Gjennom det siste tiåret har det skjedd et skifte der OECD har redusert sitt oljeforbruk mens landene utenfor OECD har hatt en sterk vekst. Det kan synes som om at pris nå blir brukt til omfordeling av en stagnerende global oljeforsyning mellom OECD og landene utenfor OECD.

I et senere innlegg vil jeg presentere utviklingen i den globale forsyningen av råolje.

OECD

Figur 1; Diagrammet ovenfor viser hvordan forbruket av all energi i væskeform har utviklet seg fra januar 1990 til juli 2011 for landene i OECD. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

For OECD landene var det en jevn økning i forbruket av olje (all energi i væskeform) frem til rundt 2005 da kombinasjonen av voksende oljepris og subprime snudde forbrukstrenden. Den voksende oljeprisen og Lehman konkursen sendte både OECD forbruket og oljeprisen merkbart lavere høsten 2008. Det kan synes som at virkningene av de ulike økonomiske tiltakspakkene snudde denne trenden. I den siste tiden har oljeforbruket innenfor OECD igjen vist en synkende tendens.

For OECD har oljeforbruket falt med rundt 4 millioner fat per dag, eller rundt 8 % siden 2005. Det er nå vanskelig å se at oljeforbruket i OECD noensinne vil komme tilbake til 2005 nivå.

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

Figur 2; Diagrammet ovenfor viser hvordan oljeforbruket (all energi i væskeform) har utviklet seg fra januar 1990 til juli 2011 for Italia. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Italia synes å ha hatt en topp i oljeforbruket i 1998. Med prisveksten på olje fra rundt 2003 falt forbruket jevnt. Den fortsatte prisveksten på olje akselererte nedgangen i oljeforbruket og det ventes nå å falle ytterligere fra virkningene av de ulike innstramningstiltakene.

For mange av OECD landene er utviklingen som for Italia.

USA

Figur 3; Diagrammet ovenfor viser hvordan det amerikanske petroleumsforbruket har utviklet seg fra januar 1991 til desember 2011. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

USA er fortsatt verdens største oljeforbruker og tredje største oljeprodusent. Mye av oljeforbruket i OECD svinger i takt med utviklingen i det amerikanske forbruket. Oljeforbruket i USA har falt med rundt 10 % siden 2007. Det er flere som nå tror at USA sitt oljeforbruk ikke vil komme tilbake til 2007 nivå….noensinne.

USA har de siste årene hatt budsjett underskudd på rundt 10 % av brutto nasjonal produkt (BNP). Budsjettunderskuddene har utgjort rundt 40 % av det offentlige forbruket.

I den senere tid har oljeforbruket i USA 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.

De høye budsjettunderskuddene og tiltakene fra store sentralbanker kan ha resultert i en utilsiktet effekt ved å bidra til oppadgående press mot oljeprisen.

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

LANDENE UTENFOR OECD

Hittil har det vært 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 4; Diagrammet ovenfor viser hvordan forbruket av olje (all energi i væskeform) har utviklet seg for landene utenfor OECD fra januar 2001 til juli 2011. 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 rundt 42 millioner fat per dag nå. En total vekst på rundt 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 oljeinntektene fra den høye oljeprisen bidratt til vekst i de offentlige utgiftene.

OPPSUMMERING OECD OG LANDENE UTENFOR OECD

Figur 5; Diagrammet ovenfor som dekker perioden januar 2000 til juli 2011 viser på årlig basis; 1) utviklingen i oljeforbruket for OECD, blå linje 2) utviklingen i oljeforbruket for landene utenfor OECD (NON OECD), rød linje 3) utviklingen i den globale oljeforsyningen, sort linje I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Diagrammet illustrerer at frem til 2005 så vokste den globale oljeforsyningen som en respons til høyere pris i markedet. Veksten i den globale oljeforsyningen var nok til å møte en voksende etterspørsel fra OECD og landene utenfor OECD.

Den globale oljeforsyningen var så flat mot 2008 og diagrammet viser at prisvekst var virkemiddelet som omfordelte olje fra OECD til landene utenfor OECD.

Med finanskrisen (egentlig starten på gjeldskrisen) i 2008 falt den totale globale oljeetterspørselen og trakk prisen temporært ned til $30 – 40/fat.

I løpet av 2009 fortsatte etterspørselen å vokse i landene utenfor OECD og trakk prisen oppover. Legg merke til at i 2009 hadde landene utenfor OECD trukket til seg all veksten i den globale oljeetterspørselen siden 2000, markert der hvor den røde linjen krysser over den sorte linjen i figur 5.

