UTVIKLINGEN I GASSMARKEDENE Konsekvenser for Norge. Utarbeidet for Gassmaksprogrammet ved Norges Forskningsråd

Transkript

1 Konsekvenser for Norge Utarbeidet for Gassmaksprogrammet ved Norges Forskningsråd N-2010-XXX

2 Dokumentdetaljer Econ-notat nr. Prosjektnr. 5Z ISSN Interne koder Dato for ferdigstilling Tilgjengelighet KVP/EMA Fortrolig Kontaktdetaljer Oslo Econ Pöyry Pöyry AS Postboks Oslo Stavanger Econ Pöyry Pöyry AS Kirkegaten Stavanger Besøksadresse: Biskop Gunnerus gt 14A 0185 Oslo Telefon: Telefaks: e-post: oslo.econ@poyry.com Telefon: Telefaks: e-post: stavanger.econ@poyry.com Web: Org.nr: Copyright 2010 Pöyry AS N-2010-XXX

3 INNHOLD 1 INTRODUKSJON 4 2 UTVIKLING I GASSMARKEDENE Utvikling i gassprisene implikasjoner for markedet Konsekvenser for petrokjemisk industri 8 APPENDIX 11 N-2010-XXX

4 1 INTRODUKSJON Norges forskningsråd har gjennom Gassmaks programmet ønsket å rette oppmerksomheten mot mulighetene for økt innenlands verdiskaping gjennom industriell foredling av naturgass. Econ Pöyry har tidligere vært engasjert i dette arbeidet, særlig gjennom to ulike analyser: 1) Globalisering nye muligheter for gassbasert industri i Norge 2) Økt verdiskaping gjennom industriell foredling av naturgass i Norge. Rapport 2 konkluderte med at industriell utnyttelse av gass i Norge kunne være lønnsomt, men at lønnsomheten var sterkt avhengig av gassprisen. Enn videre ble det konkludert med at gassvolumene som ville være nødvendige for å oppnå optimale skalafordeler i nye petrokjemiske anlegg ville innebære at rørtransport ble et reelt alternativ for ressurseier. Dette innebar igjen at gasskjøper måtte forholde seg til markedsverdien for gassen og tilhørende netbackverdier på landingspunktene. Mulighetene for stranded gas priser på gassen ble med andre ord redusert av petrokjemianleggenes behov for store gassvolumer. I løpet av 2008 og 2009 har det europeiske gassmarkedet gjennomgått endringer som følge av finanskrisen så vel av strukturelle endinger i det globale gassmarkedet. Disse utviklingstrekkene kan tenkes å påvirke de konklusjonene som så langt er trukket med hensyn på industriell foredling av naturgass Norge. Det kan også tenkes at markedssituasjonen innebærer at det oppstår nye muligheter som ikke var aktuelle tidligere, det være seg for selger så vel kjøper av naturgass. Norges forskningsråd ønsker å få gjennomført en vurdering av mulige konsekvenser og utsikter for Norge (for industriell utnyttelse av gass) som følge av endringene i naturgassmarkedet, så vel hvordan disse endringene kan tenkes å påvirke de konklusjonene som er trukket opp i tidligere analyser. 2 UTVIKLING I GASSMARKEDENE Finanskrisen har vært innledningen til rekke potensielle omveltninger i det europeiske gassmarkedet. Krisen, som har blitt betegnet den verste siden 30 tallet, har generelt sett medført et fall i etterspørselen etter alle energibærere, så også gass. Oljeprisen har falt fra rekordhøye USD 150/bbl i juni 2008 til USD 40/bbl i desember samme år, men ser nå ut til å ha flatet ut rundt USD 60-80/bbl. Det er ikke utsikter til ytterligere fall i etterspørselen om ikke da Kina skulle gå inn i en betydelig økonomisk krise. Gassprisene følger normalt oljeprisen både opp og ned, og for Norge som selger mesteparten av sin gass på lange oljeindekserte kontrakter, har fallet i gassprisen vært ganske betydelig dog om noe forsinket som følge av prisformlenes oppbygging. Spotprisen for gass har falt mye mer og raskere enn den oljeindekserte prisen, hvilket fremgår av Figur 1. N-2010-XXX

