Gassmarkedene i endring Hva betyr det for Norge?

Presentasjon for GassForum, Gardermoen 15. januar 2013 Gassmarkedene i endring Hva betyr det for Norge? Dr. ing Terje Martin Halmø Terica as

Tidene skifter og det gjelder også gassmarkedene! Dette har betydning for infrastruktur og priser på norsk sokkel! Globaliseringen av gassmarkedene skjer ikke som forventet i stedet øker forskjellene mellom markedene! Dette skyldes fundamentale forskjeller Europas gassetterspørsel er stagnert/faller samtidig som en rekke nye forsyningsveier åpner for nye leverandører Strukturen i det europeiske gass- og energimakedet er i endring nye aktører på scenen og de gamle selger seg ut av infrastruktur og endrer markedsroller. Liberalisering! I Europa er HUB-basert handel i fremvekst og de gamle oljeindekserte kontraktene reforhandles og er i ferd med å forsvinne. Norges infrastruktur er 95% knyttet opp mot NV Europa og prisene i Europa presses kraftig nedover skattetapet for Norge kan bli stort! Kjøperne av norsk gass i Europa er gått oppstrøms og norske gass-selgere går nedstrøms også dette flytter grunnrente ut av Norge og til kundeland! Norsk gassinfrastruktur selges nå ut til utenlandske investors hvilke garantier er gitt og hva betyr utsalget? Vil/må/bør Petoro også selge seg ned? Kraftig endring av gassens rolle skaper ny og stor etterspørsel etter LNG. HUB-basert handel må bli standard også i Norge og denne må bli net-back NBP minus...

Det europeiske gassnettet ved årtusenskiftet var velutbygd og sørget for tilførsel fra mange kilder

Skifergassen i USA har endret gassmarkedet USA vil forbli et eget market USA s samlede reserver for gass beregnes nå til ca 25 TCM, dvs ca 35 års forbruk I mars i år ble reservene ned-justert fra ca 35 TCM til 25 TCM pga prisfallet fra 4 til 2,5 USD/mmBTU Det betyr at USA har ca 15 års ekstra forbruk for en kostnad mellom 2,5 og 4 USD/mmBTU Samtidig vil forbruket stige noe, samt at teknologien vil utvikle seg noe Vi kan derfor forvente at prisnivået i USA vil holde seg lavt En rekke nye crackere á 1,5 Mtpa er nå under bygging i USA basert på etan fra skifergass og gass erstatter kull til kraft USA bare i begrenset grad tillate eksport av gass. Dette pga behovet for lave gasspriser for å oppnå ny vekst i USA (DOE-EIA AEO 2012)

Fukushima rammet tilliten til kjernekraft - og medførte utfasing av kjernekraft i Tyskland Oppstarting av kjernekraft i Japan går tregt, men kan bli økonomisk nødvendig Japan har begrenset tilgang til fornybare energikilder Men det finnes betydelige mengder med gasshydrat i havet utenfor Japan Dette kan medføre utvinning på lang sikt, men neppe før 2050

Globaliseringen av gassmarkedene skjer ikke som forventet forskjellene øker! Tradisjonelt har vi hatt tre separate gassmarkeder i verden. Ved fremveksten av LNG som commodity har sterke krefter argumentert for et globalt gassmarked, herunder IEA. Riktignok har vi fått visse koblinger mellom markedene, men fundamentale forskjeller vil hindre globalisering Den viktigste forskjellen baserer seg på egenforsyningsgrad Det er stor motstand i USA og Asia mot globaliserte markeder