Igjen sørget fornyet prisvekst for at noe mer olje (all energi i væskeform) kom ut i markedet i løpet av 2010. Siden årsskiftet 2010/2011 stagnerte den globale forsyningen (hovedsakelig på grunn av borgerkrigen i Libya) og fortsatt prisvekst gjorde at OECD avga forsyning til landene utenfor OECD (non OECD).

Det er nå mye i de økonomiske nyhetene som gir grobunn for å tro på svak økonomisk vekst i tiden fremover. Nå har bensinforbruket i USA falt med rundt 5 % relativt samme periode i fjor.

Det kan nå synes som om at pris blir brukt for omfordeling av en stagnerende global oljeforsyning til de økonomiene som kan utnytte oljen mest produktivt.

I et senere innlegg vil jeg presentere hvordan etterspørselen/forbruket har utviklet seg i OECD landene og land utenfor OECD gjennom det siste tiåret.

For alle praktiske formål har den globale oljeforsyningen vært flat siden 2004, og dette har økt den strukturelle oljeprisen. I praksis blir nå pris også brukt til å omfordele oljeforsyningen mellom OECD og øvrige forbrukere.

Prisveksten har så langt ikke resultert i nevneverdig bedring i forsyningen og det er få ting som tyder på en bedring av forsyningen i nær fremtid.

Innenfor OPEC har bortfallet av olje fra Libya på grunn av borgerkrigen delvis blitt erstattet med økt forsyning fra Kuwait, Saudi Arabia og De Forente Arabiske Emirater (UAE).

GLOBAL FORSYNING

Figur 1; Diagrammet ovenfor viser hvordan utviklingen i den globale forsyningen av råolje og kondensat (grønne kolonner), NGL (Natural Gas 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 2011. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Fra august 2008 og til februar 2011 økte det løpende globale årlige snittet for råolje med rundt 0,45 Mb/d (millioner fat per dag). Total økning fra oljesand (bitumen) og skiferolje var i samme tidsrom rundt 1,0 Mb/d.

Med andre ord det marginale tilbudet blir nå dekt av olje som krever kostbare utvinningsteknologier mens flere gjeldstyngede land opplever en gradvis svekket evne til å betale for dette.

Det som er interessant er at oljeprisen den siste tiden har vist en noe svekket tendens. Dette kan tyde på at den totale etterspørselen nå utvikler seg svakt eller svekkes.

I figur 1 ble det vist hvordan den globale volumetriske forsyningen av all energi i væskeform har utviklet seg. Det volumetriske energiinnholdet for de ulike klassene varierer en del. For NGL og annen energi i væskeform er det volumetriske energiinnholdet rundt 60 – 70 % av energiinnholdet for råolje.

Gjennom raffinering blir de lange hydrokarbonkjedene brutt ned i kortere kjeder som markedet etterspør, som bensin og diesel. Raffineringen innebærer således at volumet av produkter etter raffinering blir noe høyere (typisk 2 – 3 %) enn volumet av råolje som brukes som føde. Ofte blir også naturgass (og hydrogen) tilsatt i prosessen for å gjøre hydrokarbonkjedene på sluttproduktene komplette.

Med andre ord volumøkningene fra raffinering er reelle nok, men i hovedsak et resultat av volumøkninger fra råoljen som ble brukt som føde. Raffineringen har ikke medført en økning i energiinnholdet fra råolje som ble brukt som føde til sluttproduktene. Dette er for alle praktiske formål en form for dobbeltelling.

For å justere for disse effektene, forskjeller i volumetrisk energiinnhold og ekspansjon fra raffinering er dette gjort ved å konvertere all global forsyning til råoljeekvivalenter, og dette er vist i figur 2 nedenfor.

JUSTERING FOR VOLUMETRISK ENERGIINNHOLD

Figur 2; Diagrammet viser utviklingen i global forsyning av all energi i væskeform uttrykt i samme volumetriske energiinnhold som råolje fra januar 2001 og til august 2011.

I de siste 7 årene har den globale forsyningen av all energi i væskeform uttrykt i fat råoljeekvivalenter økt med knappe 4 Mb/d eller rundt 5 %. Den nominelle oljeprisen har i samme tidsrom økt med rundt 160 %.

OECD

Figur 3; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse (som beskrevet under figur 1) for OECD.

OECD opplever en svakt fallende utvinning av råolje og kondensat. Fallet har så langt blitt bremset av økt utvinning fra oljesand, utvinning av skifer olje (ikke oljeskifer, som i hovedsak er kerogen) og den høye prisen har gitt incentiver til utvinning fra felt som tidligere ikke var økonomiske.

