TID FOR KONSOLIDERING

TID FOR KONSOLIDERING KONJUNKTURRAPPORT 214

1 Verdensøkonomiens utvikling 6 1.1 Intro...8 1.2 Anglosaksiske land...12 1.3 Eurolandene... 14 1.4 Asia... 16 2 Utsikter for energimarkedene 18 2.1 Intro... 2 2.2 Olje...22 2.3 Gass...28 2.4 Kull...34 2.5 Fornybar energi...36 2.6 Atomkraft...4 2.7 Perspektiver mot 25... 42 3 Aktivitetsnivået på norsk sokkel 48 3.1 Intro...5 3.2 Produksjonsutvikling...54 3.3 Leteaktivitet og funn...56 3.4 Ressurser...6 3.5 Tildelingsrunder... 62 3.6 Inntekter og formue...64 3.7 Investeringsnivå...66 3.8 Kostnadsutvikling... 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 1 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 22, 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. 214 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 213 217 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 29 var oppe i 1 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. 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 215. Den svakeste utviklingen finner vi i Europa. Veksten i eurolandene stoppet opp i andre kvartal. Ifølge sesongjusterte tall var BNP uendret sammenliknet med foregående kvartal, mens økningen fra samme kvartal året før var på beskjedne,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. 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. Alt i alt gir dette en vekstbane for verdensøkonomien som er noe svakere enn den vi tegnet i fjorårets rapport. I denne prog- Euroland fremstår også i år som det svakeste ledd i den industrialiserte verden.

5 nosen, som strekker seg til 218, 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 212 til 213, tok veksten i den samlede energietterspørselen seg opp fra 1,8 prosent i 212 til 2,3 prosent i 213. Framvoksende økonomier fortsetter å dominere på etterspørselssiden, og stod i 213 for rundt 8 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 213 til 99,1 millioner fat/dag i 219, tilsvarende en gjennomsnittlig årlig vekst fra 213 på 1,3 prosent. Oljeetterspørselen anslås mot slutten av 219 å kunne nå 1 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 213 til 1.729 milliarder kubikkmeter i 219, hvilket tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst på,7 prosent. Etterspørselen ventes å øke i alle regioner, men med betydelige variasjoner. Land utenfor OECD-området anslås av IEA i perioden 213-219 å stå for rundt 85 prosent av den globale økningen i gasskonsumet. En forbruksøkning fra 1.838 milliarder kubikkmeter i 213 til 2.251 milliarder i 219 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 213 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 (213) anslås veksten i kullforbruket å kunne øke med 15 prosent fra 212-218, 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 2 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 213. Ved utløpet av fjoråret utgjorde de 2,7 prosent av det samlede energikonsumet mot,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 22 anslår IEA at summen av fornybare kilder i kraftforsyningen globalt vil kunne øke i produksjonskapasitet med 45 prosent, og utgjøre 7.31 TWh. Land utenfor OECD-området anslås å stå for rundt 7 prosent av den globale økningen i fornybar kraft fram mot 22, 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 22 anslås OECDlandenes fornybare kraftforsyning å vokse til en produksjonskapasitet på 3.4 TWh, hvilket tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst på 3,8 prosent. I IEAs rapport Energy Technology Perspectives 214 tegnes de lange linjene for utviklingen i energimarkedene mot 25. Her fremgår det at fossile energikilder fram mot 25 gradvis får lavere betydning i den globale energiforsyningen. Mens olje, kull og gass i 211 hadde en samlet markedsandel på nær 82 prosent, anslås denne i 25 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 22, 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 214 ventes den samlede petroleumsproduksjonen fra norsk sokkel å øke med 1,3 millioner Sm 3 o.e. (4,8 prosent) fra 214 til 218. 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 213 217 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 2 milliarder kroner med god margin. Kostnadsøkningen i perioden 24-214 kombinert med en endring i friinntektsordningen i mai 213 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 214. Målt i faste 214-kroner anslås investeringene på norsk sokkel å falle fra 221 milliarder kroner i 214 til 197 milliarder i 215, 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 214- kroner anslås investeringene på norsk sokkel å falle fra 221 milliarder kroner i 214 til 197 milliarder i 215. Store internasjonale oljeselskaper hadde i fjor lavere lønnsomhet enn i 22 på tross av en firedobling av oljeprisen i samme periode.

VERDENS- ØKONOMIENS UTVIKLING

VERDENSØKONOMIEN 9 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.

1 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 214 og 215. 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 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. Veksttakten i USA og Storbritannia (bildet) ser ut til å holde seg godt oppe fremover.

VERDENSØKONOMIEN 11 Utsiktene fra de store landene i Asia er fortsatt relativt gode.

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 214. 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 med nedbetaling og nedskriving av gjeld, har husholdningenes sparerate igjen vendt tilbake til nivået før finanskrisen satte inn. Arbeidsledigheten, som mot slutten av 29 var oppe i 1 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 214. Husholdningenes etterspørsel ligger dermed an til å bli en viktig motor i økonomien fremover. Også i næringslivet ligger forholdene til Arbeidsledigheten i amerikansk økonomi igjen under 6 prosent. FIGUR 7,5 1 ANGLOSAKSERNE LEDER AN UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP BASERT PÅ SESONGJUSTERTE TALL (PROSENT) Kilde: Macrobond 5, 2,5-2,5-5 -7,5-1 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 Storbritannia USA

VERDENSØKONOMIEN 13 rette for økt aktivitet. Næringsinvesteringene passerte mot slutten av fjoråret nivået fra før finanskrisen i 28, 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 1 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 215. Bredt fundert oppgang i Storbritannia. Husholdningene i USA sparer nå like mye som før finanskrisen satte inn.

14 VERDENSØKONOMIEN 1.3 FIGUR FIGUR 7,5 1 EUROLANDENE STAGNASJON I EUROLAND 5, 2,5 Veksten i eurolandene stoppet opp i andre kvartal. Ifølge sesongjusterte tall var BNP uendret sammenliknet med foregående kvartal, mens økningen fra samme kvartal året før var på beskjedne,7 prosent. Det var i særlig grad en svakere utvikling i Tyskland som trakk ned veksten i eurosonen. Nedgangen i BNP fra første kvartal på,6 prosent kan i særlig grad knyttes til utenriksøkonomien og sanksjonene som både EU og Russland har innført i forbindelse med krisen i Ukraina. Sammen med mindre etterspørsel fra andre europeiske -2,5-5 -7,5-1 1 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. Fransk økonomi har vist en flat BNPutvikling de siste to kvartalene, mens gjennomsnittlig veksttakt siste tre år ligger på beskjedne,5 prosent. Næringslivets 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 3 2 ANGLOSAKSERNE LEDER AN UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP BASERT PÅ SESONGJUSTERTE TALL (PROSENT) SVAK UTVIKLING I EUROLAND UNDERLIGGENDE ÅRSVEKST I BNP (PROSENT) Storbritannia Kilde: Macrobond USA Kilde: Macrobond Svak utvikling i Europas største økonomi, Tyskland. 7,5 5 2,5-2,5-5 21 211 212 213 214 Eurosonen Italia Frankrike Tyskland

VERDENSØKONOMIEN 15 investeringer har falt markert, og med en arbeidsledighetsrate som har bitt seg fast på nær 1 prosent, har etterspørselen fra husholdningene utviklet seg svakt. Byggenæringens forventninger til den økonomiske utviklingen er nå på sitt laveste nivå siden slutten av 199-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 211. Nedgangen har rammet både industrien 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. Lyspunktene er få også i Frankrike og Italia. FIGUR 3 27,5 25 22,5 2 17,5 15 12,5 1 7,5 5 2,5 3 2 ARBEIDSLEDIGHET I PROSENT AV ARBEIDSSTYRKEN Kilde: Macrobond 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 Spania Italia Hellas Storbritannia Tyskland Sverige

16 VERDENSØKONOMIEN 1.4 FIGUR FIGUR 3 ASIA BLANDET I ASIA 27,5 25 22,5 2 17,5 15 12,5 1 7,5 15 3 2 Også i Asia er den økonomiske utviklingen blandet. BNP-utviklingen i Japan har samlet sett vært flat gjennom første halvdel av 214, men med store svingninger mellom kvartalene. En varslet økning i merverdiavgiften fra 5 til 8 prosent ved inngangen til andre kvartal bidro til utstrakt hamstring i første kvartal. Dette bidro til at en underliggende BNP-vekst på 6 prosent i første kvartal ble avløst av en nedgang på 7 prosent påfølgende kvartal. Etter en svært ekspansiv penge- og finanspolitikk gjennom 213, er det derfor mye som tyder på at veksten igjen er i ferd med å falle tilbake til en mer moderat takt. 5 2,5 4 ARBEIDSLEDIGHET I PROSENT AV ARBEIDSSTYRKEN 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 stimulanstiltak anslås veksten falle noe tilbake igjen fra neste år. 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 Spania Italia Hellas Storbritannia Tyskland Sverige HOLDER ASIAS GIGANTER KOKEN OPPE? VEKST I BNP FRA SAMME KVARTAL ÅRET FØR (PROSENT) Kilde: Macrobond Kilde: Macrobond 12,5 1 7,5 5 2,5 26 27 28 29 21 211 212 213 214 Kina India

VERDENSØKONOMIEN 17 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 212 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 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 218, legges til grunn at verdensøkonomien inneværende år vil kunne vokse med drøyt 3 prosent, økende til 3 ¾ prosent mot slutten av prognoseperioden. Verdensøkonomien vokser svakere enn vi anslo for ett år siden. FIGUR 6 5 VERDENSØKONOMIENS UTVIKLING VOLUMVEKST I PROSENT FRA ÅRET FØR Kilde: Norsk olje & gass/macrobond 5 4 3 2 1-1 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 Historisk utvikling Prognose

UTSIKTER FOR ENERGI- MARKEDENE

ENERGIMARKEDENE 19 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 213 for rundt 8 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.

