Naturgass ressurssituasjon, markeder, priser og utviklingstrekk ved norsk gassinfrastruktur

Transkript

1 Naturgass ressurssituasjon, markeder, priser og utviklingstrekk ved norsk gassinfrastruktur Thor Otto Lohne CFO and VP - Gassco NTVA Teknologiforum

2 Gassco i et nøtteskall Gassco har ansvar for sikker og effektiv transport av gass fra norsk sokkel Nøkkelaktiviteter inkluderer: Teknisk drift; drift og vedlikehold av rørledninger, plattformer og landanlegg Systemdrift; planlegging og styring av gassleveranser Kapasitetsadministrasjon; salg av rettigheter til bruk Infrastrukturutvikling; sørge for en til enhver tid relevant gassinfrastruktur Gassco kan mye om: Gasstransport i rørledninger Gassprosessering Gassinfrastrukturutviklingsprosjekter Anvendelse av gass

3 Hovedtrekk ved gassutviklingen på norsk sokkel Norge har vært gjennom en periode med rask vekst i gassproduksjon og tilhørende oppbygging av infrastruktur Produksjon av naturgass og teoretisk eksportkapasitet, GSm 3 /år Frigg transport (Vesterled) Norpipe Kilde: OD; Gassco Zeepipe 1990 Europipe Europipe II Franpipe 2000 Tampen Link (FLAGS) Snøhvit Langeled Gjøa (FLAGS) 2010 Other ODIN OSEBERG KRISTIN TUNE GULLFAKS SØR VEST EKOFISK HEIMDAL SNØHVIT KVITEBJØRN EKOFISK FRIGG ÅSGARD SLEIPNER ØST ORMEN LANGE TROLL Exit-kapasitet Norge har hatt en rask vekst i gassproduksjon og tilhørende oppbygging av gassinfrastruktur Hoveddelen av uoppdagede gassressurser er forventet å komme i umodne områder med behov for ny infrastruktur Kumulativ fordeling av uoppdagede gassressurser - fra høy til lav sannsynlighet for at ressurser overstiger et visst nivå GSm 3 Eksisterende infrastruktur Grad av åpning Høy Lav Forventede uoppdagede ressurser Nordsjøen Norskehavet Barentshavet Høy Lav Høy Lav Antall undersøkelsesbrønnbaner BACKUP Det er store distanser mellom eksisterende gassinfrastruktur og nye gassregioner 1 Inkluderer ikke Barentshavet Nytt Område Kilde: OD 9 Produksjonen fra eksisterende felt og funn forventes å avta etter 2020 Rom for uoppdagede norske ressurser i det europeiske markedet Milliarder Sm 3 Historisk produksjon og import, EU & Norge Tilbud- og etterspørselsprognose IEA Golden Age of Gas WEO 2010 Current Policies 600 Global Insight WEO 2010 New policies 500 WEO ppm LNG import (til EU+2) 18% 400 Import (til EU) 400 Rørimport (til EU+2) 25% Lokal produksjon (NOR) 22% Uppdagede Eksisterende 200 ressurser (NOR) felt og funn (NOR) 200 Lokal produksjon (EU+2 ekskl. NOR) % 100 Lokal produksjon (EU+2 ekskl. NOR) Europa vil ha ytterligere behov for import av naturgass fremover. Hvor mye? 1 Basert på årlig vekst fra World Energy Outlook 2011 EU, nedskalert med 10% for å reflektere historiske BP data 2 Produksjonsprognoser skalert til BPs historisk data Kilde: Wood Mackenzie, Gas Strategies, IEA 2011 (New Policies Scenario), Global Insight, BP Størrelsen på et typisk gassfunn på norsk sokkkel har falt Sirkelstørrelsen er Regresjon som angir Gjennomsnittlig gassfunn per brønn GSm 3 proporsjonal med samlede langsiktig trend ekskludert gassfunn i 5-årsperioden Troll og Ormen Lange Incl Troll Incl Ormen Lange Excl Troll 2 1 Excl Ormen Lange Tidsperiode Antall brønner i årsperioden Gassfunnene på norsk sokkel har falt betydelig i størrelse og samordningsbehovet øker Kilde: OD

4 Europa vil ha ytterligere behov for import av naturgass fremover Me ventar at rolla til impotert gass utan tvil vil auka. Storbritanias Energiminister Charles Hendry til Stavanger Aftenblad 22 aug Kilder: IEA, BNCC 12 Juni 2012

5 Mange faktorer påvirker virksomheten... Gassmarked Ressurser på norsk sokkel Gassbasert industri Aldring av anlegg Gassinfrastrukturløsninger på norsk sokkel skal bidra til å maksimere verdien av norske petroleumsressurser Føde til eksisterende anlegg Gass i klimapolitisk forstand Nye infrastruktureiere Nye aktører på norsk sokkel