Økningen i forsyningen av annen energi i væskeform, altså etanol, biodiesel etc. har vist en sterk vekst innen OECD, noe som skyldes ulike subsidieordninger.

For OECD vil fremtiden innebære økt import fra land utenfor OECD.

RUSSLAND

Figur 4; Diagrammet viser utviklingen i forsyningen fra Russland fra januar 2001 og til august 2011.

Veksten i den russiske oljeforsyningen har vært kontinuerlig, men blitt svekket gjennom de siste årene. Uten veksten i oljeforsyningen fra Russland blir det bare gjetninger om hva oljeprisen nå ville ha vært.

EIA STEO (Short Term Energy Outlook) for november 2011 venter nå en nedgang i den russiske oljeforsyningen fra 2011 til 2012.

ROW (RESTEN AV VERDEN)

Figur 5; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av energi i væskeform etter klasse fra resten av verden (ROW). Denne gruppen av land inkluderer Argentina, Brasil, Kina, Sudan etc.

ROW hadde en jevn vekst i forsyningen frem til årsskiftet 2010/2011 mens oljeprisen var høy. Dette kan være et varsel om at den fremtidige trenden er fallende forsyning fra denne gruppen land.

OPEC

Figur 6; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for hvert enkelt av de 12 OPEC medlemmene og NGL (Natural Gas Liquids).

Om Libya hadde levert som før borgerkrigen i vinter ville total oljeforsyning (C + C) fra OPEC vært rundt 0,5 Mb/d høyere enn hva den var sommeren 2008. Det virker ikke som at en oljepris over $100/fat har hatt noen nevneverdig innvirkning på den totale oljeforsyningen fra OPEC.

Figur 7; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for De Forente Arabiske Emirater (UAE), Kuwait og Saudi Arabia.

De tre landene presentert ovenfor er de eneste som det har vært antatt hadde noe ledig utvinningskapasitet. Om denne vil møte IEA kriteriet for å være varig, dvs bringes inn i løpet av 30 dager og kunne opprettholdes minimum 90 dager, gjenstår å se. Total forsyning fra disse 3 landene er så vidt over nivået fra sommeren 2008.

Disse 3 landene har i hovedsak dekket inn for bortfallet av olje fra Libya.

Det gjenstår og å se om Saudi Arabia har en varig kapasitet på 10 Mb/d. Saudi Arabia har et sterkt voksende innenlandsk forbruk.

Figur 8; Diagrammet overfor viser utviklingen i forsyningen av råolje og kondensat (C + C) for de 9 andre OPEC medlemmene.

Forsyningen fra de øvrige 9 landene i OPEC har vært tilnærmet flat siden 2008. Diagrammet ovenfor illustrerer at disse 9 landene ikke har vært i stand til å erstatte noe av bortfallet fra Libya siden i vinter.

For OECD er forsyningen av råolje svakt fallende. Økningen i utvinningen fra oljesand og olje fra skifer bidrar til å dempe OECD fallet.

Russland sin vekst er svekket gjennom det siste året og forsyningenventes å falle svakt i 2012.

For resten av verden (ROW) viser forsyningen nå en fallende trend etter en periode med jevn vekst.

Det er enda for tidlig å si om økningen fra noen av OPEC landene er varig og om en normalisering i Libya vil bedre den totale forsyningen fra OPEC.

Totalt er det nå få ting som tyder på en merkbar bedring i den globale forsyningen av råolje. Det synes nå som at det blir stadig mer utfordrende å bringe inn ny kapasitet for å kompensere for utvinningsfallet som er et resultat fra uttømming og samtidig skape vekst i forsyningen.

I denne virkeligheten er oljeprisen svakt svekket, noe som kan indikere svakere etterspørsel.

Jepp, oljeprisen befant seg blant de vanlige mistenkte.

Gjennom de siste tiårene har flere land gjennom privat og offentlig gjeldsoppbygging økt og trukket frem i tid total etterspørsel. Dette gir prisstøtte for omtrent alt. Dette lar seg gjøre inntil det ikke kan. Det som kommer da er tiltak for å få ned gjeldsgraden.

Nå er vi i startfasen av hva nedbygging av en for høy gjeldsgrad innebærer. For de landene det nå gjelder gir dette seg utslag i ulike innstramningstiltak som også rammer oljeetterspørselen.

Økonomiene må kunne ha råd til å bringe olje til markedet. Den oljeprisen økonomiene nå har råd til er fallende, mens prisen for ny forsyning (det marginale fat) er økende.

