 

Offshore wind deployment scenarios  Cebr  commenced  its  analysis  of  the  economic  benefits  of  offshore  wind  investments  by  first  considering  scenarios  representing  alternative  projections  for  the  growth  in  offshore  wind  generating capacity.   The  scenarios  examined  were  derived  from  National  Grid  publications,  which  have  involved  modelling  different  future  states  of  the  UK  energy  system.    These  alternative  ‘states  of  the  world’  take  into  account  decarbonisation  objectives,  expected  levels  of  demand,  and  anticipated  developments  in  each  of  the  three  energy  sectors  (heat,  transport  and  electricity).  National  Grid  hypothesise three deployment trajectories for meeting the UK’s future energy demands. Whilst the  © Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

14 scenarios developed by the National Grid are broader in scope that offshore wind, Cebr has utilised  the levels of offshore wind generation capacity delivery and rates of growth in the years to 2030 as a  starting point in our study.  Table 1: Scenario parameters Scenario

UK Offshore Wind Capacity (GW) 2020

2030

Slow Progression

11

23

Gone Green

17

37

Accelerated Growth

33

49

12

Source: National Grid  

  The UK begins from a relatively low base in comparison to the above scenarios, with only 1.8 GW of  operational  offshore  wind  capacity  currently  installed  on  the  network.13    In  this  context,  even  the  Slow  Progression  scenario  involves  a  substantial  increase  in  offshore  wind  capacity  deployment  throughout  the  years  to  2030.  But,  given  the  timeline  of  existing  plant  decommissioning,  National  Grid  asserts  that  this  would  only  represent  a  sluggish  response  to  the  UK’s  binding  emissions  commitments.   Indeed,  under  this  scenario,  relatively  higher  gas  dependence  results  in  the  emissions  and  renewables  targets  for  2020  not  being  met  until  2025.  Gone  Green  assumes  a  faster  build‐up  in  offshore  wind  capacity  than  Slow  Progression,  resulting  in  the  UK  hitting  its  renewables  target  in  2020  and  its  emissions  targets  in  both  2020  and  2030.  Accelerated  Growth  builds  upon  the  Gone  Green scenario, adding the assumption that offshore wind capacity expands much more quickly due  to a rapidly‐established supply chain, stimulated by strong policy‐based incentives.  We  note  that  the  projected  2020  offshore  wind  capacities  delivered,  particularly  under  the  more  aggressive  scenarios,  is  a  stretch  given  current  integration  technologies  and  approaches.    In  other  words,  by  2020,  the  middle  scenario  will  be  pushing  the  limit  of  what  antiquated  20th  century  network management practices can handle, reinforcing the need to bring network management into  the  21st  century.    The  2030  figures  require  significant  improvement  in  network  management  technologies and assumptions. 

                                                       12 13

UK Future Energy Scenarios (2011), National Grid, p.40-44 UK British Wind Energy Database, http://www.bwea.com/statistics . Accessed 11/05/2012.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

15 Figure 2: Annual UK capacity additions 2012-2030, by scenario

Annual installed capacity (GW)

6.0

5.0

4.0

3.0

2.0

1.0

Slow Progression

Gone Green

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

0.0

Accelerated Growth

  Source: National Grid, Cebr analysis 

  The schedule of additions in intermediate years, illustrated in Figure 2 was modelled by Cebr based  on the 2020 and 2030 values in the National Grid scenarios and what our research suggested would  be  the  likely  supply‐side  responses  to  the  different  trajectories  of  deployment.  Under  Slow  Progression, the rate of annual capacity additions increases from its current level (750 MW in 2011)  to 1.6 GW by 2021, before descending back to the 2011 deployment rate by the end of the forecast  period.   Gone  Green  involves  annual  capacity  additions  peaking  at  2.3  GW  per  year  in  the  middle  of  the  forecast period, before a gradual slowing and levelling out at a rate which is structurally higher than  today (1.8 GW per year). The front‐loaded capacity schedule implicit in Accelerated Growth requires  a rapid acceleration of annual additions, peaking at 5.3 GW in 2017 as substantial investments help  to rapidly cultivate a mature supply chain.  

UK content in offshore wind investments  The  extent  to  which  the  UK  economy  will  benefit  from  offshore  wind  power  developments  will  depend largely on the ability of UK industry to secure contracts for the delivery, maintenance and  operation of wind farm projects. Where the domestic supply chain is able to service developments,  financial investments will flow into the UK economy, having further positive impacts through direct  and multiplier effects.   Where the UK supply chain does not have the capacity to meet projected demand, the investment  capital will flow abroad to finance wind farm component imports.  © Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

16 Cebr  examined  UK  content  in  existing  offshore  wind  farms,  in  order  to  understand  the  current  readiness of the UK supply chain to capture domestic wind farm contracts. The relevant facts about  these projects are summarised Table 2 below.  Scroby  Sands,  due  to  its  relatively  early  completion  period  and  low  capacity,  was  not  taken  as  indicative of current domestic readiness to deploy larger capacity offshore wind farms in the coming  years. The London Array offshore wind project has induced considerable controversy due to its low  domestic content, prompting industry leaders and policymakers to call for measures to ensure more  ‘tier‐1’ contracts are won by domestic firms.   For this reason, Cebr anticipates that these observed unusually low levels of UK content shall not be  prevalent in future deployments, especially in the later years of our forecasting period.  Robin Rigg,  Thanet and Ormonde have broadly similar UK content, along with BVG’s estimate for UK content in  another wind farm coming to 33%.  Table 2: UK content in domestic offshore wind farm investment, operation and maintenance Wind Farm

Capacity (MW)

UK Content (%)

Scroby Sands (2005)

60

48%

Robin Rigg (2010)

180

31%

Thanet (2010)

300

c.28%

Ormonde (2011)

150

31%

London Array (2012)

1000

10%

Source: BVG Associates 14 

  This clustering of UK content ratios in the range of 30% to 35% was taken as indicative of current UK  supply chain readiness, with a detailed report of Robin Rigg’s UK content providing an understanding  of the stages of an offshore wind development at which UK content is incorporated.15 This was taken  to represent the current average UK content for wind farm capital expenditure (capex), with future  trends derived through a review of industry literature and an analysis of the scenarios adopted for  this study. 

                                                       Measuring the UK’s offshore wind economic returns (2011), BVG Associates. This report also references “unpublished data” on UK content for two more unspecified wind farms, which are estimated at 33% and 18%. 15 UK content analysis of Robin Rigg offshore wind farm (2011), BVG Associates 14

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

17 Table 3: Projected average UK content in offshore wind farm capital expenditures Overall UK Content (%)

Scenario 2012

2020

2030

Slow Progression

31%

45%

56%

Gone Green

31%

53%

71%

Accelerated Growth

31%

64%

77%

16

Source: RenewableUK , BVG Associates, Cebr analysis 

  It  is  expected  that  the  UK  offshore  wind  supply  chain  will  see  significant  capacity  increases  in  the  coming  years.  The  Round  3  licensing  process  has  sent  a  strong  signal  that  the  UK  is  serious  about  developing  its  offshore  wind  resource.  In  addition,  offshore  wind  technology  manufacturers  Siemens, Vestas, Gamesa and Mitsubishi have all either recently announced or already commenced  plans  to  set  up  offshore  wind  operations  in  the  UK.  Policy‐makers  and  industry  groups  have  also  committed to a vision that the UK should provide at least 50% of the content for its future offshore  wind farms.17  It is reasonable to expect that the supply chain will develop at different rates under each scenario,  enabling  differing  rates  of  UK  content  at  each  stage.  For  example,  the  intensive  ‘front‐loaded’  investment  schedule  in  the  Accelerated  Growth  scenario  can  be  expected  to  stimulate  a  rapidly  maturing UK supply chain, with huge demand leading to expansions in output among firms supplying  offshore  wind  farm  developments.  Such  a  deployment  rate  will  also  attract  international  firms  to  commence or expand UK operations, providing further local content in the wind farm supply chain.  Assuming such a rate of expansion, UK content in offshore wind farms could be expected to reach  77% by 2030.   This effect will be moderated under the Gone Green scenario, in which the build rate uplifts more  gradually,  implying  demand  for  components  would  grow  steadily  rather  than  suddenly  soaring  upwards.    Cebr  expects  that  such  a  build  rate  could  still  stimulate  a  UK  supply  chain  capable  of  supplying  71%  of  content  in  domestic  offshore  wind  farms  by  2030.  Slow  Progression  presents  a  much lower level of demand, with a UK supply chain not maturing as rapidly since annual capacity  additions do not far exceed twice the current level. Due to current growth prospects in the supply  chain, along with Government and industry commitments to sourcing at least half of offshore wind  farm content from the UK, Cebr estimates that UK content under this scenario would reach 56% by  2030.  It is important to note that UK content is not expected to be equal across each area of wind farm  development. Areas where the UK has comparative advantage, such as development services, shall  feature  a  relatively  high  proportion  of  UK  content.  Indeed,  working  knowledge  of  local  domestic  regulation, tax and accounting procedures and environmental conditions are vital to the wind farm  development, and as such, UK content in development services is assumed to be close to 100% in all  scenarios.                                                          16 17