5 Figur 1: Gasspriser Kilde: Econ/EGM/Spectron De store gassmarkedene har slått følge med oljeprisnedgangen med et umiddelbart fall i prisene i spot markedene i USA og UK, fra rundt USD 12/MMbtu i juni 2008 ned til ca USD 4/MMbtu. For norske oljeindekserte kontrakter har fallet har vært noe forsinket i tid på grunn av 6 måneders etterslep i kontraktprisene. Som følge av den siste tidens oppgang i oljeprisen har også den indekserte gassprisen steget og ligger nå rundt USD 810/MMBtu. Et bestemmende element her, er at spotprisen for gass ikke har steget nevneverdig selv om både oljeprisen og den indekserte gassprisen har gjort det. Hvordan disse to prisregimene utvikler seg fremover, og når de evtuelt blir tilnærmet balansert, vil ha stor betydning for Norge som gassnasjon: Det er vår oppfatning at resesjonen har akselerert en rekke underliggende drivkrefter som kan tilsi at spotprisen for gass kan komme til å ligge under den oljeindekserte prisen for en svært lang periode fremover. Dette er noe helt nytt i europeisk gassammenheng, da det historisk sett har vært en kobling mellom de to pristypene. En viktig grunn er at UK, som har spot prising av gass, har importert både kontinentaleuropeiske volumer og gasspriser i perioder. Dette har gitt en viss korrelasjon over tid, og har gjort det mulig for både eiere av oljeprisindeksert og spotpris indeksert gass å leve side om side uten at mange av kjøperne har presset på for endring av (pris) regime. Mens Norge som gassnasjon har kommet gjennom nedgangstider tidligere, og etter kort tid hatt "business as usual" etter en periode med nedgang, er det en rekke elementer i dagens konjunkturnedgang som er forskjellig fra tidligere resesjoner:: 1. Vi ser nå et fall i etterspørselen etter gass, spesielt i kraftsektoren - kombinert med en langsiktig satsing på fornybar energi. 2. Vi observerer en voldsom vekst i LNG investeringer med destinasjon både USA og Europa, samt betydelig øking i LNG import terminaler. 3. Vi opplever nær sagt et paradigmeskifte i forsyningsbilde for USA, som følge av fremveksten av kostnadseffektiv produksjon av ukonvensjonelle gassressurser sk. skifergass 2

6 Hver for seg vil ikke disse hendelsene nødvendigvis føre til de store endringene i det europeiske gassmarkedet. Men når det skjer samtidig kan resultatet bli en svært lang periode med ubalanse mellom potensielle tilbud og etterspørsel etter gass i Nord-VestEuropa. I utgangspunktet, hevder vi at en "serie uheldige hendelser påvirker det europeiske gassmarkedet og at dette vil sannsynligvis ha en betydelig og potensielt varig innvirkning på både prisstrukturen og hvordan norsk gass selges i fremtiden. 2.1 UTVIKLING I GASSPRISENE Konsekvensene av de overnevnte utviklingstrekkene kan best sees i følgende figur som viser med all tydelighet at europeiske spotpriser har fått en svært tett korrelasjon til amerikanske gasspriser, hvilket ikke tidligere har vært observert. Figur 2: US mot Europeiske gasspriser - Kilde: Econ/Spectron/EGM Som de neste figurene også viser, er differansen mellom europeiske og amerikanske spotpriser på et historisk lavt nivå. Koblingen mellom europeiske og amerikanske spotpriser er etter vårt syn forårsaket av atlanterhavsmarkedet for LNG har og er i kraftig vekst, hvilket har medført en virtuell rørledning mellom de to markedene som gjør at de prismessig kobler sammen: En liten differanse i pris mellom de to markedene, medfører at LNG omdirigeres til markedet med den høyeste prisen. 3