2004 synes å representere et vannskille da oljeprisen beveget seg høyere samtidig med at landenes totale gjeldsgrad akselererte.

Figur 1: Figuren viser utviklingen i oljeprisen fra 1995 og inntil nylig. I diagrammet er også tegnet inn løpende snitt av oljeprisen for 1, 2, 3, 4 og 5 år og dette illustrerer at oljeprisen har beveget seg til et strukturelt høyere nivå.

Den kraftige prisstigningen mot sommeren 2008 og den følgende priskollapsen har noe bobleaktig over seg.

I dette innlegget vil jeg presentere data som indikerer at mange økonomier nå er mer sensitive til renteøkninger enn økninger i oljeprisen.

Fra 2010 og til 2011 ventes nå en vekst i råoljekostnadene på omtrent 40 %.

Noen av landene presentert i figur 2 har hatt en økonomisk kontraksjon fra 2010 til 2011 andre har hatt svak vekst. Økte råoljekostnader innebærer at pengebruken innenfor en økonomi endres mellom sektorene, og for 2011 har økningen i oljeprisen enten krympet den øvrige økonomien raskere eller spist opp størstedelen av den økonomiske veksten.

I realiteten er det totale kostnader for energi som er viktig ettersom andre energikilder normalt følger svingningene i råoljeprisen. I USA utgjør nå kostnadene for totalt petroleumsforbruk om lag 65 % av de totale energikostnadene og petroleum utgjør under 40 % av det totale energiforbruket.

De totale energikostnadene for USA utgjør nå rundt 10 % av BNP. Noen analytikere venter at oljeprisen kan nå $200/fat i nær fremtid. Dette vil i så fall være et kortvarig fenomen da en økning fra $110/fat til $200/fat ville utgjøre et sjokk for skjøre økonomier og resultere i et merkbart fall i etterspørselen og forbruket av råolje. En slik prisøkning ville legge beslag på det lille som vil måtte være av økonomisk vekst og sørge for endringer i forbruksmønsteret som ville krympe den øvrige økonomien.

Store europeiske økonomier om Frankrike, Storbritannia og Tyskland bruker en relativt liten del av brutto nasjonal produkt (BNP) for råolje. Mindre økonomier bruker en relativt større andel av BNP for råolje. USA bruker en stor andel av BNP for råolje, derfor blir den amerikanske økonomien følsom for endringer i råoljeprisen.

Et element som ikke vil bli behandlet her er at noen land som Storbritannia og USA selv utvinner store volumer av råolje slik at effekten på BNP fra oljeprisendringer må ses i sammenheng med andelen egen utvinning.

Det er viktig å følge med på de årlige endringene i BNP mot endringer i energien sin andel av BNP.

Historisk har økte energikostnader gitt generell motvind for den økonomiske veksten.

Energi er en såkalt ”master resource”. Energi er en forutsetning for å utvinne og omdanne andre råvarer til sluttprodukter som markedet etterspør.

Figur 3: Diagrammet ovenfor viser utviklingen for import av råolje for Hellas, Portugal og Spania for perioden januar 2007 til juli 2011. Disse landene importerer omtrent all sin råolje.

Oljeforbruket for Hellas, Portugal og Spania har falt med rundt 17 % siden 2007 og ventes å falle ytterligere.

Kombinasjonen av høyere oljepris, voksende total gjeldsgrad og renter resulterte i et fallende oljeforbruk for mange av OECD landene fra rundt 2007.

Figur 4: Diagrammet ovenfor viser hvordan offentlig gjeldsgrad akselererte for noen land fra rundt midten av forrige tiår. I EUs stabilitetspakt er det nedfelt krav om at forholdet mellom offentlig gjeld og brutto nasjonal produkt (BNP) skal ligge på 60 % eller lavere og at det årlige offentlige budsjettunderskuddet ikke skal være høyere enn 3 % av BNP.

Hva som er interessant er at gjeldsveksten akselererte fra rundt 2004, samme år som oljeprisen startet sin sterke vekst. Det var offentlig og privat gjeldsvekst som i hovedsak skapte økonomisk vekst de siste tiårene. For en periode gjorde gjeldsveksten det også mulig å betale for den voksende oljeprisen.

Kombinasjonen av voksende oljepris og gjeldsvekst skjulte på sett og vis de fundamentale og reelle forholdene i økonomiene.

Forholdet mellom gjeld og inntektsstrøm er viktig. For offentlig gjeld synes det som at det finnes en øvre grense for total gjeld på rundt 3 ganger inntektsstrømmen. Og videre, at ikke mer enn 10 % av den offentlige inntektsstrømmen brukes på renter.