Offshore wind: forecasts of future costs and benefits (2011), RenewableUK Going for growth means going for green (2012), Department of Energy and Climate Change.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

18

Investment analysis  In  order  to  determine  the  macroeconomic  impact  upon  the  UK  of  offshore  wind  farm  investment  expenditure, it is necessary to determine the industry sectors to which the investment will flow. In  order  to  do  this,  literature  from  the  Crown  Estate  –  which  is  co‐developer  of  all  Round  3  offshore  wind farms – was reviewed.   A  breakdown  delineating  every  discrete  task  in  the  planning,  construction  and  installation  of  an  offshore wind farm (along with indicative cost estimates) was examined, enabling Cebr to apportion  the  investment  expenditure  to  their  relevant  production  activities  under  the  Standard  Industrial  Classification (SIC) system. This provided the ingredients necessary to undertake the macroeconomic  impact of offshore wind investments that is the subject of Section 3.  Table 4: Industries stimulated in the different stages of development of an offshore wind farm Development Stage

Development and Consent

Wind Turbine

Balance of Plant Installation and Commissioning

Industry sectors to which capital expenditure flows Accounting and tax consultancy Architectural and technical consultancy Environmental consultancy Financial services Legal services Scientific research and development Water and air transport Electrical components manufacturing Fabricated metals manufacturing Hydraulic components manufacturing Iron and steel manufacturing Concrete manufacturing Iron and steel manufacturing Marine construction Wiring and cables manufacturing Marine construction Water transport

18

Source: The Crown Estate , Cebr analysis 

  As well as these components of capital expenditure, the operating expenditures (opex) required to  keep  wind  farms  ‘up  and  running’  will  stimulate  productive  activities  that  can  also  be  categorised  under  the  SIC  system.  These  activities  will  further  induce  overall  macroeconomic  benefits.  These  industries are presented in Table 5. 

                                                       18

A Guide to an Offshore Wind Farm (2010), The Crown Estate

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

19 Table 5: Industries stimulated in the different stages of development of an offshore wind farm Development Stage

Operations and Maintenance

Industry sectors to which capital expenditure flows Electricity generation Fabricated metals manufacturing Marine construction Water and air transport

Source: The Crown Estate, Cebr analysis 

 

Export of Components and Expertise  As well as domestic capacity additions, the UK supply chain can be expected – under the aggressive  growth  scenarios  –  to  contribute  to  foreign  offshore  wind  farm  projects,  given  the  international  nature  of  the  industry.  Currently,  it  is  estimated  that  only  2%  of  European  offshore  wind  farm  components are directly sourced from the UK.19    This  is  largely  due  to  the  UK  being  a  relative  latecomer  to  offshore  wind  power,  with  overseas  industries  of  greater  maturity  currently  being  better‐positioned  to  service  continental  projects.  However, with the scale of UK investment implied by each of the three scenarios, it is reasonable to  expect  the  supply  chain  to  mature  to  the  extent  that  considerable  exports  of  components  and  expertise could be realised.   The  export  potential  of  the  UK  supply  chain  will  depend  not  only  on  the  pace  of  domestic  developments but also on the profile of international offshore wind investments expected over the  period  2012‐2030.  It  is  outside  the  scope  of  this  study  to  estimate  how  the  international  offshore  wind  portfolio  will  evolve  in  the  coming  decades.  Hence,  Cebr  has  drawn  upon  BVG  Associates’  projections  for  the  growth  of  European  offshore  wind  power  over  the  2012‐30  timeframe.  Cebr  expects  that  difficult  logistics  involved  in  transporting  materials  and  components  long  distances  means  the  European  installation  market  is  likely  to  be  the  overwhelming  driver  of  UK  export  potential. 

                                                       19

Working for a Green Britain, Vol. 2 (2011), RenewableUK.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

20 Figure 3: Forecasted EU offshore wind capacity installations (excl. UK) 5.0

70

4.5 60

50

3.5 3.0

40

2.5 30

2.0 1.5

Total capacity (GW)

Annual addition (GW)

4.0

20

1.0 10 0.5

Annual addition

Cumulative

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

0 2012

0.0

 

20

Source: BVG Associates , Cebr analysis 

  Given  this  pattern  of  expected  international  offshore  wind  developments,  it  was  necessary  to  estimate the proportion of this investment that can be expected to be sourced from the UK supply  chain.  These  proportions  would  also  differ  by  scenario,  since  different  levels  of  UK  capacity  installations will induce domestic supply chains of varying maturity.   Table 6: UK content in continental European wind farm projects Scenario

Overall UK content in continental wind farm projects (%) 2012

2020

2030

Slow Progression

2%

4%

8%

Gone Green

2%

9%

23%

Accelerated Growth

2%

16%

41%

Source: RenewableUK

21 22

, Cebr analysis 

 

                                                       Toward Round 3: Progress in building the offshore wind supply chain (2011), BVG Associates Offshore wind: forecasts of future costs and benefits (2011), RenewableUK 22 Working for a Green Britain, Vol. 2 (2011), RenewableUK 20 21

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

21 The UK supply chain under the Slow Progression scenario would not be expected to have sufficient  capacity to source a large percentage  of European  offshore wind projects. On the other  hand, the  Gone Green scenario would present a supply chain with the capability to provide significant amounts  of  components  and  expertise  to  international  projects,  reaching  an  overall  UK  content  of  23%  in  2030.   The  Accelerated  Growth  scenario  would  induce  a  supply  chain  which  would  grow  rapidly  to  meet  domestic  capacity  additions  in  the  years  2012‐20.  In  the  following  decade,  the  rate  of  annual  UK  capacity  additions  falls  –  this  would  leave  a  mature  domestic  supply  chain  with  ample  capacity  to  export a very large proportion of continental wind farm content.   As  with  UK  content  in  domestic  wind  farm  investments,  the  proportion  sourced  by  the  UK  supply  chain will not be equal across all stages of development. Areas of UK comparative advantage such as  development services would also be expected to feature relatively heavily in exports.  

The costs of offshore wind farm investments   The magnitude of the financial investments that provide demand stimuli for the UK economy will be  determined  by  the  factors  described  above  as  well  as  by  the  installation  schedule  and  the  costs  involved. For the purposes of comparability across scenarios, Cebr applied industry estimates of the  per‐MW cost of both capex and opex to the investment schedules as specified in the scenarios.   Table 7: Capital and operating expenditures associated with wind farm investments Investment

2012

2020-2030

Capital expenditure (£ thousand / MW)

3 150

2 500

Operating expenditure (£ thousand / MW / year)

98

75

23

Source: RenewableUK  

  Current industry estimates place offshore wind capex at £3.15 million per MW. This is forecasted to  fall in the coming years as economies of scale take hold among suppliers, reducing the per‐unit costs  of  many  of  the  constituent  components  of  an  offshore  wind  farm.  ‘Learning’  will  also  impact  on  capital  expenditure,  as  technological  progress  and  increasing  experience  of  operational  challenges  reduce overall costs.   The  relaxation  of  supply  constraints  is  also  expected  to  reduce  costs  in  the  coming  years,  as  investment  in  the  supply  chain  gives  rise  to  further  capacity  which  will  ease  supply  bottlenecks.  These effects are captured in the declining average per‐MW cost. Operational expenditure per MW  is  also  expected  to  decline  as  the  scale  of  cumulative  offshore  wind  deployments  multiplies  and  introduces  economies  of  scale.  The  cost  estimates  for  2020‐2030  are  also  concordant  with  the  UK  Government’s Taskforce for reducing the levelised cost of offshore wind power to £100/MWh. 

                                                       23

Offshore wind: forecasts of future costs and benefits (2011), RenewableUK

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

22 In order to derive the total investment magnitude for each given year or scenario, Cebr applied the  capex cost to the annual offshore wind capacity additions scheduled for that year, whilst the opex  cost was applied to the total cumulative offshore wind capacity in any year under the given scenario.  

