Norge, EU og energihandelen

Øystein Noreng Norge, EU og energihandelen Nei til EU arbeidsnotat nr. 1/2006 Oktober 2006

Forord Denne utredningen er gjort på oppdrag av Nei til EU med et fritt mandat bortsett fra en oppsummering av punkter som skulle belyses. Forfatteren skylder en takk til sin kollega professor Svein Andersen for diskusjon og materiale, særlig en upublisert artikkel til tidsskriftet MAGMA. Forfatteren takker oppdragsgiver for frie hender i forhold og gjør oppmerksom på at han er en (lunken) tilhenger av EU. Oslo, den 30. oktober 2006 Øystein Noreng 2

Sammendrag Sammenlignet med resten av verden utmerker EU seg, i likhet med Japan, ved en effektiv bruk av energi i forhold til økonomisk ytelse. Effektiviteten innebærer at EUs økonomi fortoner seg som forholdsvis robust overfor risikoen for videre prisoppgang på olje og gass enn tilfellet er for eksempel for USA. Samtidig har viktige EU-land, særlig Tyskland, en høy andel av markedene i viktige oljeeksporterende land i Midtøsten og Nord-Afrika, samt i Russland, slik at EUs utenriksøkonomi også synes mer robust enn tilfellet er for USA. Med en effektiv bruk av energi har EU et forholdsvis gunstig utgangspunkt for en økende avhengighet av importert energi etter hvert som forbruket øker og egenutvinningen av olje og gass avtar. Mens olje er en vanlig handelsvare i et likvid og transparent marked, forbundet med prisrisiko mer enn volumrisiko, er naturgass importert ved rørledning forbundet med både prisrisiko og volumrisiko. I dag er EUs to viktigste leverandører av olje og gass, Russland og Norge for olje etterfulgt av Saudi-Arabia, for naturgass av Algerie. Nedgangen i britisk oljeutvinning innebærer at importen av olje vil øke, trolig først og fremst fra Midtøsten og Nord- Afrika, hvilket styrker EUs interesse av nærmere handelspolitiske bånd med landene i disse to regionene. Nedgangen i bristisk gassutvinning og økningen i etterspørselen vil i første omgang kunne dekkes av økende import fra Norge og Russland, i mindre utstrekning Algerie og Libya, på lengre sikt av import også fra Aserbajdsjan og kanskje Iran. I tillegg kommer en økende import av flytende naturgass, LNG, fra mange ulike kilder. EUs forhandlingsposisjon går i korthet på stabile forsyninger til konkurransedyktige priser, tilgang for olje- og gasselskap basert i medlemslandene og i gjensidighet i handelen. Ønsket er at eksportørene av olje og gass til EU i størst mulig utstrekning bruker sine inntekter til innkjøp av varer og tjenester fra EU. Dette målet er bedre oppnådd overfor Russland, Midtøsten og Nord-Afrika enn overfor Norge, hvis store oppsparing innebærer et handelsoverskudd overfor EU. EUs interesser overfor Norge går først og fremst på stabile forsyninger, fortrinnsvis til stabile priser, men stabile volum synes å ha høyeste prioritet. Det er ikke i EUs interesse kortsiktig å maksimere norsk utvinning, særlig i den utstrekning Norge ikke kanaliserer inntektene tilbake ved import fra EU, men snarere å ha Norge som stabil leverandør i et langsiktig perspektiv. Dette gjelder også en gradvis utvikling av petroleumsvirksomheten i Nordområdene. Norge er en energistormakt som verdens tredje største eksportør av olje og verdens nest største eksportør av naturgass, ved siden av å være en ledende eksportør av petroleumsteknologi og en stor investor. Hittil har Norge ikke forbundet energipolitikk, handelspolitikk, utenrikspolitikk og kapitaleksport, men skilt saksområdene uten noe forsøk på helhetlig strategi, ikke minst fordi det har vært uklart hvilke mål som eventuelt kunne oppnås. I forhold til EU har Norge lidd et tilbakeslag da salgsmonopolet for naturgass, GFU, ble oppgitt uten at motytelsene, en liberalisering av EUs markeder for gass og kraft, var på plass. Norge har erfaringsmessig interesse av en bedre forståelse av utviklingen i EUs energimarkeder. 3

