"Prisutsikter for olje og gass. Vil utviklingen på det britiske gassmarked smitte?" foredrag ved. Bengt Lie Hansen

Transkript

1 NEI-NO--868 " '" ^ U- ^ 111 NO "Prisutsikter for olje og gass. Vil utviklingen på det britiske gassmarked smitte?" foredrag ved Bengt Lie Hansen Direktør, Gass sektor, U&P, Norsk Hydro eceiv DEC 2 3 I Den 17. Bergenskonferansen om olje og økonomi "Hvor robust er industrien?" 6. mai 1996

2 We some of the in this n not be up to the ibility standards, even though the best possible copy was used for scanning

3 1. Innledning "Prisutsikter for olje og naturgass. Vil utviklingen på det britiske gassmarkedet smitte?" Mine damer og herrer, i år kan vi feire et viktig jubileum. Det er i sommer 30 år siden den første letebrønnen på norsk sokkel ble boret. På det tidspunktet var prisen på olje ca. 2 $ pr. fat, eller ca. 8 $ regnet i dagens pengeverdi. Dette var prisleiet også ved første funn i Ekofiskfeltet ble igangsatt i 1971, under forutsetning om meget lave priser selv sammenlignet med meget pessimistiske fremtidsvurderinger i dag. Det er verdt å minne om dette fordi vi gjerne forledes til å tro at tilpasning til lave oljepriser er noe nytt. (Figur: 1.1 Pris for råolje ) Fokus for dette foredraget vil være på prisutsiktene på olje og gass. For norsk sokkel er oljeprisen viktigst, både fordi oljeproduksjonen i lang tid vil være større enn gassproduksjonen og fordi gassprisen påvirkes av oljeprisen. Jeg vil likevel fokusere på gass. Dette har sammenheng med at gass relativt sett stadig blir viktigere for Norge, samtidig som det spekuleres i store endringer i gassmarkedet. Spesielt blir det diskutert om den nære sammenheng mellom olje og gasspris vi har observert til nå kan bli brutt p.g.a. strukturendringer og liberalisering av gassmarkedet i Europa. 2. Oljeprisutviklingen La meg starte med råolje. Når en skal si noe om utviklingen på oljeprisen i fremtiden gjelder det fremfor alt å være ydmyk. Erfaringene de siste 20 år vedrørende prognoser for oljeprisen viser to ting helt klart. - mange har tatt feil - enda flere har vært etterpåkloke (Figur: 2.1 Prisutvikling og prisprognoser) To viktige observasjoner kan bli gjort: 1) Store prishopp og perioder med høye oljepriser skyldes politiske begivenheter (OPEC 1, OPEC 2, Gulf krigen) 2) Markedskreftene virker og bringer prisen ned igjen La meg presisere at når jeg sier "markedskreftene virker" så innebærer ikke det at råoljemarkedet er et "frikonkurransemarked". Det er for det første ikke "free entry" både fordi det er snakk om en naturressurs som må være tilstede for produksjon og fordi flere land med prospektive områder er lukket for internasjonale selskaper. For det andre påvirkes markedet av OPEC-landenes tilpasning. Som et bevis for at markedet ikke er et fritt konkurransemarked, kan man peke på at produksjonskostnadene jevnt over er lavere enn råoljeprisen. Når en skal analysere oljemarkedet på lang sikt er det tre hovedfaktorer som må vurderes: (Figur 2.2. Råoljemarkedet på lang sikt) Etterspørsel etter olje Oljeproduksjon utenfor OPEC