Strukturen i det europeiske gass- og energimakedet er i raske endring Det europeiske (EU) gassmarkedet har vært gjenstand for dyptgripende endringer Gassdirektivet krevde tredjeparts adgang til infrastrukturen og fjernet monopoler i midtstrømsleddet Kompromiss om fjerning av «take-or-pay» og «destination clauses» i de lange kontraktene har gitt selgerne direkte tilgang til markedet Grossistene og industri kunne derfor handle direkte med selgerne, dvs gå utenom de tradisjonelle importørene som før satt med midt-strøms monopol Disse kompenserte med å gå oppstrøms, ref Ruhrgas, VNG, Centrica og GDF-Suez De store selgerne, dvs. Gazprom, Sonatrach, Qatar Petroleum og Statoil, har etablert seg som direkte selgere i markedet Import av LNG til nye terminaler i Europa og etableringen av nye HUB-er (særlig NBP og TTF) har satt fart i endringene Konsekvensene er at rollene har endret seg EON.Ruhrgas og VNG har tapt hhv 200 M og 100 M Euro pr kvartal i flere kvartaler EON har derfor solgt sin gassinfrastruktur/transmisjonsnett i Tyskland til kanadiske investors HUB-basert handel har vokst kraftig, NBP har churn rate på 21 og TTF på 14 De lange olje-indexerte kontraktene reforhandles nå, dvs minimumsavtaket reduseres kraftig, og vil snart være historie og erstattes av HUB-baserte priser Prisene faller

Markedsføring og prising av gass i Europa overføres nå til HUBer og børser for naturgass Den første HUBen i Europa var NBP, (National Balancing Point), i UK, etablert i 1996 Handel på NBP går over ICE, (InterContinental Exchange) TTF (Title Transfer Facility) i Nederland ble etablert i 2003 og har utviklet seg til å bli den viktigste på kontinentet ZEE i Zeebrügge er en viktig fysisk hub og er nylig etablert som handelshub, ZTP. HUBenes betydning går langt forbi selve handelen på dem. Langtids-kontraktene prises enten direkte til HUBene eller indexeres mot dem

Liberaliseringen av gassmarkedet i Europa hadde en treg start, men skjøt fart med skifergassen i USA HUBene i Europa ble etablert fra 2000 og frem til 2010 I Tyskland ble 19 markedssoner omgjort til 2 Markedsområder fra 2007 til 2010 I Storbritannia ble det bygget 4 LNG terminaler med samlet kapasitet på 55 bcma (billion cubic metres per anno = milliarder Sm 3 /år) Det ble bygget 2 rørledninger over den engelske kanal, Interconnector og BBL med samlet kapasitet på 36 bcma sørover og 41 bcma nordover Samtidig ble det bygget 51 bcma ny LNGterminal kapasitet i Europa og ytterligere 30 bcma er under bygging. Gazprom har bygget 2 rør med til sammen 55 bcma kapasitet fra Vyborg til Greifswald i Tyskland og Norge bygget Langeled med kapasitet på 25 bcma Masse ny gass flommet inn i Europa og prisene ble satt ved HUBene

Store mengder gass strømmer til Europa, prisene skal ned, men Europa blir liggende mellom USA og Asia

Globaliseringen av gassmarkedene skjer ikke som forventet forskjellene øker! Hvor lenge? *) Noen oppstrømsaktører vil ha prisene opp, mens nedstrømsaktørene vil ha prisene ned i Europa Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2012

Prisfall i Europa fører til kraftig skattetap for Norge skal vi forholde oss passivt til det? Kostnad for produksjon av gass på norsk sokkel ligger mellom 1 og 2 USD/MMBtu Liquefaction kostnad ligger generelt på ca 3 6 USD/MMBtu Transport koster typisk 1 USD/dag&cm liq, dvs ca 1 øre/dag&cm gass +/- 50%, dvs ca 1USD/MMBtu for en 25 dagers reise Dette betyr at for alle feltene utenom Snøhvit, er priser over 4 USD/MMBtu superprofitt og beskattes med 78% petroleumskatt. Skattetapet mellom Troll til Emden og NBP priser er for tiden 78% av ca 4 USD/MMBtu, dvs ca. 75 GNOK om det var for all norsk gass per år. For hver 1 USD/MMBtu prisene faller i Europa taper Norge ca. 15-20 milliarder kroner Er det sannsynlig at prisene for gass i Asia vil holde seg mer enn 3-5 USD/MMBtu over Europeiske priser? Er det sannsynlig at prisforskjellen mellom NBP og Brent vil være mer enn 5-8 USD/MMBtu? Bør vi i såfall produsere LNG og GTL-diesel i Norge i stedet for å sende all gassen til EU? Har det egenverdi å ha et alternativt markedsutløp for norsk gass til Europa? - også for gassprisen? Har det egenverdi å drive med industriproduksjon i Norge?

