Dette er en oppdatering og utvidelse av dette innlegget.

Figur 1: Figuren ovenfor viser den historiske utviklingen i norsk gassutvinning etter felt fra 1996 og til 2011 slik dette har blitt rapportert av OD. Figuren viser også en prognose (laget av forfatteren) for perioden 2013 og mot 2020. Prognosen omfatter alle produserende og besluttede felt og tar høyde for utvikling i R/P (Reserver dividert med Produksjon), ODs estimater for gjenværende utvinnbart, anleggsbegrensninger osv.
Prognosen er ikke justert for redusert uttak fra årlig vedlikehold.
Prognosen inkluderer ikke effekten fra nedstengning av felt ettersom disse blir ulønnsomme. I figuren er også vist utvinningsspennet ventet av Olje og Energidepartementet (OED) og en prognose fra IEA (International Energy Agency) mot 2020.

Norske gassleveranser for salg nådde en ny topp i 2012 etter at de falt noe fra 2010 til 2011. For perioden 2013 til 2015 ventes den norske gassutvinningen å befinne seg på hva som for alle praktiske formål vil være å betrakte som et platå.  Fra 2016 ventes potensialet for den norske gassutvinningen å falle og dette fallet vil kunne akselerere fra 2019.

I figur 1 har det bevisst blitt brukt begrepet potensial for å beskrive hva som kan ventes av totale leveranser om kjøperne skulle ønske det. Gassalgsavtalene har fleksibilitet som gir kjøperne anledning til å ta gass innenfor et avtalt spenn. Av den grunn bør det ventes at totalt potensial vil være noe høyere enn hva som faktisk blir solgt og levert.

Rundt 95 % av norsk salgsgass leveres gjennom rørledninger til kjøpere på kontinentet og Storbritannia og resten som LNG (Liquified Natural Gas; i hovedsak metan i væskeform).

UTVIKLING I OG STATUS FOR DE NORSKE NATURGASSRESERVENE

Figur 2: Figuren viser historikken i og status for totale årlige funn (stablede søyler) fra petroleumsvirksomheten startet på norsk sektor og til årsslutt 2012. De rosa søylene viser hva som er utvunnet, solgt og levert. Mørk rød er estimerte totale gjenværende reserver. De gule søylene viser reserver i funn det ikke er fattet beslutning om. Videre viser figuren årlig uttak (tykk sort linje) av naturgass siden gassutvinningen startet i 1977. I figuren er også en tabell som viser funnår for alle feltene med mer enn 100 milliarder kubikkmeter utvinnbar naturgass.
(Gcm; Giga cubic meters = milliarder kubikkmeter)

Norske naturgassleveranser kommer i hovedsak fra reserver i funn fra 70 og 80’årene og Ormen Lange som ble påvist i 1997.

Som vist i figur 1 så venter jeg fallende potensial for norske gassleveranser fra rundt 2015 i motsetning til de offisielle prognosene. Nedenfor skal jeg begrunne prognosen min.

POTENSIALE FOR NORSKE GASSLEVERANSER BESKREVET MED R/P FORHOLDET

En måte å teste godheten av en prognose er å bruke R/P forholdet. Dette er Reserver ved et årsslutt dividert med Produksjonen for det samme året.

R/P forholdet beskriver med andre ord hvor mange år produksjonsnivået fra et gitt år kan videreføres med hva som er estimert av gjenværende reserver ved slutten av det samme året.

Figur 3: Figuren viser hvordan produksjonen av naturgass fra norsk sokkel ville kunne bli om produksjonen fulgte R/P forholdene slik disse var ved årsslutt 2012. I virkeligheten følger ikke utvinningen et slik rektangulært profil (selv om det av lønnsomhetsmessige årsaker ville vært ønskelig). Ettersom reservoarene nedtappes vil de på et eller annet tidspunkt (kan være ved 70 – 80 % nedtapping) miste utvinnings potensial som normalt følger en nedadgående bane.
I figuren er også vist OD sin prognose fra presentasjonen av sokkelåret 2012
Figuren er basert på reserveestimatene og utvinningsdataene fra OD ved årsslutt 2012 og inkluderer alle felt i utvinning, besluttet utbygd eller med innsendt søknad for utbygging (som Aasta Hansteen som i figuren er inkludert i den brune søylen (others)).

Figur 3 er essensiell å forstå med hensyn til utviklingen i potensialet for fremtidige norske gassleveranser.

De horisontale søylene er ikke statiske og høyden og lengden av disse vil variere fra år til år mens arealet (gjenværende utvinnbare reserver) normalt blir mindre ettersom feltene tappes ned.

Ved vurdering av utvikling i fremtidig leveransekapasitet må reserver også ses i sammenheng med kapasiteten til anlegg (som nedkjølingskapasitet for Snøhvit, mottakskapasitet for prosessanlegg, som for Troll, Kvitebjørn og Visund på Kollsnes).

For funn og betingede ressurser i felt (ref nedenfor) må disse i tillegg finne sin løsning innenfor rammene av pris, kostnader og lønnsomhetskrav.

Prognosen venter nå et svakt fall i potensialet for norske naturgassleveranser fra 2015 mot 2018 og brattere fall fra 2019.

Arealet av de horisontale søylene viser estimerte gjenværende reserver, der høyden er årlig uttak for 2012 og lengden viser hvor mange år gjenværende reserver vil vare ved uttak på 2012 nivå.  Gassfelt (og oljefelt) vil ettersom de tappes ned få et fallende areal, normalt uttrykt gjennom redusert høyde (redusert kapasitet/potensial for årlig uttak) og økt lengde av de horisontale søylene. (Fallende totale reserver produseres over flere år på en avtakende kapasitet.)

Figur 3 viser at det ventes at det vil formes et voksende gap fra rundt 2018 mellom hva som nå kan ventes fra de norske gassreservene og hva IEA venter i sin prognose. Dette gapet kan vokse til rundt 50 Gm³/år (Gm³; Giga kubikkmeter, milliarder kubikkmeter) om 10 år.

