Transcript TID FOR KONSOLIDERING

TID FOR
KONSOLIDERING
KONJUNKTURRAPPORT 2014
1
Verdensøkonomiens
utvikling
06
1.1Intro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08
1.2 Anglosaksiske land. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
1.3Eurolandene.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
1.4Asia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2
Utsikter for
energimarkedene
18
2.1Intro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.2Olje. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
2.3Gass. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
2.4Kull.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.5 Fornybar energi. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
2.6Atomkraft. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.7 Perspektiver mot 2050.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
3
Aktivitetsnivået
på norsk sokkel
48
3.1Intro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
3.2Produksjonsutvikling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
3.3 Leteaktivitet og funn. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
3.4Ressurser. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
3.5Tildelingsrunder. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
3.6 Inntekter og formue. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.7Investeringsnivå. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3.8Kostnadsutvikling. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
Norsk olje og gass er en interesseog arbeidsgiverorganisasjon for oljeselskaper
og leverandørbedrifter knyttet til utforsking
og produksjon av olje og gass på norsk
kontinentalsokkel. Vi representerer i overkant
av 100 medlemsbedrifter. Norsk olje og gass
er en landsforening i NHO, Næringslivets
Hovedorganisasjon.
nadsnivået på norsk sokkel, noe som vi i stor
grad deler også med andre petroleumsprovinser. Ifølge nyhetsbyrået Bloomberg hadde
de store internasjonale oljeselskapene lavere
lønnsomhet i fjor enn i 2002, selv om oljeprisen i denne perioden har firedoblet seg.
Denne utviklingen skyldes ikke bare gode
tider, men også at ny olje og gass hentes ut
fra stadig mer krevende områder. Med større
usikkerhet knyttet til energiprisene fremover
er det tvingende nødvendig å redusere kostnadsnivået på norsk sokkel – og dette arbeidet
er i gang.
Velkommen til en ny utgave av vår årlige
konjunkturrapport for petroleumsnæringen.
Igjen har vi tatt et dypdykk inn i verdensøkonomiens utvikling, viktige utviklingstrekk
i globale energimarkeder samt situasjon og
framtidsutsikter for Norges viktigste næring.
Aktivitetsnivået i norsk petroleumsnæring
har vært sterkt stigende de siste årene båret
fram av høye energipriser, en god funnutvikling
og oppgraderingsbehov på eldre felt. 2014
føyer seg inn i denne rekken, og ser ut til å bli
toppen i denne runden. Som næring går vi
inn i en mer krevende periode. Seks år etter
innledningen på den globale finanskrisen
er utsiktene for verdensøkonomien fortsatt
skjør og vekstrater nedjusteres. Lavere energietterspørsel har samtidig bidratt til at oljeprisen har kommet ned på sitt laveste nivå
på fire år. Hvor langt ned den vil gå, og hvor
varig denne utviklingen vil være er samtidig
usikker. Det har imidlertid allerede gitt hjemlige konsekvenser for flere tusen arbeidstakere
i næringen. Netto økning i arbeidsledighet
ser imidlertid ut til å dempes ved at mange
som har mistet jobben fanges opp av andre
bedrifter både i og utenfor næringen.
Årets konjunkturrapport har fått tittelen «Tid
for konsolidering». I løpet av det siste tiåret
har det funnet sted en betydelig økning i kost-
Analysen av investeringsutviklingen vi presenterer i denne rapporten peker i retning av at
investeringene vil falle tilbake fra det høye
nivået vi har hatt de siste par årene, men fortsatt holde seg på et historisk høyt og rimelig
stabilt nivå. Aktivitetsnivået vil også i årene
fremover kreve betydelig kapasitet både hos
oljeselskaper og leverandørbedrifter. Oljeprisens videre utvikling, og varigheten av et
lavere prisnivå vil selvfølgelig kunne ha betydning for investeringsutviklingen i prognoseperioden. Estimatene for investeringsutviklingen er samtidig relativt robuste for en oljepris ned mot USD 85/fat de nærmeste årene.
Etter et tiår med samlet sett fallende produksjon fra sokkelen, gjør nye funn at vi står foran
et vendepunkt, hvor produksjonen igjen vil
kunne ta seg noe opp. Med et nei til konsekvensutredning av havområdene utenfor
Lofoten og Vesterålen i 2013–2017 vil fremtiden for norsk petroleumsvirksomhet ligge
i Barentshavet. Krevende klimatiske utfordringer, begrensninger knyttet til boreaktivitet
og lang avstand til infrastruktur legger samtidig grunnlaget for nye kostnadsutfordringer.
Disse utfordringene må møtes av næringen,
men krever også tiltak fra myndighetene som
bidrar til å bygge bro mellom samfunnsøkonomisk- og bedriftsøkonomisk lønnsomhet.
God lesning,
Gro Brækken
Administrerende direktør
Norsk olje og gass
4
SAMMENDRAG
Sammenhengen mellom utviklingen i det
globale aktivitetsnivået og utviklingen
i energietterspørselen har blitt mindre
tydelig gjennom de siste årene. Vedvarende
geopolitiske utfordringer, og fortsatt store
forskjeller i vekstrater mellom ulike regioner bidrar til at denne utviklingen trolig
vil fortsette. Seks år etter innledningen
på finanskrisen er utsiktene for verdensøkonomien fortsatt skjør. I OECD-området
finner vi den sterkeste økonomiske
utviklingen i anglosaksiske land. Veksten
i amerikansk økonomi har ligget på rundt
2 prosent de siste par årene, og arbeidsledigheten, som mot slutten av 2009 var
oppe i 10 prosent av arbeidsstyrken, var
i september i år kommet ned i under 6
prosent. Det meste peker dermed i retning
av en BNP-vekstrate i USA for inneværende
år på rundt 2 prosent etter hvert vil kunne
nærme seg 3-tallet.
uendret sammenliknet med foregående
kvartal, mens økningen fra samme kvartal
året før var på beskjedne 0,7 prosent.
Det var i særlig grad en svakere utvikling
i Tyskland som trakk ned veksten i eurosonen – en utvikling som i særlig grad
knyttes kan til utenriksøkonomien og sanksjonene som både EU og Russland har
innført i forbindelse med krisen i Ukraina.
Også i andre store land, som Frankrike
og Italia, er utviklingen svak og lyspunktene
få. Euroland fremstår også i år som det
svakeste ledd i den industrialiserte verden.
BNP-veksten for inneværende år vil trolig
ende på under 1 prosent, og det vil trolig
ta flere år før denne veksttakten dobles.
Den svakeste utviklingen finner vi i Europa.
Veksten i eurolandene stoppet opp i andre
kvartal. Ifølge sesongjusterte tall var BNP
Alt i alt gir dette en vekstbane for verdensøkonomien som er noe svakere enn den
vi tegnet i fjorårets rapport. I denne prog-
Også i Storbritannia har det økonomiske
oppsvinget fått feste, og arbeidsledigheten
har i likhet med USA falt raskt. Den underliggende veksttakten i andre kvartal var på
3,7 prosent, og har stort sett ligget på dette
nivået siden midten av fjoråret. Økonomien
ventes å vokse med vel 3 prosent inneværende år, men falle noe tilbake igjen fra 2015.
Også i Asia er den økonomiske utviklingen
blandet. Med store infrastrukturinvesteringer, skatterabatter for bedriftene
og økende industriproduksjon forsøker
Kinas myndigheter å holde BNP-veksten
i år rundt 7,5 prosent. Uten nye stimulanstiltak anslås veksten falle noe tilbake igjen
fra neste år. Veksten er samtidig på vei
opp i India, og utgjorde 5,7 prosent i andre
kvartal. Den høye inflasjonen landet har
slitt med er samtidig på vei ned. Veksten
i indisk økonomi anslås gradvis kunne
ta seg opp de nærmeste årene.
Euroland fremstår
også i år som det
svakeste ledd i den
industrialiserte
verden.
5
nosen, som strekker seg til 2018, legges til
grunn at verdensøkonomien inneværende
år vil kunne vokse med drøyt 3 prosent,
økende til 3 ¾ prosent mot slutten
av prognoseperioden.
Til tross for en moderat avdemping av den
globale veksten målt ved bruttonasjonalproduktet (BNP) fra 2012 til 2013, tok
veksten i den samlede energietterspørselen seg opp fra 1,8 prosent i 2012 til 2,3
prosent i 2013. Framvoksende økonomier
fortsetter å dominere på etterspørselssiden, og stod i 2013 for rundt 80 prosent
av den økte etterspørselen. Olje utgjør fortsatt verdens viktigste energikilde. På tross
av fallende markedsandeler de siste fjorten
år, stod olje i fjor fortsatt for nær en tredjepart (32,9 prosent) av den globale energietterspørselen.
I sin mellomlangsiktige prognose for utviklingen i oljemarkedet, legger Det internasjonale energibyrået (IEA) til grunn
at den samlede etterspørselen etter olje vil
kunne øke fra 91,4 millioner fat/dag i 2013
til 99,1 millioner fat/dag i 2019, tilsvarende
en gjennomsnittlig årlig vekst fra 2013 på
1,3 prosent. Oljeetterspørselen anslås mot
slutten av 2019 å kunne nå 100 millioner
fat/dag. Bak denne utviklingen finner vi to
motvirkende trender. Land utenfor OECD
vil besørge veksten. OECD-landenes oljekonsum vil fortsette de siste årenes
fallende trend, men nedgangen anslås
å bli moderat.
Sterk priskonkurranse fra kull i kombinasjon med lave CO2-priser, svak økonomisk
vekst i mange land samt gradvis sterkere
konkurranse fra fornybar energi i kraftmarkedet er alle faktorer som har bidratt
til en historisk svak vekst i etterspørselen
etter gass gjennom fjoråret. I IEAs mellomlangsiktige prognose for utviklingen
i gasskonsumet anslås OECD-landenes
etterspørsel å øke fra 1.653 milliarder
kubikkmeter i 2013 til 1.729 milliarder
kubikkmeter i 2019, hvilket tilsvarer en
gjennomsnittlig årlig vekst på 0,7 prosent.
Etterspørselen ventes å øke i alle regioner,
men med betydelige variasjoner. Land
utenfor OECD-området anslås av IEA
i perioden 2013-2019 å stå for rundt 85
prosent av den globale økningen i gasskonsumet. En forbruksøkning fra 1.838
milliarder kubikkmeter i 2013 til 2.251
milliarder i 2019 innebærer en gjennomsnittlig årlig vekst på 3,4 prosent i perioden.
Kina står igjen for den raskeste forbruksveksten.
Kullforbruket har vært dominerende blant
de fossile energikildene det siste tiåret.
Det globale forbruket vokste i 2013 med
3 prosent, som var nær et prosentpoeng
lavere enn gjennomsnittsveksten siste tiår.
Veksten i kullforbruket overgikk likevel
Framvoksende
økonomier fortsetter
å dominere når
det gjelder energietterspørsel.
Kullforbruket har
vært dominerende
blant de fossile
energikildene det
siste tiåret.
6
vekstratene for andre fossile energikilder
med god margin også i fjor. I IEAs så langt
siste mellomlangsiktige prognose for det
globale kullmarkedet (2013) anslås veksten
i kullforbruket å kunne øke med 15 prosent
fra 2012-2018, tilsvarende 2,3 prosent på
årlig basis. Mer enn halvparten av denne
økningen forventes å komme i Kina tross
landets klare målsetting om et mer differensiert og effektivt energikonsum. India
ventes i perioden å legge beslag på 20
prosent av veksten, mens andre asiatiske
land anslås øke sin etterspørsel med en
tilsvarende andel. Asias rolle som «kullkontinentet» vil dermed bli styrket.
Fornybare energikilder (utenom vannkraft), i kraftproduksjon så vel som transport, fortsatte å vokse i 2013. Ved utløpet
av fjoråret utgjorde de 2,7 prosent av det
samlede energikonsumet mot 0,8 prosent
et tiår tidligere. Vannkraften er fortsatt
klart dominerende blant de fornybare
energikildene. Økningen i fjor ble på 2,7
prosent, som var rundt et prosentpoeng
lavere enn gjennomsnittet for siste tiår.
Målt i absolutte størrelser var likevel kapasitetsøkningen for vannkraft i fjor sterkere
enn for summen av andre fornybare kilder.
I perioden fram mot 2020 anslår IEA at
summen av fornybare kilder i kraftforsyningen globalt vil kunne øke i produksjonskapasitet med 45 prosent, og utgjøre
7.310 TWh. Land utenfor OECD-området
anslås å stå for rundt 70 prosent av den
globale økningen i fornybar kraft fram
mot 2020, tilsvarende en årlig vekst på 5,3
prosent. Etter flere år med sterk fornybarvekst i OECD-landene, anslås veksttakten
nå å gå over i en noe mer moderat fase.
I perioden fram mot 2020 anslås OECDlandenes fornybare kraftforsyning å vokse
til en produksjonskapasitet på 3.040 TWh,
hvilket tilsvarer en gjennomsnittlig årlig
vekst på 3,8 prosent.
I IEAs rapport Energy Technology Perspectives 2014 tegnes de lange linjene for utviklingen i energimarkedene mot 2050.
Her fremgår det at fossile energikilder fram
mot 2050 gradvis får lavere betydning i den
globale energiforsyningen. Mens olje, kull
og gass i 2011 hadde en samlet markedsandel på nær 82 prosent, anslås denne
i 2050 å være redusert til rundt 43 prosent.
Aktivitetsnivået i norsk petroleumsnæring
har vært sterkt stigende de siste årene
båret fram av høye energipriser, god funnutvikling og oppgraderinger av eldre felt.
Samtidig har det funnet sted en betydelig
økning i kostnadsnivået, som vi i stor grad
deler også med andre petroleumsprovinser.
Ifølge nyhetsbyrået Bloomberg hadde de
store internasjonale oljeselskapene lavere
lønnsomhet i fjor enn i 2002, selv om oljeprisen i denne perioden har firedoblet seg.
Denne utviklingen kan ikke bare ses på
I fjor utgjorde fornybare energikilder
(utenom vannkraft)
2,7 prosent av det
samlede energikonsumet.
7
som en konsekvens av gode tider, men også
at ny olje og gass hentes ut fra stadig mer
krevende områder.
Etter et tiår med samlet sett fallende
produksjon fra sokkelen, gjør nye funn
at vi nå står foran et nytt vendepunkt, hvor
produksjonen igjen vil kunne ta seg noe
opp. I Oljedirektoratets mellomlangsiktige
produksjonsprognose presentert i Fakta
2014 ventes den samlede petroleumsproduksjonen fra norsk sokkel å øke med
10,3 millioner Sm3 o.e. (4,8 prosent)
fra 2014 til 2018. Det meste av økningen
i denne perioden kan knyttes til forventet
økning i gassproduksjonen. Med et nei
til konsekvensutredning av havområdene
utenfor Lofoten og Vesterålen i 2013–2017
vil fremtiden for norsk petroleumsvirksomhet ligge i Barentshavet. Det er samtidig
et stort havområde hvor arktiske forhold
stiller næringen overfor nye, krevende
klimatiske utfordringer samt politiske
begrensninger knyttet til boreaktivitet.
Sammen med lang avstand til eksisterende
infrastruktur på norsk sokkel vil dette
kunne gi en ny omdreining på kostnadsskruen for selskaper hvor lønnsomheten
allerede er presset.
Betydelig aktivitet innenfor leting, modifikasjon på felt i drift og utbygging av nye
felt har de siste årene bidratt til at det
årlige investeringsnivået på norsk sokkel
har passert 200 milliarder kroner med
god margin. Kostnadsøkningen i perioden
2004-2014 kombinert med en endring
i friinntektsordningen i mai 2013 har samtidig bidratt til at den økonomiske robustheten i en rekke potensielle feltutbygginger
i dag er redusert. Denne effekten, kombinert med at flere av de største feltene er
over de største modifikasjonene, medfører
at investeringsnivået vil gå noe ned etter
2014. Målt i faste 2014-kroner anslås
investeringene på norsk sokkel å falle
fra 221 milliarder kroner i 2014 til 197
milliarder i 2015, og hvor vi deretter vil
kunne se en rimelig stabil investeringsutvikling på et fortsatt høyt nivå i historisk
sammenheng. Aktivitetsnivået på norsk
sokkel vil også i årene fremover kreve
betydelig kapasitet både hos oljeselskaper
og i leverandørindustrien.
Målt i faste 2014kroner anslås
investeringene på
norsk sokkel å falle
fra 221 milliarder
kroner i 2014 til 197
milliarder i 2015.
Store internasjonale
oljeselskaper hadde
i fjor lavere lønnsomhet enn i 2002
på tross av en firedobling av oljeprisen
i samme periode.
VERDENSØKONOMIENS
UTVIKLING
VERDENSØKONOMIEN
Sammenhengen mellom
utviklingen i det globale
aktivitetsnivået og utviklingen
i energietterspørselen har blitt
mindre tydelig gjennom de siste
årene. Vedvarende geopolitiske
utfordringer, og fortsatt store
forskjeller i vekstrater mellom
ulike regioner bidrar til at denne
utviklingen trolig vil fortsette.
Økonomisk vekst er imidlertid
fortsatt den viktigste driver for
energimarkedet. Sentrale
faktorer i årene som kommer
vil være hvor den økonomiske
veksten veksten faktisk kommer,
og hvilke energityper som
vinner fram.
9
10
VERDENSØKONOMIEN
1.1 INTRO
Seks år etter innledningen på finanskrisen
er utsiktene for verdensøkonomien fortsatt
skjør. Det internasjonale pengefondet
(IMF) valgte i sin oktober-gjennomgang av
de globale utsiktene på ny å nedjustere sine
vekstprognoser for 2014 og 2015. De fulgte
dermed i samme spor som OECD, som i
september gjorde det samme. Med mindre
optimistiske utsikter for flere av vekstøkonomiene både i og utenfor Asia har også
de mer langsiktige prognosene blitt mer
usikre. Blant de etablerte industrilandene
er bildet blandet. Mens veksttakten i USA
og Storbritannia ser til til å kunne holde
Veksttakten i USA og Storbritannia (bildet)
ser ut til å holde seg godt oppe fremover.
seg godt oppe fremover, fant det sted en
klar oppbremsing i Europa i andre kvartal.
Med fortsatt høy arbeidsledighet, en uavklart situasjon i Ukraina og en inflasjonsutvikling som gir fare for deflasjon, har
regionen fortsatt en lang vei å gå. Det er
samtidig et lyspunkt at noen av de gjeldtyngede landene i Sør-Europa omsider
viser tegn til vekst. Bildet er heller ikke
entydig utenfor OECD-området. Utsiktene
for de store landene i Asia er fortsatt
relativt gode, mens veksten i stor grad har
stoppet opp i andre BRIC-land som Brasil,
Sør-Afrika og Russland.