Norges infrastruktur er 95% knyttet opp mot NV Europa Alle rørene går til Europa og er eksponert for europeiske priser 5 % av norsk gass er LNG som kan eksporteres til de beste markedene God grunn til å diversifisere markedseksponeringen for norsk gass? Bør la en del av rørene gå ut på dato?

Norsk gassinfrastruktur (Gassled) selges nå ut til utenlandske, finansielle investors Utsalget av norsk infrastruktur er godkjent av OED/norske myndigheter hvilke garantier er gitt? For avkastning på kapitalen? For tariffene på norsk sokkel? For utvidelse av infrastrukturen? Skal de delta i forinvestering i et eventuelt Barents-pipe? I såfall, vil da tariffen på norsk sokkel øke? Styrelederne i Solveig og Njord er sentrale aktører med stor innflytelse i norsk petroleumsvirksomhet Johan Nic. Vold er tidligere NK i Statoil og sjef for Shell i Europa Tore Sandvold er tidligere ekspedisjonssjef for olje og gass i OED Kalle Manshaus (ConocoPhillips) er tidligere departementsråd i OED Bør Gassled omfatte all norsk infrastruktur? I såfall blir «tolling avgiften» for LNG produksjon halvert Gassco blir da operatør og Statoil, Shell eller andre blir TSP

Norsk gassinfrastruktur selges nå ut til utenlandske og finansielle investors 2011 +: Solveig: tidl. Statoil, Johan Nic Vold = SL Njord: «Exxon, Tore Sandvold = SL Silex : «Total Infragas: «Shell SL= Styreleder

Kraftig endring av gassens rolle skaper ny og stor etterspørsel etter LNG og behov for ny infrastruktur Fornybar kraftproduksjon vil i stor grad være i lavspenningsområdet og lokale lager vil dermed unngå kraftig utbygging av høyspenningsnettet En betydelig del av dagens gassmaked i Europa vil bli lagt om til LNG for å være tilpasset rollen som lokalt lager for fornybar kraftproduksjon Maritim sektor vil kreve 150 bcm(?) gass som LNG innen 2050 Skal Norge i denne situasjon fortsatt ha adskilt rør og LNG infrastruktur eller bør Gassled evt et nytt LNGled - få ansvar for LNG infrastruktur? Betyr at LNG anlegg blir «tolling facilities» på samme måte som Kårstø og Kollsnes og med halvert avkastningskrav for kapitalen - dvs halv kostnad dvs 1,5-3 USD/MMBtu for liquefactiion Betyr at Gassco blir operatør og selskaper som Statoil, Shell eller Total blir TSP Technical Service Provider dvs driftsoperatør Betyr at andre enn oljeselskapene kan investere i infrastrukturen, herunder LNG-anlegg Hvis markedet etterspør LNG må Norge kunne levere LNG. Kan åpne for bygging av LNG anlegg i Nordland, Trøndelag og på Vestlandet Vestlandet etter hvert som rørledningene går ut på dato

LNG blir viktig maritimt drivstoff ihh til Marpol VI, Nordsjøen alt etablert som ECA. Nord Norge følger snart etter Dette krever LNG depoter langs hele kysten. Snøhvit må etablere kai-fasilitet for mindre skip Kilde: DNV: «Greener shipping in North America», Feb 2011

LNG er i ferd med å bli et eget produkt ikke bare en transportløsning! Gass i transport er sterkt økende i hele verden Startet i Norge med LNG fra Tjeldbergodden og videreutviklet av Gasnor Shell har nå kjøpt Gasnor og satser på LNG basert gassdistribusjon I Europa LNG kommer til å bli foretrukket lagring for lokal fornybar kraftproduksjon Kilde: DNV

Teknologisk utvikling går raskt - særlig innen LNG teknologi. LNG vil fremover kunne bli produsert fra flytende innretninger Disse kan snart brukes i sekvens på små felt som ikke er lønnsomme alene Denne utviklingen starter i smult farvann, dvs Australia, men kommer til Norge med tiden