6 Ressurser på norsk sokkel Norskehavsprosjektet (NSGI) Ny gassinfrastruktur er under etablering for å få produsert ressursene i eksisterende felt og nye funn i Norskehavet Investeringsbeslutning; desember 2012 med oppstart i 2016 Investeringer; nye estimat ved årsskiftet Den nye gassinfrastrukturen blir integrert i det eksisterende gasstransportsystem på norsk sokkel Det tilrettelegges for betydelig kapasitet utover de påviste ressursene i området Asterix Aasta Hansteen (Luva) Zidane Linnorm Nyhamna 6 6

7 Det tilrettelegges for betydelig kapasitet utover de påviste ressursene i området Røralternativ Rørkapasitet 1 MSm 3 /dag Investeringskostnad for NSGI-rør 2 NOK milliarder Lite Mellomstort Stort +100% % 17 Ekstra stort Skalaøkonomi gjør at rørkapasiteten fra Norskehavet kan økes betydelig uten tilsvarende økning i kostnaden 1 Kapasitet om tilleggsressurser kommer inn ved kilometerpost 60. Kommer tilleggsressursene inn ved Aasta Hansteen er kapasiteten noe lavere. 2 Inkludert Nyhamna oppgradering på rundt 6,5 milliarder NOK 7

8 Utlyste blokker i Norskehavet i 22. konsesjonsrunde 8

9 Hvordan etablere en god helhetlig gassinfrastrukturløsning for Barentshavet? Ressurser på norsk sokkel Snøhvit vurderer to alternative kapasitetsutvidelser: - utvidelse av LNG anlegget (Tog II) - nytt duggpunktsanlegg samt et nytt kilometer langt gassrør til eksisterende gassinfrastruktur i Norskehavsområdet Mulig oppstart er avhengig av transportløsning Begge alternativene vil kreve betydelige investeringer både onshore og offshore Gassco har vært ansvarlig for studien av et mulig gassrør, samt vurdere den helhetlige infrastrukturløsningen ut fra formålet om å maksimere verdiskaping fra mulige petroleumsressursene på norsk sokkel

10 Alternativene for transport av gass fra Snøhvit må vurderes både fra et prosjekt- og et sokkelperspektiv Ressurser på norsk sokkel Snøhvit perspektiv Sokkelperspektiv LNG Pris LNG Kostnad på transport og regassifisering Rør Investeringer og driftskostnader Melkøya Innvirkning på leting og utvikling Enhetskostnad for ny gassinfrastruktur (skalaøkonomi) Investeringer rør Investeringer og driftskostnader Melkøya Enhetskostnad og økonomisk utvinnbare ressurser Tariffer Vedlikehold av eksisterende anlegg Pris NV Europa Valg av løsning blir et spørsmål om nedstrøms markedsfleksibilitet ved en LNG som kan nå det marked som til en hver tid er mest attraktivt i verden, versus oppstrømsfleksibilitet ved en overdimensjonert rørløsning som bedre legger til rette for utvikling av ressursene nordområdene

11 Etter Gasscos vurderinger er røralternativet den beste helhetlige løsningen Prosjektøkonomisk er det vanskelig å skille LNG Tog II (LNG-premie inkludert) og røralternativet (32 ) I et sokkelperspektiv vil det imidlertid være ytterligere tema som må belyses: - Et røralternativ (42 ) vil gi bedre insentiver til økt leteaktivitet for både olje og gass - Et røralternativ (42 ) vil bidra til bedre økonomi for fremtidige gassutbyggingsprosjekter (skalaøkonomi effekten), samt at assosiert gass tilknyttet oljefunn vil få tilgang til kapasitet - Tilkobling av en rørløsning fra nordområdene til eksisterende gassinfrastruktur vil bidra til å gjøre større andel ressurser i påviste felt og funn økonomisk utvinnbare og dermed bidra noe til å øke ressursgrunnlaget også i modne deler av norsk sokkel (kostnadsdeling)

12 Det er stor interesse for Barentshavet

13 Etablering av industri basert på bruk av gass i Norge kan ta utgangspunkt i ulike strategier Industriell bruk av gass i Norge 1 Industriell utvikling der hvor gassen prosesseres på land i dag 2 Fortsette å utvikle eksiserende industri 3 Etablere ny industri hvor det ikke eksisterer transportløsninger Hensynet til forskjellene ved tørrgass vs våtgassmuligheter må bli ivaretatt

14 Hva skal til for å etablere industri basert på naturgass i Norge? Industriell bruk av gass i Norge Tilgang på gass (tørr- eller våtgass) Innsatsfaktorer Gass til konkurransedyktige betingelser Tilgang på faglært arbeidskraft Tilgang til andre faktorer (som råstoff) Investorinteresse Politisk stabilitet Stabile rammevilkår Marked Tilgang til markeder

15 Industri basert på våtgass krever store gassvolum Industriell bruk av gass i Norge Etan Mill. tpa ILLUSTRATIV 6% etan 4% etan Etan-behov Krakker med tilsvarende kapasitet som Rafnes Et felt på størrelse med Ormen Lange vil måtte ha høyt etaninnhold for å kunne gi nok føde til petrokjemisk produksjon tilsvarende Rafnes.