For Italia var den offentlige inntektsstrømmen rundt 46 % av BNP og forholdet mellom gjeld og BNP var rundt 120 % i 2010.

Ved en gjennomsnittlig rente på statsgjelden på rundt 4 % vil rundt 4,8 % av BNP (som er mer enn de nevnte 10 % av den offentlige inntektsstrømmen) brukes til betjening av gjeldsrenter. Når renten på italienske statsobligasjoner bevegde seg over 7 % så blir en større andel av statens inntektsstrøm allokert rentebetjening noe som fremtvinger kutt på andre områder. Dette er før tiltak er iverksatt for å redusere gjelden.

Figur 5: Diagrammet ovenfor viser offentlig, privat og bedrifts gjeld som andel av BNP for noen land. Finansiell gjeld er ikke tatt med.

Total gjeldsgrad for en økonomi er viktig for å forstå hvilke andeler som går med til å betjene renter og avdrag. Gjeldsbetjening og energipriser legger premisser for hvor mye som kan forbrukes i de øvrige sektorene i en økonomi.

Gjeldsdynamikken er den samme for husholdninger, bedrifter og nasjoner.

Mange land har nådd gjeldsmetning noe som innebærer at videre gjeldsoppbygging ikke kan brukes til å støtte vekst.

Figur 6: Diagrammet ovenfor viser utviklingen fra 2000 til 2010 for noen land på hvilken oljeprisøkning som motsvarer 1 % økning i renten på offentlig gjeld.

Figur 6 illustrerer at de fleste økonomiene nå er mer følsomme for effekten fra renteøkninger enn fra vekst i oljeprisen.

Om total gjeld ble lagt til grunn ville den relative følsomheten til oljeprisøkninger bli tilsvarende mindre.

Dette er imidlertid til liten trøst for forbrukerne som vil oppleve å bli klemt mellom fallende reallønnsinntekter og voksende energipriser.

Betaling av renter og avdrag vil for et land med en total (offentlig og privat) gjeldsgrad på 300 % og en gjennomsnittlig rente på 6 % lett kunne nå 25 % av BNP (18 % totale renter og 7 % på avdrag som resulterer i en teoretisk avdragstid på 30 – 40 år). I en slik situasjon er det klart at økonomien blir gjenstand for prioriteringer som også vil måtte berøre oljeforbruket.

Det vil være vanskelig å bygge en økonomisk oppgang med flere arbeidsledige, pensjonskutt, innskrenkninger og fallende realinntekter for lønnsmottakere.

Uten vekst blir det vanskeligere å betjene høye energipriser, renter og avdrag.

Gjeld ble akkumulert basert på forventningene om at fremtidig vekst ville gjøre det mulig å betjene denne.

Situasjonen nå har noen likhetspunkter og en rekke ulikheter med hva som skjedde rundt slutten av 70 og begynnelsen av 80 tallet. Den iranske revolusjonen i 1979 førte til at oljeprisen mer enn doblet seg og på samme tid tok den amerikanske sentralbanksjefen Volcker rentevåpenet i bruk for å temme inflasjonen. På denne tiden var oljeutvinningen fra Nordsjøen, Alaska og Vest Sibir i vekst. Virkningene fra renteøkningene, opp til 18 %, og bedringen av tilbudet av olje sendte oljeprisen etter hvert merkbart nedover.

Nå gjør gjeldsgraden økonomiene mer ømfintlige for rente økninger (i realiteten er enkelte sentralbanker forhindret fra å øke renten uten samtidig å forverre økonomien) og oljeprisen virker som en brems på økonomisk vekst.

Nå finnes det ingen nye betydelige oljeprovinser som vil gi drahjelp til både å senke oljeprisen og bedre tilbudet. Dataene fra EIA viser at utvinningen av regulær råolje (dette er eksklusiv olje fra oljesanden i Canada og olje fra skifer) hadde en topp i 2005. IEA hevder denne toppen var i 2006.

Utviklingen til flere økonomier er nå i større grad prisgitt obligasjonsmarkedet og hvordan dette priser risiko i form av renter enn av endringer i oljeprisen.

Med utgangspunkt i 2002 er det estimert hvor mye råolje (Brent kvalitet) SPU kunne kjøpt og hatt på lager, her kalt ”SPU Lager”. Fra 2002 er så statens totale inntekter fra petroleumsvirksomheten omregnet til fat råolje og løpende lagt til ”SPU Lager”.