4 OPECs vilje og evne til å påvirke prisen 2.1 Status og viktige utviklingstrekk Gjennomsnittlig oljepris i 1995 var 17 $ pr fat. (Brent Blend). Etter det store oljeprisfallet ved årsskiftet har Brent Blend i gjennomsnitt vært 21 $ pr. fat, regnet i 1996-dollar. Regnet i NOK har gjennomsnittsprisen vært 140 (1996-kr.) m.a.o. en høyere pris enn vi opplever nå. 2.2 Utsiktene framover Etterspørsel: Den globale etterspørselen etter olje (utenom FSU) har vært relativt god de senere år. Det er historisk en klar sammenheng mellom økonomisk vekst og økt oljeforbruk. Usikkerheten i etterspørselen framover er derfor særlig knyttet til anslagene for økonomisk vekst, spesielt i utviklingslandene hvor det historisk er et 1 til 1 forhold mellom BNP-vekst og oljeforbruk. (Figur: 2.3. Økonomisk vekst og oljeforbruk) Det forventes fortsatt god etterspørsel etter oljeprodukter, særlig i land utenom OECD. Veksten antas å bli spesielt sterk innen transportsektoren hvor rimelige alternativer til olje ikke finnes og heller ikke forventes vidt utbredt i nær fremtid Tilbudet av olje fra land utenfor OPEC Oljeproduksjonen i land utenfor OPEC (og FSU) har hatt en overraskende sterk øking siden Storparten av denne økingen kommer fra Nordsjøen. (Figur: 2.4. Endring i oljeproduksjon ) Den overraskende veksten i oljeproduksjonen utenfor OPEC de senere år har hovedsakelig funnet sted p.g.a. økt og forlenget produksjon fra større, etablerte felt. Dette har igjen sammenheng med teknologiske nyvinninger, spesielt samspillet mellom IT og horisontal boring. Mange av de store feltene som har vært opphav til mesteparten av de positive produksjonsoverraskelsene, vil snart gå av platå og deres bidrag til det totale produksjonsvolum vil avta. Re servet i I veksten de siste 5 år har i hovedsak kommet i form av oppgraderinger av store felt. Oppgraderinger vil fortsatt finne sted, men det er vanskelig å se for seg at det teknologiske sprang vi har vært vitne til de senere år, vil kunne gjenta seg umiddelbart og med slike konsekvenser mht. volumtilvekst. Innfasing av nye, men mindre felt omkring i verden har også økt som følge av kostnadsreduksjoner. Volummessig vil dette i et noe lengere perspektiv ikke være stort nok til å kompensere for produksjonsnedgangen fra store felt. Det er gjort få store funn utenom OPEC de siste 10-år. I et lengere perspektiv må det derfor etableres nye oljeprovinser med store reserver for å hindre fall i produksjonen fra land utenom OPEC. Nye områder som kan utvikles er funnet, men den langsiktige betydning av disse nye områdene er fortsatt uklar.?,2.4 OPEC Land utenom OPEC har bidratt med nesten hele veksten i markedet siden Som følge av dette har det ikke vært rom for vesentlige økinger i OPECs oljeproduksjon

5 uten at det har fått konsekvenser for prisen. OPECs kvote har vært konstant på 24,5 mfd siden sommeren Dette har medført spenninger i organisasjonen og en økende overproduksjon etter som tiden har gått, noe som har virket dempende på prisen. (Figur 2.5. Balansen i oljemarkedet) Dersom Irak gjenopptar sin oljeeksport før år 2000, vil "rest-opec" ikke få volumøking mellom 1993 og 2000, gitt at dagens prisnivå på $ opprettholdes. Dette vil åpenbart sette tålmodigheten til en rekke medlemsland på en hard prøve. På noe lengre sikt ser vi imidlertid at den sterke veksten i det globale oljekonsumet vil føre til økt etterspørsel etter OPEC olje. Gitt de store oljereserver som OPEC besitter antas ikke produksjonskapasitet å være en begrensende faktor Prisdrøfting Fram til ca er det fare for relativt lave oljepriser p.g.a. fortsatt vekst i oljeproduksjonen fra land utenom OPEC kombinert med at Irak trolig er tilbake i markedet med 2-2,5 mfd i samme periode. Det kan ikke utelukkes at OPEC klarer å takle at Irak tilbakevender til verdensmarkedet. Sjansene er likevel store for at man i perioder etter opphevelsen av boikotten av Irak vil kunne få meget lave priser. Etter år 2000 vil presset på OPEC gradvis lette og mulighetene til å ta ut høyere priser vil være tilstede, så fremt OPEC fortsatt fungerer. Det er selvfølgelig mange usikkerhetsfaktorer. Etterspørselen kan utvikle seg forskjellig fra det som er antatt p.g.a uventet økonomisk utvikling eller økte energiavgifter. Oljeproduksjonen i non-opec er svært usikker på 10 års sikt. Spesielt vet vi ikke om de nye oljeprovinsene slår til som forventet. Sosial uro, eventuell borgerkrig i viktige produksjonsland, særlig i Midt-Østen, men også i FSU, kan forsinke kapasitetsutbygging. Flere OPEC- medlemmer, f.eks. Irak og Venezuela, kan beslutte å kjøre for fullt slik at OPEC slår sprekker. De fleste oljeselskap og analytikere har en tro på at oljeprisen vil ligge i området $/fat. Utsiktene virker kanskje noe bedre på lang sikt enn på kort sikt, men det er viktig å understreke at usikkerheten er stor. 3. Gass - To markeder møtes Olje og gass henger nøye sammen, både på produksjonsiden og på markedsiden. Men det er likevel store forskjeller på gassmarkedet og oljemarkedet. Olje kan transporteres relativt rimelig over lange avstander. Transportkostnadene utgjør kun en liten del av totalkostnadene for sluttbrukeren. Dette legger grunnlaget for et verdensmarked for råolje og for at man til en hver tid opererer med én pris på olje. Gass derimot, er mye dyrere å transportere og krever omfattende og kapitalintensiv infrastruktur, enten det dreier seg om rørledninger eller LNG skip. Dette innebærer at markedene i stor grad er regionale og med forskjeller i pris både til produsent og konsument. Men i nesten alle de regionale gassmarkedene vil gassprisene allikevel påvirkes av nivået på oljeprisen. Selv gassmarkedet i USA, som har vært liberalisert over lengre tid, har en samvariasjon mellom olje og gasspris. 3.1 Innledning (Figur 3.1: Gassmarkedet i Europa)