16 Utbygging av selv et mindre gassfelt vil være avhengig av å nå et større gassmarked Industriell bruk av gass i Norge Mulige og nye gassfelt - Forventet årlig gassproduksjon på platå : 3-8 G Sm 3 Goliat Luva Linnorm Gassbehov for gasskraft og ulik industriell bruk Peon 0.5 G Sm MW gasskraftverk (CCP) Valemon 0.7 G Sm 3 Tjeldbergodden metanolfabrikk 0.5 G Sm 3 Herøya kunstgjødselproduksjon (omregnet til tørrgassbruk) Gudrun 0.5 G Sm 3 DRI jernverk (antatt forbruk iht Ironman prosjektet) Kilder: Oljedirektoratet,Statoil, Naturkraft, Yara, Höganäs

17 Noen gasskrevende industrier bør kunne betale kommersielle priser for gass Industriell bruk av gass i Norge Personellbehov for et typisk anlegg (i driftsfasen) Kritisk pris for gassutbygging Siste 5-års snittpris Gassprisantagelse i RNB Kunstgjødsel 500 Sizing Aluminium Betalingsevnen til DRI er svært sensitiv til forholdet mellom malmpris og jernpris Gasskraft Metanol Jernverk (DRI) 2 0 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 Betalingsevne for gass 1 NOK/Sm 3 1 Basert på gjennomsnittlige produktpriser de siste 5 år (Januar September 2011) 2 Høy betalingsevne for gass basert på siste 5 års priser, men økning i jernmalmpriser siste 12 måneder har redusert betalingsevnen betydelig

18 Petroleumsaktivitet skaper ringvirkninger Petroleumsvirksomhet skaper store direkte og indirekte ringvirkninger lokalt og regionalt Økt petroleumsvirksomhet i nord vil på denne måten føre til økt sysselsetting på tvers av mange sektorer Sysselsatte i Norge direkte og indirekte knyttet til etterspørselen fra petroleumsvirksomheten 2009, i 1000 personer Petroleumsvirksomhet Økt produksjon for leverandører Økt sysselsetting Økt omsetning for forbruksnæringer Økt investering i privat næringsliv lokalt 1000 personer Vekst i de fleste av disse sektorer kan forventes i nord som følge av økt petroleumsutvinning Kilde: Norut NIBR Finnmark (Rapport 2007:04), Møreforskning (Figur 2 i rapport 0713, 2007); SSB; Petroleumsmeldingen (Meld. St. 28 ( )) For å skape grunnlag for størst mulig ringvirkninger må det legges til rette for kostnadseffektive løsninger som sikrer lønnsom utbygging av olje- og gassressursene

19 Back-up

20 30 nye olje og gassfunn er påvist på sokkelen i løpet av de siste 20 månedene Potensielle utvinnbare gassfelt - De fire største gassfunnene representerer tilvekst på ~30-90 G Sm 3 naturgass mindre enn ett års produksjon Skrugard Havis Skalle Norvarg Utvinnbare reserver for nye funn 2011 Zidane-2 Alve Nord Geitungen Skarfjell Johan Sverdrup* 2012 King Lear Kilde: NPD, Statoil, Gassco *: Flere avgrensningsbrønner er boret i 2011 og 2012 på 16/2-6 Avaldsnes som ble oppdaget i

21 Rich Gas Volume [MSm³/d] Ethane [t/d] Dry Gas [MSm³/d] Rich Gas [Msm³/d] Føden av naturgass til de viktigste prosesseringsterminalene står i fare for å bli strekt redusert etter2020 * 120 Nyhamna Entry Kollsnes Kollsnes - rich rich gas gas production production forecast forecast Scenario volumes 150 including Kristin branch line to NSGI pipeline Base Case volumes Langleled Nord capacity Contract Year Contract Year Kårstø - rich gas production forecast 2500 Kårstø - ethane production forecast Contract Year Contract Year *: Basert på innrapporterte prognoser fra eksisterende felt og funn (Transport Plan 2012)

22 Industriell bruk av gass i Norge Anvendelsesområder for norsk naturgass