Innhold Sammendrag...3 Innhold...4 EUs energibalanse...5 Hovedtrekk og målsettinger i EUs energipolitikk...13 EUs fremtidige energiforsyninger...18 EUs interesser i energimarkedet og forholdet til Norge og nordområdene...23 Norges handlingsmuligheter som energistormakt...255 4

EUs energibalanse EU i verdensmarkedet Sammenlignet med andre regioner har EU (dagens 25 land) en effektiv bruk av energi i forhold til økonomisk ytelse. I 2005 sto EU for ca. 16 prosent av verdens samlede energiforbruk og ca. 18 prosent av oljeforbruket, mot ca. 7 prosent av verdens befolkning og ca. 28 prosent av verdens samlede verdiskapning målt ved BNP. Bare Japan har en mer effektiv bruk av energi, mens USA utviser lavere effektivitet. Kina og særlig Russland utviser en lav effektivitet. Her må legges til at tallene for EU omfatter de nye medlemslandene som i betydelig utstrekning fra tidligere regimer har overtatt en kapitalmasse som er lite effektiv i bruken av energi. Til sammenligning sto Norge i 2005 for ca. 0,4 prosent av verdens samlede energiforbruk, ca, 0,3 prosent av oljeforbruket, 0,1 prosent av verdens befolkning, og ca. 0,6 prosent av verdiskapningen. Norsk økonomi er mer energiintensiv enn gjennomsnittet for EU, men mindre oljeintensiv. Relative andeler 2005: brutto energiforbruk, oljeforbruk, befolkning og BNP 30,0 % 25,0 % 20,0 % 15,0 % 10,0 % 5,0 % 0,0 % Afrika EU India Japan Kina Russland USA Befolkning Energiforbruk Oljeforbruk BNP Kilder: BP Energy Review og IMF World Economic Outlook Database Effektiviteten innebærer at i forhold til verdiskapningen har EU behov for mindre innsats av energi og olje enn andre regioner, igjen med unntak av Japan. Dermed er EU, i likhet med Japan, økonomisk mer robust i forhold til risikoen for oljeprisøkninger enn for eksempel USA. 5

Innsats av energi og olje (toe) i forhold til BNP ($1000) i 2005 tonn ojjeekvivalent 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 Afrika EU India Japan Kina Norge Russland USA Verden Energi/BNP Olje/BNP Kilder: BP Energy Review og IMF World Economic Outlook Database I forhold til verden som helhet skiller EU seg ut ved særlig å bruke mindre kull og mer kjernekraft. Andelene for olje og naturgass er omtrent som for verden som helhet. Fordeling på energibærere EU 2005 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Olje Naturgass Kull Kjernekraft Vannkraft Verden EU Kilder: BP Energy Review Energibruk og energikilder Konkurranseutsatt industri tilpasser seg prisøkninger på energi ved innsparing og omlegging av produksjonen, mens for husholdninger og tjenester kan den samlede kostnaden ved omlegginger være større enn ved uendrede forbruksmønstre. I transportsektoren øker energiforbruket som en direkte følge av økende volum som et resultat av spesialisering, produktivitetsvekst og inntektsvekst. Fra 1990 til 2003 økte energiforbruket i dagens EU (25 land) med årlig gjennomsnittlig 0,8 pst., fra 1105 til 1232 millioner tonn oljeekvivalenter, mtoe. I industrien var det en svak nedgang i energiforbruket, mens det økte forholdsvis sterkt i transportsektoren og noe mindre sterkt i husholdningene og tjenestesektoren. Tendensen er en sterkere konsentrasjon av etterspørselen etter energi på områder der prisen til sluttbrukerne har mindre betydning enn deres inntektsnivå. Trolig vil denne tendensen forsterkes etter hvert som EUs nye medlemsland tilpasser seg vesteuropeiske forhold. 6