Reduced fossil fuel imports  The  introduction  of  a  large  proportion  of  offshore  wind  power  to  the  UK  can  also  be  expected  to  have positive economic impacts in the form of reduced fossil fuel imports.  As of 2010, 76% of the  UK’s electricity production was sourced from coal,  oil and gas.24 Since  the UK’s own stock of fossil  fuels  has  been  largely  depleted,  this  means  an  increasingly  large  share  of  our  energy  production  relying  on  imported  fossil  fuels.  For  example,  44%  of  the  UK’s  gas  consumption  for  electricity  generating purposes in 201025 – a proportion which is expected to increase as the North Sea reserve  dwindles.   This  fuel  import  dependency  leaves  the  UK  economy  vulnerable  to  international  fuel  price  fluctuations, since a rise in the wholesale cost of fossil fuels causes a sudden escalation in the cost of  meeting  UK  consumer  and  industry  energy  demands.  Introducing  offshore  wind  power  to  the  transmission network would dampen this effect, given its operational non‐reliance on fuel inputs to  generate electricity.  To  calibrate  the  economic  benefits  of  reduced  fossil  fuel  imports  as  a  result  of  the  increasing  deployment of offshore wind power, Cebr examined the amount of offshore wind generation in each  scenario and calculated the amount of fossil fuels that would be required to produce the equivalent  amount of electricity.  Table 8: Barrels of oil equivalents under central ‘Gone Green’ scenario Year

Offshore Wind Capacity (GW)

Offshore Wind Generation (TWh / year)26

Oil Barrel Equivalent (millions)

2012

2.6

9.2

14.6

2020

17.0

60.9

97.4

2030

37.0

132.4

211.8

Source: Cebr analysis 

  Deriving oil barrel equivalents for the power generated by offshore wind farms allows the calculation  of how much coal and gas would have been necessary to generate that amount of power.27 It was  assumed that in the years to 2017, offshore wind power would be displacing coal generation. In the                                                         Digest of UK Energy Statistics (2011), Department of Energy and Climate Change. Ibid. 26 Calculated using 95% availability and 43% load factor. 27 The conversions from oil barrel equivalents to coal and gas volumes were informed by BP Conversion Factor tables, http://www.bp.com/conversionfactors.jsp. Accessed 15/05/2012. 24 25

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

23 years 2018‐2022, an increasing proportion of gas is displaced, until 2023 when coal drops out and  the entirety of fuel displacement is of gas.  The percentages of coal and gas which will be imported in future are calculated assuming that past  trends  in  UK  production,  demand  and  exports  continue.  Given  the  trend  of  diminishing  North  Sea  gas production and coal mining, the proportion of fuel which the UK will need to source from abroad  is expected to reach 88% by 2030.   After  calculating  the  amount  of  fossil  fuels  required  in  order  to  generate  the  energy  provided  by  offshore  wind  power  in  each  scenario,  and  estimating  the  extent  to  which  that  fuel  is  likely  to  be  imported,  we  were  able  to  place  monetary  values  on  the  imports  displaced  by  offshore  wind  generation.  These  values  were  calculated  using  the  Department  of  Energy  and  Climate  Change’s  central wholesale fuel price forecasts. 

Export of offshore wind‐generated electricity  Increasing interconnection between national transmission networks has been a valuable avenue for  balancing  electricity  supply  and  demand.  At  times  where  supply  exceeds  demand,  power  can  be  exported through interconnectors; while at times of supply shortfall, energy can be imported from  other networks to meet domestic demand. Currently, the UK has operational interconnectors with  Ireland  (with  500  MW  capacity),  France  (with  2  GW  capacity),  and  the  Netherlands  (with  1  GW  capacity).28  As the penetration of renewables on national networks increases, the issue of increased variability  can  lead  to  greater  reliance  on  interconnection  in  order  to  balance  supply  of  and  demand  for  energy.29  This  increased  interconnection  can  provide  considerable  benefit  to  the  UK  economy  by  allowing for ever‐increasing exports of electricity, especially in future scenarios where offshore wind  power is prevalent on the UK system.   Wind  energy  supply  cannot  be  switched  off  easily  when  domestic  demand  is  not  sufficient  to  warrant  full‐capacity  generation.  As  a  result,  we  assumed  an  increasing  level  of  interconnection  in  each  scenario,  as  a  balancing  measure  as  well  as  backup  capacity  measure  for  the  increased  renewables penetration required to meet the UK’s binding emissions targets. These assumptions are  shown in Table 9. 

                                                       National Grid interconnector data, http://www.nationalgrid.com/uk/Interconnectors . Accessed 15/05/2012. In line with industry practice, we refer to the “variability” of wind and other renewables, to differentiate them from nuclear and fossil plant which can be “intermittent”. The distinction is between the former which have a variable, but predictable, power output, and the latter which have a steady, but sometimes unpredictable, power output. 28 29

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

24 Table 9: Interconnection capacity assumptions Interconnection Capacity (GW)

Scenario 2012

2020

2030

Slow Progression

3.5

7.6

7.6

Gone Green

3.5

7.6

35

Accelerated Growth

3.5

7.6

35

30

31

Source: National Grid , WWF   

  The  National  Grid  document  from  which  our  scenarios  were  drawn  was  consulted  to  estimate  interconnection  potential  for  2020.  Additionally,  the  World  Wildlife  Fund’s  scenario‐based  assessment  of  future  UK  electricity  trends  has  been  used  to  inform  estimates  regarding  UK  interconnection potential by 2030 under each scenario.   Since  interconnection  is  made  imperative  by  the  penetration  of  renewables  onto  national  transmission  networks,  the  total  energy  exported  in  these  scenarios  is  taken  to  represent  the  exports resultant from offshore wind deployment. The export potential of these interconnectors is  assumed to be the total interconnection capacity, multiplied by an ‘export availability factor’.   Table 10: Interconnection export availability factors Scenario

Interconnector Export Availability Factor (%) 2012

2020

2030

Slow Progression

53%

47%

46%

Gone Green

53%

44%

40%

Accelerated Growth

53%

38%

37%

Source: Cebr analysis  

  The  increased  variability  of  wind  implies  that  the  availability  of  exports  will  decline  with  the  increasing deployment of offshore wind power on the network.  Since in Slow Progression, more of  the  overall  UK  energy  mix  is  supplied  by  non‐variable  sources,  power  for  export  will  be  available  more regularly.  These  interconnector  capacities,  along  with  their  export  availability  factors,  facilitated  us  in  estimating the amount of power, measured in TWh, which will be exported under each scenario. The                                                         30 31

UK future energy scenarios (2011), National Grid Positive energy: How renewable electricity can transform the UK by 2030 (2011), World Wildlife Fund

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

25 magnitude  of  this  power  transmission  was  factored  by  DECC’s  central  wholesale  energy  price  projections to derive the total monetary value of this exported energy.  

2.2 Embedding  offshore  wind  investments  within  an  economic  impacts  framework   This  subsection  describes  the  manner  in  which  we  embedded  the  offshore  wind  investment  ‘industry’ within the economic framework underlying Cebr’s macroeconomic impact models.  To formulate a working definition of the offshore wind industry that was relevant for this study, we  used as our guide the structure of the economy on which the UK Office for National Statistics (ONS)  bases  its  system  of  national  accounts.    Products  and  services,  as  well  as  economic  activities  are  broken down according to Standard Industrial Classifications (SIC), the most recent being SIC 2007.   This approach facilitates estimation of the size and economic impact of UK outbound travel within  the framework of the ONS’ supply‐and‐use tables, the most detailed official record of how sectors of  the  economy  interact  with  other  sectors,  with  consumers  and  with  international  markets  in  producing the nation’s GDP and national income.  We  analysed  offshore  wind  by  adapting  these  tables  to  assign  the  industry  a  role  within  them.   This involved the reassignment of elements of other industries to the newly created UK offshore  wind  industry,  and  re‐mapping  the  relationships  between  the  group  of  subsets  of  industries  that  constitute the industry with the industries and sectors that make up the rest of the economy. 

Baseline final demand stimuli  Investment in offshore wind capacity creates a final demand stimulus for the products and services  required to realise that investment.  Likewise, the operation of wind farms, once installed, creates a  final  demand  stimulus  for  a  different  (more  limited)  set  of  products  and  services.  Based  on  the  methods  outlined  in  section  2.1,  we  established  the  profiles  of  capital  and  operating  expenditures  associated with investment in offshore wind capacity.  These expenditure profiles are shown in Table 11 below, where they are categorised by SIC product  category  and  presented  for  each  of  the  years  2015,  2020  and  2030  under  each  of  the  aggregate  offshore wind capacity scenarios.   In line with the analysis in the previous section, operating expenditures are concentrated in five of  the  18  product  categories  below,  while  capital  expenditures  are  spread  across  15  of  these  categories.    Note  that,  because  the  latest  ONS  supply‐and‐use  data  are  for  the  year  2009,  we  downwardly adjusted the raw 2010 data for inflation between 2009 and 2010.  The trends in expenditure under all scenarios reflects the balance of effects over time between the  concentration  of  offshore  wind  investments  in  the  period  2018‐2020,  the  declining  cost  of  certain  offshore  wind  farm  component  expenditures  and  the  pace  of  the  development  of  the  UK  supply  chain, the assumptions for all of which were developed in the previous section.   