6 Gassmarkedet på kontinentet har etterhvert utviklet seg til å bli et stort integrert marked, der produksjonssider i Nordsjøen, Vest Sibir og Algerie er knyttet sammen med alle de store markedene i Europa. Det eneste markedet som har vært atskilt er Storbritannia, som, bortsett fra noe import fra Norge, har vært selvforsynt med gass. Det er nå i ferd med å bygges en rørledning som f.o.m skal binde sammen rørsystemene i Storbritannia og Kontinentet. Denne ledningen, kalt Gas Interconnector, vil med små justeringer kunne ha kapasitet til å frakte 20 mrd. Sm3 i begge retninger. Dette vil ikke bare innebære en sammenslåing mellom nye markeder og nye produksjonssider, men også en sammenslåing mellom to svært ulike markedssystemer. Det liberaliserte markedet i Storbritannia skal slås sammen med det mer tradisjonelle markedet i Europa. For å kunne forstå hvordan markedene vil reagere på en slik sammenkobling er det viktig å forstå hvordan markedene fungerer idag. Jeg vil derfor først beskrive dagens kontinentale marked i korthet. Deretter vil jeg gå inn på hvordan et slikt marked kan liberaliseres og hvordan dette ble gjort i praksis i Storbritannia. Til slutt vil jeg vurdere faren for prisfall på kontinentet lik den opplevd på spotsalg i Storbritannia. 3.2 Det kontinentale markedet La meg først minne om hvilke aktører som opererer i det kontinentale markedet og hvilke kommersielle avtaler en opererer med. (Figur 3.2 : Aktørene i gassmarkedet) Kontraktsstruktur For at produksjon og infrastruktur i det hele tatt skal kunne utbygges, har en tatt i bruk langsiktige kontrakter på år som knytter sammen kjøper og selger. Produsenten blir i større grad sikret avsetning, og kunden blir sikret leveranser. Kontraktene er såkalte Take-or-pay kontrakter, som innebærer at kunden må betale for et minimumskvantum, uavhengig av om han faktisk tar mindre. Prisen er vanligvis satt som en funksjon av verdien på alternative produkter, ofte oljeprodukter. Store deler av Europas reservegrunnlag er bundet opp i slike kontrakter, noe som innebærer at nye aktører vil få problemer med å få tilgang til gass ved en eventuell liberalisering. Dette er en annen situasjon enn den som var i både Storbritannia og USA før liberaliseringen. 3.2,2 Store enheter Det kontinentale gassmarkedet kjennetegnes av store enheter. Selgersiden domineres av Russland, Algerie, Norge og Nederland, mens kjøpersiden historisk er dominert av store gasselskap som Ruhrgas og Gaz de France, med et naturlig monopol. Disse nedstrømsselskapene eier rørledningene og driver både med transmisjon og grossistvirksomhet på gass. De selger gassen videre til storkunder som kraftverk og tungindustri og til distribusjonsselskap, som igjen selger gass videre til husholdningene og småindustri. Det er eierskapet av ledningsnettet som gir en monopolsituasjon. Dette er viktig å trekke med seg når vi skal gå inn i diskusjonen rundt liberalisering, hvor nettopp tilgang til infrastruktur er et nøkkelpunkt. 3.3 Hva er liberalisering? Dersom en tredjepart ønsker å frakte gass der det allerede ligger en rørledning, skal det mye til før det lønner seg å bygge en egen rørledning fremfor å benytte seg av allerede eksisterende infrastruktur. Stordriftsfordelene gjør at gasstransport karakteriseres som et naturlig monopol. (Figur 3.3. Liberaliseringstiltak)