De som planlegger Europas energipolitikk inklusiv forsyningsstrategi for naturgass vil normalt legge til grunn prognosene fra IEA.

FUNN OG BETINGEDE RESSURSER

Bildet blir ikke fullstendig om ikke funn og betingede ressurser i felt også blir tatt med.

Tabell 1: Tabellen viser Oljedirektoratets estimater på totale volum og antall funn med gass etter ressurskategori ved årsslutt 2012. 

I tillegg kommer rundt 250 Gm³ betingede ressurser, inklusiv tiltak for økt utvinning, i felt.

Det er nå vanskelig å spå om hvordan funn og betingede ressurser i felt vil modnes frem over tid da ressursestimatene også kan bli gjenstand for fremtidige revisjoner og nye fremtidige funn kan utløse områdeløsninger som løfter marginale og nå ulønnsomme funn til lønnsomhet. Imidlertid gitt størrelsen og lokasjonene av funnene kan det ventes at 2 – 400 Gm³ over tid vil kunne modnes til utvinning.

En hovedutfordring nå er at funnene generelt er små (ref tabell 1) og derfor også avhengige av en forutsigbar høy gasspris for å kunne gi akseptabel lønnsomhet.

Utbygginger av funn finner sin løsning innenfor rammene av pris, kostnad og avkastning. Mange av de mindre funnene som er i planleggingsfasen, vil nå finne at rammene strammes til på grunn av økt konkurranse fra kull.

Nå er det vanskelig å se at bidragene fra disse funnene og betingede ressursene vil kunne tette det potensielle voksende gapet mellom hva IEA nå venter fra norsk sokkel og hva disse funnene og betingede ressursene har potensial til å levere mot slutten av dette tiåret, ref også figur 3.

Det vil kreve et funn med kapasitet som Ormen Lange med oppstart rundt 2018 for å kunne tette det voksende gapet mellom IEA sin prognose og de norske feltenes potensial som vist i figurene 1 og 3.

NATURGASS I EUROPA

Figur 4: Figuren viser utviklingen produksjonen av naturgass for EU 27, Norge, import gjennom rørledning fra Russland/Eurasia og import av LNG for årene 2001 – 2011. Videre er det vist en prognose for EU 27 og Norge mot 2020 og et fremvoksende forsyningsgap mot 2020 om prognosen for forbruksutviklingen fra IEA WEO 2012 (New Policies) legges til grunn.

EU 27 sin naturgassproduksjon nådde en topp i 2001 og har siden falt og ventes fortsatt å falle. Frem til nå har voksende naturgassleveranser fra Norge bremset importveksten av gass fra Russland/Nord Afrika og LNG.

Mulighetene er nå til stede for at norske gassleveranser ikke vil vokse mer (ref figurene 1 og 3), men vil noen år frem i tid falle samtidig med at produksjonen i Europa fortsetter å dale.

Dette vil også kunne påvirke Europa sine valg av energikilder og leverandører. Valgene synes nå å ville stå mellom økt import fra mer fjerntliggende kilder som Russland/Eurasia og Nord Afrika, mer LNG, mer kull og/eller kombinasjoner. Med et bakteppe av svak økonomisk vekst, økende ledighet, innstramningstiltak og svekket kjøpekraft vil pris og leveransesikkerhet legge premissene for valg av fremtidige løsninger.

PRISUTVIKLING OLJE, NATURGASS OG KULL

I innlegget ”Blir kull broen inn i energifremtiden?”, blir det vist hvordan kull nå øker sin absolutte og relative andel i den globale energimixen.

Figur 5: Figuren viser utviklingen i nominell pris for olje, naturgass og kull for årene 1987 til 2011 per Tonn Olje Ekvivalent (TOE) i Europa.

De siste årene og på energibasis har naturgass falt i pris relativt til olje.

Veksten i oljeprisen dro med seg naturgass- og kullprisene og fra 2005 vokste prisgapet mellom kull og naturgass i Europa til over $100/TOE og har siden hatt en voksende trend.

Veksten i prisdifferensen mellom naturgass og kull har de siste årene stimulert til substitusjon fra naturgass til kull i blant annet Storbritannia og Tyskland. Se også innlegget ”Høye naturgasspriser gir økte utslipp av klimagasser”.

Viljen og evnen til fortsatt å betale en høy pris for naturgass kan skape usikkerheter for utbygginger av funn som krever en høy pris for å gi akseptabel lønnsomhet.

Aasta Hansteen har en estimert balansepris på 2,30 – 2,40 NOK/Sm³ (eller rundt $470/TOE, 75 p/therm) ved en avkastning på 7 % og levert et sted som National Balancing Point, Heeren (NBP).

Naturgassprisen i Europa for leveranser i langtidskontrakter har normalt vært oljeindeksert. Dette betyr at naturgassprisen har vært en funksjon av oljeprisen, normalt fyringsolje.

Figur 5 antyder at bindingen mellom naturgassprisen og oljeprisen i de siste årene har blitt løsere. Nå synes kull i voksende grad å være den energikilden som setter et tak for utviklingen av naturgassprisen.

I Europa har kull allerede og vil kunne fortsette å legge prispress på naturgass og kjernekraft innen elektrisitetsproduksjon og for oppvarming.

Den høye prisen på naturgass vil kunne være et dilemma for energiplanleggerne i Europa da lavt priset kull vil kunne fortsette å fortrenge naturgass. Samtidig har leverandørene av naturgass som sitter på en voksende portefølje av små funn et behov for en avklaring på om kjøperne er villige til å betale det som kreves for å løse ut disse funnene.

Innlegget er en oppdatering av; Norske råoljereserver og utvinning per 2011.

Figur 1 nedenfor illustrerer at fallet i den norske råoljeutvinningen fortsetter å trosse de siste årenes sterke prisoppgang på råolje. Den voksende råoljeprisen har bidratt til å dempe fallet i råoljeutvinningen og stimulert til økt utbyggings og letevirksomhet.