2 ENERGIMARKEDENE 2.1 INTRO Til tross for en moderat avdemping av den globale veksten målt ved bruttonasjonalproduktet (BNP) fra 212 til 213, tok veksten i den samlede energietterspørselen seg opp fra 1,8 prosent i 212 til 2,3 prosent i 213. Framvoksende økonomier fortsetter å dominere på etterspørselssiden, og stod i 213 for rundt 8 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 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. Ifølge BP vokste verdens samlede energikonsum i fjor med 2,3 prosent. FIGUR 6 6 GLOBAL ØKONOMISK VEKST OG VEKST I ENERGIFORBRUKET VOLUMINDEKSER 1965=1 Kilde: IMF, Angus Maddison dataset og Macrobond 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 1966 1972 1978 1984 199 1996 22 28 214 Global økonomisk vekst Globalt energiforbruk 1 1 Nye fornybare kilder (vind, sol, geovarme mv.) med i tallene fra 199.

ENERGIMARKEDENE 21 Skiferformasjonen Eagle Ford anses som ett av de mest interessante olje- og gassfunnene som er gjort i Texas.

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 213 med 1,4 millioner fat/dag. Dette tilsvarer en økning på 1,4 prosent fra 212, 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 oljeproduksjonen holdt ikke tritt med etterspørselsveksten gjennom fjoråret. En samlet produksjonsvekst på 56. fat/dag (+,6 prosent) bidro til at stramheten i oljemarkedet ble opprettholdt. OPEC-landenes samlede produksjon var i 213 85. 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 1/fat. Olje stod i 213 for nær en tredjepart av den globale energietterspørselen. FIGUR 5 45 7 UTVIKLING I SAMMENSETNING AV VERDENS ENERGIKONSUM ANDEL I PROSENT AV SAMLET KONSUM 1 Kilde: BP/Macrobond 4 35 3 25 2 15 1 5 1965 197 1975 198 1985 199 1995 2 25 21 215 Olje Kull Gass Vannkraft Atomkraft Annen fornybar 1 Samlet konsum er her definert som konsumet av olje, kull, gass, atomkraft, vannkraft, vind, sol, geotermisk og biomasse/avfall målt i oljeekvivalenter.

ENERGIMARKEDENE 23 Det internasjonale energibyråets (IEA) oljemarkedsrapport for oktober 214 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 det samlede etterspørselsveksten å dempe seg til,7 millioner fat/dag for 214. 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 9/fat. Oljeterminalen på Sture i Øygarden i Hordaland.

24 ENERGIMARKEDENE 2.2 OLJE FIGUR FIGUR 5 7 PÅ VEI MOT 1 MILLIONER FAT/DAG 45 4 35 3 25 2 15 1 I sin mellomlangsiktige prognose for utviklingen i oljemarkedet 1, legger IEA til grunn at den samlede etterspørselen etter olje vil kunne øke fra 91,4 millioner fat/ dag i 213 til 99,1 millioner fat/dag i 219, tilsvarende en gjennomsnittlig årlig vekst fra 213 på 1,3 prosent. Oljeetterspørselen anslås mot slutten av 219 å kunne nå 1 millioner fat/dag. Bak denne utviklingen finner vi to motvirkende trender. OECD-landenes oljekonsum vil fortsette de siste årenes fallende trend, men nedgangen anslås å bli moderat. OECD Nord-Amerikas oljeforbruk utgjorde 24 millioner fat/dag i 213, og stod med dette for over halvparten av OECD-landenes 5 1 1 IEA Medium-Term Oil Market Report 214 8 UTVIKLING I SAMMENSETNING AV VERDENS ENERGIKONSUM ANDEL I PROSENT AV SAMLET KONSUM 1 Kilde: BP/Macrobond oljekonsum. Fram mot 219 anslås regionens forbruk årlig i gjennomsnitt å kunne falle med,3 prosent, til 23,6 millioner fat/dag. Europas oljeforbruk falt til 13,7 millioner fat/dag i 213 (-,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 219 anslås den årlige nedgangen å begrenses til,3 prosent, hvilket innebærer et forbruk i 219 på 13,4 millioner fat daglig. Oljeetterspørselen i OECDs Stillehavsregion avhenger i stor grad av framtiden for atomkraft i Japan. I landets nylig fremlagte langsiktige energiplaner forutsettes 1965 197 1975 198 1985 199 1995 2 25 21 215 Olje Kull Gass Vannkraft Atomkraft Annen fornybar ANSLAG FOR UTVIKLING I GLOBALT OLJEKONSUM MILLIONER FAT PER DAG 1 Samlet konsum er her definert som konsumet av olje, kull, gass, atomkraft, vannkraft, vind, sol, geotermisk og biomasse/avfall målt i oljeekvivalenter. Kilde: IEA, MTOMR214, Macrobond 1 Verdens oljeforbruk anslås til 99 millioner fat/dag i 219. Oljeetterspørsel 9 8 7 6 5 4 3 2 1 213 214 215 216 217 218 219 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Reservekapasitet OECD-land, lhs Land utenom OECD, lhs Effektiv reservekapasitet, rhs Implisitt reservekapasitet, rhs

ENERGIMARKEDENE 25 atomkraft fortsatt å ha en rolle i årene fremover, men tempoet for gjeninnfasing av eksisterende anlegg er fortsatt uavklart. Oljeetterspørselen i OECDs Stillehavsregion LAND UTENFOR OECD BESØRGER VEKSTEN anslås på dette grunnlag å kunne falle fra 8,4 millioner fat/dag i 213 til 8,1 millioner fat i 219, noe som innebærer en gjennomsnittlig årlig nedgang på,7 prosent. Blant regionene med sterkest vekst i oljeetterspørselen de siste årene finner vi i gruppen av energirike land i Midtøsten. Utsikter til vedvarende sterk etterspørselsvekst etter olje blant de fleste land utenfor OECD-området, bidrar til at etterspørselen i denne regionen allerede i 214 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 213 stod asiatiske land utenfor OECD-området for om lag halvparten av regionens samlede forbruk. Forbruksveksten fram mot 219 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,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 27-213 med 3,7 prosent. Forbruket ventes å vokse med tilnærmet samme takt i perioden 213-219. Med transport og petrokjemisk industri som viktigste etterspørselskilder anslås oljeforbruket i regionen i 219 å nærme seg 1 millioner fat daglig. 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 213 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 219 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 27-213. Svakere økonomiske utsikter bidrar til å trekke ned veksten i oljeetterspørselen også i det tidligere Sovjet-unionen. I perioden fram til 219 anslås økningen til beskjedne,5 millioner fat daglig, hvor det forventede dagsforbruket anslås å nå 5,2 millioner fat. Oljeetterpørselen i land utenfor OECD vil i 214 overstige OECD-landenes forbruk.

26 ENERGIMARKEDENE 2.2 OLJE TRANSPORTSEKTOREN KLART VIKTIGST Den klart viktigste sektoren knyttet til det globale oljeforbruket er transportsektoren. I 213 ble det ifølge IEAs estimater forbrukt 5,4 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 213. Dette forbruket ventes å ta seg opp fra 39,5 millioner fat daglig i 213 til 43,1 millioner fat i 219. 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. 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 218. 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 213 for 5,9 prosent av det globale oljeforbruket. Transportsektoren brukte i 213 totalt 5,4 millioner fat olje per dag. FIGUR 9 2, 1,8 PRODUKSJONSUTVIKLING FOR BIODIESEL OG ETANOL MILLIONER FAT/DAG Kilde: IEA 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2 213 214 215 216 217 218 219 Etanol Biodiesel

ENERGIMARKEDENE 27 TILBUDSSIDE MED BETYDELIGE UTFORDRINGER Den globale produksjonskapasiteten for olje kan ifølge IEA øke med sterke 9 millioner fat/dag fra 213 til 219. Med en samlet forventet økning på 6,2 millioner fat per dag til 6.9 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 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 213-219, 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 213-219. En fin dag på West Hercules i Barentshavet.