7 Hovedideen ved en liberalisering er å bryte dette monopolet. Teorien bak dette går ut på å skille transportørrollen fra grossistrollen. Det gjøres ved at myndighetene krever at netteier gir like rettigheter for alle til å benytte seg av rørledningen, noe som kalles tredjepartsadgang, ofte omtalt som kun TPA. Tilgang til nettet må gis under like vilkår, ofte offentlig regulerte tariffer, slik at alle som ønsker å selge gass kan konkurrere om sluttbrukerne. En tilleggsforutsetning for økt konkurranse er at det finnes gass tilgjengelig slik at nye aktører har gass å selge. Dvs at produsenter må finne gass utover de kontraherte volumene og selge til de nye uavhengige mellommenn og grossistene i markedet Det britiske markedet Innledning Det tok nesten ti år fra de første liberaliseringstiltakene ble igangsatt av britiske myndigheter før vi kom til dagens situasjon. Det mest dramatiske endringen sett med produsentenes øyne er utviklingen av et spotmarked med meget lave priser. I fjor vinter falt spotprisen i Storbritannia fra 19 p/therm til 9 p/therm. Det er viktig å huske at spotmarkedet fortsatt utgjør en liten del av det totale markedet og at prisen på langsiktige kontrakter fortsatt er vesentlig nøyere enn spot prisen Myndighetenes tiltak og markedets utvikling (Figur 3.4. Liberalisering av gassmarkedet i Storbritannia) Det institusjonelle grunnlaget for konkurranse i gassmarkedet ble lagt i 1986 med privatisering av British Gas og oppheving av monopolet for storkunder. Tredjepartsadgang ble innført i BGs transportnett. Disse tiltakene var allikevel ikke tilstrekkelig til å skape konkurranse i gassmarkedet. Nye reguleringer ble innført for å fremskynde prosessen. British Gas ble tvunget til å offentliggjøre prislister godkjent av The Office of Gas Supply (OFGAS), mens konkurrentene fikk full anledning til å underby disse prisene. I tillegg måtte BG iverksette "release gas program", dvs at BG ble tvunget til å selge gass til sine konkurrenter slik at disse igjen kunne underby BG og kapre markedsandeler. Fra å ha et vertikal integrert monopol, gikk en over til å ha over 100 gassgrosisster i Disse kjøpte ukontrahert gass fra produsentene og fra BG, leide transportkapasitet fra BG og solgte til storkunder. Tallet på uavhengige aktører falt etterhvert som konkurransen i mellomleddet økte og tallet på grossister nærmet seg 40 i slutten av Dette er en konsolideringsprosess som bare fortsetter. I tillegg ser vi tendenser til vertikal integrering mellom gassdistributører og el-distributører. Først i 1995 førte disse tiltakene til prisfall. Det er spesielt situasjonen med overkontrahering av langsiktige kontrakter på innkjøpsiden og kortsiktig videresalg som har skapt en situasjon hvor spot markedet har fått en oppblomstring i 1995 med en fallende pris som resultat. Dette prisfallet kom i et sterkt voksende marked. Dette skyldes ikke bare TPA, men at den tilgjengelige mengden gass økte enda sterkere enn etterspørselen. 3.5 Spekulasjonene Gassmarkedet i Storbritannia har blitt liberalisert som følge av gjennomføring av vidtgående tiltak fra britiske myndigheter. I dag eksisterer et spotmarked på gass med priser som er lavere enn våre priser for levering til kontinentet. Noen ser for seg at Gas Interconnector skal føre britiske tilstander til gassmarkedet på kontinentet. Interconnector vil virke som en forlengelse av det britiske liberaliserte markedet og spotprisene i Bacton vil virke prissettende for hele Europa.