Siden råoljeutvinningen toppet i 2001 med 3,12 Mb/d (millioner fat for dagen) hadde den i 2012 falt til under 50 % (1,53 Mb/d) av toppnivået. Dette har blitt overskygget av at prisen har økt rundt 4 ganger nivået fra 2001 og dermed mer enn kompensert for fallet i fysisk utvinning.

Oljedirektoratet sin ferskeste prognose venter at råoljeutvinningen vil falle til 1,47 Mb/d (millioner fat for dagen) i 2013 fra 1,53 Mb/d i 2012.

Figur 1 illustrerer at de største funnene gjøres først, kommer raskt i utvinning og med tiden (og avhengig av oljeprisen) blir de mindre funnene utviklet.

Figur 1: Figuren viser historisk utvinning av råolje (etter felt) for norsk sokkel med data fra Oljedirektoratet (OD) for perioden 1970 – 2012. Figuren viser også en fremskrivning av råoljeutvinningen fra felt mot 2040 basert på vurderinger av fallrater, ODs estimater på gjenværende utvinnbare reserver, utvikling i R/P forhold etc..
Videre er det inkludert en prognose på den samlede råoljeutvinningen fra felt som er besluttet utviklet (grønt areal, ref også figur 2) og bidraget fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.

Figur 1 er også ment å sette det mye omtalte Johan Sverdrup funnet i et perspektiv for norsk oljevirksomhet. Oljedirektoratets nåværende estimater på utvinnbare reserver kan bli reviderte i fremtiden og da vil prognosen på utvinning kunne bli revidert.

“Sanctioned Developments” i figur 1 representerer totalt bidrag fra 17 nye feltutviklinger som er eller sannsynlig vil bli besluttet, ref også figur 2.

Prognosen min venter 1,48 Mb/d (Mb/d = millioner fat per dag) råolje fra norsk sokkel i 2013.

Prognosen inkluderer noe reservevekst, men tar ikke høyde for felt som blir nedstengte ettersom disse når slutten av sin økonomiske levetid.

De nye feltene og Johan Sverdrup (med ventet oppstart i 2018) vil bremse fallet i den norske råoljeutvinningen.

Prognosen (med Johan Sverdrup) venter nå at den norske råoljeutvinningen vil fortsette å falle til vel 1 Mb/d i 2020. Nå kan det synes som at Johan Sverdrup blir det dominerende oljefeltet på norsk sokkel fra rundt 2020 og de følgende tiårene.

Prognosen viser at den norske oljeutvinningen har en lang tidshorisont. Norsk oljeforbruk er nå rundt 0,2 millioner fat for dagen, og med det som nå er kjent vil norsk råoljeutvinning ha en tidshorisont på mange tiår og Norge vil kunne være en nettoeksportør av råolje i ytterligere 20 til 25 år.

Et utvinningsnivå som kun dekker innenlandsk konsum vil ikke kunne bidra til eksportoverskudd. Norge har nå et underskudd i handelsbalansen justert for petroleumssektoren i størrelsesorden 100 - 150 milliarder kroner årlig.

Med andre ord om utvinning og salg av råolje ble betraktet på marginen så ville Norge ha behov for å eksportere 0,5 – 0,6 millioner fat for dagen, noe som resulterer i en total utvinning på 0,7 – 0,8 millioner fat for dagen med nåværende prisnivå for å ha balanse i utenrikshandelen. Dette utvinningsnivået vil med det som nå er kjent kunne nås om rundt 10 år. (Riktignok må også inntektene fra gass salg inkluderes, men om 10 år vil også disse være lavere enn nå.)

NYE FUNN SOM VENTES I UTVINNING 2013 – 2016

Figur 2: Figuren ovenfor viser en prognose på råoljeutvinningen fra feltene som kommer i utvinning i perioden 2013 til 2016.

Norge utvant, solgte og leverte rundt 560 millioner fat råolje i 2012. De nye feltene som nå ventes satt i utvinning i perioden 2013 til 2016 vil tilføre rundt 1 070 millioner fat råolje for utvinning.

Prognosen for den totale råoljeutvinningen fra feltene som kommer i utvinning mot 2016 ventes å nå en topp i 2017 på rundt 350 000 fat/dagen. Isolert sett er dette imponerende gitt funnenes lokasjon (til havs, vanndyp), størrelse og den totale innsatsen som kreves for å realisere disse.

Det som kjennetegner ”små” felt er relativt rask oppbygging til platå, fulgt av aggressive (høye) fallrater.

UTVIKLING FOR NORSKE OLJERESERVER

Figur 3: Figuren viser historikken i og status for totale årlige funn (stablede søyler) fra oljeletingen startet på norsk sektor og til årsslutt 2012. De lys grønne søylene viser hva som er utvunnet, solgt og levert. Mørk grønn er totale gjenværende reserver. De gule søylene viser reserver i funn det ikke er fattet beslutning om. Videre viser figuren årlig uttak (tykk sort linje) av råolje siden oljeutvinningen startet i 1970. I figuren er også en tabell som viser funnår for alle feltene med mer enn 1 milliarder fat utvinnbar råolje.
(Gb; Giga barrels = milliarder fat)

Figur 3 illustrerer at største totale funn ble gjort tidlig på norsk sektor og disse nedtappede feltene gir fortsatt et stort bidrag til den norske råoljeutvinningen.

Så langt er 1979 med funnene av blant annet Oseberg, Troll og Snorre det året med mest totale funn av råolje.

Frem til 1987 ble det funnet mer råolje enn hva som ble utvunnet. Med unntak av 1991, 1992 og nå 2010 (Johan Sverdrup) har det årlige uttaket av råolje vært større enn funnene. Denne nedtappingen av oljereservene er også illustrert i figur 4.