Handlingsregelen er opprettholdt ved at 4 % av hva som er på lager ved hvert års start, er omgjort til en oljestrøm som løpende selges i markedet for å inngå i statsbudsjettet.

Et ”SPU Lager” ville bokstavelig talt kunne omtales som et oljefond.

I de siste tiårene har flere land vært gjennom en periode der gjeldsvekst og budsjettunderskudd totalt har vært i størrelsesorden 10 % (og mer) av bruttonasjonalprodukt (BNP). Det har med andre ord vært lånt tungt fra femtiden. Gjeldsveksten økte total etterspørsel. Ordet gjeldskrise preger nå mange overskrifter.

Gjeldsvekst og budsjettunderskudd øker også pengemengden i økonomiene og gir dermed prisstøtte til omtrent alt.

Det som vil komme er ulike tiltak for å få ned gjeldsgraden. Dette innebærer lavere privat og offentlig konsum. Dette betyr generelt en periode (et tiår?) med lavere offentlig og privat etterspørsel og vil også vises igjen hos selskaper i form av lavere inntjening. Siden mange selskaper er børsnoterte vil dette med tiden reflekteres i den neddiskonterte fremtidige inntjeningen, med andre ord aksjekursen.

Gjeldsgraden for enkelte land er nå på et nivå der økninger i renten på gjeld er mer økonomisk tyngende enn prisveksten på olje. Gjeldsgraden innebærer også at mange regjeringer nå må utøve den delikate balansen med å kombinere innstramningstiltak med økonomisk vekst.

I disse dager med ledere for store sentralbanker med en finger på CTRL tasten og en finger nær P tasten så er invitasjonen til global inflasjon på nødvendigheter som mat og energi et fait accompli. ”Papir” vil da falle relativt realverdier.

Med ”papir” mener jeg her valuta (penger), aksjer, obligasjoner etc.

På sett og vis er SPU å betrakte som en prosess for å konvertere energi (petroleum) til finansielle verdier, ”papir”. Denne vinklingen bringer SPU i konkurranse med termodynamikkens hovedsetninger.

Energi kan som kjent verken skapes eller ødelegges, kun omdannes og når vi bruker energi synker den totale energikvaliteten (loven om økende entropi).

Figur 1: Figuren viser den historiske utviklingen av SPU fra 1996 til 2010 og Finansdepartementets prognose for SPU mot 2020. De blå søylene viser markedsverdien av SPU og de røde søylene uttaket for offentlig konsum slik dette er nedfelt i handlingsregelen (4 % av markedsverdien av SPU). Utviklingen i oljeprisen (Brent Spot) er vist både i norske kroner og US dollar (MERK: Prisen i US dollar er multiplisert med 6 i diagrammet). GPFG; Government Pension Fund Global = SPU; Statens Pensjonsfond Utland.

En av forutsetningene for Finansdepartementets prognose for utviklingen av markedsverdien for SPU er at det globale finanssystemet og reell økonomisk vekst, slik vi nå kjenner disse, vil videreføres i overskuelig fremtid.

Overskuelig fremtid er som kjent et relativt begrep som spenner fra optimistenes evighetsperspektiv til en voksende gruppe eksperter som gir nåværende globale finanssystem høyst ti år til og blodfattige utsikter til fortsatt reell økonomisk vekst.

Det som vil prege årene fremover er at de enorme mengdene gjeld (offentlig, husholdninger og bedrifter) som er opparbeidet i løpet av en forbløffende kort periode (i hovedsak siden 1980) skal betjenes. Den totale gjeldsgraden er i seg selv et forvarsel om generelt svakere børsutvikling, kontraktsbrudd og konkurser.

Figur 2: Figuren viser det totale historiske uttaket av petroleum fra norsk sokkel fra 1970 til 2011. Uttaket er splittet på de fire klassene petroleum som Oljedirektoratet rapporterer; råolje, kondensat, NGL og naturgass. I diagrammet er også tegnet inn totale reserver av petroleum (stablede linjer) slik disse var estimert av Oljedirektoratet ved årsslutt 2010. I figuren er også tegnet inn hva markedsverdien av SPU (justert for handlingsregelen på 4 %) ved respektive årsslutt ville kunne kjøpt av volumer råolje av Brent kvalitet (oransje søyler). NGL, Natural Gas Liquids; etan, propan, butan.

Diagrammet overfor forteller ikke hele historien siden det vil være nødvendig å justere for investeringer og drift i petroleumssektoren og opparbeidet overskudd til oljeselskapene (eierne).