28 ENERGIMARKEDENE 2.3 FIGUR FIGUR 9 2, GASS UTSIKTER TIL STABIL MARKEDSANDEL FOR GASS 1,8 1,6 Verdens gasskonsum økte i 213 med 1,4 1,4 prosent, mot en gjennomsnittlig årsvekst på 2,6 prosent siste tiårsperiode. Kraftsektoren utgjør den største kilde for etter- 1,2 1, spørsel etter gass, etterfulgt av industrien. I fjor stod de to sektorene for hhv. 4 og 24,8 prosent av den samlede gassetterspørselen.,6 Det siste tiåret var veksten i gassforbruket under trenden i alle regioner unntatt Nord-,4 Amerika. Kina (+1,8 prosent) og USA (+2,4,2 prosent) hadde den sterkeste økningen, og stod til sammen for 81 prosent av den globale økningen i gasskonsumet gjennom fjoråret. En motsatt utvikling finner vi India, som i volum (-12,2 prosent) stod bak den 1 PRODUKSJONSUTVIKLING FOR BIODIESEL OG ETANOL MILLIONER FAT/DAG 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 svak økning. Den globale gassproduksjonen økte i 213 med 1,1 prosent, som var klart 213 214 215 216 217 218 219 GLOBAL GASSETTERSPØRSEL FORDELT PÅ SEKTOR 213 PROSENTANDELER Etanol Kilde: IEA Biodiesel Kilde: IEA 1,4% ØKNING I VERDENS GASSFORBRUK I 213. EGET FORBRUK, GASSINDUSTRIEN 1% TAP TRANSPORT 3% 1% 22% BOLIGER/FORRETNINGSBYGG KRAFTFORSYNING 4% 24% INDUSTRI

ENERGIMARKEDENE 29 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 213. 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 gasskonsumet 2 anslås OECDlandenes etterspørsel å øke fra 1.653 milliarder kubikkmeter i 213 til 1.729 milliarder kubikkmeter i 219, hvilket tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst på,7 prosent. Etterspørselen ventes å øke i alle regioner, men med betydelige variasjoner. Fram mot 219 ventes 63 prosent av økningen å komme i Nord- Amerika. 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. 2 IEA Medium-Term Gas Market Report 214 Boreskipet Discoverer Americas utenfor kysten av Tanzania.

3 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 219, hvilket tilsvarer en samlet vekst i etterspørselen på 12 prosent fra 213-219. 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 å tilføre landet minst 1 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 213 til 219. Et betydelig fall i europeisk konsum siden 21 vil etter hvert kunne sette kraftsystemet på prøve, samtidig som rundt halvparten av kullkraften i Stor-britannia vil legges ned i 215 på grunn av nye og strengere utslippskrav. Land utenfor OECD-området anslås av IEA i perioden 213-219 å stå for rundt Land utenfor OECDområdet vil fram til 219 stå for 85 prosent av økningen i gasskonsumet. FIGUR 2 5 11 UTVIKLING I GLOBALT GASSKONSUM MILLIARDER KUBIKKMETER Kilde: IEA 2 1 5 1 5 2 21 213 215 217 219 OECD Utenom OECD

ENERGIMARKEDENE 31 85 prosent av den globale økningen i gasskonsumet. En forbruksøkning fra 1.838 milliarder kubikkmeter i 213 til 2.251 milliarder i 219 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 219. Kraftsektoren legger beslag på nær halvparten (47 prosent) av økningen i regionens gassforbruk i denne perioden. En anslått kraftproduksjon på 16.2 TWh i 219 innebærer en økning på 4.4 TWh fra 212. 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. Gasskonsumet i Kina dobles fram mot 219. 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 219 vil legge beslag på 93 milliarder kubikkmeter gass, som er en dobling sammenliknet med 213. 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 8.. USA ligger foreløpig langt etter, her er bruk av gass innen tungtransport i en startfase. Gassbruk i transportsektoren har samtidig en lang historie i land som Pakistan og Bangladesh, som oftest knyttet til små kjøretøyer. I perioden fram mot 219 anslås inntil 1 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 219 legge beslag på 93 milliarder kubikkmeter gass.

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 33 FIGUR FIGUR 2 5 2 1 5 1 5 18 11 12 UTVIKLING I GLOBALT GASSKONSUM MILLIARDER KUBIKKMETER HOLDER GASSTILBUDET TRITT? Global produksjon av gass anslås av IEA i 219 å nå 3.98 milliarder kubikkmeter, som er 5 milliarder kubikkmeter (14,4 prosent) høyere enn i 213. To OECDregioner (OECD Nord-Amerika samt OECDland i Stillehavsregionen, hovedsakelig Australia) anslås til sammen å bidra med et tilskudd på rundt 19 milliarder kubikkmeter gjennom denne perioden, med sterkest vekst for sistnevnte. Den sterkeste produksjonsveksten ventes imidlertid å komme i Kina som følge av økt 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 2 21 213 215 217 219 REGIONAL UTVIKLING I GASSPRISER USD/MBtu Kilde: IEA for 22 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. Norge vil kunne gi et mindre tilskudd mens nedgangen fortsetter i Storbritannia og Nederland. Regionen OECDvil dermed Utenom bli OECD mer importavhengig gjennom perioden. Kilde: IEA Europas importavhengighet av gass vil øke fremover. 16 14 12 1 8 6 4 2 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Henry Hub NBP Pris, tysk grense Japan (LNG)

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 213 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 22, og kom i fjor opp i 3,1 prosent. Det er den høyeste markedsandel registrert siden 197. Veksten i kullforbruket har gjennom de siste årene vært særlig sterk i land utenfor OECD-området, med Kina både som største 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 28. 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- 3,1% KULLETS ANDEL AV DEN GLOBALE ENERGI- FORSYNINGEN I 213. FIGUR 4, 13 GLOBALT KULLKONSUM ETTER REGION MÅLT I MILLIARDER TONN OLJEEKVIVALENTER Kilde: BP 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Asia (stillehavsregionen) Afrika Midtøsten Europa og Eurasia Sør- og sentral- Amerika Nord- Amerika

ENERGIMARKEDENE 35 gang i EU på 2,5 prosent. Global kullproduksjon vokste i fjor med,8 prosent, som var den laveste vekstrate siden 22. 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 2. I IEAs så langt siste mellomlangsiktige prognose 3 for det globale kullmarkedet (neste rapport kommer i desember 214) anslås veksten i kullforbruket å kunne øke med 15 prosent fra 212-218, 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 2 prosent av veksten, mens andre asiatiske land anslås øke sin etterspørsel med en tilsvarende andel. Asias rolle som «kullkontinentet» vil dermed bli styrket. Mer enn halvparten av verdens kullforbruk vil de neste årene komme i Kina. 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 213 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 218 som i 212. Obama-administrasjonen la i juni fram forslag om å kutte USAs klimagassutslipp med 3 prosent i 23 fra 25-nivået. Forslaget vil i stor grad kunne ramme landets største kilde til karbonutslipp, om lag 6 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 215. Kina står alene for rundt halvparten av verdens kullkonsum. Av samlet kraftproduksjon i landet stod kull i 213 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 215. Mye peker likevel i retning av at kull også de nærmeste årene vil være en klart dominerende del av kinesisk kraftforsyning. 3 IEA Medium-Term Coal Market Report 213

36 ENERGIMARKEDENE 2.5 FORNYBAR ENERGI FORNYBARVEKSTEN FORTSETTER Fornybare energikilder (utenom vannkraft), i kraftproduksjon så vel som transport, fortsatte å vokse i 213. Ved utløpet av fjoråret utgjorde de 2,7 prosent av det samlede energikonsumet mot,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 (+2,7 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 213 2,7 prosent av det globale energikonsumet. 45 PROSENT ØKNING TIL 22 I perioden fram mot 22 anslår IEA 4 at summen av fornybare kilder i kraftforsyningen globalt vil kunne øke i produksjonskapasitet med 45 prosent, og utgjøre 7.31 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 22. 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. Land utenfor OECD-området anslås å stå for rundt 7 prosent av den globale økningen i fornybar kraft fram mot 22, 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 22 anslås landet alene å stå for 4 prosent av den globale økning, og 6 prosent av fornybarveksten utenfor OECD-området. Fornybar energi anslås Vannkraft og vindkraft øker mest de neste årene. 4 IEA Medium-Term Renewable Energy Market Report 214