Figur 3 illustrerer også at antall funn og totale påviste nye ressurser tok seg opp etter at oljeprisen beveget seg over USD50/fat i løpet av 2005. Dette tyder på at oljeselskapene har hatt flere prospekter i skuffen som fikk positiv leteøkonomi med økningen i oljeprisen og økte inntekter fra veksten i oljeprisen har stimulert til økt letevirksomhet.

Funnet av Johan Sverdrup i 2010, oppjustert etter boring i 2011, er så langt en ”outlier” relativt til funnstørrelsene de siste tiårene ref figur 2. Figur 2 viser også at nye funn blir raskt satt i utvinning.

Figur 4: Figuren viser historikken i og totalen fra årlige funn (stablede søyler) fra oljeletingen startet på norsk sektor og til årsslutt 2012. Figuren omtales også som en ”creaming curve”. De lys grønne søylene viser hva som er utvunnet, solgt og levert. Mørk grønn er totale gjenværende reserver. De gule søylene viser reserver i funn det ikke er fattet beslutning om.

For perioden 1992 – 2012 vokste de utvinnbare reservene for norsk sokkel (eksklusiv Johan Sverdrup med 1,9 Gb) med rundt 3,4 Gb (Gb; Giga barrels = milliarder fat), og etter at oljeprisen tok av i 2005 og frem til utgangen av 2012 var veksten i utvinnbare reserver 1,9 Gb (fremdeles eksklusiv Johan Sverdrup).

Uttaket i perioden 2005 – 2012 var rundt 5,9 Gb, med andre ord uttaket i perioden var større enn tilveksten (inklusiv Johan Sverdrup), ref også figur 3.

I 2012 ble det utvunnet 0,56 Gb fra norsk sokkel.

Omtrent 28 % av hva som ved årsslutt 2012 var definert som reserver i funn gjenstår å utvinne.

OLJEPRIS OG FORBRUKSUTVIKLING I OECD

Figur 5: Figuren viser utviklingen i den nominelle oljeprisen (Brent spot) for perioden januar 1995 til mars 2013. 1, 2, 3, 4 og 5 års bevegelig snitt er også vist, for hva det er verdt.

Oljeprisen har lagt seg på et strukturelt høyere nivå de siste årene og har bidratt til svakere økonomisk vekst for oljeimportører.

Figuren illustrerer også noe interessant; myten om at oljeprisen er syklisk fikk noen alvorlige sprekker sommeren 2008.

I løpet av noen få måneder under det som blir referert til som starten på finanskrisen falt den globale etterspørselen med rundt 4 % mens prisen falt med rundt 70 % fra toppen i juli 2008 til desember 2008. Det er ingen som nå kan utstede garantier for at ny finansiell uro kan skape diskontinuiteter som igjen kan sende oljeprisen kraftig ned.

Privat og offentlig gjeldsvekst gjennom flere tiår ga også støtte til økt oljeforbruk og dempet effekten fra prisveksten. Nå har forbrukerne (privat sektor) i mange vestlige land gått i gjeldsmetning og flere land forsøker å overta gjeldsveksten i privat sektor og utfordre en fra før (for) høy offentlig gjeldsgrad med fortsatte budsjettunderskudd. Selv om de offentlige budsjettunderskuddene for de mest utsatte landene er reduserte, så er budsjettunderskudd for disse økonomiene fortsatt lån fra fremtiden.

Dette går som kjent inntil at det ikke går.   

Figur 6: Figuren viser relativ utvikling i petroleumsforbruket for OECD og de viktigste landene innenfor OECD for perioden januar 2000 til oktober 2012 (januar 2000 = 100).

Figuren ovenfor viser at oljeforbruket innen OECD har falt med rundt 10 % siden 2005. Veksten i det globale oljeforbruket drives nå primært av Japan, Kina og andre sørøst asiatiske land.

For Italia er petroleumsforbruket redusert med rundt 30 % i løpet av 10 år og for den største europeiske økonomien, Tyskland har forbruket blitt redusert med rundt 18 %. For Storbritannia (som fortsatt har betydelig utvinning av olje) har forbruket falt med nærmere 20 % i løpet av 6 år.

Nedgangen i petroleumsforbruket for flere av OECD landene drives også av redusert gjeldsvekst. Fortsatt reduksjon i budsjettunderskuddene (lavere gjeldsvekst) for flere OECD land ventes fortsatt å redusere petroleumsforbruket i OECD, og sammen med bedringen på forsyningssiden vil dette kunne bidra til å svekke prisstøtten for oljeprisen for noe tid fremover.

På mange måter resulterer de høye oljeprisene nå i en forbruksutvikling for petroleum i Europa som også er observert for naturgass (som ble beskrevet i innlegget; Høye naturgasspriser gir økte utslipp av klimagasser), forskjellen er at det er vanskeligere å substituere for olje.

Gjeldsveksten (lånene fra fremtiden) de siste tiårene trakk global aggregert etterspørsel frem i tid og gav prisstøtte til omtrent alt. Vi er nå inne i en periode der den globale gjeldsgraden blir forsøkt senket og dette vil gi konsekvenser. Nedbyggingen av gjeldsgraden innenfor OECD har knapt startet. Innstramningstiltakene som settes i verk for å bringe ned gjeldsgraden vil bidra til å svekke prisstøtten til mye, også råolje.

Gjennom de siste tiårene har den økonomiske veksten vært drevet av det eldste, kjente, tilgjengelige økonomiske steroidet; GJELDSVEKST.

I innlegget ”BLIR KULL BROEN INN I ENERGIFREMTIDEN?” ble det vist hvordan kull sin andel i den globale energimixen har vokst de siste årene.

Figur 1: Figuren viser utviklingen i det britiske energiforbruket etter kilde for årene 1965 – 2011 uttrykt i Millioner Tonn Olje Ekvivalenter (MTOE). (Data fra BP Statistical Review 2012).

I Storbritannia har totalt energiforbruk falt med 13 % fra 2005 til 2011 og kullforbruket var jevnt fallende, men startet å vokse igjen i 2010.