7 Figur 3: NBP minus HH Figur 4: NBP minus Troll De langsiktige implikasjonene av globaliseringen av gassmarkedet er betydelige fordi det endrer noen fundamentale forhold for en lengre eller korte periode. Rent konkret medfører det at de europeiske spotprisene (NBP og TTF) følger amerikanske spotpriser for gass og vil ikke lengre ha den samme koblingen til oljeindekserte kontinentaleuropeiske gasspriser, hvilket har vært tilfelle før. Hvor lenge kan denne koblingen tenkes å vedvare? Det er nesten umulig å si, men de-koblingen mellom de to markedene vil først kunne finne sted når markedet for gass igjen strammer seg til på en eller begge sider av Atlanteren, og/eller at overskuddet av LNG har blitt absorbert inn i andre markeder som for eksempel Asia. Vi tror at perioden vil vare minst 5 år og potensielt mye lengre. Figur 5Figur 5 viser en vurdering av hvor stort det kommende LNG overskuddet forventes å være og hvor mye av dette som finne veien til Atlanterhavsmarkedet. Volumet som vil finne veien til regionen forventes å være godt og vel 100 bcm per år, hvilket tilsvarer Norges årlige gasseksport til Europa. 4

8 Figur 5: LNG overskudd - Kilde: Econ / R. S. Platou Veksten i atlanterhavsmarkedet for LNG har sitt utspring i det som i ettertid har vist seg å være en bristende forutsetning med hensyn på utviklingen i det amerikanske gassmarkedet: På midten av 90 tallet var det forventet at utviklingen i USAs gassreserver ville fortsette sin fallende trend og at landet ville ha behov for stor import av gass (se figur). Det gjorde at markedsaktørene forventet at USA ville bli verdens største marked for LNG. Utsiktene medførte massiv investeringer i både LNG kapasitet, spesielt i Midt Østen, samt en kraftig utbygging av LNG mottaksterminaler på den amerikanske østkysten. 5

9 Figur 6: Ressurer og Priser USA gassmarket - Kilde: EIA Det stramme amerikanske gassmarkedet medførte samtidig økte prisene og styrkede økonomiske incentiver til å utvikle tidligere mindre lønnsomme gassressurser; såkalt ukonvensjonelle gassreserver som skifergass. Utviklingen av teknologi og utvinningsgrad innenfor ukonvensjonell gass medførte at denne gassressursen endret ressursbildet markant for USA. Ukonvensjonell gass sin betydning for ressurssituasjonen i USA kan sees i nedenfor figur, som viser at amerikanske gassressurser har vært økende siden årtusenskiftet. RDet forventes at gassreservene vil øke ytterligere. Figur 7- US gass reserve rate - Kilde: EIA Resultatet av denne utviklingen har vært at skifergass har fortrengt store deler av LNG importen til USA og dermed skapt et betydelig overskudd av LNG som leter etter nye markeder, hvor Europa er det mest tilgjengelige. LNG vil med andre ord sendes dit hvor 6