VERDENSØKONOMIEN
Utsiktene fra de store landene
i Asia er fortsatt relativt gode.
11
12
VERDENSØKONOMIEN
1.2 ANGLOSAKSISKE LAND
ANGLOSAKSISKE LAND I SIGET
Veksten i amerikansk økonomi har ligget
på rundt 2 prosent de siste par årene, og har
i stor grad vært holdt oppe av husholdningenes etterspørsel og økte investeringer
i næringslivet. En usedvanlig kald vinter,
fortsatt finanspolitiske tilstramminger
samt lagernedbygging i næringslivet bidro
imidlertid til at veksten falt markert inn
i 2014. Med et stort innslag av midlertidige
faktorer ligger likevel det meste til rette for
en styrket utvikling i USA, noe som også ble
bekreftet av et underliggende BNP-oppsving
på 4,6 prosent i andre kvartal. Etter fem år
FIGUR
01
med nedbetaling og nedskriving av gjeld,
har husholdningenes sparerate igjen vendt
tilbake til nivået før finanskrisen satte inn.
Arbeidsledigheten, som mot slutten av 2009
var oppe i 10 prosent av arbeidsstyrken,
var i september i år kommet ned i 5,9 prosent. Optimismen i boligmarkedet ser også
ut til å være tilbake etter en avdemping mot
slutten av fjoråret og inn i 2014. Husholdningenes etterspørsel ligger dermed an til
å bli en viktig motor i økonomien fremover.
Også i næringslivet ligger forholdene til
ANGLOSAKSERNE LEDER AN
UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP BASERT PÅ SESONGJUSTERTE TALL (PROSENT)
Kilde: Macrobond
7,5
5,0
2,5
0
-2,5
-5
-7,5
-10
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Storbritannia
2014
USA
Arbeidsledigheten
i amerikansk
økonomi igjen
under 6 prosent.
VERDENSØKONOMIEN
rette for økt aktivitet. Næringsinvesteringene
passerte mot slutten av fjoråret nivået fra
før finanskrisen i 2008, samtidig som både
industriproduksjon og kapasitetsutnyttelsesgrad er på vei oppover. Det meste peker
dermed i retning av en BNP-vekstrate
i USA for inneværende år på rundt 2 prosent
etter hvert vil kunne nærme seg 3-tallet.
Også i Storbritannia har det økonomiske
oppsvinget fått feste, og arbeidsledigheten
har i likhet med USA falt raskt. Den underliggende veksttakten i andre kvartal var på
3,7 prosent, og har stort sett ligget på dette
nivået siden midten av fjoråret. Oppgangen
har vært bredt fundert, med innenlandsk
etterspørsel som viktigste drivkraft. Boligprisene har løpet av det siste året økt med
over 10 prosent, og et første mottiltak
fra myndighetene har vært å stramme til
på lånetilgangen. Det er samtidig ventet
at sentralbanken etter hvert vil måtte heve
rentene for å dempe etterspørselen ytterligere. Økonomien ventes å vokse med vel
3 prosent inneværende år, men falle noe
tilbake igjen fra 2015.
Bredt fundert
oppgang
i Storbritannia.
Husholdningene i USA sparer nå like
mye som før finanskrisen satte inn.
13
14
VERDENSØKONOMIEN
1.3 EUROLANDENE
FIGUR
01
ANGLOSAKSERNE LEDER AN
UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP BASERT PÅ SESONGJUSTERTE TALL (PROSENT)
Kilde: Macrobond
7,5
STAGNASJON I EUROLAND
5,0
Veksten i eurolandene stoppet opp i andre
land rammet av de samme sanksjonene
har både tysk eksport, industriproduksjon
og i noen grad også investeringer vist en
fallende trend. Privat konsum holder seg
imidlertid fortsatt godt oppe, godt hjulpet
av en god utvikling i arbeidsmarkedet.
Drahjelpen fra andre store land i Europa
er samtidig liten.
2,5 kvartal. Ifølge sesongjusterte tall var BNP
uendret sammenliknet med foregående
0 kvartal, mens økningen fra samme kvartal
året før var på beskjedne 0,7 prosent.
-2,5 Det var i særlig grad en svakere utvikling
i Tyskland som trakk ned veksten i eurosonen. Nedgangen i BNP fra første kvartal
-5
på 0,6 prosent kan i særlig grad knyttes
til utenriksøkonomien og sanksjonene som
-7,5
både EU og Russland har innført i forbindelse med krisen i Ukraina. Sammen med
-10
mindre etterspørsel fra andre europeiske
2005
2006
2007
2008
Fransk økonomi har vist en flat BNPutvikling de siste to kvartalene, mens
gjennomsnittlig veksttakt siste tre år ligger
på beskjedne 0,5 prosent. Næringslivets
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Storbritannia
FIGUR
03
02
USA
SVAK UTVIKLING I EUROLAND
UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP (PROSENT)
Kilde: Macrobond
10
7,5
5
2,5
0
-2,5
-5
2010
2011
2012
Eurosonen
2013
Italia
Frankrike
2014
Tyskland
Svak utvikling
i Europas største
økonomi, Tyskland.
VERDENSØKONOMIEN
investeringer har falt markert, og med
en arbeidsledighetsrate som har bitt seg
fast på nær 10 prosent, har etterspørselen
fra husholdningene utviklet seg svakt.
Byggenæringens forventninger til den økonomiske utviklingen er nå på sitt laveste
nivå siden slutten av 1990-tallet. Veksten
i økonomien har i hovedsak vært opprettholdt av offentlig etterspørsel og eksport.
Lyspunktene er få også i Italia, hvor BNP
har vært inne i en fallende bane siden 2011.
Nedgangen har rammet både industrien
FIGUR
03
02
og tjenesteytende næringer, og skattekutt
til lavtlønte som ble innført i juni har så
langt ikke hatt noen positiv effekt på varekonsumet. Både i Frankrike og Italia er det
grunn til å stille spørsmål om de vil være
i stand til å oppfylle kravene til balanse
i offentlige budsjetter og gjeldsgrad som
følger av EUs stabilitetspakt. Euroland
fremstår også i år som det svakeste ledd
i den industrialiserte verden. BNP-veksten
for inneværende år vil trolig ende på under
1 prosent, og det vil trolig ta flere år før
denne veksttakten dobles.
ARBEIDSLEDIGHET
I PROSENT AV ARBEIDSSTYRKEN
Kilde: Macrobond
30
27,5
25
22,5
20
17,5
15
12,5
10
7,5
5
2,5
2005
2006
Spania
2007
Italia
2008
2009
Hellas
2010
2011
Storbritannia
20012
Tyskland
2013
2014
Sverige
Lyspunktene er
få også i Frankrike
og Italia.
15
16
VERDENSØKONOMIEN
1.4 ASIA
FIGUR
03
02
ARBEIDSLEDIGHET
I PROSENT AV ARBEIDSSTYRKEN
Kilde: Macrobond
30
BLANDET I ASIA
27,5
25
Også i Asia er den økonomiske utviklingen
blandet. BNP-utviklingen i Japan har samlet
20 sett vært flat gjennom første halvdel av
2014, men med store svingninger mellom
17,5
kvartalene. En varslet økning i merverdi15 avgiften fra 5 til 8 prosent ved inngangen
12,5 til andre kvartal bidro til utstrakt hamstring i første kvartal. Dette bidro til at
10
en underliggende BNP-vekst på 6 prosent
7,5 i første kvartal ble avløst av en nedgang
på 7 prosent påfølgende kvartal. Etter en
5
svært ekspansiv penge- og finanspolitikk
2,5
gjennom 2013, er det derfor mye som tyder
på at2005
veksten2006
igjen er i2007
ferd med2008
å falle 2009
tilbake til en mer moderat takt.
22,5
Spania
FIGUR
04
Italia
Hellas
Basert på sesongjusterte tall og målt som
årlig rate vokste kinesisk økonomi 8,2
prosent i andre kvartal. Med store infrastrukturinvesteringer, skatterabatter for
bedriftene og økende industriproduksjon
forsøker myndighetene å holde BNPveksten i år rundt 7,5 prosent. Myndighetene har samtidig innført restriksjoner
knyttet til boligkjøp som har bidratt
til å snu prisutviklingen. Utviklingen
i industriproduksjon og detaljomsetning
inn i tredje kvartal kan tyde på at oppsvinget ikke vil vare. Uten nye stimulans2010anslås2011
tiltak
veksten20012
falle noe2013
tilbake 2014
igjen fra neste år.
Storbritannia
Tyskland
Sverige
HOLDER ASIAS GIGANTER KOKEN OPPE?
VEKST I BNP FRA SAMME KVARTAL ÅRET FØR (PROSENT)
Kilde: Macrobond
15
12,5
10
7,5
5
2,5
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Kina
India
VERDENSØKONOMIEN
I kjølvannet av opposisjonens valgseier
i mai er et nytt oppsving på gang i India.
Veksten i andre kvartal var 5,7 prosent
høyere enn samme kvartal året før, og vi
må tilbake til første kvartal 2012 for å finne
en tilsvarende veksttakt. Det er i særlig
grad det private konsumet som har bidratt
til omslaget, men de siste månedene har
også industriproduksjon og eksport økt.
Et annet positivt trekk ved utviklingen
er at den høye inflasjonen landet har slitt
med nå er på vei ned. Samlet gir dette
myndighetene økt handlingsrom i deres
arbeid med å reformere et tungrodd
byråkrati og iverksette nødvendige
FIGUR
05
infrastrukturprosjekter. Hvis regjeringen
lykkes i dette arbeidet vil veksten i indisk
økonomi gradvis kunne ta seg opp de
nærmeste årene.
Alt i alt gir dette en vekstbane for verdensøkonomien som er noe svakere enn den
vi tegnet i fjorårets rapport. I denne prognosen, som strekker seg til 2018, legges til
grunn at verdensøkonomien inneværende
år vil kunne vokse med drøyt 3 prosent,
økende til 3 ¾ prosent mot slutten av
prognoseperioden.
VERDENSØKONOMIENS UTVIKLING
VOLUMVEKST I PROSENT FRA ÅRET FØR
Kilde: Norsk olje & gass/Macrobond
6
5
4
3
2
1
0
-1
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Historisk utvikling
2016
2017
2018
Prognose
Verdensøkonomien
vokser svakere enn
vi anslo for ett år
siden.
17
UTSIKTER FOR
ENERGIMARKEDENE
ENERGIMARKEDENE
Produksjonen og etterspørsel
av energi var også i fjor påvirket av geopolitiske forhold
og økonomiske tilbakeslag.
Energietterspørselen vokste
likevel sterkere enn året før.
Framvoksende økonomier fortsetter å dominere utviklingen
i global energietterspørsel, og
stod i 2013 for rundt 80 prosent
av den økte etterspørselen.
Fossile energikilder gir fortsatt
det klart sterkeste bidraget
til verdens etterspørsel, men
fornybare energikilder er på
sterk fremmarsj. En utvikling
som startet i OECD-landene
er nå i økende grad i ferd med
å overtas av folkerike land
i Asia.
19
20
ENERGIMARKEDENE
2.1 INTRO
Til tross for en moderat avdemping av den
globale veksten målt ved bruttonasjonalproduktet (BNP) fra 2012 til 2013, tok
veksten i den samlede energietterspørselen
seg opp fra 1,8 prosent i 2012 til 2,3 prosent i 2013. Framvoksende økonomier
fortsetter å dominere på etterspørselssiden, og stod i 2013 for rundt 80 prosent
av den økte etterspørselen. Med Kina som
viktigste bidragsyter, var økningen blant
denne gruppen av land i fjor likevel noe
lavere enn gjennomsnittet for siste tiårsperiode. Sterk vekst i amerikansk energietterspørsel bidro samtidig til at den
samlede etterspørselen i OECD-landene
FIGUR
06
vokste raskere enn den langsiktige trenden.
Som en del av denne utviklingen finner
vi imidlertid et fortsatt fall i EU-landenes
energietterspørsel, til sitt laveste nivå
siden 1995.
Produksjonen og tilbudet av energi var
også i fjor påvirket av geopolitiske forhold
og økonomiske tilbakeslag. Uroen i Libya
bidro til et kraftig fall i landets oljeproduksjon, samtidig som produksjonen i USA
gjorde sitt så langt sterkeste hopp. Reduserte støtteordninger knyttet til fornybare
energikilder i en rekke land bidro samtidig
til dempet veksttakt for nye investeringer.
GLOBAL ØKONOMISK VEKST OG VEKST I ENERGIFORBRUKET
VOLUMINDEKSER 1965=100
Kilde: IMF, Angus Maddison dataset og Macrobond
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
1966
1972
1978
1984
1990
1996
Global økonomisk vekst
1
2002
2008
2014
Globalt energiforbruk1
Nye fornybare kilder (vind, sol, geovarme mv.) med i tallene fra 1990.
Ifølge BP vokste
verdens samlede
energikonsum i fjor
med 2,3 prosent.
ENERGIMARKEDENE
Skiferformasjonen ”Eagle Ford” anses som ett av de mest
interessante olje- og gassfunnene som er gjort i Texas.
21
22
ENERGIMARKEDENE
2.2 OLJE
OLJEN FORTSATT VIKTIGST
Olje utgjør fortsatt verdens viktigste energikilde. På tross av fallende markedsandeler
de siste fjorten år, stod olje i fjor fortsatt
for nær en tredjepart (32,9 prosent) av den
globale energietterspørselen. Det globale
konsumet økte i 2013 med 1,4 millioner
fat/dag. Dette tilsvarer en økning på 1,4
prosent fra 2012, som var svakt over trendveksten siste tiårsperiode. Land utenfor
OECD-området stod også i fjor for hele
forbruksøkningen, og stod for første gang
for en majoritet av den globale etterspørselen (51 prosent). Den globale olje-
FIGUR
07
produksjonen holdt ikke tritt med
etterspørselsveksten gjennom fjoråret.
En samlet produksjonsvekst på 560.000
fat/dag (+0,6 prosent) bidro til at stramheten i oljemarkedet ble opprettholdt.
OPEC-landenes samlede produksjon var
i 2013 850.000 fat/dag lavere enn året før,
og motvirket dermed delvis en produksjonsvekst i Nord-Amerika på 1,35 mill. fat/dag.
Med et vedvarende stramt oljemarked
holdt den gjennomsnittlige oljeprisen
(Brent-olje) seg for tredje år på rad på
over USD 100/fat.
UTVIKLING I SAMMENSETNING AV VERDENS ENERGIKONSUM
ANDEL I PROSENT AV SAMLET KONSUM1
Kilde: BP/Macrobond
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1965
1970
Olje
1975
1980
Kull
1985
Gass
1990
1995
Vannkraft
1
2000
2005
Atomkraft
2010
2015
Annen fornybar
Samlet konsum er her definert som konsumet av olje, kull, gass, atomkraft,
vannkraft, vind, sol, geotermisk og biomasse/avfall målt i oljeekvivalenter.
Olje stod i 2013
for nær en tredjepart av den
globale energietterspørselen.
ENERGIMARKEDENE
Det internasjonale energibyråets (IEA)
oljemarkedsrapport for oktober 2014
kan så langt tyde på en klart svakere etterspørselsutvikling etter olje inneværende
år. Med bakgrunn i bl.a. en fortsatt svak
økonomisk utvikling i en rekke land, og
svakere etterspørsel etter olje enn tidligere
forventet gjennom andre kvartal, anslås
Oljeterminalen på Sture
i Øygarden i Hordaland.
det samlede etterspørselsveksten å dempe
seg til 0,7 millioner fat/dag for 2014.
Svakere etterspørsel har sammen med
et fortsatt økende tilbud bidratt til en
markert lavere oljepris. Fra en topp rundt
midten av juni på drøyt USD 115/fat, har
prisen rundt midten av oktober falt under
USD 90/fat.
23
ENERGIMARKEDENE
24
2.2 OLJE
FIGUR
07
UTVIKLING I SAMMENSETNING AV VERDENS ENERGIKONSUM
ANDEL I PROSENT AV SAMLET KONSUM1
Kilde: BP/Macrobond
50
PÅ
VEI MOT 100 MILLIONER FAT/DAG
45
40
I sin mellomlangsiktige prognose for ut1
35 viklingen i oljemarkedet , legger IEA til
grunn at den samlede etterspørselen etter
30
olje vil kunne øke fra 91,4 millioner fat/
25 dag i 2013 til 99,1 millioner fat/dag i 2019,
tilsvarende en gjennomsnittlig årlig vekst
20
fra 2013 på 1,3 prosent. Oljeetterspørselen
15 anslås mot slutten av 2019 å kunne nå 100
millioner fat/dag.
10
5 Bak denne utviklingen finner vi to motvirk0
ende trender. OECD-landenes oljekonsum
vil fortsette de siste årenes fallende trend,
1970 anslås
1975
1980
1985
men1965
nedgangen
å bli moderat.
OECD
Nord-Amerikas oljeforbruk utgjorde 24
millioner fat/dag
dette
Oljei 2013, og
Kullstod med
Gass
for over halvparten av OECD-landenes
1
oljekonsum. Fram mot 2019 anslås regionens forbruk årlig i gjennomsnitt å kunne
falle med 0,3 prosent, til 23,6 millioner
fat/dag. Europas oljeforbruk falt til 13,7
millioner fat/dag i 2013 (-0,8 prosent),
etter den laveste nedgang på tre år.
Forbruksvekst i Nord-Europa dempet en
sterkere nedgang i sørlige deler av Europa.
I perioden til 2019 anslås den årlige nedgangen å begrenses til 0,3 prosent, hvilket
innebærer et forbruk i 2019 på 13,4
millioner fat daglig.
Verdens oljeforbruk anslås
til 99 millioner
fat/dag i 2019.
1990
1995
2000 i OECDs
2005 Stillehavs2010
2015
Oljeetterspørselen
region avhenger i stor grad av framtiden
for
atomkraft i Japan.
I landets Annen
nyligfornybar
fremVannkraft
Atomkraft
lagte langsiktige energiplaner forutsettes
1
Samlet konsum er her definert som konsumet av olje, kull, gass, atomkraft,
vannkraft, vind, sol, geotermisk og biomasse/avfall målt i oljeekvivalenter.