Teknologisk utvikling går raskt - særlig innen LNG teknologi. LNG carriers blir stadig større og transporten billigere Panamakanalen er under utvidelse og kan ta større skip Kan bli aktuelt med LNG transport gjennom NØ-passasjen

«Problemet» med de lange verdifulle gasskontraktene hva er det egentlig? Kjøpere og selgere Selgere 1. Ekofisk-lisensen representert ved Phillips-gruppen, men politisk press fra staten 2. Statfjord og Trollgruppene representert ved Statoil, men støttet av partnerne 3. GFU Gassforhandlings- utvalget ledet av Statoil med støtte fra partnere Kjøpere: Konsortiet verdens sterkeste kjøpergruppe ledet av Ruhrgas Et reellt kjøperkartell De lange kontraktene Langsiktige uttømmings-kontrakter eller 20+ år Olje-indexerte gasspriser Rabatt for volum og kjøps-forpliktelse Take-or-pay klausuler Konkurranseforbud såkalte «Destination clauses» Avtaks-fleksibilitet maksimal og minimalforpliktelser, nominering, temperaturfleksibilitet i noen kontrakter Kjøperne hevdet at selgerne var et kartell ihh tileu s konkurranserlovgivning Norge var ikke EU medlem, men medlem av EEA/EØS og måtte akseptere dette GFU ble oppløst pr 1.1.2002, og alle selskaper selger separat etter dette

Handel med langtidskontrakter vil få en ny form. Ved HUBer handles volumstriper, kortere eller lengre

Tiden er overmoden for endring i det norske system for markedsføring av gass tidsånden tilsier en HUB! BBP - Bygnes Balancing Point BBP NBP TTF ZEE Det bør etableres en norsk handels-hub med utgangspunkt i Draupner Sleipner som fysiske hubber og Bygnes som Balancing Point. Prisingen på BBP skal være netback fra NBP siden all norsk gass til UK selges som NBP og Troll til Zeebrügge selges også til NBP NBP net-back på BBP bør være max-pris. Lengre nord gis ytterligere fradrag ihh til tariff Staten/Petoro bør stille gass til disp for BBP ved å bruke TKM, ref Gas Terra i Nederland

Tiden er overmoden for endring i det norske system for markedsføring av gass tidsånden tilsier en HUB! BBP - Bygnes Balancing Point BBP NBP TTF ZEE BBP bør drives fysisk av Gassco som har ansvaret for balansering fra Norge Handel med BBP bør drives av NordPoolGas etter mønster av NordPoolKraft og med samme elektroniske handelsverktøy Det etableres en standard kontrakt for gass, som NBP 97 Prisene publiseres daglig som for kraft, olje og karbonkvoter Gasskjøpere med flate kontrakter får ytterligere rabatt, ref kraft

Videre utvikling av infrastrukturen nordover vil kreve at prisingen blir BBP minus Tariff, samt rabatt ihh til kontrakt BBP - Bygnes Balancing Point BBP NBP TTF ZEE

Tilfredstiller BBP og et norsk regime for gasshandel EU s Gassdirektiv og konkurranseregler? Sannsynligvis, fordi: o Gasshandelen ønskes flyttes til HUBer, langtidskontrakter får endret form og fleksibilitet som oppnås ved andre virkemidler enn før. o Gassdirektivene, som skal gjelde nedstrøms i Norge krever o tredjepartsadgang i rørene fra Norge til kontinentet, o forbud mot kartellvirksomhet, dvs økt konkurranse om salg o forbyr «predatory behaviour» i gass-salg, dvs utøvelse av markedsmakt o etablering av Regulatory Authority som skal før tilsyn med etterlevelse o unbundling av accounts, dvs klart skille mellom salgsaktiviter og drift o transparens i systemet, dvs full åpenhet og tydelighet om priser og tariffer o beskyttelse av små og sårbare aktører og kunder o Gassdirektivet no 2, 2003/55/EC gjelder oppstrøms fra 2005 og nedstrøms fra 2014, o Gassdirektivet no 3, 2009/73/EC omfatter også EEA/EØS