8 Man sier dermed at en vil få en bølge av liberalisering som skyller over Europa som fører til store strukturelle endringer og sterkt fallende priser. Jeg føler at dette bildet krever en nyansering. 4. Mulige endringer i markedet La oss nå ta utgangspunkt i tittelen på foredraget: "Vil utviklingen på det britiske gassmarkedet smitte?". Hva mener vi egentlig med smitte? Jeg vil først se på om selve den fysiske strømmen av potensiell billig britisk gass kan føre til endringer. Hvor stor blir den og kan den potensielt føre til økt konkurranse og lavere priser på gass i Europa. Deretter vil jeg gå inn på den generelle utviklingen på kontinentet og se hvordan liberaliseringen i Storbritannia og Gas Interconnector kan føre med seg en slags "ideologisk smitte" som kan forsterke konkurransen på kontinentet og føre til økt liberalisering. 4.1 Prisutvikling i UK Uansett markedsstruktur på begge sider av Gas Interconnector er det rimelig å tro at gassen vil strømme den veien en kan få mest penger for den. Dersom prisene i Storbritannia fortsetter å være såvidt lave frem til 1998 er det trolig at gass vil gå fra Storbritannia til kontinentet. Første avtale om leveranser er allerede underskrevet. Men det kan jo også skje at gassen også går andre veien, i hvert fall på sikt. Prisutviklingen i UK kan være avgjørende for hvordan utviklingen vil bli. I dag er det et overskudd av gass selv i et marked med høy vekst. Signalene på hvor høyt produksjonsnivået i Storbritannia blir fremover er ikke entydige. Produksjonen i Storbritannia steg med over 30% mellom 1990 og 1994 mens R/P raten falt ned til 10 år. Det sier seg selv at en må finne mye gass i Storbritannia den nærmeste årene for at overskuddet skal opprettholdes. Enkelte prognoser tyder på at dersom etterspørselsøkningen fortsetter vil overskuddet kunne reduseres kraftig. På den annen side har man jo tatt feil av produksjonsutviklingen i UK før. Dersom det nå skulle vise seg at de pessimistiske prognosene for produksjonsutviklingen i Storbritannia slår til (dvs. lav produksjon), kan det jo vise seg at en får økt markedspotensiale for norsk gass. Et eventuelt underskudd av gass fører til høyere priser i Storbritannia, noe som kan føre til at gasstrømmen i Gas Interconnector går andre veien. Det kan enten gi muligheter for norsk eksport til Storbritannia eller gi økt behov for gass på kontinentet fordi gass går fra kontinentet til Storbritannia. Prisnivået i Europa vil dermed ikke bli påvirket i negativ retning. Men la oss nå forutsette et overskudd av gass på britisk sokkel også på sikt. I et slikt tilfelle vil prisene sannsynligvis forbli lave og Storbritannia vil kunne fremstå som en konkurrent til Norge for eksport til det kontinentale gassmarkedet Priseffekt på kontinentet uten liberalisering I første omgang ser vi for oss et tilfelle der systemet i Storbritannia ikke har smittet over slik at britisk gass ikke møter et liberalisert markedet, men kun dagens aktører. Gassen lander i Zeebrugge i Belgia, men er derfra avhengig av videre transport, dersom den skal nå et stort marked. Høyst sannsynlig betyr dette at etablerte aktører i Belgia, og kanskje Nederland, vil stå for transitt. Altså blir det opp til våre kunder på kontinentet (Distrigaz og Gasunie) å avgjøre tilgjengeligheten (og til en viss grad prisen) på britisk gass i det europeiske markedet. Det nye ved denne situasjonen i forhold til tidligere er at det blir økte volumer inn i markedet, pluss at man får flere mindre selgere som får en annen vurdering av hvilken volum/pris balanse som er optimalt. Dersom prisen på kontinentet er høyere enn i Storbritannia vil de ha motiver for å selge mest mulig. (Figur 4.1. Udekket etterspørsel i Vest-Europa) 6

