Gassmaks: Workshop 1 Rammebetingelser for industrietablering

Transkript

1 Gassmaks: Workshop 1 Rammebetingelser for industrietablering Karen Sund Egil Råstad Dragoș Tâlvescu 28. februar 2012

2 Bør Norge gjøre mer gass tilgjengelig lokalt? Mandat: Hvordan tiltrekke ny industri (og beholde dagens)? Gassbasert verdiskapning: Videreforedling, gass som råstoff Metan: Metanol, ammoniakk og mulig mer Etan: Hovedsakelig etylen Hva kan fremtidig tilbud og etterspørsel bli i Norge under to scenarier? Tilbud: Produksjon, separasjon, relative priser Hvor mye metan og etan forventes produsert i Norge? Hva vil være best verdi for produsent eksport eller nasjonalt salg? Priser i ulike markeder for metan og etan, kostnader og netback til felt Forventning om pris og etterspørsel hjemme og ute års horisont Etterspørsel: Tilgjengelighet, relative priser og andre betingelser Ofte globale aktører med bredt spekter av alternativ Page 2

3 Workshop 3 Workshop 2 Workshop 1 Vi vil skrive en rapport og ha tre arbeidsmøter Oppstartsmøte 26. januar Enighet om mandat og tidsplan Noe diskusjon om sentrale tema Dette er første arbeidsmøte Tidlige funn - fokus på setting Situasjonen i Norge Internasjonalt bilde Nye forutsetninger Tidlige netbacks To arbeidsmøter til Rapport leveres i slutten av juli Innledning og bakgrunn Verdikjede - kostnadselementer (metan, etan, LPG) Hva er gass (ulike typer, kvaliteter)? Historisk utvikling i Norge Industriell bruk av gass - volum og aktører Politiske føringer Internasjonal påvirkning Internasjonalt bruk av gass i industrien Petrokjemi - volum og aktører Annen industriell bruk Gasspriser (metan, etan og LPG) nå og forventet i framtiden Internasjonale trender og netback til Norge Scenarier - to bilder Priser i Norge nå og mulig fremtid Utvikling av gasstransportsystemet i Norge Dagens system og planer Scenarier, med særlig fokus på Barentshavet Andre rammebetingelser som påvirker videreforedling av naturgass i Norge Stakeholder analyse Industri i Norge i dag Potensiell fremtidig industri i Norge Myndigheter og organisasjoner Page 3

4 Could Norway generate more value from natural gas? This study is to explore possible better value from Norwegian gas Special focus on potential for attracting new gas-based industry Not looking at gas to distribution or energy, just as raw material More methane could be used at home Already used by methanol producer at Tjeldbergodden Ammonia producer Yara currently using LPG, could use methane New industry in metals and more could also consider methane Ethane is mixed into methane exports could be sold at home Today, only Kårstø separates out ethane Receives 2.6 MT, but sells less than 1 MT rest exported with methane One large ethane user in Norway: Ineos/Noretyl could expand New petrochemical industry is possible, if attractive enough Page 4

5 Gas needs to be attractive to users price matters! Methane is now mainly sold to Europe Previously, most exports on oil-linked contracts now mainly spot This gives growing spread between gas and oil, impacting methane/ethane Current market prices around $8/mmbtu The competitors of ammonia and methanol producers get this price LPG prices in Norway to large industry is more than double this Posing risk of closures in Norway, rather than new investments EU-level prices would make Norway more attractive This could still improve netbacks for sellers in Norway Ethane is mainly sold to Europe (as methane) Again, lower prices than potential in Norway Ethane prices in Norway set by Statoil (only seller) oil link This is significantly higher than current prices in US, Middle East Ethane sold in Norway should provide much higher netbacks for sellers Needs investments in capacity at Kårstø, this could also bring competition! Page 5

6 Availability of natural gas in Norway The Norwegian gas transportation system is made for exports Methane to Europe several countries Ethane sent by ship to Ineos/Noretyl This is unusual, normally sent by (short) pipeline from separation to plant For future industry to establish in Norway, supplies need to be secure Volume as well as transportation Current ethane production levels could fall in the future Partly depending on which fields are routed to Kårstø Future development of gas production in Norway is further north The further north the fields are, the lower the netback from Europe This makes local sales more worth considering than before Page 6