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

 

 

26 

Table 11: Final demand investment stimuli by SIC product/service category under each scenario and over time, 2009 prices, £millions Product / service category description SIC 2-3-digit code Basic iron and steel Fabricated metal products Computer, electronic and optical produ Electrical equipment Machinery and equipment n.e.c. Electricity, gas, steam and air condition Constructions and construction works fo Specialised construction works Water transport services Air transport services Accommodation services Financial services Legal services Accounting services Architectural and engineering services Scientific research and development se Other professional, scientific and techni TOTALS

24.1-3 25OTHER 26 27 28 35.1 42 43 50 51 55 64 69.1 69.2 71 72 74

Slow Progression 2020 99 155 1,004 1,657 42 65 275 438 270 421 63 121 746 1,086 110 175 49 90 1 1 43 82 38 52 7 9 7 9 26 36 0 0 25 34 2,807 4,431

2015

2030 72 1,331 30 205 196 251 777 82 169 1 171 23 4 4 16 0 15 3,346

2015 181 1,729 76 502 491 81 1,307 201 68 2 55 70 12 12 48 0 46 4,881

Gone Green 2020 244 2,591 102 688 661 186 1,699 275 138 2 126 82 15 15 56 0 54 6,933

Source: The Crown Estate, Cebr analysis 

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

2030 189 2,764 79 538 513 404 1,655 215 276 1 275 60 11 11 41 0 39 7,071

Accelerated Growth 2020 2030 408 385 101 3,756 4,284 2,383 171 161 42 1,130 1,086 286 1,106 1,043 273 134 361 536 2,871 2,784 1,360 452 434 115 120 262 356 4 3 1 91 245 364 157 129 32 28 23 6 28 23 6 108 89 22 1 1 0 103 85 21 10,668 11,400 5,903  

2015

 

 

27 

Exports and imports  Table  11  relates  only  to  investment  in  offshore  wind  capacity  in  the  UK.    We,  therefore,  supplemented these final demand stimuli with exports of the same product and service categories.  Our  export  estimates  are  based  on  the  development  and  growth  of  UK  offshore  wind  investment  supply chains and the share of continental European offshore wind investment that can expect to be  captured by the UK industry as these supply chain developments occur.  These export estimates are  shown  in  Table  12  below  and  reflect  the  assumptions  about  domestic  supply  chain  developments  and the pace of offshore wind investment in continental Europe.  Having incorporated the expenditure estimates in Tables 11 and 12 as investment and export final  demand in the 2009 supply‐and‐use tables, we undertook a process of backward induction through  the supply‐and‐use tables in order to establish the supply response to the final demand stimuli and  the  corresponding  production  response  of  the  industries  that  produce  the  relevant  products  and  services.  However, it was first necessary to establish the shares of the UK investment supply responses that  are  met  through  each  of  domestic  production  and  imports.    As  with  our  export  estimates,  the  estimates of import shares were based on the projections we adopted (outlined in section 2.1) about  the  development and  growth of UK  offshore wind supply chains.  The import shares of the supply  response to the final demand stimuli shown in Table 11 are presented in Table 13 below.     

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

 

 

28 

Table 12: Final demand stimuli from exports under the relevant SIC product/service category under each scenario and over time, 2009 prices, £millions Product / service category description SIC 2-3-digit code Basic iron and steel Fabricated metal products Computer, electronic and optical produ Electrical equipment Machinery and equipment n.e.c. Electricity, gas, steam and air condition Constructions and construction works fo Specialised construction works Water transport services Air transport services Accommodation services Financial services Legal services Accounting services Architectural and engineering services Scientific research and development se Other professional, scientific and techni TOTALS

2015

24.1-3 25OTHER 26 27 28 35.1 42 43 50 51 55 64 69.1 69.2 71 72 74

Slow Progression 2020 8 13 65 123 2 6 19 39 11 34 74 120 10 16 1 2 0 1 15 22 3 4 3 4 11 15 0 0 10 14 232 413

2030

2015 25 227 10 73 61 145 31 2 1 26 5 5 18 0 17 645

15 124 5 39 27 89 18 1 0 19 3 3 13 0 12 370

Gone Green 2020 34 304 13 98 83 166 41 2 1 33 6 6 23 0 22 833

Source: Various sources outlined in section 2.1 above, Cebr analysis 

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

2030 56 688 47 242 303 247 67 4 1 47 8 8 32 0 31 1,782

2015

Accelerated Growth 2020 2030 24 61 133 207 556 1,270 9 25 62 66 181 421 53 162 401 166 403 716 28 73 160 2 5 9 1 1 1 22 41 62 4 7 11 4 7 11 15 28 43 0 0 0 14 27 41 613 1,579 3,341  

29

Table 13: Imports of constituent elements of offshore wind farm investment projects, 2009 prices, £millions Product / service category description SIC 2-3-digit code Basic iron and steel Fabricated metal products Computer, electronic and optical produ Electrical equipment Machinery and equipment n.e.c. Electricity, gas, steam and air condition Constructions and construction works fo Specialised construction works Water transport services Air transport services Accommodation services Financial services Legal services Accounting services Architectural and engineering services Scientific research and development se Other professional, scientific and techni TOTALS

24.1-3 25OTHER 26 27 28 35.1 42 43 50 51 55 64 69.1 69.2 71 72 74

Slow Progression 2020 57 79 574 751 31 36 195 251 205 240 349 507 68 95 4 5 1,481 1,965

2015

Source: Various sources outlined in section 2.1 above, Cebr analysis 

 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

2030

2015 29 275 14 92 90 181 34 2 718

100 997 52 337 344 626 120 7 2,584

Gone Green 2020 115 1,012 42 330 278 764 138 8 2,688

2030 55 480 19 156 128 367 66 4 1,276

Accelerated Growth 2020 2030 210 142 23 2,083 1,197 191 109 45 6 704 386 61 718 297 43 1,355 1,073 190 252 170 28 14 12 2 5,444 3,322 543  

2015

 

 

30 

Domestic  production  and  intermediate  demand  responses  and  completion  of  the  embedding process  Having  established  the  share  of  UK  offshore  wind  investments  that  are  met  through  domestic  production – by subtracting imports from the offshore wind expenditures in Table 11 – we used the  inter‐industry  relationships  in  the  combined  use  matrix  of  the  supply‐and‐use  tables  to  map  the  intermediate demand responses of the industries that produce the products and services required to  deliver, operate and maintain offshore wind investments.32  Aggregating the offshore wind data across the specific product and service categories (in Table 11)  and  the  corresponding  SIC‐based  industries  provided  what  was  required  to  adapt  the  supply‐and‐ use  tables  by assigning the newly created  UK  offshore wind  ‘industry’  a role within them. These  adapted  supply‐and‐use  tables  provided  the  basis  for  estimating  (using  the  input‐output  analysis  described  in  section  2.3  below)  the  size  of  the  economic  contributions  that  this  industry  can  be  expected to make as offshore wind investment in the UK increases.  By linking our supply‐and‐use  (and input‐output) models to the scenario capability of our bespoke offshore wind energy model, we  were able to assess how these economic contributions could be expected to change over time and  under alternative assumptions about rates of overall offshore wind investment.  

Embedding effects of the rollout of offshore wind on other industries  Towards the end of section 2.1 above, we developed our assumptions about the reductions is fossil  fuel imports and electricity exports that can be expected to result from the deployment of offshore  wind capacity.  The magnitudes involved, according to our estimates, are those shown in Table 14  below.  Table 14: The impact of offshore wind investment on fossil fuel imports and energy exports, 2009 prices, £millions

Scenario

Slow Progression

Gone Green

Accelerated Growth

Year

Reductions in fossil fuel imports

2015 2020 2030 2015 2020 2030 2015 2020 2030

429 1,158 4,118 548 1,786 6,627 903 3,467 8,778

Energy export increases 1,566 2,290 2,953 1,488 2,177 11,687 1,285 1,879 10,919  

Source: Various sources outlined in section 2.1 above, Cebr analysis 

                                                       We made the simplifying assumption that all products and services required for offshore wind are produced by the corresponding industry in the SIC classification system. The SIC system is used to classify product and service categories and producing industries using the same coding system. However, not all of a product or service category is necessarily produced by the corresponding industry and not necessarily all of an industry will be dedicated to the production of the corresponding product or service category. (Note we use ‘product category’ and ‘product or service category’ interchangeably throughout the report.) 32

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

31 To  incorporate  these  and  the  balance  of  trade  effects  resulting  directly  from  offshore  wind  investments  (see  earlier  part  of  this  subsection  2.2)  into  our  economic  impact  assessment,  it  was  first necessary to embed them within the supply‐and‐use tables.    Fossil fuel import reductions were assumed  to effect three industries –  the supply and production  activities relating to each of two fossil fuels – coal and gas – and of electricity.  The impacts on these  industries  and  the  manner  of  embedding  them  into  our  economic  framework  is  summarised  as  follows:  Fossil fuel  (coal and  gas): total supply  to the  UK  market in  the relevant SIC  product  categories are  assumed to  be reduced by the total fossil fuel displacement  that results from offshore wind.   This  includes mainly imports but also an element of domestically sourced supply.  Domestic production of  these fossil fuels was, therefore, reduced by the corresponding amount and, through the backward  induction process, the intermediate demand responses of these industries could be established.  We  incorporated  assumptions  about  the  dwindling  North  Sea  reserve  in  our  fossil  fuel  displacement  forecasts.  Electricity:  The  electricity  industry’s  intermediate  demands  for  coal  and  gas  were  adjusted  downwards to the extent of the expected displacement of these fossil fuels by offshore wind, both  imported and domestically produced.  The impact is an alteration in the structure of the supply chain  for UK electricity production, which feeds into our economic impact assessment below.  Because, as  mentioned previously, the scope of the study did not cover the post‐investment impacts of offshore  wind (that is, what happens when offshore wind becomes operational), we did not attempt to assess  the impact on the value of domestic production of electricity. 