IEA Medium-Term Oil Market Report 2014
FIGUR
08
ANSLAG FOR UTVIKLING I GLOBALT OLJEKONSUM
MILLIONER FAT PER DAG
90
9
80
8
70
7
60
6
50
5
40
4
30
3
20
2
10
1
Oljeetterspørsel
10
0
0
2013
OECD-land, lhs
2014
2015
Land utenom OECD, lhs
2016
2017
Effektiv reservekapasitet, rhs
2018
2019
Implisitt reservekapasitet, rhs
Reservekapasitet
Kilde: IEA, MTOMR2014, Macrobond
100
ENERGIMARKEDENE
atomkraft fortsatt å ha en rolle i årene
fremover, men tempoet for gjeninnfasing
av eksisterende anlegg er fortsatt uavklart.
Oljeetterspørselen i OECDs Stillehavsregion
anslås på dette grunnlag å kunne falle fra
8,4 millioner fat/dag i 2013 til 8,1 millioner
fat i 2019, noe som innebærer en gjennomsnittlig årlig nedgang på 0,7 prosent.
LAND UTENFOR OECD BESØRGER VEKSTEN
Utsikter til vedvarende sterk etterspørselsvekst etter olje blant de fleste land utenfor
OECD-området, bidrar til at etterspørselen
i denne regionen allerede i 2014 vil
overstige OECD-landenes forbruk. Med
prognoser om sterkere økonomisk vekst
de nærmeste årene utenfor enn innenfor
OECD som hovedfaktor, samt i tillegg
utsikter til strengere klimatiltak innenfor
enn utenfor OECD-området, vil gapet
i etterspørsel mellom disse to regionene
deretter gradvis bli større.
Med et samlet oljeforbruk på 21,8 millioner
fat daglig i 2013 stod asiatiske land utenfor OECD-området for om lag halvparten
av regionens samlede forbruk. Forbruksveksten fram mot 2019 anslås av IEA til
4,3 millioner fat/dag. Tross utsikter til en
noe mer moderat forbruksutvikling i årene
fremover ventes drøyt halvparten av denne
økningen å komme i Kina. India, Indonesia
og Singapore anslås i samme periode å øke
sitt samlede forbruk med 1,2 millioner fat/
dag, mens øvrige asiatiske land anslås stå
for rundt 0,9 millioner fat/dag i merforbruk.
Blant regionene med sterkest vekst i oljeetterspørselen de siste årene finner vi
gruppen av energirike land i Midtøsten.
Understøttet av sterk økonomisk vekst og
subsidierte energipriser økte det gjennomsnittlige årlige oljeforbruket i 2007-2013
med 3,7 prosent. Forbruket ventes å vokse
med tilnærmet samme takt i perioden
2013-2019. Med transport og petrokjemisk
industri som viktigste etterspørselskilder
anslås oljeforbruket i regionen i 2019
å nærme seg 10 millioner fat daglig.
Blant regionene
med sterkest vekst
i oljeetterspørselen
de siste årene finner
vi i gruppen av
energirike land
i Midtøsten.
Relativt robust økonomisk vekst samt et
i utgangspunktet lavt energikonsum per
innbygger ventes å bidra til sterk framtidig
vekst også i Afrikas oljeforbruk. Et anslått
forbruk i 2013 på 3,7 millioner fat daglig
anslås seks år senere å ha økt med ytterligere 1 million fat, hvilket tilsvarer en årlig
vekst gjennom perioden på drøyt 4 prosent.
I andre regioner vil etterspørselen etter
olje dempe seg i årene fremover. Utsikter
til en svakere økonomisk utvikling, økende
overgang til gass samt økt satsing på
energieffektiviseringstiltak ventes å dempe
en tidligere høy vekst i Latin-Amerikas
olje-etterspørsel. Fram mot 2019 anslås
den årlige veksten i oljeetterspørselen
å ligge på 2 prosent – til drøyt 7 millioner
fat daglig. Dette er nær en halvering av
veksten fra perioden 2007-2013. Svakere
økonomiske utsikter bidrar til å trekke
ned veksten i oljeetterspørselen også i det
tidligere Sovjet-unionen. I perioden fram
til 2019 anslås økningen til beskjedne
0,5 millioner fat daglig, hvor det forventede
dagsforbruket anslås å nå 5,2 millioner fat.
Oljeetterpørselen
i land utenfor OECD
vil i 2014 overstige
OECD-landenes
forbruk.
25
26
ENERGIMARKEDENE
2.2 OLJE
TRANSPORTSEKTOREN KLART VIKTIGST
Den klart viktigste sektoren knyttet til det
globale oljeforbruket er transportsektoren.
I 2013 ble det ifølge IEAs estimater forbrukt
50,4 millioner fat olje per dag til transport
på vei, tog, til vanns og i luften, noe som
tilsvarte 55,1 prosent av den samlede oljeetterspørselen. Veitrafikk dominerer, med
vel 43 prosent av den samlede oljeetterspørselen i 2013. Dette forbruket ventes
å ta seg opp fra 39,5 millioner fat daglig
i 2013 til 43,1 millioner fat i 2019. Land
utenfor OECD-området anslås å stå for det
meste av denne økningen, da en i utgangspunktet betydelig lavere grad av bileierskap
enn i OECD-området gir rom for vekst.
FIGUR
09
Det globale veitransportmarkedet domineres av bensin, som utgjør to av tre oljefat
forbrukt i dette markedet. Det resterende
er i hovedsak diesel, med mindre innslag
av gass og biodrivstoff. Gass dekker foreløpig bare en liten del av drivstoffbehovet
innen veitransport, men med ambisiøse
planer for økt gassbruk i veitransport i bl.a.
USA og Kina anslås 3 prosentmerket å bli
brutt i løpet av 2018. Produksjonen av biodrivstoff utgjør rundt 2 millioner fat daglig,
med utsikter til moderat vekst fremover.
Den globale luftfartsindustrien utgjør det
nest største markedet for petroleumsprodukter etter veitransport, og stod i 2013
for 5,9 prosent av det globale oljeforbruket.
PRODUKSJONSUTVIKLING FOR BIODIESEL OG ETANOL
MILLIONER FAT/DAG
Kilde: IEA
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Etanol
2019
Biodiesel
Transportsektoren
brukte i 2013 totalt
50,4 millioner fat
olje per dag.
ENERGIMARKEDENE
TILBUDSSIDE MED BETYDELIGE UTFORDRINGER
Den globale produksjonskapasiteten for
olje kan ifølge IEA øke med sterke 9 millioner
fat/dag fra 2013 til 2019. Med en samlet
forventet økning på 6,2 millioner fat per
dag – til 60.9 millioner fat/dag vil den
klart sterkeste produksjonsøkningen både
i absolutte tall og prosent komme i land
utenfor OPEC. OPECs kapasitet anslås
i samme periode å kunne øke med 2,9
millioner fat/dag, til 44,2 millioner fat/dag.
Politiske og sikkerhetsmessige forhold
bidrar samtidig med utfordringer. I OPEC
En fin dag på
”West Hercules”
i Barentshavet.
er den sikkerhetsmessige situasjonen
i Irak, Libya og Nigeria svært uklar som følge
av krigshandlinger, herunder hvor store
ressurser som er under kontroll av landets
myndigheter. I Iran er den videre utvikling
knyttet til internasjonale sanksjoner fortsatt uklar. Mens OPECs implisitte reservekapasitet anslås til gjennomsnittlig 5,6
millioner fat/dag for perioden 2013-2019,
kan den reelle kapasiteten (tilgjengelig
for markedet) være på mer beskjedne
4,1 millioner fat/dag i perioden.
Produksjonskapasiteten for olje
kan øke med
9 millioner fat/dag
fra 2013-2019.
27
28
ENERGIMARKEDENE
2.3 GASS
FIGUR
09
PRODUKSJONSUTVIKLING FOR BIODIESEL OG ETANOL
MILLIONER FAT/DAG
Kilde: IEA
2,0
UTSIKTER
TIL STABIL MARKEDSANDEL FOR GASS
1,8
1,6
Verdens gasskonsum økte i 2013 med 1,4
prosent, mot en gjennomsnittlig årsvekst
1,4
på 2,6 prosent siste tiårsperiode. Kraft1,2
sektoren utgjør den største kilde for etterspørsel etter gass, etterfulgt av industrien.
1,0
I fjor stod de to sektorene for hhv. 40 og 24
0,8
prosent av den samlede gassetterspørselen.
Det siste tiåret var veksten i gassforbruket
0,6
under trenden i alle regioner unntatt Nord0,4
Amerika. Kina (+10,8 prosent) og USA (+2,4
prosent) hadde den sterkeste økningen,
0,2
og stod til sammen for 81 prosent av den
0
globale økningen i gasskonsumet gjennom
2014
2015
fjoråret. 2013
En motsatt utvikling
finner
vi India,
som i volum (-12,2 prosent) stod bak den
FIGUR
10
sterkeste nedgangen. Gass-forbruket i EU
falt gjennom fjoråret til sitt laveste nivå
siden 1999.
Sterk priskonkurranse fra kull i kombinasjon med lave CO2-priser, svak økonomisk
vekst i mange land samt gradvis sterkere
konkurranse fra fornybar energi i kraftmarkedet er alle faktorer som har bidratt
til en historisk svak vekst i etterspørselen
etter gass gjennom fjoråret.
Også på tilbudssiden ga fjoråret bare en
2016
2019
svak økning.2017
Den globale2018
gassproduksjonen
økte i 2013 med 1,1 prosent, som var klart
Etanol
Biodiesel
GLOBAL GASSETTERSPØRSEL FORDELT PÅ SEKTOR 2013
PROSENTANDELER
Kilde: IEA
1%
EGET FORBRUK, GASSINDUSTRIEN
TRANSPORT
3%
40%
KRAFTFORSYNING
10%
TAP
22%
BOLIGER/FORRETNINGSBYGG
24%
INDUSTRI
1,4%
ØKNING I VERDENS
GASSFORBRUK I 2013.
ENERGIMARKEDENE
under en gjennomsnittlig vekstrate siste
tiår på 2,5 prosent. Med en vekst på 1,3
prosent beholdt USA sin rolle som ledende
produsent, men også Russland (+2,4 prosent) og Kina (+9,5 prosent) hadde voksende
produksjon. Nigeria (-16,4 prosent), India
(-16,3 prosent) og Norge (-5 prosent) hadde
den sterkeste produksjonsnedgangen
i 2013. Handelen med gass viste i fjor en
tilnærmet flat utvikling for LNG, mens gassimporten via rør økte i Europa og Kina.
I IEAs mellomlangsiktige prognose for
utviklingen i gasskonsumet2 anslås OECD2
IEA Medium-Term Gas Market Report 2014
Boreskipet ”Discoverer Americas”
utenfor kysten av Tanzania.
landenes etterspørsel å øke fra 1.653
milliarder kubikkmeter i 2013 til 1.729
milliarder kubikkmeter i 2019, hvilket
tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst
på 0,7 prosent. Etterspørselen ventes
å øke i alle regioner, men med betydelige
variasjoner. Fram mot 2019 ventes 63
prosent av økningen å komme i NordAmerika. Økningen ventes å bli sterkest
i USA, og i særlig grad drevet av kraftsektoren. Etterspørselen anslås samtidig
å holde seg godt oppe innen industri
og transport, mens en for husholdninger
og forretningssektoren venter nedgang.
29
30
ENERGIMARKEDENE
2.3 GASS
KULL FORTSATT KLAR KONKURRENT
OECD-land i Asia anslås å stå for 36 prosent av økningen i OECD-landenes gasskonsum mot 2019, hvilket tilsvarer en
samlet vekst i etterspørselen på 12 prosent
fra 2013-2019. Dette er den høyeste etterspørselsveksten blant OECD-regionene,
men likevel noe lavere vekst enn de siste
årene. Dette må særlig ses i sammenheng
med at kull er en klar konkurrent til gass
i land som Japan, Korea og Australia.
I henhold til Japans nye energistrategi
vil kull være en viktig grunnlast i energisystemet som følge av lavere kostnader
enn gass og olje. Et raskt økende kraftbehov i Sør-Korea har gitt grunnlag for
investeringer i flere nye kullkraftverk,
som gjennom prognoseperioden ventes
FIGUR
11
å tilføre landet minst 10 GW ny kapasitet.
Gassprisene er samtidig ventet å stige
i Australia, spesielt i østlige deler av landet,
hvor det vil svekke konkurranseevnen
til gass.
I Europa ventes på sin side kun en svært
marginal økning i gassetterspørselen fra
2013 til 2019. Et betydelig fall i europeisk
konsum siden 2010 vil etter hvert kunne
sette kraftsystemet på prøve, samtidig
som rundt halvparten av kullkraften
i Stor-britannia vil legges ned i 2015
på grunn av nye og strengere utslippskrav.
Land utenfor OECD-området anslås av
IEA i perioden 2013-2019 å stå for rundt
UTVIKLING I GLOBALT GASSKONSUM
MILLIARDER KUBIKKMETER
Kilde: IEA
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2000
2010
2013
2015
2017
2019
OECD
Utenom OECD
Land utenfor OECDområdet vil fram
til 2019 stå for 85
prosent av økningen
i gasskonsumet.
ENERGIMARKEDENE
85 prosent av den globale økningen i gasskonsumet. En forbruksøkning fra 1.838
milliarder kubikkmeter i 2013 til 2.251
milliarder i 2019 innebærer en gjennomsnittlig årlig vekst på 3,4 prosent i perioden.
Kina står igjen for den raskeste forbruksveksten. Utsikter til en årlig vekst på 11,3
prosent innebærer nær en dobling av
konsumet fram mot 2019.
Kraftsektoren legger beslag på nær halvparten (47 prosent) av økningen i regionens
gassforbruk i denne perioden. En anslått
kraftproduksjon på 16.200 TWh i 2019
innebærer en økning på 4.400 TWh fra
2012. Den sterkeste forbruksveksten ventes
å finne sted i Afrika som følge av utsikter
til høy BNP-vekst og en raskt voksende
befolkning. Gass utgjør ryggraden for
kraftproduksjon i Midtøsten og Russland/
Øst-Europa. Et etter hvert stramt gassmarked i Midtøsten, og begrensede vekstmuligheter i Russland/Øst-Europa begrenser imidlertid veksten i gasskonsumet
i denne regionen.
I store deler av Asia konkurrerer imidlertid
gass dårlig med store regionale kullressurser
både når det gjelder pris og tilgjengelighet.
Land utenfor OECD-området vil derfor
heller ikke de nærmeste årene følge samme
bane for avkarbonisering av kraftsektoren
som OECD-landene.
GASS I TRANSPORTMARKEDET: KINA OG USA LEDER AN
Gass begynner i økende grad å gjøre seg
gjeldende i transportsektoren. Her er det
særlig to markeder som utpeker seg: Kina
og Nord-Amerika. IEA anslår at gassdrevne
kjøretøyer i 2019 vil legge beslag på 93
milliarder kubikkmeter gass, som er en
dobling sammenliknet med 2013. Kina er
i ferd med å innta en ledende rolle knyttet
til bruk av gass i transportsektoren som
et ledd i arbeidet med å redusere forurensningen i de store byene. Ifølge offisiell
statistikk finnes det i dag over 1,5 millioner
gassdrevne kjøretøyer i Kina, mens kjøretøyer drevet på LNG har passert 80.000.
USA ligger foreløpig langt etter, her er bruk
av gass innen tungtransport i en startfase.
Gasskonsumet
i Kina dobles fram
mot 2019.
Gassbruk i transportsektoren har samtidig
en lang historie i land som Pakistan
og Bangladesh, som oftest knyttet til små
kjøretøyer. I perioden fram mot 2019
anslås inntil 10 prosent av økningen
i det globale gassforbruket å bli anvendt
i transportsektoren. To tredjedeler av
denne økningen ventes å komme i Kina.
En annen transportsektor hvor en
forventer at gass etter hvert vil få større
gjennomslag, er shipping. Gass i form av
LNG ses på som et viktig virkemiddel for
å få ned svovel-utslippene i skipsfarten.
Strengere reguleringer på dette området
vil bidra til å øke presset i retning av mer
bruk av LNG.
Gassdrevne kjøretøyer vil i 2019
legge beslag på
93 milliarder
kubikkmeter gass.
31
32
ENERGIMARKEDENE
2.3 GASS
Snøhvit er den første gassutbyggingen i Barentshavet.
Store mengder naturgass føres til land og kjøles ned
ved Hammerfest LNG på Melkøya, verdens nordligste
og Europas første eksportanlegg for LNG.
ENERGIMARKEDENE
FIGUR
11
UTVIKLING I GLOBALT GASSKONSUM
MILLIARDER KUBIKKMETER
Kilde: IEA
2 500
HOLDER GASSTILBUDET TRITT?
2 000
Global produksjon av gass anslås av IEA
i 2019 å nå 3.980 milliarder kubikkmeter,
som er 500 milliarder kubikkmeter (14,4
1 500
prosent) høyere enn i 2013. To OECDregioner (OECD Nord-Amerika samt OECDland i Stillehavsregionen, hovedsakelig
1 000
Australia) anslås til sammen å bidra med
et tilskudd på rundt 190 milliarder kubikkmeter gjennom denne perioden, med
500
sterkest vekst for sistnevnte.
0
Den sterkeste produksjonsveksten ventes
imidlertid å komme i Kina som følge av økt
2000
2010
2013
produksjonskapasitet
for både konvensjonell og ukonvensjonell gass. Det er samtidig uklart hvor raskt den ukonvensjonelle
kapasiteten vil kunne øke. Myndighetene
annonserte i august at produksjonsmålet
FIGUR
12
for 2020 har blitt halvert. Foreløpig
nærmer bare et felt (Fuling-feltet) seg
kommersialisering. Også i Midtøsten vil
produksjonen øke, men ikke nok til å møte
økt etterspørsel i regionen. Produksjonen
i Russland og andre land i Øst-Europa
holdes samtidig tilbake av lav vest-europeisk etterspørsel og så langt manglende
infrastruktur for gasstransport til Asia.
Europa vil på sin side være eneste region
hvor produksjonen ligger an til et fall. Håp
om større skifergassfunn i Storbritannia
og Polen synes nå mindre sannsynlig.
2019
Norge2015
vil kunne gi et2017
mindre tilskudd
mens nedgangen fortsetter i Storbritannia
og Nederland. Regionen
bliOECD
Utenom
OECD vil dermed
mer importavhengig gjennom perioden.
REGIONAL UTVIKLING I GASSPRISER
USD/MBtu
Kilde: IEA
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2004
2005
2006
2007
2008
Henry Hub
2009
NBP
2010
2011
Pris, tysk grense
2012
2013
Japan (LNG)
Europas importavhengighet av gass
vil øke fremover.
33
34
ENERGIMARKEDENE
2.4 KULL
KULL NOK EN GANG PÅ VEKSTTOPPEN
Kullforbruket har vært dominerende blant
de fossile energikildene det siste tiåret.