9 Uten tredjepartsadgang vil selgeren fra Storbritannia måtte selge til etablerte aktører. 20 mrd. kubikkmeter er mye gass, men utgjør allikevel en liten del av det totale kontinentale markedet. Det er heller ikke sikkert at hele kapasiteten vil benyttes. Som vi ser kan man få problemer på kort sikt, men på litt lengre sikt vil veksten i markedet alene kunne spise opp disse volumene. Dermed er det sannsynlig at etablerte aktører vil kunne absorbere de nye volumene uten at det vil få nevneverdige konsekvenser for pris. Britiske produsenter vil jo også være interessert i å få så høy pris som mulig. Dermed er det sannsynlig å tro at billig gass gjennom Gas Interconnector alene ikke er nok for å skape særlig økt konkurranse i markedet. 4.3 Kan systemet smitte over? Men er det mulig at utviklingen i Storbritannia og Gas Interconnector kan får større på virkning enn dette. Jeg vil nå diskutere muligheten for at siste års begivenheter kan føre til press for økt konkurranse og liberalisering i Europa. 4,3.1. EU-kommisjonen For det første har EU kommisjonen har lenge ivret for en liberalisering av energimarkedene generelt. De ønsker økt konkurranse og lavere priser på både elektrisitet og gass. Slik det ser ut idag er ikke EU sterkt nok til å kunne gjennomføre en slik reform uten at det politiske klima i medlemslandene snur seg. På den annen side er det vanskelig å se for seg hvordan et indre marked, som også etterhvert kan komme til å utvide seg til en valutaunion, kan fungere når en så viktig økonomisk faktor som energi holdes utenfor. Sterke krefter jobber mot EU-kommisjonen og argumenterer med bl.a. energisikkerhet, at dagens system har virket effektivt i over 30 år og at svekkelse av importselskapene vil styrke eksportsiden, som ligger utenfor EU Nasjonale myndigheter Flere av de store landene stiller seg kritisk til en eventuell liberalisering av energimarkedene. I Tyskland argumenteres det for at det allerede er konkurranse på gassmarkedet. Dette begrunnes med at hvem som helst som ønsker å selge gass fritt kan bygge rørledninger. Dette har da også funnet sted gjennom Wingas sin inntreden i det tyske gassmarkedet. Videre pekes det på at liberalisering innebærer å gripe inn i røreiernes dispsisjonsrett til egen eiendom, noe som hevdes å være grunnlovstridig. I Frankrike ser man på energiforsyning som et sosial gode som alle skal ha lik tilgang til. Dette innebærer at alle konsumenter har krav på lik pris uavhengig hvor i landet de bor. Dette strider imot utviklingen i et liberalisert marked. Som vi ser er det fortsatt lite som tyder på at de politiske myndighetene i Europa har samme politiske vilje og overbevisning som Thatcher-regjeringen hadde i Storbritannia. Men kan dette endres ved at eventuell billig britisk gass blir tilgjengelig på et spot marked og synliggjør forskjeller? Nederlandske myndigheter har akkurat utgitt et "White Paper" som går inn for betydelige reformer. Hva dette faktisk vil resultere i er usikkert, men det illustrerer ihvertfall at europeiske myndigheters tankegang er i endring Liberalisering generell trend Storbritannia kan nå bli stående som et vellykket eksempel på at liberalisering fører til større effektivitet og lavere priser for konsumentene. Økt liberalisering er en generell trend i dag. Tele-industrien er i ferd med å liberaliseres over hele Europa og det samme gjelder flytrafikken.