ENERGIMARKEDENE 37 FIGUR FIGUR 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, 3 13 14 GLOBALT KULLKONSUM ETTER REGION MÅLT I MILLIARDER TONN OLJEEKVIVALENTER stå for nær 45 prosent av kinesisk kraftutbygging i perioden, og vil med dette kunne stå for 25 prosent av landets kraftforsyning i 22. Utenom Asia anslås den sterkeste utviklingen for fornybare energikilder å komme i Latin-Amerika. Både i India og Brasil bidrar finansielle incentiver til 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Asia (stillehavsregionen) Afrika Midtøsten Europa og Eurasia UTVIKLING I KRAFTKAPASITET FRA FORNYBARE KILDER GIGAWATT Sør- og sentral- Amerika Kilde: BP 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 2 prosent innen 22. Nord- Amerika Kilde: IEA 2 5 2 1 5 1 5 213 214 215 216 217 218 219 22 Vannkraft Vind (landbasert) Sol (PV) Geotermisk Bioenergi Vind (offshore) Sol (CSP) Bølgekraft

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 22 anslås OECD-landenes fornybare kraftforsyning å vokse til en produksjonskapasitet på 3.4 TWh, hvilket tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst på 3,8 prosent. Fornybarandelen i kraftmarkedet vil dermed kunne øke fra 21,5 prosent i 213 til 26 prosent i 22. Solenergi ventes å lede an. Tilskudd på rundt 22 GW kapasitet både i 214 og 215 ventes deretter gradvis å avdempes av utsikter 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 3 TWh fram mot 22. Fornybarandelen i kraftforsyningen vil dermed kunne øke fra 3 prosent av brutto elektrisitetsproduksjon i 213 til 36,5 prosent i 22. 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). OECD-landenes fornybarandel i kraftforsyningen anslås til 26 prosent i 22. FIGUR 4 5 15 FORVENTET KRAFTPRODUKSJON FRA FORNYBARE KILDER TWh Kilde: IEA 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 213 214 215 216 217 218 219 22 OECD-land Land utenfor OECD

ENERGIMARKEDENE 39 Utenfor kysten av Norfolk i England ligger havvindsparken Sheringham Shoal.

4 ENERGIMARKEDENE 2.6 ATOMKRAFT FIGUR FIGUR ATOMKRAFT - SAKTE PÅ VEI TILBAKE 4 5 4 3 5 3 2 5 2 1 5 1 5 9 15 Produksjonen av atomkraft økte i fjor med,9 prosent, som var det første året med økning siden Fukushima Daiichi atomkraftverk på nordøstkysten av Japan ble kraftig rammet av et jordskjelv og påfølgende tsunami den 11. mars 211. Økning i USA, Kina og Canada ble i stor grad motsvart av produksjonsnedgang i Japan, Sør-Korea, Ukraina, Spania og Russland. Japans produksjon falt i fjor med 18,6 prosent, og har siden 21 falt med 95 prosent Atomkraftens andel av verdens energikonsum utgjorde 4,4 prosent i 213, som er den laveste andelen siden 1984. Fukushima-ulykken, som er den første store atomulykken siden Chernobyl 16 FORVENTET KRAFTPRODUKSJON FRA FORNYBARE KILDER TWh (1986), har i ettertid lagt kjernekraften brakk i Japan. Siden høsten 213 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 222. Også Belgia og Sveits har besluttet å avvikle sin atomindustri. Japans regjering under ledelse av statsminister Shinso Abe har, til tross for protester fra opinionen, besluttet å gi grønt lys for atomkraft igjen. I februar 214 la 213 214 215 216 217 218 219 22 OECD-land TOPP 1 LAND FOR KRAFTPRODUKSJON BASERT PÅ ATOMKRAFT MILLIARDER KWt 213 Kilde: IEA Land utenfor OECD Kilde: IEA,9% ØKTE PRODUKSJONEN AV ATOMKRAFT I 213. 8 789, 7 6 5 4 43,7 3 2 1 161,4 132,5 11,7 97, 92,1 78, 64,1 63,7 USA Frankrike Russland Sør-Korea Kina Canada Tyskland Ukraina Storbritannia Sverige

ENERGIMARKEDENE 41 regjeringen fram en strategisk energiplan med et 2-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 214 eller tidlig i 215. Nær tjue reaktorer 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 213 igangsatt bygging av 1 nye reaktorer, som var tre flere enn året før. Ved utgangen av september 214 var det 7 reaktorer under bygging i 15 land, med en samlet kapasitet på nær 67. 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 213 ble det igangsatt bygging av 1 nye atomreaktorer. Atomkraftverk nær Liverpool.

42 ENERGIMARKEDENE 2.7 PERSPEKTIVER MOT 25 LANGSIKTIGE UTSIKTER FOR ENERGIMARKEDENE I IEAs rapport Energy Technology Perspectives 214 tegnes de lange linjene for utviklingen i energimarkedene mot 25. Å vurdere utviklingen nær 4 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 Nord- Amerika, 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. Elektrisitet som energibærer vil bli viktigere i årene fremover. Elektrisitetsproduksjon dekker i dag 4 prosent av det globale energiforbruket, og står for en tilsvarende andel av klimagassutslippene. At karbon-intensiteten i kraftproduksjon i løpet av de siste 4 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. Elektrisitet som energibærer vil bli viktigere i årene fremover. FIGUR 3 5 17 UTVIKLING I GLOBAL CO 2 -FANGST MILLIONER TONN Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 3 2 5 2 1 5 1 5 211 22 225 23 235 24 245 25 Industri Kraftforsyning Annen energitransformasjon

ENERGIMARKEDENE 43 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 5 prosent. Innenfor dette målet kan det samlede globale energikonsumet øke med drøyt 25 prosent fram mot 25. Energieffektivisering, fornybare energikilder og CCS anslås å gi de sterkeste bidragene til å nå 2-gradersmålet. Deres bidrag til reduserte klimagassutslipp fram mot 25 anslås til henholdsvis 38, 3 og 14 prosent i IEAs modell. Det globale energikonsumet ventes å øke med drøyt 25 prosent fram mot 25.

44 ENERGIMARKEDENE 2.7 FIGUR FIGUR 3 5 PERSPEKTIVER MOT 25 BYGNINGER MYE Å HENTE 3 2 5 2 1 5 1 5 17 Bygningssektoren ses på som en sektor med et klart potensial for energieffektivisering. Sektoren, som omfatter både boliger og næringsbygg, forbruker 31 prosent av verdens samlede energi, herunder 5 prosent av all elektrisitet og står direkte for 8 prosent av globale klimagassutslipp. Tar en med de indirekte utslippene knyttet til bygningsmassens bruk av elektrisitet og varme, står imidlertid sektoren for om lag en tredjepart av globale klimagassutslipp. Til tross for de siste årenes politiske initiativ for å bremse energibruken i bygninger, har sektorens energibruk økt jevnt gjennom de siste fire tiår. Uten ytterligere tiltak for bedring av energieffektiviteten anslås 4 18 UTVIKLING I GLOBAL CO 2 -FANGST MILLIONER TONN Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 energiforbruket i bygninger i OECDområdet å øke med 26 prosent og utenfor OECD-området med 77 prosent innen 25. 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 til om lag 11 prosent innen 25, uten begrensninger i komfortnivå eller store endringer i behovsdekning fra elektronisk utstyr mv. 211 22 225 23 235 24 245 25 Industri Kraftforsyning Annen energitransformasjon LANGSIKTIG UTVIKLING I GLOBAL ELKRAFTPRODUKSJON TWh 2-GRADERS SCENARIO Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 Bygningssektoren forbruker 5 prosent av all elektrisitet. 35 3 25 2 15 1 5 211 22 225 23 235 24 245 25 Kull Olje Vannkraft Vind offshore Kull m/ccs Biomasse/søppel Sol (PV) Geotermisk Gass Gass m/ccs Biomasse m/ccs Atomkaft Sol (CSP) Vind onshore Havkraft

ENERGIMARKEDENE 45 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 CO2- intensitet 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 25 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 1-11 prosent. IEAs beregninger viser at industrien - for å tilfredsstille 2-gradersmålet innen 25- må redusere sine klimagassutslipp med 66 prosent, mens veksten i energiforbruket i samme periode må begrenses til 4 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 25. IEAs analyser anslår at 45 prosent av CO2- utslippene i industrien i OECD-landene vil bli tatt hånd om ved hjelp av CCS i 25, mens den tilsvarende andelen utenfor OECD anslås til 24 prosent. FIGUR 16 19 ENERGIFORBRUK I INDUSTRIEN PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 14 12 1 8 6 4 2 211 22 225 23 235 24 245 25 Olje Gass Varme Andre kilder Kull Elektrisitet Biomasse/søppel