I dette innlegget presenterer jeg mer detaljert utviklingen i Storbritannia, en utvikling som også kan dokumenteres for andre land der vedvarende høye priser på fyringsolje og naturgass nå gir raskt voksende bruk av kull og ved fra voksende ulovlig felling av trær.

I USA resulterer nå lave naturgasspriser at noe kull i elektrisitetsproduksjonen blir erstattet med bruk av naturgass.

TRENDEN I NATURGASSFORBRUKET FOR STORBRITANNIA

Figur 2: Figuren ovenfor viser forsyning og disposisjon av naturgass for Storbritannia fra januar 1996 til oktober 2012. De blå områdene viser netto eksport, det røde netto import og det grønne innenlandsk utvinning for konsum. Naturgassutvinningen i Storbritannia har falt betydelig de siste årene og opplever nå en årlig fallrate på rundt 15 %.
Den gule linjen viser utviklingen i utvinningen av årlig markedsført naturgass i Storbritannia og den mørke røde linjen viser den årlige forbruksutviklingen. Det voksende gapet mellom forbruk og innenlandsk produksjon blir dekt gjennom import.
Hel mørke blå linje viser hvordan naturgassforbruket varierer med årstidene.

Figur 2 viser hvordan forbruket av naturgass i Storbritannia falt sterkt fra slutten av 2010 da prisen beveget seg over 50 p/therm ($8/Mcf; [Mcf = 1 000 kubikkfot = 28,3 Sm3] og hadde (på årlig basis) per oktober 2012 falt med 20 % (eller rundt 50 MSm3/d; millioner kubikkmeter per dag) ettersom prisen fortsatte oppover, og nå er prisen rundt 65 p/therm (vel $10/Mcf). Prisen referert til er på handelsstedet National Balancing Point (NBP).

(1 therm = 100 000 Btu [British thermal unit] tilsvarer rundt 29,3 kWh)

Dette viser at pris påvirker forbruk (prisrasjonering).

Storbritannias egen utvinning av naturgass hadde en topp i 2000 og Storbritannia var i noen år netto eksportør av naturgass. Storbritannias egen produksjon av naturgass har falt med rundt 70 % siden 2000 og nettoimporten av naturgass utgjør nå rundt 50 % av forbruket.

KILDER FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJONEN I STORBRITANNIA

Fig 3: Diagrammet ovenfor viser den årlige utviklingen i energikilde for elektrisitetsproduksjonen i Storbritannia fra januar 2000 til oktober 2012 i MTOE (Data fra DECC; Department of Energy and Climate Change).

Etter at kull for elektrisitetsproduksjon i en periode hadde vist en nedagående trend snudde denne i 2010. I løpet av to år har det årlige kullforbruket for elektrisitetsproduksjon i Storbritannia økt med 50 %.

Nær hele reduksjonen i det britiske naturgassforbruket siden 2010 har skjedd med reduksjon i bruk av naturgass for elektrisitetsproduksjonen.

Andel av elektrisitetsproduksjonen fra vind i Storbritannia er nå rundt 2 % ifølge data fra DECC.

Figur 4: Figuren ovenfor viser utviklingen i forbruket av naturgass for elektrisitetsproduksjon i Storbritannia fra januar 2000 og per oktober 2012.(Basert på data fra DECC).

Bruk av naturgass for elektrisitetsproduksjon har falt med 50 % i Storbritannia i løpet av to år.

Figur 4 viser hvordan naturgass i voksende grad ble brukt i elektrisitetsproduksjonen frem mot midten av 2010, og dette har også vært drevet av et mål om å redusere utslippene av klimagasser. Utviklingen i Storbritannia tyder på at viljen og evnen til å gjennomføre tiltak for å redusere utslippene av klimagasser svekkes om prisnivået for renere alternativ blir for høyt.

Nå viser utviklingen i Storbritannia at over et prisnivå for dyre og renere kilder for energi, som naturgass, blir disse erstattet med billigere kilder som gir økte utslipp av klimagasser. Dette mønsteret finnes igjen for flere land som importerer mye av sitt energiforbruk.

Det er estimert at Aasta Hansteen nå trenger en balansepris rundt 70 p/therm (2,30 NOK/Sm3) ved et avkastningskrav på 7 % gitt forutsetningene i Plan for Utbygging og Drift (PUD) og Plan for Anlegg og Drift (PAD; Polarled).

Balanseprisen kan bli lavere ved innfasing av nye funn til Aasta Hansteen og/eller Polarled.

En fortsatt svekkelse av pundet vil gi en høyere balansepris i Storbritannia.

I Hellas medfører de økonomiske innstramningene og høy pris på fyringsolje økt oppvarming med ved og mer ulovlig felling av trær. I Tyskland resulterer nå høye olje og gasspriser økt bruk av ved og kull.

Det ovenfor kan illustrere at balanseprisen som nå kreves for å møte produsentenes (oljeselskapenes) avkastningskrav synes å divergere fra forbrukernes evne og vilje til å betale for ”dyr” (og renere) energi. Dette skjer i den delen av verden som er ansett som mest velstående.

NÅ GIR BILLIG NATURGASS MINDRE KULLFORBRUK I USA

Situasjonen i Nord Amerika er nå den motsatte av i Europa. Siden 2010 har gassprisene i USA falt dramatisk (ref figur 6) som følge av en omfattende boring av brønner for utvinning av skifergass (og assosiert gass fra skiferolje) som skapte en overforsyning av naturgass. Nå er anslagsvis tusen gassbrønner stengt igjen for å motvirke fortsatt fall i gassprisene og i påvente av økte naturgasspriser. Nå omsettes naturgass for rundt $3,50/Mcf (Henry Hub).

Det er ulike estimater på hvor lenge denne situasjonen vil vedvare, men de fleste venter at det vil ta 1 – 2 år å brenne gjennom denne overforsyningen. Balanseprisen for gass fra skifer varierer mellom skifertrendene og mange estimater viser at denne nå er rundt $5/Mcf og høyere. Nå antyder omsetningen av fremtidskontrakter at dette nivået kan nås i 2017/2018 før det igjen blir økonomisk attraktivt å øke boringen av nye brønner for skifergass.