7 Several criteria in choosing location for new industry Gas price an important criteria for location Methane price large part of cost for ammonia and methanol Ethane price large part of cost for ethylene and polyethylene Today both these prices are higher in Norway than other countries: US, Middle East, Asia, Latin America Another important criteria is distance to market Large part of market in Asia and South America Norway further away than competitors in US and Europe New locations in Northern Norway would increase this disadvantage Other factors matter too Long term stability of supplies Confidence in regime emissions, taxation, labour conditions etc Other factors that may vary greatly from country to country Page 7

8 The study will cover several areas Gas prices (methane and ethane) Current prices and netbacks to Norwegian producers Prices offered in competing markets/location of plant Relative attractiveness of prices in Norway vs other countries Today and in the future from export markets Possible netbacks from more sales in Norway Gas volumes that could be available in the future by location Possible gas terminals and processing plant Possible infrastructure that could make more gas available for demand Possible demand for additional Norwegian gas potential users General trends in ammonia, methanol and ethylene + others Large players, specific plans and possible alternatives Page 8

9 More ethane available in Norway could add value Higher netback to fields/producers Assuming prices still linked to oil, as today, not falling like in the US Assuming investment in separation is economic Assuming natural gas stays de-linked from oil But what is the market for ethane? Today Ineos/Noretyl takes most of production could expand To attract new players several factors must be met Relative attractiveness of Norway compared to alternative locations Export to other countries possible, but competition from other sources Own production, possible imports from US longer term? Would competition help? One single seller and one dominating buyer may not give best solution Normally, competition puts pressure on prices Page 9

10 Naturgass er sammensatt av hydrokarboner Naturgass er samlebegrepet for kjemiske stoffer med ulike egenskaper, bygd av ulike kombinasjoner av hydrogen (H2) og karbon (C) Hovedelementer: Metan, etan, propan, butan, CO2, nitrogen, kondensat Forurensing av andre stoffer: Svovel, klorforbindelser, faste partikler (støv) osv Naturgass som kommer ut av olje- og gassfeltene kalles for rikgass og separeres i prosessanlegg i tørr- og våtgass Tørrgass ikke-flytende komponenter ved vanlig trykk og temperatur Stort sett metan, men også små mengder etan og tyngre hydrokarboner i gassform Våtgass (NGL) flytende komponenter, ved høye trykk/ lave temperaturer Stort sett etan, butan, propan og nafta Butan og propan i flytende form kalles for LPG (som også finnes i råolje) Kondensat, nafta og naturbensin komponenter med minst 5 karbonatomer Stort sett i flytende form, men små mengder følger i rikgass i gassfase og i tørrgass Andre gasser biogass, deponigass, industrigass og bygass Hovedsakelig biogass og deponigass har store brennverdier, takket høy (65%) metaninnhold se egen side Kilde: Gassco, 2012 og NVE, 2004 Page 10

11 hovedsakelig metan (solgt som tørrgass) Metan minst 75% og opp til 95% av volumen kalles ofte for naturgass Rikgass innhold (Troll) 1 % 2 % 5 % Rikgass innhold (Ekofisk) 3 % 1 % 6 % Rikgass innhold (Slochteren Nederland) 4 % 1 % 10 % 2 % Metan Etan Propan Butan Pentan C6+ 91 % 88 % 83 % Nitrogen CO2 Helium Kilde: NVE, 2004 Kilde: Gassco, 2011 Page 11

12 Norsk gassproduksjon har vokst kraftig (Mrd. Sm 3 ; totalt: ) Norges petroleumsproduksjon historisk og forventet fram til 2016 Data: OD, beregninger Sund Energy, 2012 og er dominert av Statoil og Petoro Kilde: OD, 15. februar 2012 Page 12