10 Elektrisitetsmarkedet i Norden er også blitt liberalisert. Samtidig ser vi at økt internasjonalisering og økt konkurranse i industrien generelt stiller større krav til kostnadseffektivitet og dermed også til lavere priser på input av råvarer Markedsaktører (konsumenter, transportører og tilbydere) Den politiske utviklingen kan bli påvirket av press fra aktører i industrien. Dersom det blir synlig at det er billig gass i England, kan det bli vanskelig å argumentere for hvorfor prisene på kontinentet er høyere. Store industrikunder kan presse gasselskapene til å føre gassen billigere igjennom sitt nettverk til forbrukerne, slik industrien kan forbli konkurransedyktige på det internasjonale markedet. Samtidig er eksisterende aktører i markedet sterke krefter som kan motvirke en liberalisering , Tilbudssiden En av de viktigste forskjellene mellom det kontinentale det britiske gassmarkedet og er at kontinentet i mye større grad er importavhengig og da fra politisk ustabile områder. Dermed kan det stilles spørsmålstegn med energisikkerheten i et liberalisert marked. En annen ting er at tilbudsiden er utenfor EUs myndighetsområde, slik at en liberalisering av nedstrømsaktivitetene ikke nødvendigvis innebærer en tilsvarende prosess oppstrøms. I Storbritannia er det jo mange uavhengige produsenter som konkurrerer om å levere gass, mens det kontinentale markedet i stor grad blir forsynt av noen få store tilbydere. Dermed oppstår ikke nødvendigvis samme konkurransesituasjon oppstrøms. For at liberaliseringen nedstrøms idet hele tatt skal få effekt må nye aktører få tilgang til gass de kan selge inn i markedet. Siden de aller fleste volumene er bundet opp i langsiktige kontrakter kan dette bli et problem ved en eventuell nedstrømsliberalisering. Hvorvidt Gas Interconnector vil bidra til liberalisering av det europeiske gassmarkedet er usikkert. Slik de politiske myndigheter opptrer idag kan det virke som om det kan ta tid, selv om en bl. a. i Nederland ser tegn som tyder på at dette kan endre seg Priseffekt ved en eventuell liberalisering nedstrøms Muligheten for en liberalisering nedstrøms er altså tilstede. Spørsmålet blir da hvordan prisen på norsk gass vil blir påvirket av dette. Det er vanskelig å si noe om dette i et slikt marked. Prisen vil helt og holdent være avhengig av tilbud og etterspørsel. (Figur 4.2. Bruttomarginer for olje og gass) Som vi ser av figuren er bruttomarginene i gasskjeden dominert av nedstrømsselskapene. Dette har sammenheng med de store kostnadene involvert i gasstransport. Ved en eventuell liberalisering er det i første rekke denne nedstrømsmarginen som vil bli redusert, noe som vil føre til billigere gass til kundene. Det er uklart hvilke konsekvenser dette vil få for oppstrømsmarginene. Lavere marginer i et ledd i kjeden (transmisjonsdelen) vil, alt annet likt, være positivt for andre aktører i kjeden, men erfaringene fra bl.a. Storbritannia og USA viser at også produsentpris har sunket. Fokus på kortere kontrakter i det kontinentale markedet vil kunne føre til at de ressursene som idag ligger klar for å garantere for langsiktige kontrakter blir sluppet ut i markedet. Dersom produsentene i økt grad konkurrerer om markedsandeler vil en på kort sikt kunne oppleve til et prisfall.

11 Det er imidlertid viktig å huske på at situasjonen på kontinentet er ulik situasjonen i markeder hvor en tidligere har gjennomført en liberalisering. Europa importerer fra noen få store leverandører. Prisen vil derfor også avhenge av disse aktørenes adferd i markedet. Dersom vi får en situasjon med et strammere marked, f.eks som følge av økt konsum, kan liberalisering nedstrøms føre til at produsentprisen går opp. Økt forbruk av gass vil føre til krav om utbygging av infrastruktur og en må stadig lenger bort fra markedet for å finne forsyningskilder. Dermed er det kanskje verdt å tenke på at eventuelle lave priser og økt usikkerhet kan føre til manglende investeringer, noe som igjen kan føre til høyere priser på sikt. 5. Avslutning Hvis vi nå skal prøve å oppsummere denne utledningen, vi! jeg i første rekke fokusere på den store usikkerheten som eksisterer i markedene for olje og gass. De fleste forventer en olje pris som ligger i dagens prisleie, men det gjorde jo også de fleste i perioden , da prisen var dobbelt så høy som idag. Det er viktig å poengtere at usikkerheten selvfølgelig kan gå begge veier, noe som faktisk kan innebære at en kan få en noe høyere pris enn forventet. Jeg har valgt å ikke fokusere så sterkt på dette av hensyn til temaet for denne konferansen og de etterfølgende foredragsholdere. Det viktigste for oss er at risikoen for prisfall absolutt er tilstede. Gassprisen er preget av enda større usikkerhet. Ikke bare er en eksponert for eventuelle endringer i oljeprisen, men mulighetene for en dekobling fra oljeprisen er også tilstede. Gas Interconnector er antakelig ikke nok til å forårsake et prisfall, men en "ideologisk smitte " kan bety noe. Dette øker usikkerheten ytterligere. På denne bakgrunn er det viktig at vi fortsetter arbeidet med kostnadsreduksjoner og økt effektivisering som gjør at vi kan fortsette å drive lønnsomt på norsk sokkel, selv med dagens relativt lave oljepriser. Vi må fortsatt fokusere på kostnader, spesielt fordi vi er i en fase hvor vi er i ferd med å åpne opp nye områder lenger nord under enda mer krevende forhold og uten eksisterende infrastruktur. Særlig for gassproduksjonen, som jo bare blir viktigere og viktigere for Norge, er dette arbeidet av avgjørende betydning. Med økt avstand mellom produksjon og markedet, i tillegg til økt prisrisiko, er vesentlige kostnadsreduksjoner eneste løsning. Dersom vi fortsetter den positive kostnadstrenden vi har sett de siste årene bør vi håpe på fortsatt lønnsom olje- og gassvirksomhet på norsk sokkel.