Figur 5: Figuren ovenfor viser den årlige utviklingen i energikilde for elektrisitetsproduksjonen i USA fra 1950 til 2011 i Btu (Data fra EIA; Energy Information Administration).

Data fra EIA viser at siden 2008 har det vært en liten nedgang i totalt elektrisitetsforbruk i USA.

Figur 6: Figuren ovenfor viser utviklingen i det årlige forbruket av naturgass for de ulike økonomiske sektorene i USA slik dette blir rapportert av EIA fra januar 2002 til oktober 2012. Det blå området viser utviklingen i leveranser av naturgass for elektrisitetsproduksjon.
Den sorte linjen viser utviklingen i den årlige forsyningen av naturgass til forbruk
I figuren er også vist utviklingen i naturgassprisen (rød linje, høyre y-akse) på Henry Hub.

Den omfattende aktiviteten for boring av brønner for utvinning av gass fra skifer startet rundt 2005 og var motivert fra forventninger om vedvarende høyere pris og det å sikre mineralrettighetene gjennom produksjon. Dette resulterte i en høy boreaktivitet og sterk økning av forsyningen som ledet til en priskollaps våren 2012 da naturgass ble omsatt for under $2/Mcf (Henry Hub).

USA er fremdeles netto importør av naturgass.

I en omfattende artikkel i New York Times sommeren 2011 ble skifergass utvinningen også beskrevet som et pyramidespill (Ponzi scheme).

Sommeren 2012 strømmet det på med meldinger fra selskaper som BHP Billiton, BG Group, Encana og flere som tok kraftige nedskrivninger av sine skifergassverdier.

Rex Tillerson, toppsjef for Exxon, sa nylig ”We are all losing our shirts today.” i en tale for the Council on Foreign Relations.

Total (fransk oljeselskap) vil nå (temporært) stoppe investeringene for utvinning av tørr gass fra skifer.

Så langt har skifergassaktivitetene for mange produsenter i USA vært en øvelse i ødeleggelse av kapital.

Flere analyser viser at skifte fra kull til naturgass for elektrisitetsproduksjon i USA skjer ved naturgasspriser under $4 – $5/Mcf (Henry Hub). Etter hvert som naturgassprisene igjen beveger seg opp og over balanseprisen for ny forsyning, ventes det at skiftet vil gå fra naturgass til kull. Dette vil senke etterspørselen og kunne forlenge perioden med lave naturgasspriser. Dette synes nå å være priset inn av markedet for fremtidskontrakter.

NATURGASSFORBRUK I EU

Figur 7: Figuren ovenfor viser utviklingen i årlig forbruk av naturgass i EU (i denne fremstillingen er Norges gassleveranser vist sammen med EU sin gassutvinning; blått areal) for årene 2001 – 2011. Videre er det vist import av naturgass i rør (rødt areal) og import av naturgass i form av LNG (Liquified Natural Gas; gult areal).
Figuren viser videre en prognose på utvinningen i EU + Norge for årene 2012 – 2020 og nivået av rør og LNG import på 2011 nivå.
Den sorte linjen viser en prognose for vekst i EU sitt naturgassforbruk slik dette er beskrevet i IEA WEO 2012.

Figur 7 illustrerer at EU ventes å øke sin import av naturgass med rundt 150 milliarder kubikkmeter utover nivået i 2011 mot 2020.

Dersom de høye naturgassprisene vedvarer er det nå grunn til å vente en lavere etterspørsel etter naturgass i Europa og et voksende forbruk av kull for elektrisitetsproduksjonen. Totalen av dette vil bli en økning i utslippene av klimagasser.

Som vist i dette innlegget så er energimarkedene svært dynamiske. Markedet tar ingen hensyn til balanseprisen produsentene trenger for å møte sine avkastningskrav. Videre viser markedet fleksibilitet og vilje for substitusjon med billigere (og mindre miljøvennlige) alternativer.

Gjennom det siste tiåret har det skjedd et skifte der OECD har redusert sitt oljeforbruk mens landene utenfor OECD har hatt en sterk vekst.

OECD

Figur 1; Diagrammet ovenfor viser hvordan forbruket av all energi i væskeform har utviklet seg fra januar 1990 til juli 2012 for landene i OECD. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

I den siste tiden har oljeforbruket innenfor OECD igjen vist en fallende tendens.

Et paradoks her kan være at en utilsiktet effekt fra de økonomiske tiltakspakkene bidrar til å by opp oljeprisen som igjen har bidratt til å svekke gjeninnhentingen i OECD.

For de fleste OECD landene har det vært et fall i oljeforbruket siden det toppet i 2005. Veksten i oljeforbruket var gjennom flere tiår forsterket gjennom vekst i offentlig og privat gjeld. Gjeldsveksten (nå primært drevet av det offentlige gjennom budsjettunderskudd) fortsetter, om enn med redusert fart, og denne bidrar både til å opprettholde oljeetterspørselen/forbruket og gir dermed støtte til oljeprisen.

Hvor lenge gjeldsbyggingen kan fortsette, og når de berørte økonomier igjen vil se meningsfull organisk vekst blir nå bare gjetninger. Simuleringer med ulike vekstrater, utvikling mot positive budsjettbalanser og nedbygging av gjeldsgrad viser at dette kan ta lang tid, sannsynligvis flere tiår.

De framvoksende økonomiene har også nytt godt av den vestlige gjeldsveksten og en svakere økonomisk utvikling innenfor OECD vil også påvirke de framvoksende økonomiene og dermed også oljeetterspørselen fra disse.

Figur 2; Diagrammet ovenfor viser den relative utviklingen (januar 2000 = 100) i oljeforbruket i OECD og de største økonomiene innen OECD.