2.3 Input‐output modelling and alternative multiplier concepts   Having assigned a role for the industry that will grow to provide for offshore wind farm development  and operation within the supply‐and‐use framework, we had the foundation for establishing the size  of the economic contributions made by this industry under each of our scenarios and over time.  We  estimate  these  contributions  using  standard  metrics  relating  to  gross  value  added  (GVA33)  and  percentages of UK GDP, and absolute and percentage shares of UK employment.   To  measure  broader  economic  contributions  that  can  be  expected  to  occur  through  the  multiplier  process,  we  used  the  approaches  of  a  number  of  well‐known  authorities  in  the  area.  The  appropriateness of these alternatives depends on how the prevailing macroeconomic circumstances  and  policies  are  to  be  interpreted.  The  alternative  approaches  and  the  relevant  economic  circumstances are outlined as follows. 

                                                       GVA or gross value added is a measure of the value from production in the national accounts and can be thought of as the value of industrial output less intermediate consumption. That is, the value of what is produced less the value of the intermediate goods and services used as inputs to produce it. GVA is also commonly known as income from production and is distributed in three directions – to employees, to shareholders and to government. GVA is linked as a measurement to GDP – both being a measure of economic output. That relationship is (GVA + Taxes on products - Subsidies on products = GDP). Because taxes and subsidies on individual product categories are only available at the whole economy level (rather than at the sectoral or regional level), GVA tends to be used for measuring things like gross regional domestic product and other measures of economic output of entities that are smaller than the whole economy. 33

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

32

Leontief matrix multipliers for the domestic economy  Multipliers show the ratio of an induced change in national income to an initial change in the level of  final demand spending, where the multiplier effect denotes the phenomenon whereby some initial  increase (or decrease) in the rate of spending will bring about a more than proportionate increase  (or  decrease)  in  national  income.    The  Keynesian  approach  barely  requires  a  mention  but  is  very  much  grounded  in  macroeconomic  analysis,  offering  little  capability  to  analyse  impacts  of  entities  that are smaller than the whole economy.  Input‐output  analysis,  due  largely  to  the  work  of  Wassily  Leontief34,  while  macroeconomic  in  the  sense that it involves analysing the economy as a whole, owes its foundations and techniques to the  microeconomic  analysis  of  production  and  consumption.35    According  to  ten  Raa  (2005),  some  people  argue  that  input‐output  analysis  is  at  the  interface  of  both,  defining  it  as  the  study  of  industries or sectors of the economy.  The  well‐known  Leontief  inverse  matrix,  which  shows  the  inter‐industry  dependencies  of  an  economy,  is  the  basis  for  producing  so‐called  ‘ordinary’  (or  traditional)  input‐output  multipliers.   These are some of the most important tools for measuring the total impact on output, employment  and income when there is a change in final demand.    The  Leontief  inverse  matrix  can  also  be  described  as  the  output  requirements  matrix  for  final  demand, that is, it shows the input requirements from the other sectors of the economy per unit of  output  produced  in  the  sector  under  examination  in  response  to  a  final  demand  stimulus.    The  matrix  can  be  used  to  produce  two  types  of  multiplier  –  the  Type  I  multiplier  incorporating  direct  and indirect (supply chain) impacts and the Type II multiplier incorporating induced (through higher  incomes and resulting greater consumption) impacts as well.36  Cebr’s  baseline  multiplier  model  is  based  on  this  Leontief  input‐output  modelling  approach.    The  model is, however, based on a so‐called ‘domestic use’ table, from which imports are extracted from  intermediate demands in order to focus on the domestic economy impacts of final demand stimuli.  However,  in  given  sets  of  circumstances,  this  will  not  tell  the  full  story.  The  current  economic  circumstances  suggest  that  it  is  appropriate  to  explicitly  incorporate  international  trade  in  our  analysis,  through  the  calculation  of  foreign  trade  multipliers.    We  explain  why  in  the  following  paragraphs.   

Foreign trade multipliers  A foreign trade multiplier (FTM) shows the ratio of an induced change in national income to an initial  change in the amount of exports. There are numerous methods used to calculate them but we have  chosen 2 (for comparison purposes) that build on Cebr’s existing input‐output models. The relevant  issues are briefly discussed later. First we explain why foreign trade multipliers – normally associated  with fixed exchange rate regimes – to which the UK has not been officially subject since its exit from  the ERM on “Black Wednesday” in 1992 – are a relevant consideration again, and particularly for this  study.                                                         See, for example, Leontief, Wassily W. Input-Output Economics. 2nd ed., New York: Oxford University Press, 1986. See ten Raa, Thijs (2005), The Economics of Input-Output Analysis, Cambridge University Press. 36 We would note that all multipliers presented in this report are Type II multipliers, capturing the direct, indirect and induced impacts of the final demand stimulus from the boost to investment and export final demands that can be expected to result from increasing levels of offshore wind deployment. Examples of decomposed multipliers are featured in Figure 4 and Figure 5 below. 34 35

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

33 Motivation for using FTMs  The UK – and much of the Western World ‐ is going through a major competitive challenge as two‐ thirds  of  the  world  industrialises  rapidly,  while  still  working  hours  and  paying  themselves  wages  based on their history as poor countries. This implies very low unit labour costs, particularly in light  of  their  productivity  potential.  Meanwhile,  the  growing  demands  from  these  newly  industrialising  economies  are  placing  a  strain  on  the  balance  between  supply  and  demand  for  primary  products,  raising and sustaining higher commodity prices and, thus, raising the cost base – in production and  consumption ‐ of already struggling Western economies.   The newly industrialising nations have, therefore, turned the terms of trade dramatically against the  UK and the other countries being challenged. While the evidence suggests that this is some sort of  disequilibrium, it could easily persist for at least a generation (20‐30 years) and possibly twice that.  Singapore, for instance, has had a higher GDP per capita than the UK on and off since the late 1990s  (pre‐Asian crisis) yet the latest 2010 data from the U.S. Bureau of Labour Statistics still shows that  hourly compensation in manufacturing in Singapore is still only 55% of the UK level and progress in  narrowing the gap is surprisingly slow – the percentage was 52.7% in 1997.  Countries  facing  this  competitive  challenge  could,  in  theory,  devalue  themselves  into  eventual  prosperity  (using  their  currencies)  but  there  is  an  inflation  constraint  that  means  that  this  is  not  possible in practice. Any devaluation at sufficient speed to enable the declining economy to achieve  what  would  previously  have  been  thought  of  as  a  state  of  full  employment  (or  a  non‐accelerating  inflation  rate  of  unemployment)  would,  particularly  when  the  terms  of  trade  are  being  turned  against the declining economy, lead to excess inflation and a risk of inflation becoming embedded.  Therefore, for the UK, the Bank of England’s inflation target effectively acts as a lower bound on the  value  of  the  Pound,  limiting  any  scope  for  currency  devaluation.  The  (previously  successful)  UK  economy is forced to either cope with long term underutilisation of resources or adjust in a way that  results in lower labour costs, whilst also improving the supply curve of labour.37  Without action of  this  kind,  medium  to  long  term  underutilisation  of  resources  is  highly  likely  for  an  uncompetitive  economy. The amount of capital stock in the system might decay to the point where it is no longer in  surplus  and  human  skills  and  abilities  are  bound  to  degenerate  as  a  result  of  persistent  long  term  unemployment.  The  implication  is  that  economic  growth  in  Western  economies  is  likely  to  be  depressed  as  they  adjust  to  the  competitive  challenge  placed  on  them  by  newly  emerging  economies  like  China.  The  impact of this on growth is likely to be most keenly felt in countries, like many in Europe, with rigid  labour markets and high labour costs, particularly where these are combined with high taxes.  The current economic circumstances and the challenges facing the UK and most of Europe highlight  the  importance  of  taking  actions  that  will  turn  the  terms  of  trade  back  in  their  favour  in  order  to  improve  their  trade  balance  (net  exports).    Such  actions  are  acting  directly  on  the  factor  that  is  constraining  growth  and  consequently  can  be  expected  to  have  particularly  important  multiplier  effects.    This  provided  the  motivation  for  undertaking  a  foreign  trade  multiplier  analysis  of  the  impact  of  increasing  levels  of offshore  wind  investments  and  exports.    It  is  Cebr’s  contention  that,  given  the                                                         That is, providing incentives to boost the incentive to work. In economic terms, reducing welfare payments has the double effect of improving the supply curve of labour and reducing the cost of welfare which enables taxes to be cut to less uncompetitive levels. But many would have scruples about dealing with competitive problems by making the worst off even worse off.