Norge forbruker nå årlig rundt 75 – 80 millioner fat olje.

Et fat råolje inneholder rundt 6 Giga Joule med energi.

Hittil i 2011 har olje av Brent kvalitet i snitt ligget rundt US$110/fat. Å spå videre prisutvikling for olje nå er som å skyte leirduer fra baugen av et skip som stamper, girer og hiver i grov sjø og kraftig motvind.

Årsakene er i hovedsak;

• Utvikling i den globale etterspørsels/tilbudsbalansen.
• OPECs respons til prisstøtte.
• Virkninger fra ytterligere innstramningstiltak forårsaket av gjeldskrisen.
• Størrelsen på økonomisk vekst.
• Effekter fra boligboblen i Kina.
• USA og EURO områdets monetære politikk (fremtidige kvantitative lettelser (QE3,.,.,.,n).
• Effekter fra reversering av ”Carry Trade”.
• Effekter fra spekulative aktører i råvaremarkedet.
• Andre geopolitiske hendelser som påvirker oljeprisen (krig, regimeskifter etc.)
  

  Figur 3: Figuren viser det historiske årlige uttaket av petroleum (etter klasse) fra norsk sokkel fra 1995 til 2011 slik dette er rapportert av Oljedirektoratet. I diagrammet er også tegnet inn hvordan de årlige endringene på markedsverdien av SPU (etter handlingsregelen på 4 %) kunne omsettes til fat olje av Brent kvalitet.

Diagrammet ovenfor gir en fornemmelse av utfordringene ved å omdanne realverdier (energi) til finansielle verdier. 2009 er spesiell da oljeprisen falt betydelig fra 2008 og videre hadde effekten fra de uttallige offentlige stimulansepakkene også nådd børsene (omtrent 60 % av SPU er plassert i aksjer).

Totalt uttak av petroleum fra norsk sokkel toppet i 2004.

Figur 4: Diagrammet ovenfor viser Oljedirektoratets tall for utviklingen i investeringer og drift for norsk sokkel fra 2001 til 2011 og en prognose mot 2015. Tallene er splittet på investeringer i innretninger, rør, landanlegg, leting og konseptutvikling og kostnader forbundet med drift, brønner og nedstengning. I diagrammet er også vist utviklingen i oljeprisen, Brent Spot.

Diagrammet ovenfor illustrerer en sterk korrelasjon mellom oljepris og investeringer og kostnader.

Flere ting tyder på at oljeprisen fremover vil ligge på et strukturelt høyere nivå, nye funn i Nordsjøen krever nå i gjennomsnitt en oljepris rundt US$50/fat (avhenger av størrelse), oljesand krever US$70 – 90/fat for å nå lønnsomhet. Nye funn er teknologisk krevende, kostbare og er avhengig av et marked som både er villig og har evne til å betale.

Nå betrakter jeg det slik at den oljeprisen verden trenger for å skape ny organisk vekst ikke vil gi tilstrekkelig oljeforsyning, og den oljeforsyningen som kreves for å gi ny organisk vekst resulterer i en oljepris som demper den økonomiske veksten. En klassisk ”Catch 22” situasjon.

”SPU Lager”

En kort beskrivelse av konseptet ”SPU Lager” presentert i dette innlegget;

• ”SPU Lager” forutsatt operativt fra starten av 2002 og alle volum beskrevet med fat råoljeekvivalenter.
• All norsk petroleumsproduksjon er konvertert til fat råoljeekvivalenter.
• Alle driftskostnader, borekostnader, investeringer i innretninger, rør, landanlegg, leting og konseptstudier og nedstengning dekkes fortløpende gjennom salg av petroleum, er med andre ord omgjort til fat råoljeekvivalenter.
• Handlingsregelen opprettholdes. Dette innebærer årlig salg av 4 % av hva som er på ”SPU Lager” ved begynnelsen av året.
• Opptjent overskudd for eiere/oljeselskaper er opprettholdt og beskrevet med fat råolje.

ESTIMAT FOR ÅRLIG LAGRINGSVOLUM TIL ”SPU LAGER”

FAT RÅOLJEEKVIVALENT

1 fat råolje = 1 fat kondensat = 1 fat råoljeekvivalent

1 fat oljeekvivalent naturgass = 1 fat oljeekvivalent NGL = 0,67 fat råoljeekvivalent

Naturgass har vært priset omtrent 60 – 70 % av råolje basert på energiinnhold.

NGL (Natural Gas Liquids; etan, propan, butan) har et volumetrisk energiinnhold som er rundt 60 – 70 % av råolje.