10 prisen er høyest. I tillegg vil amerikanske gasspriser over tid bestemmes av marginalkostanden for skifergass, som igjen medfører at koblingen mellom spotmarkedene på hver sin side av Atlanterhavet til en viss grad vil være bestemt av utviklingen i kostnadene for skifergassproduksjon. Mens prisen på gass tidligere til en viss grad har blitt satt av OPEC (pga. av indekseringen), er det nå det amerikanske markedet som potensielt setter den europeiske gassprisen. Differansen mellom spot og indeksert pris har derfor et helt annet grunnlag enn tidligere. 2.2 IMPLIKASJONER FOR MARKEDET En vedvarende prisdifferanse mellom spot og oljeindeksering som stipulert i figuren på side 2, vil kunne presse prisstrukturen i det europeiske gassmarkedet. En slik prisdifferanse vil ikke kunne være holdbar over tid, da det vil være sterke økonomiske incentiver for gasskjøperne å bytte fra å kjøpe gass til oljeindeksert pris til spotpris. En slik økonomisk drivkraft vil over tid uvilkårlig bevege seg oppover verdikjedene og sette de eksisterende avtalene mellom norske gasselgere og kjøperne på i første rekke på Kontinentet under press. Presset i retning av reforhandling kan allerede observeres ved at store kunder som E-on Ruhrgas tar minimumsavtak av gass under de norske kontraktene. Siden prisdifferansen vil kunne vedvare over så lang tid, er det grunn til å tro at hele markedet gradvis dreies mot spotprising, både ved at all ny gass utelukkende selges til spotprisindeksering, og ved at eksisterende kontrakter vil være under kontinuerlig reforhandlings-press så lenge kjøpernes kjøpere bytter til en leverandør som kan tilby billigere priset spotgass. Når denne prosessen først er satt i gang, er det liten grunn til å tro at markedet vil reversere til oljeprisindeksering selv på det tidspunktet når den europeiske økonomien igjen er i vekst, og gassmarkedet i balanse. EU s gassdirektiv om 3die parts adgang til gassnettet for å øke konkurransen, tilsier at denne utviklingen faktisk er ønsket fra både EU og myndighetens side. Konsekvensene vil være at så lenge markedet er overforsynt med gass vil det være økende konkurranse om den marginale leveranse og at Norge må forvente at verdien av fremtidige gassalg vil falle. Hvor mye lavere er vanskelig å si, men et regneeksempel med utgangspunkt i RNB 2009 og en gasspris på 1,8 NOK per m3, og en revidert pris basert på marginalkostanden for skifergass (dvs. ca. 1,4 NOK per m3) tilsier at fallet i salgsinntektene for Norge kan nærme seg 1000 BNOK i nåverdi. Nedenforstående tabell og figur viser endringene i inntektsprofil ved de nevnte gassprisene: Present value (2010) in billion NOK [no cashflows post 2048] Scenario Government budget 2010 assumptions - Algorithm based (base case) Government budget 2010 assumptions - NCSQ 3Q09 25% influx of spot pricing 50% influx of spot pricing Change from Base case PV In % 24 % 27 % 7

11 Figur 8: Verdien av norsk gasseksport - Kilde: Econ 2.3 KONSEKVENSER FOR PETROKJEMISK INDUSTRI Lavere gasspriser, og et overforsynt europeisk gassmarked vil medføre at norsk gass ikke nødvendigvis er like lettsolgt i fremtiden som den har vært til nå. Alt annet like vil drivkreftene, som har blitt beskrevet ovenfor, bety at fremtidens europeiske gassmarked påvirker norsk sokkel ved at: 1) Nye gassfunn på norsk sokkel vil være mindre lønnsomme å bygge ut, og flere funn vil potensielt være ulønnsomme å bygge ut. 2) Norsk gass må konkurrere om den marginale leveranse i et marked med forsyningskonkurranse, og vil ikke selge seg selv. 3) Gasseier vil være interessert i nye markeder for salg av gass 4) Lave gasspriser og et overforsynt market kan øke forhandlingsstyrken til motparter som ønsker økt bruk av gass innenlandsk i Norge. For petrokjemisk industri eller andre potensielle brukere av gass til innenlandske formål i Norge, er det klart at mulighetsrommet for å få tilgang til gass vil kunne øke som følge den utviklingen i det europeiske gassmarkedet vi har beskrevet i dette notatet. En slik utvikling er nok sikkert helt nødvendig for å få gasseiere til å fokusere mer på nære avtaksmarkeder som Norge. Om det er tilstrekkelig til at vi får en økt satsing på petrokjemisk industri og dog mer usikkert. Industristrukturen og markedet for petrokjemiske produkter er kompleks, og en kan vanskelig konkludere med at pris på gass vil være faktoren som tipper i favør av mer satsing på petrokjemisk industri i Norge.. Det vil typisk være slik at en fallende gasspris vil gjelde i alle regionale og globale markeder for gass, og ikke kun i en bestemt region. Markedet for petrokjemiske produkter har også som følge av krisen fått en betydelig overkapasitet, som igjen reflekteres i lavere produktpriser. Følgende figur viser med all tydelighet at fenomenet med overinvesteringer og deretter overkapasitet også har vært kjennetegnende for petrokjemisk industri (så som for LNG). 8