37

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

34 aforementioned  positive  impacts on the  UK’s balance of  trade, these significant  multiplier impacts  can be expected to derive from investment in offshore wind.  Methods used to calculate FTMs  We noted above the limitations of the Keynesian approach in terms of the capability to work at the  sectoral level, while Miazawa (1960)38 points to defects in the treatment of imported intermediate  goods which casts doubt over the usefulness of the approach for FTM analysis.39    The  author  also  points  to  the  limitations  of  the  standard  Leontief  matrix  multiplier  approach  to  FTMs.  The  Leontief  approach  is  devoted  entirely  to  the  analysis  of  intermediate  products  in  the  circular  flow  and,  unlike  the  Keynesian  model,  lacks  analysis  of  the  multiplier  process  via  the  consumption function.  Formally, he notes, the Leontief system can regard the household sector as  an  industry  whose  output  is  labour  for  which  they  receive  compensation  and  whose  inputs  are  consumption  goods.40  But,  according  to  Miazawa,  the  correct  procedure  for  dealing  with  consumption is not to regard it as a fictional production activity, but to incorporate the Keynesian  consumption function in its disaggregated form.  While  the  Keynesian  approach  to  the  foreign  trade  multiplier  takes  account  of  imports  of  intermediate  goods  required  for  the  production  of  consumption  goods,  the  entire  propagation  (multiplier)  process  is  projected  into  the  income‐spending  or  expenditure  aspect  only,  with  no  explicit  distinction  between  leakage  (through  imports)  in  the  expenditure  process  and  in  the  production process.  Meanwhile, the Leontief matrix approach, in regarding the household sector as  an industry just like the other ‘actual’ industries, assumes that households’ input‐output ratios are  constant. But, Miazawa notes, consumers are not a technologically determined production process,  but  choice‐making  organisms  and  the  factors  of  choice‐making  (that  is,  the  consumption  coefficients) are not as stable as the input coefficients for the standard industries.  In Miazawa’s foreign trade multiplier, the import of intermediate goods is taken into account at the  proper  place,  namely,  in  the  circular  flow  of  intermediate  products.  His  formula  consists  of  the  Leontief FTM inverse matrix and an inverse matrix showing the effects of endogenous changes in the  consumption demand of the household sector. This can be interpreted as the multiplier combining  Leontief’s  production‐based  propagation  process  and  the  Keynesian  consumption‐based  propagation  process.    This,  in  turn,  overcomes  the  difficulties  with  using  either  the  Keynesian  approach or the Leontief approach in isolation. 

                                                       38 Miazawa, Kenichi (1960), “Foreign trade multiplier analysis, input-output analysis and the consumption function”, Quarterly Journal of Economics, 74(1), Oxford 39 In the Keynesian fundamental equation for an open economy, Y + M = C + I + E, the external sector is combined inconsistently with the domestic sector in the circular flow of income. Y stands for GDP (or national income) excluding intermediate goods, while M stands for imported goods including intermediate products. (Miazawa, 1960) 40 This is indeed the approach that is frequently employed in practice and is the basis for the domestic and baseline multiplier estimates that feature in section 3 below.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

35

3

UK offshore wind: size, economic contribution and impacts 

This section sets out the results of our analysis.  Section 3.1 considers the contribution of offshore  wind investment to UK GDP, in terms of percentage contributions and absolute GVA contributions.   Direct and multiplier effects are presented.  Section 0 considers the direct and multiplier impacts of  offshore  wind  investment  on  UK  employment,  while  section  3.3  considers  the  net  UK  balance  of  trade impact and a partial analysis of what can be expected to be the impact on the electricity and  fossil fuel producing sectors.  

3.1 Contribution of offshore wind to UK GDP  Direct impacts  Table 15 below shows that the annual GVA contribution of offshore wind developments could reach  £2.3  billion  by  2015  under  the  Accelerated  Growth  scenario.    This  provides  a  corresponding  0.2%  boost to GDP. Under the central Gone Green scenario, however, an annual GVA contribution of £2.0  billion can be expected by 2020 and of £3.0 billion by 2030.  These likewise produce corresponding  GDP contributions of 0.2%.41  Under the Accelerated Growth scenario, annual contributions to GDP can be expected to reach 0.3%  in  both  2020  and  2030,  based  on  absolute  GVA  contributions  of  £3.8  billion  and  £3.4  billion  respectively.    The  decline  between  2020  and  2030  reflects  the  concentration  of  offshore  wind  investments in the period 2018‐2020, the maturing of the supply chain as well as the falling costs of  producing wind turbines as this maturity develops.      

                                                       While these contributions are rounded to the first decimal place, it can be noted that the 2020 contribution is less than 0.2% and the 2030 greater than 0.2% when viewed at the second decimal place.

41

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

 

 

36 

Table 15: Summary table of estimates of size, economic contributions and impacts of investments in offshore wind (through the industries that deliver them) Metric GVA Taxes less subsidies on products GDP contrib GDP contrib

Unit £m £m £m %

Domestic multiplier (Leontief propagation process) £GVA / £1 OW GVA FT multiplier (Leontief propagation process) £GVA / £1 OW GVA FT multiplier (Leontief & endogenous Keynesian propag £GVA / £1 OW GVA

Slow Progression 2020 625 1,139 60 94 685 1,232 0.05% 0.1%

2015

2030 1,282 84 1,366 0.1%

2015 1,066 101 1,167 0.1%

Gone Green 2020 1,998 149 2,146 0.2%

2030 2,955 172 3,127 0.2%

Accelerated Growth 2015 2020 2030 2,325 3,780 3,390 215 252 190 2,540 4,032 3,579 0.2% 0.3% 0.3%

2.36 2.25 2.27

2.28 2.39 2.45

2.30 2.89 2.96

2.33 2.24 2.27

2.23 2.50 2.57

2.23 2.97 3.06

2.31 2.25 2.29

2.22 2.69 2.77

2.26 3.21 3.31

Aggreg GVA impact (domestic multiplier) Aggreg GVA impact (Leontief FTM) Aggreg GVA impact (Leontief/Keynesian FTM)

£m £m £m

1,477 1,404 1,417

2,593 2,726 2,786

2,955 3,701 3,797

2,481 2,387 2,418

4,449 4,998 5,138

6,576 8,762 9,053

5,364 5,241 5,322

8,388 10,155 10,471

7,652 10,875 11,221

Contribution to GDP (domestic multiplier) Contribution to GDP (Leontief FTM) Contribution to GDP (Leontief/Keynesian FTM)

% % %

0.1% 0.1% 0.1%

0.2% 0.2% 0.2%

0.2% 0.3% 0.3%

0.2% 0.2% 0.2%

0.3% 0.4% 0.4%

0.5% 0.6% 0.6%

0.4% 0.4% 0.4%

0.6% 0.7% 0.8%

0.5% 0.8% 0.8%

12,239 0.1%

22,863 0.1%

26,843 0.1%

20,857 0.1%

40,530 0.2%

61,852 0.3%

45,696 0.2%

77,977 0.3%

71,799 0.3%

2.51 2.18 2.17

2.44 2.28 2.31

2.38 2.65 2.69

2.50 2.18 2.18

2.41 2.38 2.41

2.36 2.74 2.80

2.49 2.19 2.20

2.38 2.52 2.57

2.35 2.94 3.00

30,766 26,646 26,599

55,797 52,208 52,710

63,978 71,225 72,195

52,231 45,433 45,491

97,535 96,284 97,758

145,757 169,750 173,143

113,954 100,127 100,491

185,750 196,727 200,290

168,849 211,109 215,062

0.1% 0.1% 0.1%

0.2% 0.2% 0.2%

0.3% 0.3% 0.3%

0.2% 0.2% 0.2%

0.4% 0.4% 0.4%

0.6% 0.7% 0.7%

0.5% 0.4% 0.4%

0.8% 0.8% 0.8%

Direct jobs Contribution to total UK employment

FTEs %

Domestic multiplier (Leontief propagation process) FTEs / 1 OW FTE FT multiplier (Leontief propagation process) FTEs / 1 OW FTE FT multiplier (Leontief & endogenous Keynesian propag FTEs / 1 OW FTE Aggreg JOBS impact (domestic multiplier) Aggreg JOBS impact (Leontief FTM) Aggreg JOBS impact (Leontief/Keynesian FTM) Contribution to UK employment (domestic multiplier) Contribution to UK employment (Leontief FTM) Contribution to UK employment (Leontief/Keynesian FTM

FTEs FTEs FTEs % % %

Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

0.7% 0.9% 0.9%  

 

 

37 

Multiplier impacts  Referring  to  Table  15  again,  depending  on  the  year  and  the  chosen  scenario,  the  domestic  GVA  multiplier (Leontief matrix approach) sits in the range 2.22 to 2.36.  This can be interpreted in simple  terms as follows: for every £1 of GVA generated directly by producers of the products and services  required  for  offshore  wind  investments  and  operations,  an  additional  £1.22  to  £1.36  of  GVA  is  generated in the wider economy through indirect and induced impacts. The decomposition of these  multiplier impacts are illustrated and explained further in Figure 4 below, using the value of 2.31 for  estimated multiplier in 2015 under the accelerated growth scenario.  The absolute GVA contributions that result from these multiplier impacts are presented in Table 15  in the rows labelled “Aggreg GVA impact (domestic multiplier)” and “Contribution to GDP (domestic  multiplier)”.  Under the Accelerated Growth scenario, an aggregate GVA contribution of £5.4 billion  can be expected by 2015, with a corresponding boost to UK GDP of 0.4%.42  This can be expected to  rise  to  £8.4  billion  of  GVA  or  0.6%  of  GDP  by  2020  under  the  same  scenario.    The  aggregate  GDP  contribution under the Gone Green scenario can be expected to rise from 0.2% in 2015 to 0.5% in  2030. 