Det globale forbruket vokste i 2013 med
3 prosent, som var nær et prosentpoeng
lavere enn gjennomsnittsveksten siste tiår.
Veksten i kullforbruket overgikk likevel
vekstratene for andre fossile energikilder
med god margin også i fjor. Kullets andel
av den globale energiforsyningen har vært
stigende siden 2002, og kom i fjor opp
i 30,1 prosent. Det er den høyeste markedsandel registrert siden 1970.
Veksten i kullforbruket har gjennom de
siste årene vært særlig sterk i land utenfor
OECD-området, med Kina både som største
FIGUR
13
produsent og konsument. For regionen
som helhet utgjorde forbruksveksten i fjor
3,7 prosent, også dette noe under den
langsiktige trendveksten. Det var likevel
tilstrekkelig til å bidra med 89 prosent
av global konsumvekst samme år. I Kina
var forbruksveksten i fjor den laveste
siden 2008. Landets bidrag til den globale
veksten ble likevel 67 prosent. India hadde
på sin side den nest sterkeste årsvekst
i kullforbruket som er registrert, og stod
for 21 prosent av årsveksten i forbruket.
OECD-landenes kullforbruk økte i fjor med
langt mer moderate 1,4 prosent, hvor økt
forbruk i USA og Japan motvirket en ned-
GLOBALT KULLKONSUM ETTER REGION
MÅLT I MILLIARDER TONN OLJEEKVIVALENTER
Kilde: BP
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2000
2001
Asia (stillehavsregionen)
2002
2003
Afrika
2004
2005
Midtøsten
2006
2007
2008
Europa og
Eurasia
2009
2010
2011
Sør- og sentralAmerika
2012
2013
NordAmerika
30,1%
KULLETS ANDEL AV
DEN GLOBALE ENERGIFORSYNINGEN I 2013.
ENERGIMARKEDENE
gang i EU på 2,5 prosent. Global kullproduksjon vokste i fjor med 0,8 prosent, som
var den laveste vekstrate siden 2002. Tre
år på rad med prisfall må i noen grad ses
på som en forklaring på den lave veksten.
Sterk produksjonsvekst samt kapasitetsøkning i Indonesia og Australia motvirket
en produksjonsnedgang i USA. Med en
økning på 1,2 prosent opplevde Kina sin
svakeste produksjonsvekst siden 2000.
I IEAs så langt siste mellomlangsiktige
prognose3 for det globale kullmarkedet
(neste rapport kommer i desember 2014)
anslås veksten i kullforbruket å kunne øke
med 15 prosent fra 2012-2018, tilsvarende
2,3 prosent på årlig basis. Mer enn halvparten av denne økningen forventes
å komme i Kina tross landets klare målsetting om et mer differensiert og effektivt
energikonsum. India ventes i perioden
å legge beslag på 20 prosent av veksten,
mens andre asiatiske land anslås øke sin
etterspørsel med en tilsvarende andel.
Asias rolle som «kullkontinentet» vil
dermed bli styrket.
KLIMASPØRSMÅL MER FREMTREDENDE
I Europa anslås kullkonsumet å falle i årene
fremover. Fortsatt moderat økonomisk
vekst, økt fornybarandel i kraftforsyningen
samt erstatning av gamle kullkraftverk
med nye, mer effektive bidrar til utviklingen.
I USA har stigende gasspriser gjennom
2013 igjen gitt innpass for økt kullforbruk.
Med fortsatt økt gassproduksjon og utsikter
til strengere miljøtiltak ventes imidlertid
landets kullforbruk å være på samme nivå
i 2018 som i 2012. Obama-administrasjonen
la i juni fram forslag om å kutte USAs klimagassutslipp med 30 prosent i 2030 fra
2005-nivået. Forslaget vil i stor grad kunne
ramme landets største kilde til karbonutslipp, om lag 600 kullkraftverk, men hver
enkelt delstat vil bli gitt en valgmeny som
også omfatter økt satsing på fornybar
energi. Forslaget, vil etter en høringsrunde,
bli lagt fram for kongressen i 2015.
3
IEA Medium-Term Coal Market Report 2013
Kina står alene for rundt halvparten av
verdens kullkonsum. Av samlet kraftproduksjon i landet stod kull i 2013 for
83 prosent, mot 36 prosent i global
sammenheng. Økende problemer knyttet
til klimagassutslipp og tilhørende smog
fra kullkraftverkene i de store byene har
bidratt til at kinesiske politikere er under
press for å sette et øvre tak på disse utslippene. Taket ser imidlertid ut til å kunne
bli justerbart da en frykter store utslag
på de økonomiske vekstutsiktene. Disse
spørsmålene vil bli vurdert i samband
med en ny femårs utviklingsplan som
vil bli ferdigstilt i 2015. Mye peker likevel
i retning av at kull også de nærmeste
årene vil være en klart dominerende
del av kinesisk kraftforsyning.
Mer enn halvparten
av verdens kullforbruk vil de neste
årene komme i Kina.
35
36
ENERGIMARKEDENE
2.5 FORNYBAR ENERGI
FORNYBARVEKSTEN FORTSETTER
Fornybare energikilder (utenom vannkraft), i kraftproduksjon så vel som transport, fortsatte å vokse i 2013. Ved utløpet
av fjoråret utgjorde de 2,7 prosent av det
samlede energikonsumet mot 0,8 prosent
et tiår tidligere. Disse energikildene vokste
i fjor med 16,3 prosent, som var noe lavere
enn de tre siste årene. Den sterkeste
økningen fant sted i Kina etterfulgt av USA,
mens veksten blant Europas ledende
aktører (Tyskland, Spania og Italia) var
lavere enn tidligere. Vindkraft viste også
i fjor den sterkeste utviklingen (+20,7
prosent), og stod alene for mer enn halvparten av den samlede veksten for denne
gruppen. Solenergi vokste enda sterkere
(+33 prosent), men fra et lavere nivå.
Produksjonen av biodrivstoff vokste i fjor
med 6,1 prosent, som var under den langsiktige trenden. Brasil og USA stod for de
sterkeste vekstratene.
Vannkraften er fortsatt klart dominerende
blant de fornybare energikildene. Økningen
i fjor ble på 2,7 prosent, som var rundt et
prosentpoeng lavere enn gjennomsnittet
for siste tiår. Målt i absolutte størrelser var
likevel kapasitetsøkningen for vannkraft
i fjor sterkere enn for summen av andre
fornybare kilder.
Fornybare energikilder (utenom
vannkraft) utgjorde
i 2013 2,7 prosent
av det globale
energikonsumet.
45 PROSENT ØKNING TIL 2020
I perioden fram mot 2020 anslår IEA4
at summen av fornybare kilder i kraftforsyningen globalt vil kunne øke i produksjonskapasitet med 45 prosent, og utgjøre
7.310 TWh. Vannkraft, inkludert pumpekraftverk, anslås å stå for 37 prosent av
denne veksten, etterfulgt av en 31 prosent
andel for landbasert vindkraft. Veksten
i fornybar kraftproduksjon, som de siste
årene har vært svært sterk, ventes å avdempes noe frem mot 2020. Denne utviklingen reflekterer økende finansiell og
politisk risiko i deler av OECD-markedet.
Samtidig vedvarer barrierer tilknyttet nettkapasitet og i noen grad også finansiering
blant land utenfor OECD-området, herunder Kina. Dette medfører at vekstbanen
anslås å bli noe lavere enn i fjorårets
IEA-rapport.
4
IEA Medium-Term Renewable Energy Market Report 2014
Land utenfor OECD-området anslås
å stå for rundt 70 prosent av den globale
økningen i fornybar kraft fram mot 2020,
tilsvarende en årlig vekst på 5,3 prosent.
Rask økning i kraftetterspørselen, og behov
for en mer sammensatt kraftforsyning
utgjør de viktigste driverne bak utviklingen.
Økningen møter likevel bare 35 prosent
av den anslåtte veksten i kraftetterspørselen, og illustrerer dermed en fortsatt
langvarig rolle for fossil kraftforsyning
i denne regionen.
Kina utgjør et viktig anker for videre
utbredelse av fornybar energi. I perioden
mot 2020 anslås landet alene å stå
for 40 prosent av den globale økning,
og 60 prosent av fornybarveksten utenfor
OECD-området. Fornybar energi anslås
Vannkraft og vindkraft øker mest
de neste årene.
ENERGIMARKEDENE
FIGUR
13
GLOBALT KULLKONSUM ETTER REGION
MÅLT I MILLIARDER TONN OLJEEKVIVALENTER
Kilde: BP
4,0
3,5
3,0stå for nær 45 prosent av kinesisk kraftut-
bygging i perioden, og vil med dette kunne
2,5stå for 25 prosent av landets kraftforsyning
i 2020. Utenom Asia anslås den sterkeste
2,0utviklingen for fornybare energikilder
å komme i Latin-Amerika. Både i India
1,5
og Brasil bidrar finansielle incentiver til
1,0
vekst i utbygginger av både vannkraft,
landbasert vind, sol- og bioenergi. I Afrika
dominerer utbygging av vannkraft. Med
store prosjekter under oppseiling i Etiopia,
Nigeria, Mosambik og Angola kan fornybarandelen i kraftforsyningen her komme
opp i nær 20 prosent innen 2020.
0,5
0,0
2000
2001
2002
Asia (stillehavsregionen)
FIGUR
14
2003
2004
Afrika
2005
2006
Midtøsten
2007
2008
Europa og
Eurasia
2009
2010
2011
Sør- og sentralAmerika
2012
2013
NordAmerika
UTVIKLING I KRAFTKAPASITET FRA FORNYBARE KILDER
GIGAWATT
Kilde: IEA
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Vannkraft
Vind (landbasert)
Sol (PV)
Geotermisk
Bioenergi
Vind (offshore)
Sol (CSP)
Bølgekraft
37
38
ENERGIMARKEDENE
2.5 FORNYBAR ENERGI
OECD-LANDENE: FORNYBARVEKSTEN BREMSES
Etter flere år med sterk fornybarvekst
i OECD-landene, anslås veksttakten nå å gå
over i en noe mer moderat fase. I perioden
fram mot 2020 anslås OECD-landenes
fornybare kraftforsyning å vokse til en
produksjonskapasitet på 3.040 TWh, hvilket
tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst
på 3,8 prosent. Fornybarandelen i kraftmarkedet vil dermed kunne øke fra 21,5
prosent i 2013 til 26 prosent i 2020. Solenergi ventes å lede an. Tilskudd på rundt
22 GW kapasitet både i 2014 og 2015 ventes
deretter gradvis å avdempes av utsikter
FIGUR
15
til lavere etterspørsel i Japan. Landbasert
vind anslås på sin side å øke med 16 til
18 GW årlig gjennom perioden. I Europa
anslås fornybar kraftproduksjon å øke med
rundt 300 TWh fram mot 2020. Fornybarandelen i kraftforsyningen vil dermed
kunne øke fra 30 prosent av brutto elektrisitetsproduksjon i 2013 til 36,5 prosent
i 2020. Mer enn halvparten av økningen
i perioden ventes å komme i Tyskland,
Storbritannia og Tyrkia. Her ventes den
sterkeste veksten å komme fra landbasert
vind, etterfulgt av sol (PV).
FORVENTET KRAFTPRODUKSJON FRA FORNYBARE KILDER
TWh
Kilde: IEA
4 500
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
OECD-land
2019
2020
Land utenfor OECD
OECD-landenes
fornybarandel i kraftforsyningen anslås
til 26 prosent i 2020.
ENERGIMARKEDENE
Utenfor kysten av Norfolk i England
ligger havvindsparken Sheringham Shoal.
39
40
ENERGIMARKEDENE
2.6 ATOMKRAFT
15
ATOMKRAFT - SAKTE PÅ VEI TILBAKE
FIGUR
FORVENTET KRAFTPRODUKSJON FRA FORNYBARE KILDER
TWh
Kilde: IEA
4 500
Produksjonen av atomkraft økte i fjor med
0,9 prosent, som var det første året med
3 500 økning siden Fukushima Daiichi atomkraftverk på nordøstkysten av Japan ble kraftig
3 000 rammet av et jordskjelv og påfølgende
tsunami den 11. mars 2011. Økning i USA,
2 500
Kina og Canada ble i stor grad motsvart
2 000 av produksjonsnedgang i Japan, Sør-Korea,
Ukraina, Spania og Russland. Japans prod1 500 uksjon falt i fjor med 18,6 prosent, og har
siden 2010 falt med 95 prosent Atom1 000
kraftens andel av verdens energikonsum
500 utgjorde 4,4 prosent i 2013, som er den
laveste andelen siden 1984.
4 000
0
2013
2014 som er2015
Fukushima-ulykken,
den første 2016
store atomulykken siden Chernobyl
FIGUR
16
(1986), har i ettertid lagt kjernekraften
brakk i Japan. Siden høsten 2013 har
samtlige av landets 48 reaktorer vært
ute av drift. Resultatet har blitt et økende
handelsunderskudd i takt med et økende
importbehov av LNG og kull. Tyskland
reagerte på ulykken med permanent nedstengning av åtte eldre reaktorer, og har
senere besluttet avvikling av landets atomkraft innen utløpet av 2022. Også Belgia
og Sveits har besluttet å avvikle sin atomindustri.
Japans regjering under ledelse av statsminister Shinso Abe har, til tross for
2019
2020
2017 fra opinionen,
2018
protester
besluttet
å gi grønt
lys for atomkraft igjen. I februar 2014 la
Land utenfor OECD
OECD-land
TOPP 10 LAND FOR KRAFTPRODUKSJON BASERT PÅ ATOMKRAFT
MILLIARDER KWt 2013
Kilde: IEA
900
800
789,0
700
600
500
403,7
400
300
200
161,4
132,5
110,7
100
97,0
92,1
78,0
Canada
Tyskland
Ukraina
64,1
63,7
Storbritannia
Sverige
0
USA
Frankrike Russland Sør-Korea
Kina
0,9%
ØKTE PRODUKSJONEN
AV ATOMKRAFT I 2013.
ENERGIMARKEDENE
regjeringen fram en strategisk energiplan
med et 20-års perspektiv hvor atomkraft
fortsatt forutsettes å være en viktig del
av grunnlasten i elektrisitetssystemet.
Det vil samtidig bli arbeidet mot mindre
avhengighet av atomkraft enn lagt til grunn
i tidligere planer. Det japanske atomtilsynet (Nuclear Regulation Authority) har
stilt krav om betydelige sikkerhetsoppgraderinger som forutsetning for videre
drift. Det ligger dermed an til en gradvis
inn-fasing av kraftverk etter hvert som de
tilfredsstiller NRAs krav. Første kraftverk
til å bli satt i drift igjen ser ut til å bli
Sendai kraftverk på sørspissen av Japan.
Dette ventes å kunne skje mot slutten av
2014 eller tidlig i 2015. Nær tjue reaktorer
Atomkraftverk nær Liverpool.
er samtidig under inspeksjon av NRA for
nødvendig godkjenning.
Også på det globale plan kan det se ut til
at atomkraften gradvis går mot lysere tider.
På verdensbasis ble det i 2013 igangsatt
bygging av 10 nye reaktorer, som var tre
flere enn året før. Ved utgangen av september
2014 var det 70 reaktorer under bygging
i 15 land, med en samlet kapasitet på nær
67.000 MW. Hovedtyngden av disse bygges
i Asia. Økende interesse for atomkraft utenfor OECD-området har falt sammen med
en tiltakende satsing på generasjon IIIreaktor, som er konstruerte for å redusere
mulighetene for ulykker og konsekvenser
av disse.
I 2013 ble det igangsatt bygging av 10
nye atomreaktorer.
41
42
ENERGIMARKEDENE
2.7 PERSPEKTIVER MOT 2050
LANGSIKTIGE UTSIKTER FOR ENERGIMARKEDENE
I IEAs rapport Energy Technology Perspectives 2014 tegnes de lange linjene for
utviklingen i energimarkedene mot 2050.
Å vurdere utviklingen nær 40 år fram i tid
er utvilsomt en krevende øvelse. Lange
linjer vil ofte bli utfordret av endringer
som kan dreie utviklingen på varig basis.
Eksempler på slike utviklingstrekk fra de
siste årene er skifergassboomen i NordAmerika, klar kostnadsreduksjon knyttet
til produksjon solceller, kullets økende
markedsandel siste tiår og på ny en mer
usikker framtid for atomkraft. Målsettingen
for utviklingen er samtidig klar, å bevege
energimarkedene i en stadig mer bærekraftig retning.
FIGUR
17
Elektrisitet som energibærer vil bli
viktigere i årene fremover. Elektrisitetsproduksjon dekker i dag 40 prosent av
det globale energiforbruket, og står for en
tilsvarende andel av klimagassutslippene.
At karbon-intensiteten i kraftproduksjon
i løpet av de siste 40 år har gått ned mindre
enn 1 prosent utgjør samtidig en formidabel
utfordring. I sammenheng med behov for
å redusere kullets rolle, og som nødvendig
støtte til en økende andel variable fornybare energikilder, vil gass få en viktigere
rolle. På sikt vil imidlertid også CCS
(karbonfangst og -lagring) være avgjørende
hvis ambisiøse klimamål skal nås.
UTVIKLING I GLOBAL CO2-FANGST
MILLIONER TONN
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2011
2020
2025
2030
Industri
2035
Kraftforsyning
2040
2045
2050
Annen energitransformasjon
Elektrisitet som
energibærer vil bli
viktigere i årene
fremover.
ENERGIMARKEDENE
Skifergassanlegg
i Pennsylvania.
Vi vil videre i omtalen av IEAs rapport
konsentrere oss om utviklingsbaner for
energiforbruk og klimagassutslipp som
bidrar til at den globale temperaturøkningen fram mot midten av århundret
holdes innenfor en global temperaturøkning på 2 grader Celsius. Denne banen
har også fått hovedfokus i rapporten, og
anslås å kunne nås med en sannsynlighet
på 50 prosent. Innenfor dette målet kan
det samlede globale energikonsumet øke
med drøyt 25 prosent fram mot 2050.
Energieffektivisering, fornybare energikilder og CCS anslås å gi de sterkeste
bidragene til å nå 2-gradersmålet. Deres
bidrag til reduserte klimagassutslipp
fram mot 2050 anslås til henholdsvis 38,
30 og 14 prosent i IEAs modell.
Det globale
energikonsumet
ventes å øke med
drøyt 25 prosent
fram mot 2050.