46 ENERGIMARKEDENE 2.7 PERSPEKTIVER MOT 25 TRANSPORT TEKNOLOGISK LØFT NØDVENDIG Reduksjonspotensialet for CO2 innen transport fram mot 25 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 25 å være på samme nivå som i 25 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 213, mens bestanden av elektriske personbiler ved utgangen av 213 passerte 35.. 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 213 likevel ikke mer enn,4 prosent av personbilbeholdningen, og er dermed foreløpig langt fra et måltall på 2 millioner innen 22 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 211 viser at det i eurosonen var 418 personbiler per 1 innbyggere, mens tilsvarende tall for USA var 43. I Kina og India var det til sammenlikning hhv. 54 og 11 personbiler per 1 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 25. Næringens målsetting er en årlig nedgang på 1,5 prosent fram mot 225. Biodrivstoff ses også på som en del av løsning fremover, og anslås å kunne dekke 28 prosent av transportbehovet i 25. Innenfor skipsfart vil i første rekke en overgang fra tungolje til gassdrift kunne bidra til å få ned utslippene. Det globale salget av hybridbiler passerte 1,3 millioner enheter i 213. FOSSIL NEDGANG, MEN FORTSATT VIKTIG I 25 Fossile energikilder vil fram mot 25 gradvis få lavere betydning i den globale energiforsyningen. Mens olje, kull og gass i 211 hadde en samlet markedsandel på nær 82 prosent, anslås denne i 25 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 25 anslås å ligge under 4 prosent. Tilbakegangen er også her sterkest for kull, hvor det ventes mer enn

ENERGIMARKEDENE 47 FIGUR FIGUR 16 14 12 1 8 6 4 2 8 19 2 ENERGIFORBRUK I INDUSTRIEN PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO 8 prosent reduksjon i forbruket. Den sterke forbruksnedgangen for kull vil delvis bli erstattet med gass, men etterspørselen etter gass anslås likevel falle med drøyt 27 prosent mot 25. Oljeforbruket anslås på samme tidspunkt å være 57 prosent lavere enn i 211. Ikke uventet ser bildet en del annerledes ut når vi ser på land utenfor OECD-området. Også her finner vi den største nedgangen i forbruket av kull, som i 25 anslås å være drøyt 43 prosent lavere enn i 211. Oljeforbruket ser samtidig ut til å endre seg lite i perioden (-2,6 prosent). Forbruket 211 22 225 23 235 24 245 25 av gass går her i motsatt retning, Olje og anslås å øke med 16 prosent i perioden. Kull VERDENS ENERGIKONSUM ETTER KILDE PETAJOULE. 2-GRADERS SCENARIO av Gass folkerike land i Varme Asia. Elektrisitet Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 Atomkraft ser på lengre sikt ut til å gå en ny vår i møte. Globalt anslås denne energikilden å øke med drøyt 16 prosent fram mot 25. 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 25. 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. En utvikling som startet i OECD-landene er nå i økende grad i ferd med å overtas Biomasse/søppel Andre kilder Kilde: IEA Energy Technology Perspectives 214 I 211 var det hhv. 54 og 11 personbiler per 1 innbyggere i Kina og India. 7 6 5 4 3 2 1 211 22 225 23 235 24 245 25 Kull Gass Vannkraft Andre fornybare Olje Atomkraft Biomasse/søppel

AKTIVITETS- NIVAET PÅ NORSK SOKKEL

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 49 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. 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!

5 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 25. arbeidsplasser spredt over hele landet. Petroleumsnæringen er mer enn olje og gass. I tiårenes løp er det bygget opp en omfattende leverandørindustri, som er Norges største eksportnæring etter olje og gass. Næringen sysselsetter nær 2. mennesker i 4. bedrifter, og omsetter for over 36 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- Siden oppstarten på norsk sokkel har næringen skapt verdier for over 11. milliarder kroner, målt i dagens pengeverdi. FIGUR 3 21 NÆRINGENES ANDEL AV VERDISKAPNINGER BRUTTOPRODUKTER I PROSENT AV SAMLET BNP Kilde: SSB 25 2 15 1 5 197 1974 1978 1982 1986 199 1994 1998 22 26 21 212 Olje- og gassvirksomhet fiske, fangst og fiskeoppdrett Industri og bergverk Privat tjenesteyting 1 1 Omfatter sektorene varehandel og rep. av motorvogner, overnattings- og serveringsvirksomhet, finansiell- og forretningsmessig tjenesteyting. Omsetning og drift av fast eiendom.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 51 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. 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 5.5 milliarder kroner. 5.5 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 22, 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. Investeringene på norsk sokkel vil ligge på et historisk høyt nivå også neste år - faktisk det tredje høyeste årsnivå i vår olje- og gasshistorie. 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 214 til 215. 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.

52 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.1 INTRO FIGUR FIGUR 21 FORAN 3 MIDLERTIDIG ØKNING I PRODUKSJON 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. Skal vi unngå at produksjonen ved inngangen til neste tiår igjen går over i en klart fallende trend, er det fortsatt nødvendig å gjøre nye funn. En skrittvis 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 tydelig gjennom de siste årene. 25 2 15 1 22 NÆRINGENES ANDEL AV VERDISKAPNINGER BRUTTOPRODUKTER I PROSENT AV SAMLET BNP Kilde: SSB Ressursgrunnlaget som av Oljedirektoratet anslås å være til stede i havområdene Nordland VI, Nordland VII og Troms II har vært stengt for petroleumsvirksomhet siden 29, 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 217 vil kunne bli åpnet for en konsekvensutredning fremstår i dag som svært usikkert. Dette til tross for en næring med klare behov for langsiktighet. 197 1974 1978 1982 1986 199 1994 1998 22 26 21 212 Olje- og gassvirksomhet fiske, fangst og fiskeoppdrett Industri og bergverk Privat tjenesteyting 1 1 Omfatter sektorene varehandel og rep. av motorvogner, overnattings- og serveringsvirksomhet, finansiell- og forretningsmessig tjenesteyting. Omsetning og drift av fast eiendom. PRODUKSJON AV OLJE OG GASS I UTVALGTE LAND 213 MILLIONER TONN/ MILLIONER TONN O.E. Det er nødvendig å gjøre nye funn for å unngå at produksjonen igjen går over i en klart fallende trend. Oljeproduksjon Gassproduksjon Kilde: BP Statistical Review 214 Norge Mexico Irak Kuwait 83,2 Malaysia 62,1 141,8 Indonesia 63,4 153,2 Algeri 7,7 151,3 Saudi Arabia 92,7 De forente arabiske emirater Iran Canada Kina USA Russland Saudi Arabia 165,7 Norge 97,9 166,1 193, 28,1 Kina Canada Qatar 15,3 139,3 142,7 446,2 Iran 149,9 531,4 Russland 544,3 542,3 USA 627,2 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6 7 Millioner tonn Millioner tonn o.e.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 53 VIDERE FERD MOT NORD Med et nei til konsekvensutredning av havområdene utenfor Lofoten og Vesterålen i 213 217 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 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. Regjeringen har bestemt at Lofoten, Vesterålen og Senja ikke skal konsekvensutredes i denne stortingsperioden.