                                                       42

This involves a simplifying assumption that all spending rounds in the multiplier process take place within a year. Centre for Economics and Business Research Ltd.  Unit 1, 4 Bath Street, London EC1V 9DX  t: 020 7324 2850  f: 020 7324 2855  w: www.cebr.com 

38 Figure 4: Constituent elements of the estimated domestic GVA multipliers

Offshore wind GVA multiplier: £2.31 Direct impact £1 A boost in final demand as a result of offshore wind investment triggers a supply response from offshore wind investment providers. Assume that this final demand boost and supply response is sufficient to produce a GVA increase of £1

+

Indirect impact £0.72 To increase their supply, offshore wind investment providers must increase their demands on their suppliers, who increase demands on their suppliers and so on down the supply chain. This generates the indirect impact, an increase in GVA throughout the supply chain of £0.72 for every additional £1 offshore wind investment GVA

+

Induced impact £0.59 The combined direct and indirect impacts have an impact on household income throughout the economy, through increased employment, profits etc. A proportion of this income will be re-spent on final goods and services, producing a supply response by the producers of all goods/services and further impacts through their supply chains etc. This produces the induced impact of £0.59 for every additional £1 of offshore wind investment GVA  

Source: Cebr analysis 

  When  conditions  are  such  that  foreign  trade  multipliers  (FTMs)  are  in  play,  offshore  wind  investments  can  be  expected  to  produce  consistently  larger  economic  contributions  under  all  scenarios  in  2030.  However,  the  FTM  estimates  are  consistently  lower  in  2015,  due  to  the  greater  reliance  on  imports  in  the  offshore  wind  investment  supply  chain.    The  higher  FTMs  for  the  later  years, which are also increasing at increasing rates, reflect the declining reliance on imports and the  growth in the export capabilities of the UK supply chain as it matures.    For  instance,  under  the  Accelerated  Growth  scenario,  the  Leontief  matrix  FTM  is  3.21  by  2030,  compared  with  a  domestic  multiplier  estimate  of  2.26.    This  rises  to  3.31  under  the  more  robust  Miazawa  approach  of  combining  the  Leontief  production‐based  propagation  process  with  an  endogenised Keynesian consumption‐based propagation process.  

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

39

3.2 Contribution of offshore wind to UK employment  Direct impacts  Table 15 above also shows that the employment contribution of offshore wind developments could  reach  about  46  thousand  full‐time  equivalent  jobs  (FTEs)  by  2015  under  the  Accelerated  Growth  scenario.    This  would  constitute  a  0.2%  contribution  to  total  UK  employment.43  Under  the  central  Gone  Green  scenario,  however,  the  contribution  can  be  expected  to  reach  over  40  thousand  FTE  jobs by 2020 and almost 62 thousand by 2030.  The latter would constitute a 0.3% contribution to  total UK employment.  Under  the  Accelerated  Growth  scenarios,  percentage  contributions  to  UK  employment  can  be  expected to reach 0.3% in both 2020 and 2030, based on absolute FTE job numbers of 78 thousand  and 72 thousand respectively.44  The decline between 2020 and 2030 reflects the same factors that  resulted in the decline in forecasted GVA over the same period under the same scenario, namely the  concentration of offshore wind investments in the period 2018‐2020 and the maturing of the supply  chain.   

Multiplier impacts  The domestic employment multiplier (Leontief matrix approach) sits in the range 2.35 to 2.51.  This  can interpreted in simple terms as follows: for every one FTE job generated directly by producers of  the products and services required for offshore wind investments and operations, an additional 1.35  to  1.51  FTE  jobs  can  be  expected  to  be  generated  in  the  wider  economy  through  indirect  and  induced  impacts.  The  decomposition  of  this  multiplier  impact  are  illustrated  and  explained  in  the  same  manner  as  the  GVA  multiplier  in  Figure  5  below,  using  the  value  of  2.49  for  estimated  multiplier in 2015 under the accelerated growth scenario.  The absolute employment contributions that result from these multiplier impacts are presented in  Table  15  in  the  rows  labelled  “Aggreg  JOBS  impact  (domestic  multiplier)”  and  “Contribution  to  UK  employment  (domestic  multiplier)”.    Under  the  Accelerated  Growth  scenario,  an  aggregate  employment contribution of 114 thousand FTE jobs can be expected by 2015, with a corresponding  boost to UK employment of 0.5%.45  This can be expected to rise to 186 thousand FTE jobs or 0.8% of  total  UK  employment  by  2020  under  the  same  scenario.    The  aggregate  employment  contribution  under the Gone Green scenario can be expected to rise from 0.2% in 2015 to 0.6% in 2030. 

                                                       This is based on 2009 employment data. Given that unemployment has been rising since, this direct percentage contribution to UK employment can be expected to be slightly higher (at least when viewed at the second decimal place). 44 We note again that, while these contributions are rounded to the first decimal place, it can be noted that the 2020 contribution is greater than 0.3% and the 2030 less than 0.3% when viewed to the second decimal place. 45 This involves the same aforementioned simplifying assumption that all spending rounds in the multiplier process take place within a year. 43

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

40 Figure 5: Constituent elements of the estimated domestic employment multipliers

Offshore wind employment multiplier = 2.49 Direct impact 1 FTE A boost in final demand as a result of offshore wind investment triggers a supply response from offshore wind investment product/service providers. Assume that this final demand boost and supply response causes offshore wind employment to increase by 1 FTE

+

Indirect impact 0.83 FTE To increase their supply, offshore wind investment providers must increase their demands on their suppliers, who increase demands on their suppliers and so on down the supply chain. This generates the indirect impact, an increase in employment throughout the supply chain of 0.83 of a FTE for every additional FTE in offshore wind

+

Induced impact 0.66 FTE The combined direct and indirect impacts have an impact on household income throughout the economy, through increased employment, profits etc. A proportion of this income will be re-spent on final goods and services, producing a supply response by the producers of these goods/services and further impacts through their supply chains etc. This produces the induced impact of 0.66 of a FTE for every additional FTE in offshore wind  

Source: Cebr analysis 

  As  in  the  case  of  GVA,  when  conditions  are  such  that  foreign  trade  multipliers  (FTM)  are  in  play,  offshore  wind  investments  can  be  expected  to  produce  consistently  larger  economic  contributions  under  all  scenarios  in  2030.  The  results  are  less  clear‐cut  for  2020  –  under  Slow  Progression,  the  employment FTMs are less than the domestic multiplier, approximately equal under Gone Green but  greater than the domestic multiplier under Accelerated Growth.   The  employment  FTM  estimates  are  consistently  lower  in  2015,  due  to  the  greater  reliance  on  imports in the offshore wind investment supply chain.  The higher FTMs for the later years, which  are also increasing at increasing rates, reflect the declining reliance on imports and the growth in the  export capabilities of the UK supply chain as it matures.    For instance, under the Accelerated Growth scenario, the Leontief matrix employment FTM is 2.94  by 2030, compared with a domestic multiplier estimate of 2.35.  This rises to 3.00 under the more  robust Miazawa approach of combining the Leontief production‐based propagation process with an  endogenised Keynesian consumption‐based propagation process.  © Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

41

3.3 Contribution to UK balance of trade and impacts on other industries  We used the estimates presented in Table 12, Table 13 and Table 14 to calculate the net UK balance  of  trade  impacts  of  offshore  wind  investments  over  the  years  of  our  forecasting  period  and  under  each scenario.  These are presented in Table 16, where the offshore wind investment exports and  imports correspond with the totals in Table 12 and Table 13 respectively.  Table 16: Net UK balance of trade impacts, 2009 prices, £millions

Scenario

Slow Progression

Gone Green

Accelerated Growth

Year

Reductions in fossil fuel imports

2015 2020 2030 2015 2020 2030 2015 2020 2030

429 1,158 4,118 548 1,786 6,627 903 3,467 8,778

Energy export increases 1,566 2,290 2,953 1,488 2,177 11,687 1,285 1,879 10,919

Offshore wind investment imports 1,481 1,965 718 2,584 2,688 1,276 5,444 3,322 543

Offshore NET balance wind of trade investment impact exports 232 746 413 1,896 645 6,998 370 178 833 2,108 1,782 18,820 613 2,643 1,579 3,603 3,341 22,495  

Source: Cebr analysis 

  Under Accelerated Growth, the expected net impact on the balance of trade is significant.  By 2030,  the  expected  increase  in  net  exports  is  £22.5  billion,  sufficient  to  almost  entirely  plug  the  current  balance  of  trade  deficit  (recorded  at  £25.6  billion  in  2009,  the  year  corresponding  with  our  forecasts).  Net impacts are less marked by 2020, yet by no means insignificant.  By 2015, the high  levels  of  imports  of  offshore  wind  investment  products  and  services  are  such  as  to  still  produce  increases in net imports in the Gone Green and Accelerated Growth scenarios. 