43
44
ENERGIMARKEDENE
2.7 PERSPEKTIVER MOT 2050
FIGUR
17
UTVIKLING I GLOBAL CO2-FANGST
MILLIONER TONN
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
3 500
BYGNINGER – MYE Å HENTE
3 000
2 500Bygningssektoren ses på som en sektor
med et klart potensial for energieffektivi2 000sering. Sektoren, som omfatter både boliger
og næringsbygg, forbruker 31 prosent
av verdens samlede energi, herunder 50
1 500
prosent av all elektrisitet og står direkte
for 8 prosent av globale klimagassutslipp.
1 000
Tar en med de indirekte utslippene knyttet
til bygningsmassens bruk av elektrisitet og
500
varme, står imidlertid sektoren for om lag
en tredjepart av globale klimagassutslipp.
0
Til tross
for de siste
årenes politiske
initia2011
2020
2025
2030
tiv for å bremse energibruken i bygninger,
har sektorens energibruk økt jevnt gjennom
Industri
de siste fire tiår. Uten ytterligere tiltak for
bedring av energieffektiviteten anslås
FIGUR
18
energiforbruket i bygninger i OECDområdet å øke med 26 prosent og utenfor
OECD-området med 77 prosent innen
2050. En rekke tiltak må til for å bryte
denne trenden. Myndigheter må innføre
strengere bygningsmessige standarder
som bidrar til tettere bygningskropper, økt
bruk av varmepumper samt mer effektivt
utstyr for belysning, vannoppvarming
og øvrige oppgaver. En tilpasning i tråd
med 2-gradersmålet anslås å kunne
redusere økningen i energiforbruket
i bygningssektoren
11 prosent
2035
2040 til om lag
2045
2050
innen 2050, uten begrensninger i komfortnivå
eller store endringer
i behovsdekning
Kraftforsyning
Annen energitransformasjon
fra elektronisk utstyr mv.
LANGSIKTIG UTVIKLING I GLOBAL ELKRAFTPRODUKSJON
TWh 2-GRADERS SCENARIO
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
0
2011
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Kull
Olje
Vannkraft
Vind offshore
Kull m/CCS
Biomasse/søppel
Sol (PV)
Geotermisk
Gass
Biomasse m/CCS
Havkraft
Gass m/CCS
Atomkaft
Sol (CSP)
Vind onshore
Bygningssektoren
forbruker 50 prosent
av all elektrisitet.
ENERGIMARKEDENE
INDUSTRIEN – KREVENDE UTFORDRINGER
Industrien står for 37 prosent av globalt
energibruk, og 26 prosent av direkte klimagassutslipp. Energibruken i global industri
har doblet seg siden 1971, mens økningen
siste tiår har vært på 38 prosent. Klare
fremskritt knyttet til energieffektivisering
bl.a. i smelteindustrien og redusert CO2intensitet i produksjonen har blitt passert
av en enda sterkere økning i bruk av innsatsfaktorer i samband med økt produksjon. Den sterkeste reduksjonen av klimagassutslipp i industrien mot 2050 anslås
å komme i Kina og India. Sammenliknet
med en videreføring av de siste årenes
trend vil utslippene i perioden her kunne
reduseres med 41 prosent. Midtøsten
og Nord-Amerika følger etter, med anslåtte
kutt på 10-11 prosent. IEAs beregninger
FIGUR
19
viser at industrien - for å tilfredsstille
2-gradersmålet innen 2050- må redusere
sine klimagassutslipp med 66 prosent,
mens veksten i energiforbruket i samme
periode må begrenses til 40 prosent fra
dagens nivå. Dette illustrerer at effektivitetsforbedringer i energibruken ikke alene
vil være i stand til å motvirke økende bruk
av innsatsfaktorer i produksjonen. CCS
vil klart være nødvendig for å gjøre tilstrekkelig dype kutt i industriens utslipp
av klimagasser fram mot 2050. IEAs
analyser anslår at 45 prosent av CO2utslippene i industrien i OECD-landene
vil bli tatt hånd om ved hjelp av CCS i 2050,
mens den tilsvarende andelen utenfor
OECD anslås til 24 prosent.
ENERGIFORBRUK I INDUSTRIEN
PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
160 000
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
0
2011
2020
2025
2030
2035
2040
2045
Olje
Gass
Varme
Kull
Elektrisitet
Biomasse/søppel
2050
Andre kilder
45
46
ENERGIMARKEDENE
2.7 PERSPEKTIVER MOT 2050
TRANSPORT – TEKNOLOGISK LØFT NØDVENDIG
Reduksjonspotensialet for CO2 innen
transport fram mot 2050 vil være betydelig,
til tross for at fossilt drivstoff i flere tiår
fremover fortsatt vil være viktig. I tråd
med 2-gradersmålet anslås utslippene
fra transport i 2050 å være på samme nivå
som i 2005 til tross for en anslått dobling
av reiseaktivitet i perioden. Blant nye
personbiler har bedret drivstoffeffektivitet
samt hybridteknologi og elektrifisering
i løpet av det siste tiåret vært på fremmarsj.
Det globale salget av hybridbiler passerte
1,3 millioner enheter i 2013, mens bestanden av elektriske personbiler ved utgangen
av 2013 passerte 350.000. I Nederland,
Norge og USA utgjorde salget av elektriske
personbiler over 1 prosent av samlet nybilsalg i fjor. Den globale bestanden av
elektriske personbiler utgjorde i 2013
likevel ikke mer enn 0,4 prosent av personbilbeholdningen, og er dermed foreløpig
langt fra et måltall på 20 millioner innen
2020 som anses å være i tråd med
2-gradersmålet.
En videreutvikling på teknologisiden
ventes gradvis å øke andelen av hybridog elektriske biler. Sammen med en fortsatt
bedring av drivstoffeffektivitet i bilparken
og gradvis større innslag av biodrivstoff
vil dette bli viktige elementer for å få ned
klimagassutslippene. Dette motvirkes
imidlertid av utsikter til langt flere biler
på veiene og en antatt dobling av transportlengde per capita fram mot midten
av århundret. Tall fra Verdensbanken for
2011 viser at det i eurosonen var 418
personbiler per 1000 innbyggere, mens
tilsvarende tall for USA var 403. I Kina
og India var det til sammenlikning hhv.
54 og 11 personbiler per 1000 innbyggere.
Skal stramme klimakrav for transport
i tråd med 2-gradersmålet nås, må dermed
den fremtidige teknologiske utvikling
bære en langt større del av byrden.
Luftfart og skipsfart har ofte blitt holdt
utenfor klimaforhandlingene, da transportstrekningene ofte er grenseoverskridende.
Begge sektorer utgjør imidlertid en økende
del av energiforbruket i transportsektoren,
og må derfor være en del av globale
bestrebelser om 2-gradersmålet skal nås.
I luftfarten har drivstoffeffektiviteten økt
med 1,2 prosent årlig siden 2005.
Næringens målsetting er en årlig nedgang
på 1,5 prosent fram mot 2025. Biodrivstoff
ses også på som en del av løsning fremover,
og anslås å kunne dekke 28 prosent av
transportbehovet i 2050. Innenfor skipsfart vil i første rekke en overgang fra
tungolje til gassdrift kunne bidra til å få
ned utslippene.
FOSSIL NEDGANG, MEN FORTSATT VIKTIG I 2050
Fossile energikilder vil fram mot 2050
gradvis få lavere betydning i den globale
energiforsyningen. Mens olje, kull og gass
i 2011 hadde en samlet markedsandel
på nær 82 prosent, anslås denne i 2050
å være redusert til rundt 43 prosent.
Bruken av kull anslås i perioden å bli mer
enn halvert (-54 prosent), samtidig som
forbruket av olje anslås falle med drøyt
36 prosent. For gass anslås nedgangen
å begrenses til 4,5 prosent. Tilbakegangen
for fossile energikilder forventes å bli klart
sterkest i OECD-landene, hvor markedsandelen i 2050 anslås å ligge under
40 prosent. Tilbakegangen er også her
sterkest for kull, hvor det ventes mer enn
Det globale salget av
hybridbiler passerte
1,3 millioner enheter
i 2013.
ENERGIMARKEDENE
FIGUR
19
ENERGIFORBRUK I INDUSTRIEN
PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
160 000
140 000
120 000 80 prosent reduksjon i forbruket. Den
sterke forbruksnedgangen for kull vil
100 000 delvis bli erstattet med gass, men etterspørselen etter gass anslås likevel falle
80 000 med drøyt 27 prosent mot 2050. Oljeforbruket anslås på samme tidspunkt å være
60 000
57 prosent lavere enn i 2011.
40 000
Ikke uventet ser bildet en del annerledes
ut når vi ser på land utenfor OECD-området.
20 000
Også her finner vi den største nedgangen
i forbruket av kull, som i 2050 anslås
0
å være drøyt 43 prosent lavere enn i 2011.
2011
2020
2025
2030
Oljeforbruket ser samtidig ut til å endre
seg lite i perioden (-2,6 prosent). Forbruket
av gass går her i motsatt retning,Olje
og anslås
å øke med 16 prosent i perioden.Kull
FIGUR
20
Atomkraft ser på lengre sikt ut til å gå en
ny vår i møte. Globalt anslås denne energikilden å øke med drøyt 160 prosent fram
mot 2050. Det meste av denne økningen
vil i komme i land utenfor OECD-området.
Økningen i bruk av biomasse tar seg opp
både i og utenfor OECD-området mot
2050. Det sterkeste bidraget til en global
tredobling av forbruket i perioden vil
imidlertid komme fra OECD-landene.
Veksten for andre fornybare energikilder
anslås å bli betydelig i tiårene fremover
både i og utenfor OECD-området.
2045
2050
2035
2040
En utvikling som startet i OECD-landene
er nå i økende grad i ferd med å overtas
Andre kilder
avGass
folkerike land iVarme
Asia.
Elektrisitet
Biomasse/søppel
VERDENS ENERGIKONSUM ETTER KILDE
PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO
Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 2014
800 000
700 000
600 000
500 000
400 000
300 000
200 000
100 000
0
2011
2020
2025
2030
2035
2040
2045
Kull
Gass
Vannkraft
Olje
Atomkraft
Biomasse/søppel
2050
Andre fornybare
I 2011 var det hhv.
54 og 11 personbiler
per 1000 innbyggere
i Kina og India.
47
AKTIVITETSPÅ NORSK
NIVAET SOKKEL
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
Aktivitetsnivået i norsk
petroleumsnæring har vært
sterkt stigende de siste årene
båret fram av høye energipriser,
god funnutvikling og oppgraderinger av eldre felt. Etter ti år med
fallende produksjon står vi foran
en ny periode med produksjonsvekst. Med fortsatt betydelige
gjenstående ressurser på norsk
sokkel har ny usikkerhet i energiprisene bidratt til å synliggjøre
en stadig mer utfordrende kostnadsutvikling som må møtes.
Investeringstoppen på norsk
sokkel ser ut til å være nådd.
49
Analysen av investeringsutsiktene
vi presenterer i denne rapporten
kan imidlertid tyde på et fortsatt
historisk høyt aktivitetsnivå
i årene fremover, men hvor det fra
selskapenes side tas nødvendige
skritt for bedring av lønnsomheten:
Det er tid for konsolidering!
50
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.1 INTRO
Etter snart femti års aktivitet på norsk
sokkel er petroleumsnæringen i dag Norges
viktigste næring med betydelige ringvirkninger i det norske samfunnet. Ressursgrunnlaget i våre havområder som
næringen bygger på har gitt grunnlag
for en høyteknologisk og internasjonalt
konkurransedyktig næring som direkte
og indirekte bidrar til rundt 250.000
arbeidsplasser spredt over hele landet.
Petroleumsnæringen er mer enn olje
og gass. I tiårenes løp er det bygget opp
FIGUR
21
en omfattende leverandørindustri, som
er Norges største eksportnæring etter olje
og gass. Næringen sysselsetter nær 200.000
mennesker i 4.000 bedrifter, og omsetter
for over 360 milliarder kroner i året. Dette
er en høyteknologisk næring som foruten
en betydelig eksport også sprenger
grenser gjennom teknologioverføringer
til andre næringer over et bredt spekter.
Det er verdt å merke seg at teknologi fra
petroleumsnæringen i Norge kan brukes
til overvåking av hjertepasienter, risiko-
NÆRINGENES ANDEL AV VERDISKAPNINGER
BRUTTOPRODUKTER I PROSENT AV SAMLET BNP
Kilde: SSB
30
25
20
15
10
5
0
1970
1974
1978
Olje- og gassvirksomhet
1982
1986
1990
fiske, fangst og fiskeoppdrett
1
1994
1998
2002
Industri og bergverk
2006
2010
2012
Privat tjenesteyting1
Omfatter sektorene varehandel og rep. av motorvogner, overnattings- og serveringsvirksomhet,
finansiell- og forretningsmessig tjenesteyting. Omsetning og drift av fast eiendom.
Siden oppstarten
på norsk sokkel
har næringen skapt
verdier for over
11.000 milliarder
kroner, målt i dagens
pengeverdi.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
styring i aksjemarkedene, ladning av
elbiler, til feltsykehus og til utforskning
av planeten Mars.
Petroleumsnæringen vil også på andre
måter være med oss inn i fremtiden.
Petroleumsvirksomheten bidrar årlig med
store verdier inn i norsk økonomi. Siden
virksomheten startet opp på norsk sokkel
har næringen skapt verdier målt i dagens
pengeverdi for i overkant av 11.000 milliarder kroner. Denne inntektsstrømmen
nyter vi daglig godt av gjennom bruken
av oljepenger i de årlige statsbudsjettene.
Hver tiende utgifts-krone på fjorårets
statsbudsjett var en oljekrone. Det har
gitt viktige bidrag til at norsk økonomi
gjennom de siste årene har kunnet vise til
gode vekstrater i en situasjon hvor mange
av våre handelspartnere har slitt, og fortsatt sliter med lavkonjunktur. Også i fremtiden vil vi kunne nyte godt av avkastningen fra Statens pensjonsfond utland,
som i dag har en markedsverdi på over
5.500 milliarder kroner.
5.500
MILLIARDER KRONER
MARKEDSVERDIEN PÅ STATENS
PENSJONSFOND UTLAND.
VENDEPUNKTER
Aktivitetsnivået på norsk sokkel har vært
sterkt stigende de siste årene. Med stadig
høyere energipriser som bakgrunn har
letevirksomheten tatt seg opp, og gitt nye
funn som grunnlag for utbygginger. I tillegg
har nødvendige oppgraderinger på eldre
felt bidratt til å løfte aktivitetsnivået.
Samtidig har det funnet sted en betydelig
økning i kostnadsnivået, som vi i stor grad
deler også med andre petroleumsprovinser.
Ifølge nyhetsbyrået Bloomberg hadde de
store internasjonale oljeselskapene lavere
lønnsomhet i fjor enn i 2002, selv om oljeprisen i denne perioden har firedoblet seg.
Denne utviklingen kan ikke bare ses på
som en konsekvens av gode tider, men
også at ny olje og gass hentes ut fra stadig
mer krevende områder.
KOSTNADER I FOKUS
I løpet av det siste året har vi registrert
et økende kostnadsfokus blant selskapene
som opererer på norsk sokkel. Dette har
også blitt reflektert i deres rapporteringer
til Statistisk sentralbyrås investeringstelling for petroleumsnæringen, hvor det
nå anslås et relativt markert fall i investeringene på norsk sokkel fra 2014 til 2015.
Det er samtidig grunn til å understreke at
investeringene på sokkelen også neste år
vil ligge på et historisk høyt nivå – faktisk
det tredje høyeste årsnivå i vår olje- og gasshistorie. Som følge av nedbemanninger
og kostnadskutt ropes det nå om krise fra
mange hold. Analysen av investeringsutsiktene for norsk sokkel som vi presenterer
i årets rapport kan imidlertid tyde på et
fortsatt historisk høyt aktivitetsnivå, men
hvor det fra selskapenes side må tas nødvendige skritt for bedring av lønnsomheten.
Investeringene på
norsk sokkel vil ligge
på et historisk høyt
nivå også neste år
- faktisk det tredje
høyeste årsnivå i vår
olje- og gasshistorie.
51
52
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.1 INTRO
FIGUR
21
NÆRINGENES ANDEL AV VERDISKAPNINGER
BRUTTOPRODUKTER I PROSENT AV SAMLET BNP
Kilde: SSB
30
FORAN
MIDLERTIDIG ØKNING I PRODUKSJON
25Etter et tiår med samlet sett fallende
produksjon fra sokkelen, gjør nye funn
at vi nå står foran et nytt vendepunkt,
20
hvor produksjonen igjen vil kunne ta seg
noe opp. Skal vi unngå at produksjonen
15ved inngangen til neste tiår igjen går over
i en klart fallende trend, er det fortsatt
nødvendig å gjøre nye funn. En skrittvis
10
utvidelse av virksomheten med basis
i kunnskap, teknologi og erfaringer har
5historisk sett vært en viktig rettesnor
i utviklingen av norsk petroleumsvirksomhet. Denne koblingen har blitt mindre
0
tydelig gjennom de siste årene.
1970
1974
1978
1982
1986
fiske, fangst og fiskeoppdrett
Olje- og gassvirksomhet
FIGUR
Gassproduksjon
83,2
Mexico
Malaysia
141,8
Indonesia 63,4
153,2
Algeri
Kuwait
151,3
Saudi
Arabia
92,7
97,9
De forente
arabiske emirater
165,7
Norge
Iran
166,1
Kina
193,0
Kina
208,1
USA
Russland
531,4
Saudi Arabia
Millioner tonn
542,3
200
300
400
500
70,7
105,3
Canada
139,3
Qatar
142,7
Iran
446,2
100
Kilde: BP Statistical Review 2014
62,1
Irak
Canada
0
Privat tjenesteyting1
PRODUKSJON AV OLJE OG GASS I UTVALGTE LAND 2013
MILLIONER TONN/ MILLIONER TONN O.E.
Oljeproduksjon
Norge
Industri og bergverk
Omfatter sektorene varehandel og rep. av motorvogner, overnattings- og serveringsvirksomhet,
finansiell- og forretningsmessig tjenesteyting. Omsetning og drift av fast eiendom.
1
22
Ressursgrunnlaget som av Oljedirektoratet
anslås å være til stede i havområdene
Nordland VI, Nordland VII og Troms II har
vært stengt for petroleumsvirksomhet
siden 2009, til tross for at den kunnskapsinnhenting som er gjennomført de senere
år slår fast at havområdene i det nordøstlige Norskehavet ikke er mer krevende enn
havområder petroleumsnæringen allerede
opererer i, samtidig som miljørisikoen
vurderes som lav. Hvorvidt områdene
etter 2017 vil kunne bli åpnet for en
konsekvensutredning fremstår i dag som
svært usikkert. Dette til tross for en næring
1990med1994
1998 for2002
2006
2010 2012
klare behov
langsiktighet.