54 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.2 PRODUKSJONSUTVIKLING STATUS OG UTSIKTER DE NÆRMESTE ÅRENE Det ble i 213 produsert 215,4 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm 3 o.e.) på norsk sokkel. Det var en nedgang på 11,9 Sm 3 o.e. (4,8 prosent) fra året før. Siden produksjonstoppen ble passert i 24 har den samlede produksjonen fra norsk sokkel dermed falt med 18,5 prosent. Oljeproduksjonen fortsatte nedgangen. I fjor ble det produsert 84,9 millioner Sm 3 olje, hvilket tilsvarer 1,46 millioner fat per dag. Produksjonen var dermed 4,8 prosent lavere enn i 212. Siden toppen ble passert i 2 har oljeproduksjonen falt med 53,1 prosent. 72 felt bidro til oljeproduksjonen i 213. Siden 21 har det blitt produsert mer gass enn råolje fra norsk sokkel. I 213 utgjorde gassproduksjonen 18,8 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 212. Også for NGL og kondensat viste produksjonen nedgang gjennom fjoråret. Nedgangen for NGL var marginal. Et produksjonsnivå på 17,7 millioner Sm 3 var,5 prosent lavere enn året før. For kondensat utgjorde et produksjonsnivå på 4 millioner Sm 3 en nedgang på 12,6 prosent fra 212. Fjorårets oljeproduksjon ble,6 prosent lavere enn Oljedirektoratets (ODs) anslag fra høsten 212. 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 213 var rimelig godt i tråd med ODs anslag.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 55 STABIL OLJEPRODUKSJON OG MER GASS PÅ MELLOMLANG SIKT Produksjonen fra norsk sokkel har vist små endringer gjennom 214. Ved utgangen av september var det totalt produsert 158,5 millioner Sm 3 o.e., som er,4 millioner Sm 3 o.e. (,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 214 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 214 ventes den samlede petroleumsproduksjonen fra norsk sokkel å øke med 1,3 millioner Sm 3 o.e. (4,8 prosent) fra 214 til 218. Det meste av økningen i denne perioden kan knyttes til forventet økning i gassproduksjonen. Et anslått produksjonsnivå i 218 på 115,8 milliarder Sm 3, er 8,8 milliarder Sm 3 høyere enn anslått for 214. Fallet i oljeproduksjonen anslås å stoppe opp inneværende år, for deretter å stabiliseres. Et anslått produksjonsnivå på 85,9 millioner Sm 3 i 218, er beskjedne,4 millioner Sm 3 høyere enn anslaget for 214. For NGL og kondensat anslås samlet sett en mindre produksjonsøkning i perioden. Det har siden 21 blitt produsert mer gass enn olje fra sokkelen. FIGUR 3 23 PETROLEUMSPRODUKSJONENS UTVIKLING DE NÆRMESTE ÅRENE MILLIONER Sm 3 o.e. PROGNOSE FRA RESSURSRAPPORT 214 Kilde: Oljedirektoratet 25 2 15 1 5 197 1975 198 1985 199 1995 2 25 21 215 Olje Gass Kondensat NGL

56 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.3 FIGUR FIGUR 3 LETEAKTIVITET OG FUNN FJORÅRET BLE NOK ET GODT FUNNÅR 25 45 Det ble i 213 gjort 2 nye funn på norsk sokkel, som var sju flere enn året før. Til sammen ble det funnet vel halvparten så mye olje og gass som det ble produsert samme år. Leteaktiviteten var størst i Nordsjøen, hvor det til sammen ble påvist sju olje- og gassforekomster. I likhet med året før var leteaktiviteten størst i området rundt Utsirahøyden i midtre del av Nordsjøen, og hvor aktiviteten i stor grad har dreid seg om å avgrense Johan Sverdrupfunnet. Funnene i Nordsjøen var gjennomgående små. I Norskehavet ble det gjort åtte funn i feltnære boringer. Like vest for Njord-feltet ble det gjort to oljefunn, mens 2 15 1 5 23 24 PETROLEUMSPRODUKSJONENS UTVIKLING DE NÆRMESTE ÅRENE MILLIONER Sm 3 o.e. PROGNOSE FRA RESSURSRAPPORT 214 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 213 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 213 viser at området byr på flere interessante letemodeller. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 5-16 millioner Sm 3 olje og mellom 3-58 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. 197 1975 198 1985 199 1995 2 25 21 215 RESSURSTILVEKST OG PRODUKSJON MILLIONER Sm 3 o.e. Olje Gass Kondensat Kilde: Oljedirektoratet NGL Kilde: Oljedirektoratet Boreresultatene i Barentshavet i 213 viser at området byr på flere interessante letemodeller. 4 35 3 25 2 15 1 5 199 1992 1994 1996 1998 2 22 24 26 28 21 212 Ressurstilvekst Samlet petroleumsproduksjon

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 57 214: ALTA-PROSPEKTET I BARENTSHAVET TOPPER SÅ LANGT ODs oversikt over funnutviklingen fram til medio oktober 214 viser 19 nye funn; syv i Nordsjøen, tre i Norskehavet og ni i Barentshavet. Det største funnet så langt ble gjort 19 kilometer nordvest for Hammerfest. Alta-funnet, med Lundin Norway som operatør, anslås foreløpig å inneholde 14-5 millioner Sm 3 olje og 5-17 milliarder Sm 3 gass. Med unntak av et gassfunn på i størrelsesorden 5-2 milliarder Sm 3 nordvest for Johan Castberg er øvrige funn i Barentshavet relativt små. I Norskehavet toppes funnutviklingen av et funn sørvest for Njord-feltet, hvor det 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 Sm 3 utvinnbar olje og 2-6 milliarder Sm 3 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, 19 kilometer nordvest for Hammerfest. Riggen Island Innovator boret på Alta-prospektet der det ble gjort funn i oktober.

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 213 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 213 var Statoil den operatøren som boret mest, etterfulgt av Lundin med 14 og Wintershall med 6. Letevirksomheten har holdt seg høy også gjennom 214. 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 5 avsluttede letebrønner også i 214. 59 LETEBRØNNER PÅBEGYNT I 213. FIGUR 25 AVSLUTTEDE LETEBRØNNER PÅ NORSK SOKKEL ANTALL 8 Kilde: Oljedirektoratet/Mb 7 6 5 4 3 2 1 199 1992 1994 1996 1998 2 22 24 26 28 21 212 214 Avgrensningsbrønner Undersøkelsesbrønner Brønner under boring Avsluttede brønner så langt i år

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 59 Polar Pioneer ved kai i Tromsø

6 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.4 FIGUR FIGUR 8 6 5 4 3 2 1 25 25 199 1992 1994 1996 1998 2 22 24 26 28 21 212 214 26 RESSURSER AVSLUTTEDE LETEBRØNNER PÅ NORSK SOKKEL ANTALL 7 FORTSATT BETYDELIG RESSURSGRUNNLAG 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 213 anslo OD at de totale utvinnbare ressursene på norsk sokkel tilsvarer 14,2 milliarder Sm 3 o.e. Av dette anslås 8 milliarder Sm 3 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 langt uoppdagede ressurser, men som en antar finnes. Ved siste årsskifte var 77 felt Avgrensningsbrønner Undersøkelsesbrønner LANGSIKTIG PRODUKJONSPROGNOSE FOR NORSK SOKKEL MILLIONER Sm 3 o.e. PER ÅR Kilde: Oljedirektoratet/Mb 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 også bidra til å løfte produksjonen fra Barentshavet. De fleste andre funn er Brønner under boring Avsluttede brønner så langt i år Kilde: Oljedirektoratet 14,2 MILLIARDER Sm 3 o.e. ANSLÅTT RESSURSGRUNNLAG PÅ NORSK SOKKEL PER UTGANGEN AV 213. 225 2 175 15 125 1 75 5 25 28 21 212 214 216 218 22 222 224 226 228 23 Reserver Ressurser i felt Ressurser i funn Uoppdaga ressurser

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 61 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 22, vil denne andelen i 23 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 25 ble det fra myndighetene lansert en målsetting om en reservetilvekst på 8 millioner Sm 3 olje fram til utgangen av 214. Det har vært en betydelig reservetilvekst siden 25, men veksten ser ikke ut til å bli så høy som målsettingen. I Ressursrapporten for 214 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 95 millioner Sm 3 olje innen utgangen av 223. Ved siste årsskifte var 77 felt i produksjon, 13 felt under utbygging og 88 funn til vurdering for utbygging. Polar Pioneer i Barentshavet.

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 213. 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 5 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 4 selskaper sendte inn forslag til blokker de ønsket inkludert i 23. konsesjonsrunde. Nominasjonene omfattet 16 blokker, hvorav14 blokker i Barents- Den årlige tildelingen av areal i forhåndsdefinerte områder (TFO) har siden oppstarten i 23 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 utforskhavet og 2 blokker i Norskehavet. 86 blokker ble nominert av to eller flere selskaper. I februar 214 presentert Olje- og Energidepartementet (OED) sitt forslag til utlysning. Forslaget inkluderte totalt 61 blokker fordelt på 34 blokker i Barentshavet sørøst, 2 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. Den årlige tildelingen av areal i forhåndsdefinerte områder (TFO) har siden oppstarten i 23 vært et sentralt virkemiddel i forvaltningen av petroleumsressursene. REKORDSTOR INTERESSE FOR TFO 214 ning. I TFO 214 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 214 hadde myndighetene mottatt søknader fra 47 selskaper. Tildeling vil finne sted på nyåret 215.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 63 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 3 45 5 4 25 35 4 Antall blokker utlyst 2 3 25 15 2 1 15 1 5 3 2 1 Antall selskaper som har søkt 5 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 TFO-blokker /deler av blokker utlyst Antall selskaper med søknad (høyre akse)