Hva bør vi forvente av utvikling for det norske markedet for naturgass fremover? Staten bidrar til at hensikten med Gassdirektivet blir oppfyllt nedstrøms også for aktører i Norge Etablering av en BBP HUB for naturgass i Norge NVE splittes opp slik at Regulatoren for Gassdirektivet i Norge blir fullstendig uavhengig av kraftbransjen og Regulatoren for Kraftdirektivet Full åpenhet om priser og tariffer i tydelig språk og jevnlig publisering av disse Etablering av standardkontrakt for kjøp av gass over BBP som for kjøp av gass over NBP med NBP 97 i UK Tilsyn med at gass-selgere ikke får anledning til bruk av utilbørlig markedsmakt, dvs «predatory behaviour» Staten bidrar med gass fra TKM og LNG fra Snøhvit for å balansere handel med gass over BBP og for etablering av LNG depoter for lokal distribusjon av gass til næringsvirksomhet og industri

Takk for oppmerksomheten!

Source: Gas Strategies, 11.Jan 2013

Source: Gas Strategies, 11.Jan 2013

Industrikontrakter oppnår også lavere priser enn gjennomsnitt importpriser, ref Frankrike Kilde: Gas Strategies Pricing Data Services, Feb 2012

Prisutviklingen for gass i Europa tilsier større spredning mellom Troll og NBP 100 E/000m 3 tilsvarer: NOK 0,75/m 3 og ca 3 $/MMBTU Kilde: Gas Strategies, Pricing Data Service, 27.sept 2012

Gassprisene i Europa går mot HUB prising Ref Troll til Emden og Troll til ZEE

Europas gassetterspørsel er stagnert/faller og nye forsyningsveier åpner for nye leverandører Europa forventes å få betydelig økt tilførsel av gass, samtidig som egenproduksjonen faller. Nye rør fra Russland, Sentral- Asia og Afrika samt LNG fra Midt-Østen, Afrika og Trinidad vil mette markedet i Europa. EU skal møte sitt 20-20 krav - 20% reduksjon i CO 2 utslipp - frem mot 2020 Massiv satsing på isolering av bygninger Samtidig satser EU massivt på fornybare kilder. Gass vil få en ny rolle som back-up Prisene i Europa blir kraftig presset

LNG er i ferd med å bli et eget produkt ikke bare en transportløsning! Marpol VI og ECAs endrer drivstoffbehov for verdens skipsfart, overgang til LNG forventes NV Europa skal slutte med marin diesel fra 2020. Nord-Norge kommer sikkert med snart Kilde: DNV

LNG trades to Japan 2011-2012

Hva betyr dette for norsk gassbasert industri og gassbaserte arbeidsplasser i Norge? Det må bygges flere LNG anlegg i Norge. Dette kan skape virksomhet og arbeidsplasser i Norge, særlig i Midt- og Nord Norge Gassprisene i Europa er fallende det betyr at net-back prisene i Norge blir relativt sett enda billigere, ettersom tariffene neppe vil falle når drift, vedlikehold og renter etter hvert skal øke. Dette betyr at det bør bli tilgang til mye og klart rimeligere gass både ved nye LNG anlegg (foran kjøleanleggene) og ved eksisterende landanlegg. Norske net-back priser bør noteres på samme måte som ved HUBene i Europa og være basert på prisene ved disse, ref forslag til HUB på Bygnes, BBP, Bygnes Balancing Point Norske myndigheter bør ta ansvar for opprettelsen av en slik HUB fasilitet for gass i Norge Bør Gassled/Gassco eie og drive hele den norske infrastrukturen, inkludert alle LNG base-load anlegg? Staten ved Petoro bør ta ansvar for at en norsk HUB som BBP får tilstrekkelig med gass til rådighet for handel, ref. Gas Terra i Nederland sin oppslutning om TTF I en slik setting blir det neppe behov for «konsesjonsgass» og alle seriøse aktører norske som internasjonale kan få tilgang til gass lokalt Ettersom store mengder norsk gass allerede selges til europeiske HUB priser kan en norsk HUB med net-back pris trolig etableres allerede nå uten innvendinger fra EU.