600
149,9
Russland
544,3
USA
0
627,2
100
200
Millioner tonn o.e.
300
400
500
600
700
Det er nødvendig
å gjøre nye funn
for å unngå at
produksjonen igjen
går over i en klart
fallende trend.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
VIDERE FERD MOT NORD
Med et nei til konsekvensutredning av havområdene utenfor Lofoten og Vesterålen
i 2013–2017 vil fremtiden for norsk petroleumsvirksomhet ligge i Barentshavet. Vi
er fornøyd med at det for første gang siden
1994 er utlyst blokker i et helt nytt leteområde. Det er samtidig et stort havområde
hvor arktiske forhold stiller næringen overfor nye, krevende klimatiske utfordringer
samt politiske begrensninger knyttet til
boreaktivitet. Sammen med lang avstand
til eksisterende infrastruktur på norsk
Regjeringen har bestemt
at Lofoten, Vesterålen og Senja
ikke skal konsekvensutredes
i denne stortingsperioden.
sokkel vil dette kunne gi en ny omdreining
på kostnadsskruen for selskaper hvor lønnsomheten allerede er presset. Betydelige
gassfunn venter allerede på transportkapasitet, uten at det bedriftsøkonomiske
grunnlaget for en slik løsning synes
å være til stede. Løsningen ligger i noen
grad i godt samarbeid mellom lisenser,
men krever også tiltak fra myndighetene
som bidrar til å bygge bro mellom samfunnsøkonomisk- og bedriftsøkonomisk
lønnsomhet.
53
54
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.2 PRODUKSJONSUTVIKLING
STATUS OG
UTSIKTER DE
NÆRMESTE
ÅRENE
Det ble i 2013 produsert 215,4 millioner
salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.) på norsk sokkel. Det var
en nedgang på 11,9 Sm3 o.e. (4,8 prosent)
fra året før. Siden produksjonstoppen ble
passert i 2004 har den samlede produksjonen fra norsk sokkel dermed falt med
18,5 prosent. Oljeproduksjonen fortsatte
nedgangen. I fjor ble det produsert 84,9
millioner Sm3 olje, hvilket tilsvarer 1,46
millioner fat per dag. Produksjonen var
dermed 4,8 prosent lavere enn i 2012.
Siden toppen ble passert i 2000 har oljeproduksjonen falt med 53,1 prosent.
72 felt bidro til oljeproduksjonen i 2013.
Siden 2010 har det blitt produsert mer
gass enn råolje fra norsk sokkel. I 2013
utgjorde gassproduksjonen 108,8 milliarder kubikkmeter, som var en nedgang
på 5,2 prosent fra året før. Produksjonsnedgangen for gass i fjor må imidlertid
ses i sammenheng med et uvanlig høyt
produksjonsnivå i 2012. Også for NGL
og kondensat viste produksjonen nedgang
gjennom fjoråret. Nedgangen for NGL
var marginal. Et produksjonsnivå på 17,7
millioner Sm3 var 0,5 prosent lavere enn
året før. For kondensat utgjorde et produksjonsnivå på 4 millioner Sm3 en nedgang
på 12,6 prosent fra 2012.
Fjorårets oljeproduksjon ble 0,6 prosent
lavere enn Oljedirektoratets (ODs) anslag
fra høsten 2012. Nedgangen på i underkant av 5 prosent er samtidig noe mindre
enn den har vært de siste årene. Produksjonsnedgangen for gass ble samtidig noe
mindre enn forventet, hvilket innebærer
at den samlede produksjonsutviklingen
på norsk sokkel i 2013 var rimelig godt
i tråd med ODs anslag.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
STABIL OLJEPRODUKSJON OG MER GASS
PÅ MELLOMLANG SIKT
Produksjonen fra norsk sokkel har vist
små endringer gjennom 2014. Ved utgangen
av september var det totalt produsert 158,5
millioner Sm3 o.e., som er 0,4 millioner Sm3
o.e. (0,2 prosent) lavere enn på samme tid
i fjor. Produksjonsnedgangen må ses
i sammenheng med vedlikehold og tekniske
problemer på enkelte felt gjennom de siste
månedene. Så langt i 2014 er oljeproduksjonen 2 prosent over OD sin prognose fra
desember i fjor, mens gassproduksjonen
er vel 1 prosent høyere. I ODs mellomlangsiktige produksjonsprognose presentert
i Fakta 2014 ventes den samlede petroleumsproduksjonen fra norsk sokkel å øke
FIGUR
23
med 10,3 millioner Sm3 o.e. (4,8 prosent)
fra 2014 til 2018. Det meste av økningen
i denne perioden kan knyttes til forventet
økning i gassproduksjonen. Et anslått
produksjonsnivå i 2018 på 115,8 milliarder
Sm3, er 8,8 milliarder Sm3 høyere enn
anslått for 2014. Fallet i oljeproduksjonen
anslås å stoppe opp inneværende år, for
deretter å stabiliseres. Et anslått produksjonsnivå på 85,9 millioner Sm3 i 2018,
er beskjedne 0,4 millioner Sm3 høyere enn
anslaget for 2014. For NGL og kondensat
anslås samlet sett en mindre produksjonsøkning i perioden.
PETROLEUMSPRODUKSJONENS UTVIKLING DE NÆRMESTE ÅRENE
MILLIONER Sm3 o.e. PROGNOSE FRA RESSURSRAPPORT 2014
Kilde: Oljedirektoratet
300
250
200
150
100
50
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
Olje
2005
Gass
2010
Kondensat
2015
NGL
Det har siden 2010
blitt produsert mer
gass enn olje fra
sokkelen.
55
56
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.3 LETEAKTIVITET OG FUNN
FIGUR
23
PETROLEUMSPRODUKSJONENS UTVIKLING DE NÆRMESTE ÅRENE
MILLIONER Sm3 o.e. PROGNOSE FRA RESSURSRAPPORT 2014
Kilde: Oljedirektoratet
300
FJORÅRET BLE NOK ET GODT FUNNÅR
250
Det ble i 2013 gjort 20 nye funn på norsk
sokkel, som var sju flere enn året før.
200
Til sammen ble det funnet vel halvparten
så mye olje og gass som det ble produsert
150samme år. Leteaktiviteten var størst i
Nordsjøen, hvor det til sammen ble påvist
sju olje- og gassforekomster. I likhet med
100
året før var leteaktiviteten størst i området
rundt Utsirahøyden i midtre del av Nord50sjøen, og hvor aktiviteten i stor grad har
dreid seg om å avgrense Johan Sverdrupfunnet. Funnene i Nordsjøen var gjennom0
gående små. I Norskehavet ble det gjort
1970
åtte
funn i 1975
feltnære 1980
boringer.1985
Like vest1990
for
Njord-feltet ble det gjort to oljefunn, mens
FIGUR
24
det i Åsgard-området er gjort tre funn
av gass/kondensat. Også i nærheten av
Linnorm og Alve er det gjort funn, også her
av gass/kondensat. I Barentshavet ble det
i 2013 gjort fem funn. Tre av funnene er
gjort i området rundt Johan Castberg. Det
ble også påvist olje nord for Snøhvitfeltet.
Det nordligste funnet ble gjort i det så langt
lite utforskede Hoop-området. Boreresultatene i Barentshavet i 2013 viser at området byr på flere interessante letemodeller.
Ressursene i de nye funnene utgjør mellom
50-106 millioner Sm3 olje og mellom 30-58
1995
2000
2005
2010
2015
gass.
milliarder
Sm3 utvinnbar
Olje
Gass
Kondensat
NGL
RESSURSTILVEKST OG PRODUKSJON
MILLIONER Sm3 o.e.
Kilde: Oljedirektoratet
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
Ressurstilvekst
2006
2008
2010
2012
Samlet petroleumsproduksjon
Boreresultatene i
Barentshavet i 2013
viser at området byr
på flere interessante
letemodeller.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
2014: ALTA-PROSPEKTET I BARENTSHAVET
TOPPER SÅ LANGT
ODs oversikt over funnutviklingen fram
til medio oktober 2014 viser 19 nye funn;
syv i Nordsjøen, tre i Norskehavet og ni
i Barentshavet. Det største funnet så langt
ble gjort 190 kilometer nordvest for
Hammerfest. Alta-funnet, med Lundin
Norway som operatør, anslås foreløpig
å inneholde 14-50 millioner Sm3 olje
og 5-17 milliarder Sm3 gass. Med unntak
av et gassfunn på i størrelsesorden 5-20
milliarder Sm3 nordvest for Johan Castberg
er øvrige funn i Barentshavet relativt små.
I Norskehavet toppes funnutviklingen av
et funn sørvest for Njord-feltet, hvor det
Riggen ”Island Innovator”
boret på Alta-prospektet
der det ble gjort funn i oktober.
ble påvist en 226 meters hydrokarbonkolonne, hvorav 135 meter er olje i et
reservoar med gode strømningsegenskaper.
Funnets størrelse er foreløpig beregnet til
å være mellom 6-21 millioner Sm3 utvinnbar olje og 2-6 milliarder Sm3 utvinnbar
gass. Det er i tillegg gjort mindre funn
i Åsgard-området og sør for Heidrun-feltet.
Letingen i Nordsjøen har gått noe ned som
følge av at avgrensningen av Johan Sverdrup
nå er gjennomført, hvilket innebærer at
leteaktiviteten så langt i år har vært høyest
i Gullfaksområdet. De syv funnene i Nordsjøen er gjennomgående små og feltnære.
Det største funnet
så langt i år ble gjort
på Alta-prospektet,
190 kilometer nordvest for Hammerfest.
57
58
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.3 LETEAKTIVITET OG FUNN
VEDVARENDE HØY LETEAKTIVITET
Den gode funnutviklingen på norsk sokkel
må ses i nær sammenheng med høy leteaktivitet. I 2013 ble 59 letebrønner påbegynt,
som var 17 flere enn året før. 45 av de påbegynte var undersøkelsesbrønner, mens
14 var avgrensningsbrønner. Med 23 påbegynte letebrønner i 2013 var Statoil den
operatøren som boret mest, etterfulgt av
Lundin med 14 og Wintershall med 6.
FIGUR
25
Letevirksomheten har holdt seg høy også
gjennom 2014. Medio oktober er det så
langt påbegynt boring av 49 letebrønner,
hvorav 35 undersøkelsesbrønner og 14
avgrensningsbrønner. 48 letebrønner er
så langt avsluttet. Det ligger dermed an til
å passere 50 avsluttede letebrønner også
i 2014.
AVSLUTTEDE LETEBRØNNER PÅ NORSK SOKKEL
ANTALL
Kilde: Oljedirektoratet/Mb
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Avgrensningsbrønner
Brønner under boring
Undersøkelsesbrønner
Avsluttede brønner så langt i år
59
LETEBRØNNER
PÅBEGYNT I 2013.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
”Polar Pioneer”
ved kai i Tromsø
59
60
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.4 RESSURSER
FIGUR
25
AVSLUTTEDE LETEBRØNNER PÅ NORSK SOKKEL
ANTALL
Kilde: Oljedirektoratet/Mb
80
FORTSATT BETYDELIG RESSURSGRUNNLAG
70
60
50
40
30
20
10
0
Hovedmålet i petroleumspolitikken er
å legge til rette for lønnsom produksjon
av olje og gass i et langsiktig perspektiv.
De gjenværende ressursene på norsk sokkel
er fortsatt betydelige. Ved utgangen av 2013
anslo OD at de totale utvinnbare ressursene
på norsk sokkel tilsvarer 14,2 milliarder
Sm3 o.e. Av dette anslås 8 milliarder Sm3 o.e.
å være gjenværende ressurser. Gjenværende
ressurser omfatter reserver i felt, ressurser
i ikke-besluttede prosjekter for økt utvinning på feltene, ressurser i funn og så
1990 uoppdagede
1992
1994ressurser,
1996
1998 som
2000
langt
men
en
antar finnes. Ved siste årsskifte var 77 felt
FIGUR
26
i produksjon, 13 felt under utbygging
og 88 funn til vurdering for utbygging.
Funn som er under vurdering for utbygging
vil kunne bidra med betydelig produksjon
i årene fremover. Store funn som Johan
Sverdrup i Nordsjøen og Johan Castberg
i Barentshavet vil den nærmeste tiårsperioden bidra til å opprettholde aktivitetsnivået, og vil etter utbygging stå for mer
enn en fjerdepart av norsk oljeproduksjon.
Gohta og Alta funnene vil etter hvert bidra
2002
2006
2010
2012
også2004
bidra til
å løfte2008
produksjonen
fra 2014
Barentshavet. De fleste andre funn er
Avgrensningsbrønner
Brønner under boring
Undersøkelsesbrønner
Avsluttede brønner så langt i år
LANGSIKTIG PRODUKJONSPROGNOSE FOR NORSK SOKKEL
MILLIONER Sm3 o.e. PER ÅR
Kilde: Oljedirektoratet
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
Reserver
Ressurser i funn
Ressurser i felt
Uoppdaga ressurser
2028
2030
14,2
MILLIARDER Sm3 o.e.
ANSLÅTT RESSURSGRUNNLAG
PÅ NORSK SOKKEL PER
UTGANGEN AV 2013.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
mindre, men ligger i stor grad nær eksisterende infrastruktur. Nye funn er samtidig
viktig dersom produksjonsnivået skal
opprettholdes. Mens bidraget fra så langt
uoppdagede ressurser har relativt liten
betydning for produksjonsnivået i 2020,
vil denne andelen i 2030 ha økt til 25
prosent av den anslåtte produksjonen
fra norsk sokkel.
NY MÅLSETTING FOR RESERVETILVEKST
Det er samtidig en klar målsetting å øke
produksjonen fra allerede produserende
felt. I 2005 ble det fra myndighetene
lansert en målsetting om en reservetilvekst
på 800 millioner Sm3 olje fram til utgangen
av 2014. Det har vært en betydelig reservetilvekst siden 2005, men veksten ser ikke
”Polar Pioneer”
i Barentshavet.
ut til å bli så høy som målsettingen.
I Ressursrapporten for 2014 lanserte OD
en ny målsetting. Etter ODs vurdering vil
beslutninger om å gjennomføre planlagte
prosjekt for økt utvinning og utbygging
av funn medføre en reservetilvekst på 950
millioner Sm3 olje innen utgangen av 2023.
Ved siste årsskifte
var 77 felt i produksjon, 13 felt under
utbygging og 88
funn til vurdering
for utbygging.
61
62
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.5 TILDELINGSRUNDER
NOMINASJONER OG UTLYSNING I 23. KONSESJONSRUNDE
Stoltenberg II-regjeringen la frem forslag
til åpning av Barentshavet sørøst og rammer
for 23. konsesjonsrunde i en stortingsmelding våren 2013. I meldingen ble det
slått fast at det ikke skal igangsettes petroleumsvirksomhet ved iskanten nå, men at
dette ikke er til hinder for at det kan drives
petroleumsvirksomhet i hele Barentshavet
sørøst. For å ivareta hensynet til viktige
miljøverdier langs iskanten, ble det foreslått å sette tidsbegrensninger for leteboring
i oljeførende lag i et område nær iskanten,
samt for et område nær grunnlinjen. Det
innebærer at det i områder nærmere enn
50 km fra den faktiske/observerbare
iskanten ikke vil være tillat med leteboring
i oljeførende lag i perioden 15. desember –
15. juni. I området mellom 35 km og 65 km
fra grunnlinjen i åpningsområdet vil det
ikke være tillatt med leteboring i oljeførende
lag i perioden 1. mars – 31. august. Et flertall på Stortinget sluttet seg til forslagene
i stortingsmeldingen.
Til sammen 40 selskaper sendte inn forslag til blokker de ønsket inkludert i 23.
konsesjonsrunde. Nominasjonene omfattet
160 blokker, hvorav140 blokker i Barents-
havet og 20 blokker i Norskehavet. 86
blokker ble nominert av to eller flere
selskaper.
I februar 2014 presentert Olje- og Energidepartementet (OED) sitt forslag til utlysning. Forslaget inkluderte totalt 61 blokker
fordelt på 34 blokker i Barentshavet sørøst, 20 blokker i resten av Barentshavet
sør og 7 blokker i Norskehavet.
I sitt høringssvar ga Norsk olje og gass
uttrykk for at vi er fornøyd med at det for
første gang siden 1994 er utlyst blokker
i et helt nytt leteområde. Vi mener dette
er et viktig skritt videre for utvikling
og aktivitet på norsk sokkel. Det er videre
av nasjonal interesse å kartlegge geologi
og sikre at kunnskapen om området
og potensielle ressurser blir kjent for
aktørene på norsk side av grenselinjen.
Det er samtidig et betydelig avvik mellom
selskapenes nominasjoner og antallet
utlyste blokker. Vi forutsetter at overskytende blokker etter hvert blir gjort
tilgjengelige gjennom kommende
TFO-runder.
REKORDSTOR INTERESSE FOR TFO 2014
Den årlige tildelingen av areal i forhåndsdefinerte områder (TFO) har siden
oppstarten i 2003 vært et sentralt virkemiddel i forvaltningen av petroleumsressursene. TFO-området omfatter de geologisk mest kjente områdene på norsk
sokkel. Forutsigbarhet om hvilke områder
det er mulig å søke på og jevnt tilsig av nytt
areal er viktig for å oppnå effektiv utforsk-
ning. I TFO 2014 er det foretatt en utvidelse av det forhåndsdefinerte området
med 6 blokker i Norskehavet nær Aasta
Hansteen-feltet og 3 blokker i Barentshavet
nær Snøhvit-feltet. Ved søknadsfristens
utløp 2. september 2014 hadde myndighetene mottatt søknader fra 47 selskaper.
Tildeling vil finne sted på nyåret 2015.
Den årlige tildelingen
av areal i forhåndsdefinerte områder
(TFO) har siden oppstarten i 2003 vært
et sentralt virkemiddel i forvaltningen
av petroleumsressursene.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
Kirkenes havn er strategisk lokalisert
med kort vei til Barentshavet.
FIGUR
27
TFO-RUNDER
ANTALL BLOKKER UTLYST / SELSKAPER SOM HAR SØKT
Kilde: Olje- og energidepartementet
300
450
50
400
250
350
40
30
250
150
200
20
100
150
100
50
50
10
0
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
TFO-blokker /deler av blokker utlyst
2010
2011
2012
2013
2014
Antall selskaper med søknad (høyre akse)
Antall selskaper som har søkt
Antall blokker utlyst
200
300
63
64
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.6 INNTEKTER OG FORMUE
KOSTNADSUTFORDRINGER
En realisering av den langsiktige produksjonsprognosen for norsk sokkel avhenger
imidlertid også av en rekke andre forhold.