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 produksjonsomkostninger 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 8 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 213 på 345,2 milliarder kroner, som var vel 5 milliarder kroner lavere enn i 212. Statens inntekter fra olje og gass utgjorde dermed nær 27 prosent av statsbudsjettets samlede inntekter i 213. Av den samlede kontantstrømmen ble 117,3 milliarder anvendt i 213-budsjettet, mens 227,8 milliarder ble avsatt i Statens pensjonsfond utland. Regjeringen har i sitt budsjettforslag for 215 lagt til grunn en økning i bruken av oljepenger fra 142,2 milliarder kroner inneværende år til 163,7 milliarder kroner i 215. Om lag hver niende krone som brukes over offentlige budsjetter i 215 vil dermed hentes fra Statens pensjonsfond utland. Om lag en femtedel av økningen i BNP for Fastlands-Norge siden 22 kan tilskrives økt etterspørsel fra petroleumsvirksomheten og økt bruk av oljepenger over statsbudsjettet. Markedsverdien av Statens pensjonsfond utland anslås ved utgangen av 214 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 7.5 milliarder kroner. Statens inntekter fra olje og gass utgjorde nær 27 prosent av statsbudsjettets samlede inntekter i 213.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 65 Antall blokker utlyst FIGUR FIGUR 3 45 4 25 35 2 3 25 15 2 1 15 1 5 5 8 27 28 TFO-RUNDER ANTALL BLOKKER UTLYST / SELSKAPER SOM HAR SØKT 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 Hver niende krone som brukes over offentlige budsjetter neste TFO-blokker /deler av blokker utlyst 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: Olje- og energidepartementet 5 4 3 2 1 Kilde: Norges Bank og Finansdepartementet 4 Antall selskaper som har søkt Fondsverdi ved inngangen til året 7 6 5 4 3 2 1 35 3 25 2 15 1 5 Forventet avkastning. Milliarder kroner 1998 2 22 24 26 28 21 212 214 216 218 22 Prognose fra Nasjonalbudsjettet 215 Forventet avkastning av Statens Pensjonsfond Utland (4-prosent regelen) Strukturelt, oljekorrigert budsjettunderskudd

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 lavkonjunktur 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. FIGUR 29 PÅLØPTE INVESTERINGER ETTER ART I OLJEVIRKSOMHETEN MILLIARDER KRONER 24 22 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Anslag for 214 og 215 fra Statistisk Sentralbyrås investeringstelling for oljevirksomheten 3. kv. 214. Kilde: SSBs investeringstelling 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 21 23 25 27 29 211 213 215 Fjerning Leting og konseptstudier Landvirksomhet Rørtransport Felt i drift Feltutbygging

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 67 INVESTERINGSTOPPEN I FERD MED Å PASSERES SSB s investeringstelling for tredje kvartal 214 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 215 er nå på 185,3 milliarder kroner, som er opp 2,8 milliarder kroner fra foregående kvartal. Anslaget for 215 er samtidig 29,8 milliarder kroner lavere enn sammenliknbare tall for 214, gitt i tredje kvartal 213. Det er særlig anslagene for investeringene innen felt i drift og feltutbygging som bidrar til investeringsnedgangen. 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 215. Anslaget for dette prosjektet vil kunne dempe nedgangen i investeringene fra 214 til 215 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 214 til 215. TABELL 1 INVESTERINGER PÅ NORSK SOKKEL MILLIARDER 214-KRONER 214 215 216 217 218 219 Investeringer i alt 221 197 192 19 25 198 Leting 39 37 3 19 13 22 Feltutbygging 65 64 77 12 12 99 Felt i drift 98 78 71 61 65 7 Rør og landanlegg 14 13 9 5 3 3 Fjerning 5 5 4 3 5 4 Kilde: ECON Management Consulting

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 219. 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 2 milliarder med god margin. Kostnadsøkningen i perioden 24-214 kombinert med en endring i friinntektsordningen i mai 213 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 213 bidrar til å illustrere denne usikkerheten. Denne effekten kombinert med at flere av de største feltene er over de største modifikasjonene medfører at investeringsnivået vil gå noe ned etter 214. 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 215

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 69 FIGUR FIGUR 18 16 14 12 1 8 6 4 2 25 29 24 Anslag for 214 og 215 fra Statistisk Sentralbyrås 22 LETEAKTIVITETEN investeringstelling for oljevirksomheten REDUSERES 3. kv. 214. 2 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 21 23 25 27 29 211 213 215 3 PÅLØPTE INVESTERINGER ETTER ART I OLJEVIRKSOMHETEN MILLIARDER KRONER Den mest sårbare delen av investeringsestimatet er leteaktiviteten hvor det i vår konjunkturrapport for 213 ble estimert et relativt stabilt letenivå i årene fremover. I årets rapport ser vi for oss ned mot en halvering av leteaktiviteten de nærmeste årene. Dette skyldes en kombinasjon av flere faktorer som trekker i retning av betydelig lavere leteaktivitet. Disse faktorene gjør seg gjeldende både for riggoperatører og olje- og gasselskaper. De fleste rigger som opererer på norsk sokkel går ut av kontrakt i 215 og 216. Med oljeselskapenes behov for å redusere kostnadene på norsk sokkel vil trolig riggeierne søke mot utenlandske kontrakter og dermed også reduserte kostnader, i stedet for å akseptere lavere rater på norsk sokkel. I tillegg vil det trolig være et mindre behov Fjerning Leting og konseptstudier Kilde: SSBs investeringstelling for produksjonsboring på norsk sokkel i 215-217, mens dette igjen anslås ta seg opp fra 218. Oljeselskapenes behov for rigger på norsk sokkel vil da øke igjen. Ved en generell reduksjon i letevirksomheten, og ved å la rigger gå til utlandet i en midlertidig periode, er det potensiale for å kontrahere rigger og boreoperasjoner til vesentlig lavere priser enn etter inngåtte rater de siste par årene. Boring av produksjonsbrønner med flytere vil da kunne bli vesentlig rimeligere og nye feltutbygginger vil kunne komme i mål under budsjett. Effekten er imidlertid at man gjennom redusert leteaktivitet og økt produksjonsboring fra 217-218 vil kunne få en Landvirksomhet Felt i drift Rørtransport Feltutbygging vesentlig redusert leteaktivitet i perioden 217-219 med et estimert lavpunkt i 218. INVESTERINGSPROGNOSE FOR NORSK SOKKEL FORDELT ETTER AKTIVITET MILLIARDER 214-KRONER Kilde: ECON Management Consulting De fleste rigger som opererer på norsk sokkel går ut av kontrakt i 215 og 216. 2 15 1 5 214 215 216 217 218 219 Brønner Plattformer Rør og landanlegg Annet Undervannsanlegg Prosessanlegg Fjerning Letevirksomhet

7 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 215 og 217. Investeringsnivået for PUD-godkjente feltutbygginger forventes derfor å være betydelig allerede fra starten av anslagsperioden. For Edvard Grieg-feltet vil totale investeringer fra 214 til 216 beløpe seg til mellom 2 og 25 milliarder kroner, og første olje forventes i oktober 215. Operatør Lundin planlegger boring av 15 produksjonsbrønner for å generere en dagsproduksjon på 1 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 218 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 3 milliarder kroner. Totale reserver i feltet estimeres til 47 milliarder Sm 3 gass, og produksjonsstart er ventet i tredje kvartal 217. Det ble påvist gass i Gina Krog-feltet for 4 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 3 milliarder kroner. I Barentshavet er Goliat-utbyggingen ytterligere forsinket, og produksjonsstart ventes nå i midten av 215. 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 2 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 1 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 22, men det bemerkes at den feltøkonomiske situasjonen kan resultere i at utbyggingen utsettes ytterligere. Denne usikkerheten slår primært ut i anslagene fra 216. Feltutbyggingen som uten tvil påvirker investeringsanslaget mest er Johan Sverdrup med investeringer i anslagsperioden på over 1 milliarder kroner. Feltet er så stort at en utsettelse på ett år medfører tap i nåverdi på om lag 2 milliarder kroner bare i diskonteringseffekter. Det 18 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 215 og 217.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 71 JOHAN CASTBERG (22?) GOLIAT (215) HAMMERFEST TROMSØ HARSTAD AASTA HANSTEEN (217) MARIA (218) TRONDHEIM MARTIN LINGE (217) IVAR AASEN (216) BERGEN OSLO GINA KROG (217) EDVARD GRIEG (215) JOHAN SVERDRUP (219) STAVANGER i februar at første fase som er produksjonsklart i 219 inkluderer fire plattformer som skal gi en produksjonskapasitet på mellom 315.-38. fat per dag. Investeringsbeslutning for Maria og Bream var opprinnelig ventet i 214, men PUD for begge feltene planlegges nå levert i starten av 215. Utbyggingsløsning

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 216-218. 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 216. 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 214, 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 216, 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 214 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 215 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 6 milliarder, og skal bidra til å realisere ambisjonen om en totalproduksjon på 21 millioner fat oljeekvivalenter i løpet av feltets levetid. Lisenshaverne i Snorre 24-prosjektet har besluttet at ønsket løsning for å utvide borekapasiteten er en ny brønnhodeplattform med en rekkevidde på 7 meter. Økende kostnader og installasjon av permanent 4D-seismikk bidrar imidlertid til at PUD ikke er ventet før første kvartal 217. 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 24. Årets anslag tar utgangspunkt i at PUD leveres i 217, 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 215. Utvidelsen av Ekofisk-områdets levetid medfører investeringer på i overkant av 1 milliarder frem til 216.