Figur 5: Diagrammet ovenfor viser hvordan splitten i råoljeekvivalenter for ”SPU Lager”, opptjent overskudd for oljeselskapene, investeringer og kostnader samt uttak for handlingsregelen ville utviklet seg fra 2002 og med en prognose for 2011.

Diagrammet illustrerer også hvordan endringer i oljeprisen og den total utvinningen endrer splitten mellom de fire kategoriene. Med dagens oljepris er det estimert at innlagringen for ”SPU Lager” gradvis ville bevege seg mot null rundt 2020, mens potensialet for uttak under handlingsregelen ville vokst.

For 2012 er det estimert at uttak fra ”SPU Lager” etter handlingsregelen gitt inntil 1 Mb/d og med en råoljepris rundt 600 NOK/fat ville dette tilført statsbudsjettet rundt 220 milliarder kroner.

I statsbudsjettet for 2012 er det budsjettert med rundt 120 milliarder kroner i overføringer fra SPU.

Selvfølgelig ville handlingsregelen medført en gradvis nedtapping av ”SPU Lager” etter innlagringen var over, se figur 7.

Figur 6: Diagrammet ovenfor viser den årlige oppbyggingen av ”SPU Lager” (grønne søyler) og status på ”SPU Lager” (grå søyler) etter uttak etter handlingsregelen for perioden 2002 til 2011. Videre er vist potensialet fra SPU i milliarder fat råolje (sorte søyler) ved årets begynnelse og etter handlingsregelen.

KOMMENTARER TIL ”SPU Lager”

”SPU Lager” som beskrevet her er estimert til å kunne nå en topp på 12 milliarder fat (Gb) en gang i neste tiår, forutsatt dagens oljepris. De siste funnene Aldous/Avaldsnes og Skrugard ville kunne økt lageret til rundt 13 Gb.

Dette ville med andre ord blitt et formidabelt lager og etablering av et så omfattende lager kunne bli tvilsom samfunnsøkonomi. For å sette det i perspektiv kan nevnes at OECDs totale petroleumslager er rundt 2,8 Gb. Det strategiske petroleumslageret i USA (SPR) er rundt 0,73 Gb.

Videre ville oppfyllingen av et slikt lager redusert oljeforsyning i en periode der den globale forsyningssituasjonen strammet seg til. På den annen side ville lageret etter å ha nådd toppen (en gang i neste tiår) og gjennom handlingsregelen tilført markedet mer olje.

Alternativet kunne være en kombinasjon med leie av lager og bytte av utvinningsprofiler med andre store oljeprodusenter. Dette introduserer andre risikoer da besittelse (av vår olje) i en verden med voksende knapphet etter hvert kunne oppfattes som 99 % eierskap.

Under enhver omstendighet betrakter jeg en diskusjon om å lage et ”SPU Lager” som en øvelse med kun akademisk interesse da en slik diskusjon for alle praktiske formål er utgått på dato og et ”SPU Lager” har allerede tapt mye av sitt potensial.

• Norge har allerede olje på lager gjennom beskatning av fremtidig petroleumsutvinning og direkte gjennom eierandeler i Petoro (SDØE, 100 % stat) og Statoil (67 % stat).
• SPU er også eier av aksjer i utenlandske petroleumsselskaper.

Figur 7: Diagrammet ovenfor viser et estimat for ”SPU Lager som når rundt 12 milliarder fat (Gb) i 2020 og hvordan dette ville bli nedtappet ved bruk av handlingsregelen på 4 %. Videre er vist hva årlig uttak (sorte sirkler) som kunne vært tilgjengelig for salg og overføring til statsbudsjettet frem mot 2100.

Nye funn som Aldous/Avaldsnes, Skrugard ville økt total innlagring og skjøvet toppen for ”SPU Lager” noe ut i tid.

Et ”SPU Lager” ville ha et ”evighetsperspektiv” over seg da det (strengt matematisk) aldri ville kunne gå tomt. Poenget er selvfølgelig at den gradvise nedtappingen også medfører en fallende pengestrøm som kan overføres statsbudsjettet. Dette betyr at det relative bidraget fra ”SPU Lager” vil bli kontinuerlig fallende og på et tidspunkt få liten praktisk betydning.

Gitt gjeldskrisene og effektene fra disse så kan det bli krevende for nåværende SPU å møte nåværende prognoser.

SPU blir ofte omtalt i et ”evighetsperspektiv”, sannsynligheten er høyst til stede for at SPU i beste fall vil få et forløp som beskrevet for ”SPU Lager”.