De siste årene har en vedvarende høy oljepris medført økt aktivitet og investeringsvilje blant selskapene, men har også medført en kostnadsutvikling som har gitt
et økende press på lønnsomheten i prosjektene. Dette har i løpet av det siste året
bidratt til et klart økende fokus på kostnadsutvikling og lønnsomhet blant operatørene på norsk sokkel. Et sentralt mål på
selskapenes lønnsomhet i et prosjekt er
balanseprisen etter skatt. Balanseprisen
for et prosjekt er den produktprisen som
må til for å dekke produksjonsomkost-
ninger og krav til avkastning til kapitalen
som bindes i prosjektet. OD har beregnet
balansepris for funn i planleggingsfasen.
Beregningene er gjort før skatt og med
en kalkulasjonsrente på 7 prosent. Disse
beregningene viser at balanseprisen har
vært økende over tid, og hvor de siste større
utbyggingsprosjektene som er vedtatt på
norsk sokkel har hatt en balansepris på opp
mot USD 80 per fat. Dette er i dag en av de
viktigste utfordringene for oljeselskaper
og leverandører og hvor også myndighetene må bidra til å finne gode løsninger
som sikrer at gjenstående ressurser blir
produsert.
EN BÆREBJELKE I STATSFINANSENE
Petroleumsnæringen bidrar årlig med
betydelige inntekter til fellesskapet. Statens
netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten var i 2013 på 345,2 milliarder kroner,
som var vel 50 milliarder kroner lavere
enn i 2012. Statens inntekter fra olje og
gass utgjorde dermed nær 27 prosent av
statsbudsjettets samlede inntekter i 2013.
Av den samlede kontantstrømmen ble
117,3 milliarder anvendt i 2013-budsjettet,
mens 227,8 milliarder ble avsatt i Statens
pensjonsfond utland.
Regjeringen har i sitt budsjettforslag for
2015 lagt til grunn en økning i bruken
av oljepenger fra 142,2 milliarder kroner
inneværende år til 163,7 milliarder kroner
i 2015. Om lag hver niende krone som
brukes over offentlige budsjetter i 2015 vil
dermed hentes fra Statens pensjonsfond
utland. Om lag en femtedel av økningen
i BNP for Fastlands-Norge siden 2002 kan
tilskrives økt etterspørsel fra petroleumsvirksomheten og økt bruk av oljepenger
over statsbudsjettet.
Markedsverdien av Statens pensjonsfond
utland anslås ved utgangen av 2014
å utgjøre 5.545 milliarder kroner, som
utgjør en drøy million kroner per norske
statsborger. Ved neste tiårs-skifte anslås
fondets markedsverdi å ha passert 7.500
milliarder kroner.
Statens inntekter
fra olje og gass
utgjorde nær 27
prosent av statsbudsjettets samlede
inntekter i 2013.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
FIGUR
27
TFO-RUNDER
ANTALL BLOKKER UTLYST / SELSKAPER SOM HAR SØKT
Kilde: Olje- og energidepartementet
300
450
50
400
250
350
40
30
250
150
200
20
100
150
100
50
50
Antall selskaper som har søkt
Antall blokker utlyst
200
300
10
0
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
TFO-blokker /deler av blokker utlyst
FIGUR
28
2010
2011
2012
2013
2014
Hver niende krone som brukes
over offentlige budsjetter neste
Antall selskaper med søknad (høyre akse)
år vil være en oljekrone.
STATENS PENSJONSFOND - UTLAND
MARKEDSVERDI VED INNGANG TIL ÅRET OG FORVENTET AVKASTING
MILLIARDER NOK
Kilde: Norges Bank og Finansdepartementet
400
7 000
350
6 000
300
5 000
250
4 000
200
3 000
150
2 000
100
1 000
50
0
0
1998
2000
2002
2004
Prognose fra Nasjonalbudsjettet 2015
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Forventet avkastning av Statens Pensjonsfond Utland (4-prosent regelen)
Strukturelt, oljekorrigert budsjettunderskudd
Forventet avkastning. Milliarder kroner
Fondsverdi ved inngangen til året
8 000
65
66
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.7 INVESTERINGSNIVÅ
UTSIKTER FOR INVESTERINGSUTVIKLINGEN
Statistisk sentralbyrås investeringstelling
for petroleumsvirksomheten viser en
investeringsutvikling som har tatt seg
betydelig opp gjennom de siste årene, og
med det gitt sterke vekstimpulser til norsk
økonomi i en situasjon hvor mange av våre
handelspartnere har slitt med lavkon-
FIGUR
29
junktur og økende arbeidsledighet. Med
bakgrunn i en god funnutvikling og høye
olje- og gasspriser på verdensmarkedet
har investeringene i nye feltutbygginger
tatt seg opp samtidig med et økende
investerings- og oppgraderingsbehov
på viktige felt med mange driftsår bak seg.
Aktivitetsnivået
på norsk sokkel
vil fortsatt holde
seg høyt.
PÅLØPTE INVESTERINGER ETTER ART I OLJEVIRKSOMHETEN
MILLIARDER KRONER
Kilde: SSBs investeringstelling
240
220
Anslag for 2014 og 2015 fra Statistisk Sentralbyrås
investeringstelling for oljevirksomheten 3. kv. 2014.
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
Fjerning
Landvirksomhet
Felt i drift
Leting og konseptstudier
Rørtransport
Feltutbygging
2015
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
INVESTERINGSTOPPEN I FERD MED Å PASSERES
SSB’s investeringstelling for tredje kvartal
2014 anslår at de samlede investeringene
på norsk sokkel vil passere 227 milliarder
kroner, som er drøyt 15 milliarder kroner
høyere enn utførte investeringer året før.
Tellingens investeringsanslag for 2015 er
nå på 185,3 milliarder kroner, som er opp
2,8 milliarder kroner fra foregående
kvartal. Anslaget for 2015 er samtidig 29,8
milliarder kroner lavere enn sammenliknbare tall for 2014, gitt i tredje kvartal
2013. Det er særlig anslagene for investeringene innen felt i drift og feltutbygging
som bidrar til investeringsnedgangen.
TABELL
01
Utbyggingsprosjekter på sokkelen blir
først regnet med i investeringstellingen
når plan for utbygging og drift (PUD) er
levert til myndighetene. Rettighetshaverne
på Johan Sverdrup forventer å levere PUD
i første kvartal 2015. Anslaget for dette
prosjektet vil kunne dempe nedgangen
i investeringene fra 2014 til 2015 som
indikeres av tallene over. Vi velger derfor
å se denne utviklingen som en tilbakevending til et mer normalt aktivitetsnivå etter to år med svært høye
investeringer.
Det er særlig
anslagene for
investeringene
innen felt i drift
og feltutbygging
som bidrar til
investeringsnedgangen fra 2014
til 2015.
INVESTERINGER PÅ NORSK SOKKEL
MILLIARDER 2014-KRONER
2014
2015
2016
2017
2018
2019
221
197
192
190
205
198
Leting
39
37
30
19
13
22
Feltutbygging
65
64
77
102
120
99
Felt i drift
98
78
71
61
65
70
Rør og landanlegg
14
13
9
5
3
3
5
5
4
3
5
4
Investeringer i alt
Fjerning
Kilde: ECON Management Consulting
67
68
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.7 INVESTERINGSNIVÅ
Investeringsanalysen for norsk sokkel som
presenteres i dette kapittel, er utarbeidet
i samarbeid med ECON Management
Consulting, og hvor vi i år gir prognoser
fram til 2019.
Betydelig aktivitet innenfor leting, modifikasjon på felt i drift og utbygging av nye
felt har de siste årene bidratt til at det
årlige investeringsnivået på norsk sokkel
har passert 200 milliarder med god margin.
Kostnadsøkningen i perioden 2004-2014
kombinert med en endring i friinntektsordningen i mai 2013 har samtidig bidratt
til at den økonomiske robustheten i en
rekke potensielle feltutbygginger i dag er
redusert. At det ikke er sendt inn en eneste
PUD siden friinntektsordningen ble endret
i 2013 bidrar til å illustrere denne usikker-
heten. Denne effekten kombinert med at
flere av de største feltene er over de største
modifikasjonene medfører at investeringsnivået vil gå noe ned etter 2014. Den nedgangen som nå er i ferd med å skje er
i betydelig grad en varslet korreksjon, og
hvor vi på ny vil kunne se en rimelig stabil
investeringsutvikling på fortsatt høyt nivå
i historisk sammenheng. Aktivitetsnivået
vil også i årene fremover kreve betydelig
kapasitet både hos oljeselskaper og i leverandørindustrien. Oljeprisens videre utvikling, og eventuell varighet av et lavere
prisnivå vil selvfølgelig ha betydning for
investeringsutviklingen i prognoseperioden.
Estimatene for investeringsutviklingen
er samtidig relativt robuste for en oljepris
ned mot USD 85/fat de nærmeste årene.
197
MILLIARDER KRONER
ANSLÅTT TOTALT
INVESTERINGSNIVÅ I 2015
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
FIGUR
29
PÅLØPTE INVESTERINGER ETTER ART I OLJEVIRKSOMHETEN
MILLIARDER KRONER
Kilde: SSBs investeringstelling
240
Anslag for 2014 og 2015 fra Statistisk Sentralbyrås
LETEAKTIVITETEN
REDUSERES
investeringstelling for oljevirksomheten
3. kv. 2014.
220
200
180 Den mest sårbare delen av investerings-
for produksjonsboring på norsk sokkel
i 2015-2017, mens dette igjen anslås ta
konjunkturrapport
for
2013
ble
estimert
seg opp fra 2018. Oljeselskapenes behov
140
et relativt stabilt letenivå i årene fremover.
for rigger på norsk sokkel vil da øke igjen.
120
I årets rapport ser vi for oss ned mot en
Ved en generell reduksjon i letevirksom100 halvering av leteaktiviteten de nærmeste
heten, og ved å la rigger gå til utlandet i en
midlertidig periode, er det potensiale for
80 årene. Dette skyldes en kombinasjon av
å kontrahere rigger og boreoperasjoner
flere
faktorer
som
trekker
i
retning
av
60
til vesentlig lavere priser enn etter inngåtte
betydelig lavere leteaktivitet. Disse fak40
rater de siste par årene. Boring av prodtorene gjør seg gjeldende både for rigg20 operatører og olje- og gasselskaper. De
uksjonsbrønner med flytere vil da kunne bli
vesentlig rimeligere og nye feltutbygginger
0 fleste rigger som opererer på norsk sokkel
vil kunne komme i mål under budsjett.
går
ut
av
kontrakt
i
2015
og
2016.
Med
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015
Effekten er imidlertid at man gjennom
oljeselskapenes behov for å redusere kostnadene på norsk sokkel vil trolig riggeierne
redusert leteaktivitet og økt produksjonsFjerning
Landvirksomhet
Felt i drift
boring fra 2017-2018
vil kunneFeltutbygging
få en
søke mot utenlandske kontrakter
og
derLeting og konseptstudier
Rørtransport
med også reduserte kostnader, i stedet for
vesentlig redusert leteaktivitet i perioden
å akseptere lavere rater på norsk sokkel.
2017-2019 med et estimert lavpunkt
I tillegg vil det trolig være et mindre behov
i 2018.
160 estimatet er leteaktiviteten hvor det i vår
FIGUR
30
INVESTERINGSPROGNOSE FOR NORSK SOKKEL FORDELT ETTER AKTIVITET
MILLIARDER 2014-KRONER
Kilde: ECON Management Consulting
250
200
150
100
50
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Brønner
Plattformer
Rør og landanlegg
Annet
Undervannsanlegg
Prosessanlegg
Fjerning
Letevirksomhet
De fleste rigger
som opererer på
norsk sokkel går
ut av kontrakt
i 2015 og 2016.
69
70
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.7 INVESTERINGSNIVÅ
FELTUTBYGGINGER
En jevnt høy leteaktivitet de siste årene
har kulminert i en rekke funn som nå er
i utbyggingsfasen. Med unntak av Goliat
og Aasta Hansteen er alle PUD-godkjente
funn lokalisert i Nordsjøen, og majoriteten
av de største funnene har en målsetning
om produksjonsstart mellom 2015 og 2017.
Investeringsnivået for PUD-godkjente
feltutbygginger forventes derfor å være
betydelig allerede fra starten av anslagsperioden.
For Edvard Grieg-feltet vil totale investeringer fra 2014 til 2016 beløpe seg til
mellom 20 og 25 milliarder kroner,
og første olje forventes i oktober 2015.
Operatør Lundin planlegger boring av
15 produksjonsbrønner for å generere
en dagsproduksjon på 100 000 fat. Valgt
konseptløsning er en bunnfast plattform
som gjør det mulig å motta og prosessere
hydrokarboner fra nærliggende funn.
Et av de nærliggende funnene som vil
transportere hydrokarboner for prosessering på Edvard Grieg er Ivar Aasen-feltet.
Utbyggingen blir Det norskes første store
som operatør, og investeringer frem til 2018
ventes å bli rundt 25 milliarder kroner.
I Norskehavet skal det teknologisk
krevende gassfeltet Aasta Hansteen bygges
ut med en 198 meter høy SPAR-plattform,
og totalkostnaden er i følge PUD ventet
å ende i overkant av 30 milliarder kroner.
Totale reserver i feltet estimeres til 47
milliarder Sm3 gass, og produksjonsstart
er ventet i tredje kvartal 2017.
Det ble påvist gass i Gina Krog-feltet for
40 år siden, og etter omfattende lete- og
avgrensningsaktivitet er feltet nå i utbyggingsfasen. Feltet bygges ut med en bunnfast innretning, og investeringer beløper
seg til mellom 25 og 30 milliarder kroner.
I Barentshavet er Goliat-utbyggingen
ytterligere forsinket, og produksjonsstart
ventes nå i midten av 2015. Oljeressursene
i feltet skal hentes opp med en sylinderformet FPSO og lastes over på tankskip,
og vil således ikke være like avhengig av
andre utbygginger som øvrige felt i området. Gassressursene i feltet, estimert til
å stå for rundt 20 prosent av totale ressurser, vil bli reinjisert som en følge av
manglende infrastruktur for gasstransport.
Siste kostnadsanslag for Goliat er i overkant av 45 milliarder kroner – mer enn
14 milliarder høyere enn anslaget i PUD.
Et felt som kan bli en katalysator for fremtidige utbygginger i Barentshavet er Johan
Castberg. Den totale investeringssummen
på over 100 milliarder er formidabel,
men svak feltøkonomi sår tvil om dagens
konseptvalg og utbyggingstempo. Beregninger gjort i denne analysen viser en
internrente etter skatt på under ti prosent
dersom opprinnelig utbyggingsløsning
med Castberg som et feltsenter velges.
Sensitiviteten til internrenten overfor riggkostnader, som er den kostnadskategorien
som i dagens situasjon har størst sannsynlighet for å falle, er beskjeden. Årets anslag
inkluderer Johan Castberg som hub med
produksjonsstart i 2020, men det bemerkes
at den feltøkonomiske situasjonen kan
resultere i at utbyggingen utsettes ytterligere. Denne usikkerheten slår primært
ut i anslagene fra 2016.
Feltutbyggingen som uten tvil påvirker
investeringsanslaget mest er Johan Sverdrup
med investeringer i anslagsperioden
på over 100 milliarder kroner. Feltet er
så stort at en utsettelse på ett år medfører
tap i nåverdi på om lag 20 milliarder kroner
bare i diskonteringseffekter. Det 180
kvadratkilometer store feltet skal utbygges
i flere faser, og partnerne kunngjorde
Majoriteten av de
største funnene på
norsk sokkel har
en målsetting om
produksjonsstart
mellom 2015
og 2017.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
JOHAN CASTBERG (2020?)
GOLIAT (2015)
HAMMERFEST
TROMSØ
HARSTAD
AASTA HANSTEEN (2017)
MARIA (2018)
TRONDHEIM
MARTIN LINGE (2017)
IVAR AASEN (2016)
GINA KROG (2017)
BERGEN
OSLO
STAVANGER
EDVARD GRIEG (2015)
JOHAN SVERDRUP (2019)
i februar at første fase som er produksjonsklart i 2019 inkluderer fire plattformer
som skal gi en produksjonskapasitet på
mellom 315.000-380.000 fat per dag.
Investeringsbeslutning for Maria og Bream
var opprinnelig ventet i 2014, men PUD
for begge feltene planlegges nå levert
i starten av 2015. Utbyggingsløsning
71
72
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.7 INVESTERINGSNIVÅ
for førstnevnte blir en subsea tie-in til
Kristin, Heidrun og Åsgard B der investeringene hovedsakelig er ventet å komme
fra 2016-2018. For Bream er mest sannsynlig løsning en innleid FPSO. Årets
anslag antar at investeringene, som
er beregnet til om lag 18 + 18 milliarder
kroner inkludert FPSO’en på Bream,
starter i 2016. Leie av FPSO’er vil ikke
inngå i andre investeringsestimater.
Det norskes oppkjøp av Marathon Norge
sikrer ikke bare selskapet finansiering av
Johan Sverdrup-utbyggingen, men gir
også store potensielle synergier i området
rundt Alvheim-feltet. Oppdrag for
å vurdere hvorvidt FPSOen på Alvheim
kan oppgraderes for å koble inn nye funn
er allerede i gang. Ettersom produksjonen
på Alvheim er i halefasen er partnerne
avhengige av å koble til nye funn for
å holde enhetskostnadene nede. Bøyla vil
kobles på i fjerde kvartal 2014, og funnene
Caterpillar, Viper/Kobra, Trell og Storklakken fremstår alle som mulige oppkoblingskandidater i fremtiden.
FELT I DRIFT
Omfattende borekampanjer, nye plattformer
og et betydelig antall øvrige prosjekter for
økt utvinning bidrar til at de største feltene
på norsk sokkel dominerer kommende års
drifts-investeringer. Utvidelsen av Ekofiskområdets levetid medfører investeringer
på i overkant av hundre milliarder frem
til 2016, der majoriteten relaterer seg til
fornyet infrastruktur og brønnboringer.
Forventet utvinningsgrad med fremtidige
investeringer er om lag femti prosent –
nesten tre ganger høyere enn opprinnelig
forventning ved oppstart i 1971.
Troll har så langt i 2014 vært det mestproduserende feltet på norsk sokkel,
og ytterligere investeringer de kommende
årene skal bidra til å øke utvinningen av
både gass- og oljeressurser. På Troll A vil
det i løpet av 2015 installeres to nye kompressorer topside som vil gi gassen trykkstøtte inn til landanlegget på Kollsnes.