Innen OECD er USA den desidert største forbrukeren av olje og endringer i USA sitt oljeforbruk gir derfor store utslag for OECD. For alle de europeiske OECD landene har det vært et merkbart fall i oljeforbruket gjennom de siste årene. Italia sitt oljeforbruk er nå nærmest i fritt fall og er redusert med 27 % de siste ti årene.

Sør Korea har fortsatt vekst i sitt oljeforbruk og dette antas å være et resultat av den generelle økonomiske aktiviteten i regionen. Canada har også vekst i oljeforbruket samtidig med at landet har vekst i energiutvinningen. Det krever som kjent energi for å utvinne energi.

USA

Figur 3; Diagrammet ovenfor viser hvordan det amerikanske petroleumsforbruket har utviklet seg fra januar 1991 til november 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.
MERK skalering av den venstre vertikale aksen.

USA er fortsatt verdens største oljeforbruker og tredje største oljeprodusent.

USA har de siste årene hatt budsjettunderskudd på rundt 10 % av brutto nasjonal produkt (BNP). Budsjettunderskuddene har utgjort rundt 40 % av det offentlige forbruket. Data fra det amerikanske energidepartementet viser at det samlede petroleumsforbruket i USA har falt med rundt 12 % fra toppen i 2007.

I den senere tid har oljeforbruket i USA igjen vist en svak nedadgående trend. Dette er nå antatt å være en kombinasjon av en historisk høy nominell årlig oljepris, fallende midlere realinntekter (blant annet på grunn av høy arbeidsledighet) og fallende formuer for folk flest.

Budsjettunderskuddene og tiltakene fra store sentralbanker kan ha resultert i en utilsiktet effekt ved å bidra til fortsatt ”høyt” oljeforbruk og oppadgående press mot oljeprisen.

Hvor lenge USA kan operere med budsjettunderskudd som nå, blir bare en gjetning. En ting er sikkert, noe vil en eller annen gang bli gjort for å få ned budsjettunderskuddene. Dette vil svekke både oljeetterspørselen og oljeprisen.

Figur 4; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i det amerikanske bensinforbruket fra januar 1994 til november 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Bensinforbruket i USA vokste inntil boligboblen sprakk. Det følgende året var det et moderat fall i bensinforbruket som så stabiliserte seg i et par år og det siste året har det igjen vært et merkbart fall. Fallet i bensinforbruket nå sammenfaller med en vedvarende høy bensinpris.

HELLAS, PORTUGAL OG SPANIA

Figur 5; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i petroleumsimporten for Hellas, Portugal og Spania fra januar 2007 til juli 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

GPS (Greece, Portugal and Spain) landene har liten og ingen egen utvinning av råolje og må derfor importere omtrent alt sitt oljeforbruk.

Totalt har GPS landene redusert sin oljeimport med mer enn 22 % eller rundt 0,5 millioner fat per dag på årlig basis i løpet av de siste 4 årene. Dette mens de fortsatt opererer med budsjettunderskudd og krympende økonomier (BNP; brutto nasjonalprodukt).

Kan utviklingen i forbruket av oljebasert transport (også uttrykt som kjørt lengde) som nå skjer i USA, Storbritannia og mer markant i Hellas, Spania og Portugal også tjene som et innspill til debatten om hva fremtidige typer av person og godstransport et langstrakt land som Norge burde prioritere?

LANDENE UTENFOR OECD

Hittil er det presentert hvordan utviklingen i OECD sitt oljeforbruk har utviklet seg. En analyse over utviklingen i oljeforbruket for land utenfor OECD (non OECD) viser en utvikling som burde være litt mer enn en tankevekker.

Figur 6; Diagrammet ovenfor viser hvordan implisitt forbruk av olje (all energi i væskeform) har utviklet seg for landene utenfor OECD fra januar 2001 til juli 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Oljeforbruket i landene utenfor OECD (som inkluderer Brasil, India, Kina og OPEC) har siden starten av forrige tiår vist en jevn og sterk vekst fra rundt 30 millioner fat per dag til nå rundt 43 millioner fat per dag. En total vekst på 40 % i løpet av en tiårsperiode.

Veksten i oljeforbruket for denne gruppen land må ses i sammenheng med den økonomiske veksten for disse. For OPEC landene har de økte inntektene fra den høye oljeprisen tillatt vekst i de offentlige utgiftene.

Nå synes tilbudssiden globalt for råolje å bli bedre, mens etterspørselssiden totalt kan svekkes. Det kan derfor være på sin plass å minne om at tilbake i 2008/2009 falt etterspørselen etter råolje i løpet av noen måneder med rundt 3 millioner fat per dag (eller rundt 4 %) og råoljeprisen falt i samme periode fra rundt $140/fat til under $40/fat, eller rundt 70 %.

Dette illustrerer hvor følsom råoljeprisen er for relativt små endringer i den relative tilbuds og etterspørselsbalansen.

“By and large, language is a tool for concealing the truth.”

- George Carlin

Fortsatt mener jeg den globale forsyningen av råolje har potensial for å vokse med 1,0 – 1,5 Mb/d (Mb/d; Millioner fat per dag) gjennom 2013 drevet av responsen til en strukturelt høyere oljepris. Forsyningen er drevet av vekst i utvinningen av olje fra skifer (Bakken og Eagle Ford i USA) bitumen i Canada, tilbakevending av produksjon i Libya og potensial for vekst fra Irak. Fra 2013 vil Manifa i Saudi Arabia ha potensial til å levere 0,9 Mb/d. Inkludert i forsyningsveksten vil være en normalisering av produksjonen fra Sudan der utvinningen siste året har blitt redusert med 0,4 Mb/d.

Dette skjer mens forbruket i OECD faller med bakgrunn i svakere økonomisk aktivitet og det kommer motstridende oppfatninger om størrelsen på den videre økonomiske veksten for India og Kina.