3.4 Effects on multipliers in electricity and fossil fuel sectors  Table 17 and Table 18 present a range  of multiplier  estimates for each of the  electricity and fossil  fuel sectors over time and by scenario.  The first columns of these tables ‘Domestic Leontief matrix  multiplier (pre‐OW) show the multipliers for these sectors from Cebr’s baseline input‐output model,  reflecting the actual state  of the economy in 2009 prior to any offshore wind considerations.  The  second  column  ‘Domestic  Leontief  matrix  multiplier  (post‐OW)’  shows  the  equivalent  multipliers  having taken into account the changes that occur as more and more offshore wind is deployed.    For the electricity sector, the values of the domestic multipliers under each scenario fall from their  baseline  level,  but  the  more  aggressive  scenarios  produce  bigger  reductions.    This  is  due  to  ever‐ increasing amounts of fossil fuels dropping out of the electricity supply chain. 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

42 Table 17: Impacts on electricity sector multipliers

Scenario

Slow Progression

Gone Green

Accelerated Growth

Year

2015 2020 2030 2015 2020 2030 2015 2020 2030

Domestic Leontief matrix multiplier (pre-OW) 3.84 3.84 3.84 3.84 3.84 3.84 3.84 3.84 3.84

Domestic Leontief Leontief Miazawa matrix foreign trade foreign trade multiplier multiplier multiplier (post-OW) 3.82 4.28 4.96 3.64 4.10 4.75 3.27 3.64 4.18 3.79 4.24 4.92 3.52 3.94 4.55 2.87 3.13 3.56 3.72 4.14 4.80 3.25 3.57 4.10 2.72 2.94 3.32  

Source: Cebr analysis 

  However,  as  noted  towards  the  end  of  section  2.2  above,  this  is  only  a  partial  analysis.    Post‐ investment impacts of offshore‐wind were beyond the scope of the study. But it can be noted that  there  are  a  range  of  effects  that  could  well  serve  to  cancel  out  these  multiplier  reductions.    For  instance, the fact that electricity uses less fossil fuel reduces the exposure of the sector to the risks  of  volatile  international  price  fluctuations.    This  could,  in  turn,  facilitate  general  reductions  in  electricity prices, which would boost the economy through a wide range of effects, including through  production  in  all  sectors  (due  to  reduced  costs)  and  through  consumption  (due  to  increased  discretionary  disposable  incomes).    Indeed,  the  recent  Oxford  Economics  report  for  DECC  predicts  that  the  negative  impact  that  spikes  in  global  oil,  gas  and  coal  prices  have  on  the  UK  could  be  reduced by over 50% by 2050 as a result of climate change policies, including the rollout of offshore  wind.46  This  analysis  is  also  partial  in  the  sense  that  each  year’s  investment  in  offshore  wind  is  an  incremental  boost  in  investment  final  demand,  without  making  any  other  assumptions  about,  for  instance, declining investment in the replacement of coal or gas‐fired generation.  At the same time,  these reductions are likely to be made up, at least to some extent, by investment in carbon capture  and  storage,  which  is  inevitable  given  the  continued  position  of  fossil  fuels  in  the  electricity  generation portfolio.   Finally,  we  have  learned  that  the  2020  delivery  projections  for  offshore  wind  capacity,  particularly  under  the  more  aggressive  scenarios,  are  a  stretch  given  current  integration  technologies  and  approaches.    In  other  words,  by  2020,  the  middle  scenario  will  be  pushing  the  limit  of  what  antiquated  20th  century  network  management  practices  can  handle,  reinforcing  the  need  to  bring  network  management  into  the  21st  century.    The  2030  figures  require  significant  improvement  in  network management technologies and assumptions.  However, we believe that the direct benefits  of wind to the electricity sector – the value of domestic economic activity and export stimulation –                                                         See Oxford Economics (2011), “Fossil fuel price shocks and a low carbon economy”, A report for the Department of Energy and Climate Change, December.

46

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

43 will  more  than  offset  the  cost  of  modernising  network  management.    Moreover,  the  benefits  of  network  management  are  not  specific  to  wind,  but  have  intrinsic  value  (more  efficient  use  of  resources for example) and support all available sources of energy.  We have not taken account of  these network needs in our partial analysis of the impact of offshore wind on the electricity industry.  Referring  again  to  Table  17,  the  foreign  trade  multipliers  are,  unlike  in  the  case  of  offshore  wind,  everywhere  greater  than  the  ‘post‐OW’  domestic  multipliers,  reflecting  the  electricity  sector’s  reduced reliance on fossil fuel imports under all scenarios and in all years.  The increase in the domestic multiplier for the fossil fuels sector moving from the ‘pre‐OW’ world to  the ‘post‐OW’ world is most likely due to the standard negative correlative relationship between the  growth of a sector and that sector’s multipliers.  The foreign trade multipliers for the sector appear  to be behaving in a similar manner.  Table 18: Impacts on fossil fuel sector multipliers

Scenario

Slow Progression

Gone Green

Accelerated Growth

Year

2015 2020 2030 2015 2020 2030 2015 2020 2030

Source: Cebr analysis 

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012 

Domestic Leontief matrix multiplier (pre-OW) 1.68 1.68 1.68 1.68 1.68 1.68 1.68 1.68 1.68

Domestic Leontief Leontief Miazawa matrix foreign trade foreign trade multiplier multiplier multiplier (post-OW) 1.73 1.39 1.74 1.73 1.39 1.75 1.73 1.43 1.79 1.73 1.39 1.74 1.73 1.40 1.76 1.74 1.46 1.83 1.73 1.39 1.74 1.73 1.41 1.77 1.74 1.49 1.87  

44

4 Conclusions and next steps This  report  constitutes  one  element  of  an  ongoing  research  project  that  moves  beyond  existing  research.    The  three  areas  of  the  research  establish  the  basic  pillars  on  which  UK  policy  toward  offshore  wind  should  be  built  for  the  long‐term.    As  a  whole,  the  research  project  provides  a  comprehensive,  integrated  analysis  of  the  prospects  for  long‐term  development  of  offshore  wind  resources  and  presents  evidence  suggesting  that  the  UK  should  rely  on  a  substantial  contribution  from offshore wind in the medium to long term.  The three areas of research, of which this report  forms one part, are as follows:  1.

Using  an  investment  portfolio  approach,  the  research  shows  that  offshore  wind  is  a  very  attractive  investment  to  include  in  a  diversified,  low  carbon  generation  resource  portfolio.   Including a substantial amount of offshore wind can help in the achievement of the long‐term  goals of the electricity sector by lowering risk in the mid‐term and cost in the long‐term.47 

2.

From  the  point  of  view  of  growing  the  economy  in  the  21st  century,  the  research  shows  that  offshore wind provides an attractive  opportunity for the UK  to  take a leadership role, expand  output  and  promote  regional  and  global  exports  in  a  sector  that  is  destined  to  play  an  increasingly important part in the global economy.  Offshore wind is an important technological  investment  that  will  expand  the  UK  economy  in  the  decarbonised  global  economy  of  the  21st  century.  These issues related to the direct and wider economic impacts of offshore wind were  the subject of this report by Cebr.  

3.

From  the  point  of  view  of  implementation,  the  research  project  will  identify  the  obstacles  to  achieving these positive results and describes the steps necessary to overcome them.  There are  effective policies that can be implemented in the near and mid‐term that would drive the sector  and the economy forward.    

In  short,  the  project  builds  on  earlier analyses  of  the  long‐term  role  of  renewables  to  show  that  a  substantial  expansion  of  offshore  wind  generation  is  feasible  (technologically),  beneficial  (economically),  efficient  (in  resource  utilisation)  and  administratively  practicable.  One  of  the  most  important conclusions is that the sooner policy is put in place to expand the role of offshore wind in  the UK electricity sector and economy, the smoother the transition to a low carbon economy will be,  the lower its cost and the bigger the economic benefits can be expected to be.  This Cebr report shows that the net economic benefit to UK plc from investment in offshore wind,  both  in  terms  of  contribution  to  GDP,  employment  and  to  the  country’s  balance  of  trade  is  considerable. Mark Cooper, in his forthcoming paper, will show that in addition to these effects, the  risk reduction to the UK electricity system provided by offshore wind will deliver further savings and  wider economic and policy benefits.        

                                                       47 This is the subject of the forthcoming part of the study by Mark Cooper, Senior Fellow for Economic Analysis, Institute for Energy and the Environment, Vermont Law School.

© Centre for Economics and Business Research Ltd, 2012