12 Råoljepris : Reell (95$) 0 Kilde: BP Stat. Review Ulike kvaliteter, Brent Spot fra

13 Point at which forecast was made Vintage: the forecast for that period Actual price movement

14 2.2 Sentrale faktorer og drivkrefter Etterspørsel: v Økonomisk vekst v Råoljepris Sluttbrukeravgifter >/ Andre energikilder >/ Råoljepris v Teknologisk fremgang v Kostnadsreduksjoner y/ Mye ojb råder OPEC-produksjors: 'F0RVENTNING8RPIS

15 1 2.3 Indeks oljeforbruk 1,8 1,6 1,4 1,2 1 L - / : / / / / v 65-7' / / V 7 /t i 0 8 '0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4 2,6 Indeks reell BNP Rett linje angir!ik vekst i oljeforbruk og reel! BNP / -95] \ \ i Indeks oljeforbruk 5 Kilde: IMF, BP, SEA

16 o < az LLJ o CD T3 fcfc > %* "> 4* V «% '«*>. c\i,o)

17 2.5 ill fat/dag Kilde: Norsk Hydro/CERA, historikk!ea NGL inkludert

18 Gassmarkedet i Europ; Norge (GFU) UK (Flere) Russland (Gazprom) NL (Gasunie) Eksport rørledning m- LNG TVansport nettverk Algene (Sonatrach) Struktur: Eksport Import/grossist Distributør/detaljist : Nasjonale monopoly GFU : Nasjonale/regionale monopol : Lokalt monopol

19 igur: 3.2 Eksportlednlng Transmisjons- og grossistselskap Regioriai distributør Husholdning industri

20 :3.3 Leddi Ledd 2 Transportør Idag: Tiltak: Gasselskap er røroperatør og grossist Skille transportør og grossist Lik tilgang ti! rørledningsnettet for alle mot fast tariff

21 Figur: 3.4 r Liberalisering av gassmarkedet i Storbritannia Produsenter Konkurrerte. Kø for å tevere til BG hadde itipridppl i reste.n av kjeden BG privatisert Nettet åpent, uhntatt mot småkunder Nye 'markedsførere, Kbnkurfønsé om gåsa P kunder Margin \ transpprtteddet kraftig ned (regulert). Proriiisentprss tørst o"p'p (nyø pros$ister? så kraftig ned Prøduksjohskapassteten større og kostriadéna lavere 'énri Realprisytviklsrsg (1994 -priser) Beach price Industri Brent Spotpris 10 o : ' ' ' ' ' Kilder: IEA, Norsk Hydro, OECD, Alliance Gas kv.94 3.kv94 1.kv.95 2.kv.95

22 80 Udekket etterspørsel i Vest.Sin Basert på forventet etterspørsel, inngåtte kontrakter og forventet forlengelse

23 sgur: 4.2 Ved 0re/Sm3 140 for olje epris 25 r v/15-20 $ gjør gasspris pa 60% i 20 0 L 0 Gass llmargin plattform ^Transport til raffeneri Raffineri H Distribusjon SMargin plattform ^Transport sokke! itransport og distribusjon