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 73 Investeringene på i underkant av 2 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 215. Majoriteten av de gjenværende investeringene påløper i 214, 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 216. 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 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. Hovedtyngden av feltinvesteringene vil fortsatt finne sted i Nordsjøen. FIGUR 1 31 GEOGRAFISK FORDELING AV FELTINVESTERINGER 214-219 PROSENTANDELER Kilde: ECON Management Consulting 9 8 7 6 5 4 3 2 1 214 215 216 217 218 219 Nordsjøen Norskehavet Barentshavet

74 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.7 INVESTERINGSNIVÅ FIGUR FIGUR 1 LETE- OG PRODUKSJONSBORING 9 8 31 Produksjonsboring, inkludert boring på nye felt, ligger på et gjennomsnitt på 62 milliarder for estimatperioden med et nedre nivå på 58 milliarder og et øvre nivå på 66 milliarder. Behovet for produksjonsboring kan påvirkes negativt av usikkerhet i oljeselskapene og press mot oljeprisen, men vil samtidig bli positivt påvirket av lavere kostnader for rigg og boring. Samtidig er en betydelig del av estimatet knyttet til produksjonsboring på nye felt, noe som gjør til at behovet for gjennom- er stort. Estimatet vurderes derfor føring som ganske robust med mindre oljeprisen synker under 85 dollar per fat. 7 6 5 4 3 2 1 5 Virkningen av et robust estimat for produksjonsboring og synkende oljepris medfører 32 GEOGRAFISK FORDELING AV FELTINVESTERINGER 214-219 PROSENTANDELER 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 2. dollar per dag. Samtidig vil oljeselskapene redusere leteaktiviteten, noe som vil gi en selvforsterkende effekt. Dette vil medføre fallende letekostnader ned til 3 milliarder i 216 og deretter et videre fall ned mot 19 milliarder i 217, og 13 milliarder i 218 før det igjen tar seg opp til 22 milliarder i 219. Oljeselskapene må på varig basis Nordsjøen se oljepriser i nærheten Norskehavetav 1 USD Barentshavet per fat hvis en skal ha rimelig mulighet til unngå dette scenariet. 214 215 216 217 218 219 GJENNOMSNITTLIG DAGSRATE FOR HALVT NEDSENKBARE RIGGER 1 USD Kilde: ECON Management Consulting Kilde: ECON Management Consulting Utsikter til et press nedover på riggratene. 4 3 2 1 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 Estimert Faktisk

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 75 RØR OG LANDANLEGG Årlige investeringer på rør- og landanlegg som ikke er feltspesifikke ventes å ligge mellom 9 og 14 milliarder kroner fram til 216, 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 213 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. 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 216 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 1 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. Gassen fra Ormen Lange kommer inn til Nyhamna i Møre og Romsdal, deretter eksporteres gassen til Easington i England via en 13 kilometer lang rørledning.

76 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.8 KOSTNADSUTVIKLING KOSTNADSUTVIKLINGEN I 24 startet en kraftig kostnadsvekst på norsk sokkel med avtagende vekst etter finanskrisen i 28. Eksempelvis steg gjennomsnittlig rate for en halvt nedsenkbar rigg fra rundt USD 18. per dag i 25 til rett under USD 5. i 21. 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 214 og fra 214 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 produksjonskostnad 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 214 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 214, 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 212 steg begge indeksene. I 213 ser vi ca. 5,5 prosent kostnadsvekst dersom vi benytter kostnadsindeksen for feltutvikling, mens vi ser ca. 1 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 77 Kostnadene ved boring har økt mye de siste årene. Her under boring på Snorre A

78 AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 3.8 KOSTNADSUTVIKLING FELTUTVIKLINGSKOSTNAD PER FAT OLJEEKVIVALENTER Til tross for en utflatende kostnadsutvikling etter 21 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 IORtiltak (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. Feltutviklingskostnaden per fat oljeekvivalenter er fortsatt stigende. FIGUR33 35 BEREGNET KOSTNADSUTVIKLING FOR FELTUTVIKLING OG PRODUKSJONSKOSTNADER PÅ NORSK SOKKEL (24=1) Kilde: ECON Management Consulting 3 25 2 15 1 5 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Kostnadsindeks for feltutvikling Indeks for produksjonskostnader per fat

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 79 FIGUR FIGUR 35 3 25 2 15 1 5 14 33 34 BEREGNET KOSTNADSUTVIKLING FOR FELTUTVIKLING OG PRODUKSJONSKOSTNADER PÅ NORSK SOKKEL (24=1) KOSTNADSUTVIKLINGEN FREMOVER I konjunkturrapporten har vi siden 29 laget anslag på fremtidig kostnadsnivå på sokkelen gjennom en modell hvor vi bryter ned investeringene i ulike prosjekter i faktorene metaller, arbeidskraft, borekostnader og kostnadsutvikling for spesialiserte materialer og utstyr. Utviklingen av disse faktorene blir igjen beregnet med basis i makroøkonomiske indekser: oljepris, verdensøkonomiens utvikling, globale metallpriser og utvikling i det norske arbeidsmarkedet. I denne rapporten har vi tatt ut verdensøkonomiens utvikling da denne har vist seg vanskelig å knytte direkte til norsk sokkel. Vi har i stedet tatt Kilde: ECON Management Consulting 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Kostnadsindeks for feltutvikling inn en indeks for utvikling i materialer og utstyr hvor framskrivingen av indeksen er avhengig av estimert utvikling i oljepris, globale metallpriser og riggrater. 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 i andre år. En jevnt svak vekst er nå erstattet med et svakt fall fremover. Indeks for produksjonskostnader per fat KOSTNADSUTVIKLING FOR VIKTIGE INNSATSFAKTORER PÅ NORSK SOKKEL HISTORISK UTVKLING OG FORVENTET BANE (214=1) Kilde: ECON Management Consulting En jevnt svak vekst i metallprisene er nå erstattet med utsikter til et svakt fall fremover. 12 1 8 6 4 2 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219 Arbeidskraft Metaller Materialer og utstyr Riggrater

8 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 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,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. 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. FIGUR 12 35 SAMLET KOSTNADSUTVIKLING PÅ NORSK SOKKEL INDEKS 214=1 Kilde: ECON Management Consulting 1 8 6 4 2 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 218 219

AKTIVITETSNIVÅET PÅ NORSK SOKKEL 81 Lønnsveksten i Norge har vært høy de siste årene, men vi tror at årlig lønnsvekst holder seg under 4 prosent. TABELL 2 KOSTNADSINDEKS OG ANSLAG FOR INVESTERINGER PÅ NORSK SOKKEL I FASTE OG LØPENDE PRISER 214 215 216 217 218 219 Investeringer milliarder 214-kroner 221 197 192 19 25 198 Forventet kostnadsindeks 1 11,9 11,5 1,7 1,9 12,1 Investeringer milliarder kroner, løpende priser 221 21 195 191 27 22 Kilde: ECON Management Consulting

NORSK OLJE OG GASS Sentralbord: 51 84 65 Telefaks: 51 84 65 1 E-post: firmapost@norog.no FORUS (HOVEDKONTOR) Postadresse Postboks 865 468 Stavanger Besøksadresse Vassbotnen 1 4313 Sandnes OSLO Postadresse Postboks 5481 Majorstuen 35 Oslo Besøksadresse Næringslivets Hus Middelthunsgate 27 Majorstuen TROMSØ Besøksadresse Bankgata 9/11 98 Tromsø Postadresse Postboks 448 9255 Tromsø Norsk olje og gass 11-214. Design: Redaksjonen for årets konjunkturrapport ble avsluttet 21. oktober 214. Foto: Anne Lise Norheim (forside) Thomas Brekke (side 2) Anders Bergh (side 8, 18, 48) Shutterstock (side 1, 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 (25/13g) Opplag: 1 6 (Norsk) / 2 (Engelsk) Trykkeri: HBO AS

WWW.NORSKOLJEOGGASS.NO