12 Figur 9: Ethylen kapasitet - Kilde O&G Journal Prisene på petrokjemiske produkter følger også i stor grad prisen på innsatsfaktoren gass samt den generelle kapasitetssituasjonen for produksjonen av det gitte produktet. Nedenforstående figur er tatt fra Gassmaks fase 2 rapporten, og er prisprognosen for Etylen som fremlagt av konsulentselskapet Jacobs Consultancy i Den faktiske prisutviklingen viser at overkapasitet med all tydelighet har medført et betydelig fall i prisen for etylen. Når prisene vil snu og hvordan dette markedet vil utvikle seg fremover, er utfor denne rapportens mandat å se på. Figur 10: Ethylen pris prognose Kilde: Econ 2008 Rent generelt kan en derfor konkludere med at den fallende markedsverdien for gass i det europeiske markedet har redusert netbackverdien for gass i Norge, og derved (i forhold til før krisen) økt forhandlingsstyrken hos potensielle innenlandske kjøpere av gass i Norge. I tillegg har det sikkert også skapt en viss godvilje hos gasseierne til å se på nye markeder for gass, og derved også medført en mulig gjenåpning av diskusjonen om innenlandsk bruk av gass gjennom videreforedling. Det som til syvende og sist vil bestemme 9

13 mulighetene for utvidet petrokjemisk industri i Norge, er hvor Norge, i en kostnadsmessig sammenheng, befinner seg i det globale kostnadsbildet for petrokjemi. Denne relative konkurranse posisjonen bestemmes av mange andre faktorer i tillegg gassprisene. Notat slutt 10

14 APPENDIX Skjematisk fremstilling av petrokjemisk industri struktur og konsekvensene av krisen 11

15 12

16 Pöyry er et globalt konsulent- og engineeringselskap. Pöyry er et globalt konsulent- og engineeringselskap som har en visjon om å bidra til balansert, bærekraftig utvikling. Vi tilbyr våre oppdragsgivere integrert forretningsrådgivning, helhetlige løsninger for komplekse prosjekter og effektiv, beste praksis design og prosjektledelse. Vår ekspertise dekker områdene industri, energi, byutvikling & mobilitet og vann & miljø. Pöyry har eksperter lokalisert i ca. 50 land. Pöyrys forretningsrådgivere veileder kundene og hjelper dem å finne løsninger på komplekse forretningsutfordringer. Gjennom årene har vi bygget opp betydelig næringsspesifikk kunnskap, tankelederskap og ekspertise. Vi setter denne kunnskapen i arbeid på vegne av våre kunder, og bidrar med ny innsikt og nye løsninger på forretningsspesifikke utfordringer. Pöyry Management Consulting har omtrent 500 konsulenter i Europa, Nord-Amerika og det asiatiske stillehavsområdet. Econ Pöyry Pöyry AS Biskop Gunnerus gt 14A 0185 Oslo Tlf: Faks: E-post: oslo.econ@poyry.com / Econ Pöyry er den norske delen av Pöyry Management Consulting, med kontorer i Oslo og Stavanger. Vi opererer i skjæringspunktet mellom marked, teknologi og politikk. Vi har bidratt til informert beslutningstaking for virksomheter, organisasjoner og offentlig sektor i mer enn 20 år. Vi tilbyr tre integrerte typer av tjenester og arbeidsmetoder: Markedsanalyse, Markedsdesign og Strategi- og forretningsrådgivning. Våre tre viktigste kompetanseområder er energi, samfunnsøkonomi og miljø og klima.