13 TWh men egen bruk av gass i Norge er svært begrenset! Tørrgas (hovedsakelig metan) blir stort sett eksportert (~100 mrd Sm3) Reinjisering varierer, men kan gi mer olje mindre nå enn før Barentshavet? Egen bruk i gasskraft offshore ca 1,6 mrd Sm3 Annen bruk til energiformål (prosessanlegg, gasskraft på land) ca 2,5 mrd Sm3 Varmeproduksjon ca. 0,9 mrd Sm Energy use in production of petroleum products and basic chemicals Petroleum products Bio energy Electricity Gas Coal products Data: SSB, 2011 Metanolproduksjon Tjeldbergodden: ca. 0,7 mrd Sm3 I følge SSB ble det brukt mrd Sm3 som råstoff i 2010 Kilde: Statoil Tjeldbergodden Page 13

14 Verdikjeden for etan i Norge Gassproduksjon offshore, separasjon på Kårstø Etan med skip til Herøya for etylenproduksjon Eksport for plastproduksjon internasjonalt Noen varer tilbake til du og meg Kilde: Ineos Norge Kilde: OD, Faktaheftet 2011 Page 14

15 Kårstø: Eneste etanutskilling og størst på LPG Kårstø prosessanlegg i Nord-Rogaland Nøkkelrolle når det gjelder transport og behandling av gass og kondensat fra sentrale områder på norsk sokkel 25 % av norsk tørrgasseksport og nær 80 % av norsk våtgasseksport Tørrgassen metan og noe etan sendes videre i rørledningene Statpipe-tørrgass, Norpipe og Europipe II til Tyskland (Dornum & Emden) Våtgassproduktene fraktes fra prosessanlegget med skip. Kårstø-anleggene er en av verdens største LPG-produsenter (LPG=liquefied petroleum gas) og denne LPG-en blir eksportert til kunder over hele verden. Propan lagres i to store fjellhaller (kaverner) med en samlet kapasitet på tonn Normal butan, isobutan, nafta og etan blir lagret i tanker Resten er tørrgass som hovedsakelig består av metan med små mengder etan. Kårstø er i all hovedsak drevet av fyrgass Fem av ni kompressorer er drevet av fyrgass, de resterende fire er el-drevet Anlegget eies av Gassled og operatør er Gassco Statoil har det tekniske ansvaret Kilder: Gassco og NPD, 2012 Page 15

16 Political right answers change over time Top of mind and story now: Fuel poverty/ recession Ensure households are warm Support businesses Impact: Gas may be OK, after all Especially if produced locally: Large shale potential in UK, Poland, France, Norway (!), and more Top of mind and story 2007: Reduce demand with efficiency Reduce imports with renewables Reduce climate emissions by 20%, financed by less imports Impact: Less use of gas, especially imports What happened? Gas became cheaper and abundant Nuclear less acceptable Wind a bit difficult Page 16

17 Asia: A large market for gas and petrochemicals Traditionally Japan, South Korea and Taiwan the big importers Mainly for power and distribution Increasingly China and India Large imports of LNG and pipeline gas Large production expected both conventional and unconventional Petrochemical demand growing some producers want to be nearer Asia sources globally, but most from Asia High natural gas prices attract LNG from all parts of the world Mainly Qatar, Indonesia and Australia, but also Norway, US, and more In addition new gas producers emerging: Africa Adding to global and local supply Attracting industry and impacting perception of global shortage/high price Page 17

18 New use of ethane for ethylene: Asia & Middle East New integrated LPG/ ethane-based Middle East and naphtha-based Asian petrochemical/ refining complexes are under construction Will put pressure upon older, smaller and less integrated petrochemical facilities in the OECD and elsewhere Source: IEA, Oil Market Report, 18. January 2012 Page 18

19 Naturgass er stadig viktigere for våre inntekter Naturgass er nå Norges største eksportvare Men olje inntektene er fortsatt betydelig høyere Data: SSB, 2011 Page 19

20 men gassprisene er stadig lavere i forhold til olje Kilde: SSB Page 20

21 We are happy to discuss further! Meltzersgate 4 N-0257 Oslo Norway Karen Sund: Karen@sundenergy.com Egil Råstad: Egil@sundenergy.com Dragoș Tâlvescu: Dragos@sundenergy.com Page 21