VERDENS OLJEFORSYNING

Figur 01; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i verdens forsyning av råolje og kondensat (grønne kolonner), NGPL (Natural Gas Plant Liquids; etan, propan, butan (lys blå kolonner)), annen energi i væskeform (etanol, biodiesel etc. (røde kolonner)) og volumøkninger fra raffinering (refinery gains; gule kolonner) har utviklet seg fra januar 2001 til august 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Dataene fra EIA viser nå en vekst i forsyningen av råolje og kondensat og denne veksten er drevet av vekst i utvinningen av olje fra skifer, bitumen og etter hvert fra funn som krever en høy pris for å gi lønnsomhet.

Det som er beskrevet innledningsvis har elementene i seg for å bringe oljeprisen lavere. Oljeprisen i det fremtidige markedet (futures) er fremdeles i backwardation; prisen på fremtidig levering er lavere enn prisen på øyeblikkelig eller nær tid levering.

Prisutviklingen kan også bli påvirket av fremtidig monetære tiltak som ytterligere kvantitative lettelser (QE; Quantitive Easing) og hendelser av geopolitisk karakter.

I USA vokser nå forsyningen av råolje og NGPL (ref figur 04) som følge av utvinningen av olje og gass fra skifer og har presset prisene på NGPL (etan, propan, butan) betydelig ned. Historisk har NGPL blitt omsatt til rundt 70 % av råolje basert på volumetrisk energiinnhold. Nå er prisene i USA rundt 40 % av råolje og siden markedet for disse produktene er internasjonale skaper dette prispress på NGPL fra andre regioner.

OECD

Figur 02; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse (som beskrevet under figur 01) for OECD.

For OECD har effekten fra den voksende utvinningen av olje fra skifer (USA) og utvinning av bitumen (Canada) mer enn kompensert for nedgangen i utvinningen av konvensjonell olje i andre regioner som Nordsjøen og skaper nå en svak vekst.

Utvinningen av olje fra skifer og oljesand (bitumen) er nå økonomisk attraktiv ved en oljepris på US$70 – US$80/fat.

CANADA

Figur 03; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse (som beskrevet under figur 01) for Canada.

Det er vekst i utvinningen av bitumen (oljesand) som skaper vekst i total oljeutvinning fra Canada.

USA

Figur 04; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse (som beskrevet under figur 01) for USA.

I september 2012 var den samlede utvinningen av olje fra skifer i Bakken og Eagle Ford rundt 1,0 Mb/d. Om oljeprisen forblir høy ventes veksten av skiferolje å fortsette et stykke inn i fremtiden.

RUSSLAND

Figur 05; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform fra Russland fra januar 2001 og til august 2012.

Veksten de siste årene i den russiske oljeforsyningen er ytterligere svekket de siste månedene. EIA spår i sin STEO for november 2012 (STEO; Short Term Energy Outlook) et fall i forsyningen fra Russland på rundt 0,1 Mb/d fra 2012 til 2013.

ROW (RESTEN AV VERDEN)

Figur 06; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse for resten av verden (ROW). ROW inkluderer blant annet Brasil, Kina og Sudan.

ROW hadde vekst i forsyningen frem til andre halvdel av 2010. Bortfall av produksjon i Sudan og et fall i utvinningen fra Kina (ref figur 08) er så langt det som har drevet fallet i utvinningen fra ROW.

BRASIL

Figur 07; Diagrammet viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform for Brasil.

For Brasil har det de siste månedene vært et fall i utvinningen av råolje. Forsyningen av etanol (other energy liquids) synes å svinge med vekstsesongen.

KINA

Figur 08; Diagrammet viser utviklingen i utvinningen av råolje og kondensat i Kina.

Om fallet i den kinesiske utvinningen er av temporær karakter gjenstår å se. EIA har i sin ferskeste STEO spådd noe vekst fra 2012 til 2013 i utvinningen av råolje i Kina.

OPEC

Figur 09; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje/ kondensat (C + C) for hvert enkelt av de 12 OPEC medlemmene og NGPL (Natural Gas Plant Liquids).

Produksjonen i OPEC er nå på samme nivå som sommeren 2008. Dette er drevet av normalisering av utvinningen i Libya og høyere leveranser fra De Forente Arabiske Emirater, Kuwait og Saudi Arabia, ref også figur 10.

OPEC antas nå å ha potensial til ytterligere å kunne øke leveransene av råolje med 1,5 Mb/d gjennom 2013.

Figur 10; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for De Forente Arabiske Emirater (UAE), Kuwait og Saudi Arabia.

De 3 landene ovenfor har i hovedsak dekket inn for bortfallet av råoljeutvinningen fra Libya og har de siste månedene totalt utvunnet noe over nivået fra sommeren 2008.

Figur 11; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for de 9 øvrige OPEC medlemmene.

For Iran rapporterer EIA om fall i utvinningen som følge av de økonomiske sanksjonene. For Algerie og Qatar har det vært noe fall i forsyningen de siste årene.

Figur 12; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for de 4 økonomiske gruppene beskrevet innledningsvis.

I figur 12 er de økonomiske gruppene stablet slik at det også er mulig å se utviklingen i forsyningen fra OPEC og landene utenfor OPEC (OECD, Russland og ROW).

For landene utenfor OPEC har forsyningen vært flat siden 2004, det som har vært av vekst globalt har kommet fra OPEC. Nå ventes det at økte leveranser fra OPEC vil dekke en vekst i den globale etterspørselen.

Nå og for noe tid fremover synes den globale forsyningen av råolje og NGPL å kunne ha potensial for noe vekst gjennom 2013. Bortenfor 2013 blir det vanskelig å spå om forsyningen, men flere ting tyder fortsatt på at etterspørselen er i ferd med å svekkes.

Jeg venter nå en svak utvikling på etterspørsels/forbruks siden fremover og at denne vil dominere prisdannelsen for råolje den nærmeste tiden. Geo politiske hendelser vil alltid være et usikkerhetsmoment som normalt resulterer i en oppside for råoljeprisen.

Utviklingen på etterspørsels/forbruks siden får være tema for et fremtidig innlegg.

What we need is not the will to believe, but the wish to find out.

— William Wordsworth