I tillegg er det igangsatt en stor horisontal
borekampanje med årlige investeringer
på om lag ni milliarder for å øke utvinningsgraden i de tynne oljelagene i Troll Vest.
Modifikasjonsprosjektene på Troll-feltet
ventes i anslagsperioden å beløpe seg til
i underkant av 60 milliarder, og skal bidra
til å realisere ambisjonen om en totalproduksjon på 2100 millioner fat oljeekvivalenter i løpet av feltets levetid.
Lisenshaverne i Snorre 2040-prosjektet
har besluttet at ønsket løsning for å utvide
borekapasiteten er en ny brønnhodeplattform med en rekkevidde på 7000 meter.
Økende kostnader og installasjon av
permanent 4D-seismikk bidrar imidlertid
til at PUD ikke er ventet før første kvartal
2017. Som en følge av at produksjonen
på Snorre A og B reduserer trykket i reservoaret vil ytterligere utsettelser potensielt
ha store økonomiske konsekvenser for
Snorre 2040. Årets anslag tar utgangspunkt i at PUD leveres i 2017, og at deler
av investeringene dermed faller utenfor
anslagsperioden.
I Norskehavet går havbunns gasskompresjons-prosjektet på Åsgard etter planen,
og oppstart ventes i første kvartal 2015.
Utvidelsen av
Ekofisk-områdets
levetid medfører
investeringer på
i overkant av 100
milliarder frem
til 2016.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
Investeringene på i underkant av 20 milliarder vil øke produksjonen fra Mikkel
og Midgard til Åsgard B med 282 millioner
fat oljeekvivalenter. I Nordsjøen utføres
et lignende prosjekt på Gullfaks Sør med
planlagt oppstart i 2015. Majoriteten av
de gjenværende investeringene påløper
i 2014, men brønnboringer og en ny havbunnsramme på den vestlige delen av
området medfører at investeringsnivået
på Gullfaks Sør ligger an til å forbli høyt
fra 2016.
På Ormen Lange-feltet så det lenge ut til
at Shell skulle tildele FMC kontrakten for
levering av en subsea kompresjonsenhet,
men etter nye økonomivurderinger er
prosjektet nå utsatt. En alternativ og potensielt rimeligere strategi er å øke antall
avgrensnings- og produksjonsbrønner
FIGUR
31
i det sørlige området av feltet. I lys av
at Shell fortsatt karakteriserer subsea
kom-presjonsteknologi som en viktig del
av fremtiden til Ormen Lange vil opprinnelig strategi for økt utvinning inkluderes
i anslaget, men med et forskjøvet starttidspunkt.
I tillegg til en pågående borekampanje
vurderer Wintershall nå mulighetene for
å øke utvinningen fra Brage-feltet gjennom
en ny havbunnsramme om lag ti kilometer
nord for plattformen. Ettersom prosjektet
er på konseptstadiet er havbunnsrammen,
beregnet til å koste rundt 7 milliarder
kroner, ikke inkludert i årets anslag.
Bestemmer Wintershall seg for å investere
i Brage North-prosjektet vil dette gi et
press oppover på investeringsanslaget.
GEOGRAFISK FORDELING AV FELTINVESTERINGER 2014-2019
PROSENTANDELER
Kilde: ECON Management Consulting
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2014
2015
2016
2017
Nordsjøen
2018
Norskehavet
2019
Barentshavet
Hovedtyngden av
feltinvesteringene
vil fortsatt finne sted
i Nordsjøen.
73
74
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.7 INVESTERINGSNIVÅ
FIGUR
31
GEOGRAFISK FORDELING AV FELTINVESTERINGER 2014-2019
PROSENTANDELER
Kilde: ECON Management Consulting
100
LETEOG PRODUKSJONSBORING
90
80
Produksjonsboring, inkludert boring på
70nye felt, ligger på et gjennomsnitt på 62
milliarder for estimatperioden med et
60
nedre nivå på 58 milliarder og et øvre nivå
50på 66 milliarder. Behovet for produksjonsboring kan påvirkes negativt av usikkerhet
40
i oljeselskapene og press mot oljeprisen,
30men vil samtidig bli positivt påvirket av
lavere kostnader for rigg og boring.
20Samtidig er en betydelig del av estimatet
10knyttet til produksjonsboring på nye felt,
noe som gjør til at behovet for gjennom0føring er stort. Estimatet vurderes derfor
2014 robust med2015
2016
som ganske
mindre oljeprisen
synker under 85 dollar per fat.
Virkningen av et robust estimat for produksjonsboring og synkende oljepris medfører
FIGUR
32
et betydelig press nedover på riggrate.
Dette har allerede medført at riggen Polar
Pioneer går til utlandet, og flere rigger er
sendt i midlertidig opplag. Det er estimert
at riggeierne heller vil flytte rigger ut av
norsk sokkel enn å vende tilbake til riggrater under 200.000 dollar per dag.
Samtidig vil oljeselskapene redusere
leteaktiviteten, noe som vil gi en selvforsterkende effekt. Dette vil medføre fallende
letekostnader ned til 30 milliarder i 2016
og deretter et videre fall ned mot 19
milliarder i 2017, og 13 milliarder i 2018
2018til 22 milliarder
2019
før det2017
igjen tar seg opp
i 2019. Oljeselskapene må på varig basis
se oljepriser i nærheten
per
Norskehavetav 100 USD
Barentshavet
Nordsjøen
fat hvis en skal ha rimelig mulighet til
unngå dette scenariet.
GJENNOMSNITTLIG DAGSRATE FOR HALVT NEDSENKBARE RIGGER
1000 USD
Kilde: ECON Management Consulting
500
400
300
200
100
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Estimert
2018
2019
Faktisk
Utsikter til et press
nedover på riggratene.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
RØR OG LANDANLEGG
Årlige investeringer på rør- og landanlegg
som ikke er feltspesifikke ventes å ligge
mellom 9 og 14 milliarder kroner fram til
2016, før investeringsnivået gradvis avtar
mot slutten av anslagsperioden. Polarled,
en rørledning som går fra Aasta Hansteen
i Norskehavet og ned til Nyhamna, vil utgjøre over halvparten av investeringene.
Siden PUD ble levert i januar 2013 har
flere prosjekter som var tiltenkt en oppkobling til rørledningen enten blitt skrinlagt
eller utsatt, men Polarled-investeringene
ventes å komme innenfor anslagsperioden
da Aasta Hansteen-utbyggingen går som
planlagt.
Gassen fra Ormen Lange kommer inn
til Nyhamna i Møre og Romsdal, deretter
eksporteres gassen til Easington i England
via en 1300 kilometer lang rørledning.
Ytterligere investeringer i rørledninger
påløper på feltspesifikk basis, og de første
årene i anslagsperioden vil i særdeleshet
preges av investeringer på Ekofisk, Ivar
Aasen, Edvard Grieg og Gina Krog. Fra
2016 vil infrastrukturen som planlegges
for Johan Sverdrup bidra til å øke investeringer i feltspesifikke rørledninger og landanlegg betraktelig. Forventet løsning
innebærer en 275 km lang oljeledning til
Mongstad og en rørledning som skal frakte
gassen til Kårstø via Statpipe til en samlet
prislapp på over 10 milliarder kroner.
Investeringen er i investeringsestimatet
foreløpig behandlet som feltspesifikk
rørledning og inngår i feltinvesteringen
og ikke i rør- og landanlegg.
Johan Sverdrup
vil bidra til et løft
i investeringene
i rørledninger
og landanlegg.
75
76
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.8 KOSTNADSUTVIKLING
KOSTNADSUTVIKLINGEN
I 2004 startet en kraftig kostnadsvekst
på norsk sokkel med avtagende vekst etter
finanskrisen i 2008. Eksempelvis steg
gjennomsnittlig rate for en halvt nedsenkbar rigg fra rundt USD 180.000 per dag
i 2005 til rett under USD 500.000 i 2010.
Siden den gang har nye rigger kommet til
sokkelen og flere vil leveres i nær fremtid,
med flate og til dels fallende rater som
resultat. Leveranse av nye rigger er en av
faktorene som gjør at eksisterende rigger
går ut av norsk sokkel eller sendes i opplag. Ratenedgangen er blitt forsterket
i 2014 og fra 2014 ventes tilnærmet flate
eller svakt fallende priser for de fleste
innsatsfaktorer. Det forventes ikke kontrahering av nye rigger etter ratefallet, noe
som vil gjøre at norsk sokkel er sårbar for
å miste for mange rigger til utlandet. Det
antas imidlertid at det samlede bildet leder
til en stabilisering av riggrater på et lavere
nivå enn det vi har sett de siste årene.
HISTORISK UTVIKLING
Å måle utviklingen i kostnadsnivået krever
i utgangspunktet observasjon av en serie
priser over tid. I oljesektoren er dette en utfordring, fordi prosjektene er spesialiserte,
store og foregår over flere år. Dette gjør
beregning av historisk kostnadsutvikling
i sektoren komplisert.
Vi benytter tre metoder for å anslå historisk
kostnadsutvikling:
en kostnadsindeks for feltutvikling
(capex- kost),
en indeks for utvikling av produksjons kostnad per fat (opex-kost) og
en beregning av feltutviklingskostnad
per fat (capex – kost og volum).
I den første indeksen analyseres utviklingen
i en rekke prosjekter over tid, der vi forsøker å isolere hvilken andel av økte totalinvesteringer som stammer fra kostnadsøkning, og hvilken andel som kommer
av endrede spesifikasjoner, spesielle
problemer i prosjektgjennomføring og
lignende. Den andre indeksen estimerer
produksjonskostnader per fat for et representativt sett med selskaper, og måler
altså kostnaden ved å holde felt i drift.
Ett selskap er i 2014 tatt ut av indeksen
på grunn av inkonsistente tall. Dette har
ført til at indeksen er blitt rebalansert
i forhold til tidligere år. Dette gjør at kostnadsindeksen for feltutvikling fremdeles
er stigende i 2014, mens produksjonskostnader per fat går noe ned, noe som
hovedsakelig skyldes produksjonskostnader oppgitt av Statoil.
Samlet sett gir disse to indeksene et klart
inntrykk av den kostnadsveksten som har
funnet sted selv om individuelle forhold
det enkelte år kan bidra til at kostnadsveksten ikke kan måles helt eksakt. Frem
til og med 2012 steg begge indeksene.
I 2013 ser vi ca. 5,5 prosent kostnadsvekst
dersom vi benytter kostnadsindeksen for
feltutvikling, mens vi ser ca. 10 prosent fall
dersom vi benytter produksjonskostnader
per fat. Dette skyldes delvis at vi har tatt
ut ett selskap fra beregningene av produksjonskostnader per fat. Statoil, som har
hatt en nedgang i produksjonskostnader
per fat på norsk sokkel, vektes dermed opp
i beregningen, noe som resulterer i nedgangen i produksjonskostnader per fat.
Å måle kostnadsutviklingen i petroleumsnæringen er
i utgangspunktet
krevende. Prosjektene
er ofte spesialiserte,
store og går over
flere år.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
Kostnadene ved boring har økt mye de siste årene.
Her under boring på Snorre A
77
78
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.8 KOSTNADSUTVIKLING
FELTUTVIKLINGSKOSTNAD PER FAT OLJEEKVIVALENTER
Til tross for en utflatende kostnadsutvikling
etter 2010 så er feltutviklingskostnaden per
fat oljeekvivalenter fremdeles litt stigende.
Dette skyldes hovedsakelig overskridelser
på Goliat samt at mange av de nye feltutbyggingene (Brynhild, Bøyla, Flyndre,
Knarr, Oseberg delta 2) består av gass
(Aasta Hansteen, Valemon) eller er IOR-
FIGUR
33
tiltak (Åsgard undervannskompresjon).
Feltutviklingskostnad per volumenhet
forventes å gå ned med utbyggingen av
Johan Sverdrup. Nedgangen kan begrenses
endel dersom Johan Castberg bygges ut,
som til tross for betydelige ressurser også
har et svært høyt investeringsnivå.
BEREGNET KOSTNADSUTVIKLING FOR FELTUTVIKLING
OG PRODUKSJONSKOSTNADER PÅ NORSK SOKKEL
(2004 =100)
Kilde: ECON Management Consulting
350
300
250
200
150
100
50
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Kostnadsindeks for feltutvikling
2010
2011
2012
2013
Indeks for produksjonskostnader per fat
Feltutviklingskostnaden per fat oljeekvivalenter er
fortsatt stigende.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
FIGUR
33
BEREGNET KOSTNADSUTVIKLING FOR FELTUTVIKLING
OG PRODUKSJONSKOSTNADER PÅ NORSK SOKKEL
(2004 =100)
Kilde: ECON Management Consulting
350
KOSTNADSUTVIKLINGEN FREMOVER
300
I konjunkturrapporten har vi siden 2009
inn en indeks for utvikling i materialer
og utstyr hvor framskrivingen av indeksen
er avhengig av estimert utvikling i oljepris,
globale metallpriser og riggrater.
250laget anslag på fremtidig kostnadsnivå på
sokkelen gjennom en modell hvor vi bryter
200ned investeringene i ulike prosjekter i
faktorene metaller, arbeidskraft, borekost150nader og kostnadsutvikling for spesialiserte
materialer og utstyr. Utviklingen av disse
faktorene blir igjen beregnet med basis
100
i makroøkonomiske indekser: oljepris,
verdensøkonomiens utvikling, globale
50
metallpriser og utvikling i det norske
arbeidsmarkedet. I denne rapporten har
0
vi tatt ut verdensøkonomiens utvikling
2004 har vist
2005seg vanskelig
2006
da denne
å2007
knytte 2008
direkte til norsk sokkel. Vi har i stedet tatt
Først vises utviklingen i de fire hovedindeksene før vi avslutningsvis kombinerer
disse til en samlet kostnadsindeks for
norsk sokkel.
Metallprisene steg sterkt frem mot finanskrisen, og har siden vekslet mellom nølende
vekst i enkelte år og til dels betydelige fall
2009 år. En
2010
2011vekst2012
i andre
jevnt svak
er nå 2013
erstattet med et svakt fall fremover.
Kostnadsindeks for feltutvikling
FIGUR
34
Indeks for produksjonskostnader per fat
KOSTNADSUTVIKLING FOR VIKTIGE INNSATSFAKTORER PÅ NORSK SOKKEL
HISTORISK UTVKLING OG FORVENTET BANE
(2014=100)
Kilde: ECON Management Consulting
140
120
100
80
60
40
20
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Arbeidskraft
2011
2012
Metaller
2013
2014
2015
2016
Materialer og utstyr
2017
2018
2019
Riggrater
En jevnt svak vekst
i metallprisene er
nå erstattet med
utsikter til et svakt
fall fremover.
79
80
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
3.8 KOSTNADSUTVIKLING
Lønnsveksten i Norge har vært høy de siste
årene, noe som over tid setter mer og mer
press på å holde norske lønninger innenfor
rimelige rammer. Med lav arbeidsledighet
er dette utfordrende, men vi tror at partene
i arbeidslivet vil lykkes bedre fremover
enn bakover i tid på dette området. Vi har
derfor lagt til grunn at årlig lønnsvekst
holder seg under 4 prosent.
Riggmarkedet har gått fra utflating til tilnærmet fritt fall i løpet av kort tid. Dette
vil ha betydelig innvirkning på kostnadsnivået særlig på nye prosjekter som i sin
helhet benytter flytere til å bore produksjonsbrønner. Det er beregnet at indeksen
FIGUR
35
flater ut mot slutten av estimatperioden,
men det ligger en betydelig usikkerhet
i dette estimatet.
Når det gjelder materialer og utstyr så har
vi nå opparbeidet en så vidt lang erfaringsperiode med estimater at vi har funnet en
metode for å estimere denne med større
sikkerhet fremover (korrelasjon med underliggende faktorer på 0,95). Til grunn for
estimatet for materialer og utstyr ligger tre
underliggende faktorer; fremtidig oljepris,
fremtidige globale metallpriser og fremtidig riggrate. I estimatperioden er det
forventet et fall i disse kostnadene.
SAMLET KOSTNADSUTVIKLING PÅ NORSK SOKKEL
INDEKS 2014=100
Kilde: ECON Management Consulting
120
100
80
60
40
20
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Lønnsveksten i Norge
har vært høy de siste
årene, noe som over
tid setter mer og mer
press på å holde norske
lønninger innenfor
rimelige rammer.
AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL
Lønnsveksten i Norge har vært høy
de siste årene, men vi tror at årlig
lønnsvekst holder seg under 4 prosent.
TABELL
02
KOSTNADSINDEKS OG ANSLAG FOR INVESTERINGER PÅ NORSK SOKKEL
I FASTE OG LØPENDE PRISER
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Investeringer
milliarder 2014-kroner
221
197
192
190
205
198
Forventet kostnadsindeks
100
101,9
101,5
100,7
100,9
102,1
Investeringer milliarder
kroner, løpende priser
221
201
195
191
207
202
Kilde: ECON Management Consulting
81
NORSK OLJE OG GASS
Sentralbord: 51 84 65 00
Telefaks: 51 84 65 01
E-post: [email protected]
FORUS (HOVEDKONTOR)
Postadresse
Postboks 8065
4068 Stavanger
Besøksadresse
Vassbotnen 1
4313 Sandnes
OSLO
Postadresse
Postboks 5481 Majorstuen
0305 Oslo
Besøksadresse
Næringslivets Hus
Middelthunsgate 27
Majorstuen
TROMSØ
Besøksadresse
Bankgata 9/11
9008 Tromsø
Postadresse
Postboks 448
9255 Tromsø
© Norsk olje og gass 11-2014.
Design:
Redaksjonen for årets konjunkturrapport
ble avsluttet 21. oktober 2014.
Foto:
Anne Lise Norheim (forside)
Thomas Brekke (side 02)
Anders Bergh (side 8, 18, 48)
Shutterstock (side 10, 11, 13, 53, 65)
Mieko Mahi, AP/Staioil (side 21)
Helge Hansen/Staioil (side 23, 43)
Ole Jørgen Bratland / Statoil (side 27)
Paul Joynson-Hicks, AP/Statoil (side 29)
Harald Pettersen / Statoil (side 32, 61, 77)
Alan O´Neill/Statoil (side 39)
Gettyimages (side 41)
Island Drilling (side 57)
Vidar Dons Lindrupsen/Norsk olje og gass (side 59)
V. Belov/Shutterstock (side 63)
Øivind Leren/Shell (side 75)
Tom Haga (side 81)
Papir: Multidesign (250/130g)
Opplag: 1 600 (Norsk) / 200 (Engelsk)
Trykkeri: HBO AS
WWW.NORSKOLJEOGGASS.NO