Fordeling av EUs netto energiforbruk på sektorer 1990 og 2003 mtoe 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Industri Transport Husholdninger Tjenester Ikke-energi 1990 2003 Vekstrate Kilde: Eurostat Ikke-energi betegner bl.a. råstoff for industriell bearbeiding 2,0 % 1,5 % 1,0 % 0,5 % 0,0 % -0,5 % Selv etter flere tiår med ustabile og til dels høye priser har oljen bevart sin stilling som den viktigste energibæreren i EU. Forklaringen er at for forbrukerne overgår gevinsten ved å bruke oljeprodukter, først og fremst til transportformål, kostnadene, også ved høye priser, fordi det ikke foreligger konkurransedyktige alternativ. En tilsvarende betraktning gjelder for naturgass, hvis priser i det kontinentale markedet er knyttet til prisene på råolje og bl.a. fyringsolje. I 2005 sto olje og naturgass for til sammen tre fjerdedeler av energiforbruket i EU, til tross for høye priser. Dette viser at etterspørselen etter energi også i EU er sterkere betinget av inntekter enn av priser, og at en omlegging av energiforbruket er en treg prosess som krever lang tid og store investeringer. I fordelingen på energibærere er tendensen siden 1990 en robust vekst i forbruket av naturgass og kjernekraft. Forbruket av fornybar energi har steget forholdsvis sterkt, men fra et lavt utgangspunkt. Forbruket av olje har steget svakt, mens forbruket av kull har avtatt. Nedgangen i kullforbruket skyldes særlig utfasing av tungindustri og kullkraft i EUs nye medlemsland. Fordeling av EUs netto energiforbruk på energibærere 1990 og 2003 mtoe 600 500 400 300 200 100 0 Kull Olje Naturgass Kjernekraft Fornybar Annet 4,0 % 2,0 % 0,0 % -2,0 % -4,0 % -6,0 % -8,0 % årlig vekst prosent Kilde: Eurostat 1990 2003 Vekstrate Fra 1990 til 2003 økte genereringen av elektrisitet i EU med gjennomsnittlig 2,1 pst. årlig. De dominerende innsatsfaktorene i kraftgenerering er kull og kjernekraft, mens veksten var forholdsvis sterkest i gasskraft. Bruken av olje i kraftgenerering avtok. 7

Kraftgenerering etter innsatsfaktor 1990 og 2003 TWh 1 200 1 000 800 600 400 200 0 Kull Olje Naturgass Kjernekraft Fornybar 1990 2003 Vekstrate Annet 10,0 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % -2,0 % -4,0 % Prosent Kilde: Eurostat Selvforsyning og importbehov EUs egenproduksjon av energi sto stille fra 1990 til 2003. Den sterke nedgangen i utvinningen av kull, først og fremst i de nye medlemslandene, ble oppveid av en oppgang i utvinningen av olje og naturgass, og i tilgangen på fornybar energi. EUs selvforsyning med energi 1990 og 2003 mtoe 1 000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Kilde: Eurostat Kull Olje Naturgass Kjernekraft Fornybar Annet 1990 2003 Vekstrate Sum 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % -1,0 % -2,0 % -3,0 % -4,0 % -5,0 % EUs utvinning av olje har avtatt sterkt etter å ha nådd en topp i 1999. Etter en topp i 2000 avtar EUs utvinning av naturgass langsomt. Denne utviklingen er særlig betinget av britisk kontinentalsokkel. 8

EUs egenutvinning av olje og naturgass 1990-2003 mtoe 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Kilde: Eurostat 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 Olje 1997 1998 1999 Naturgass 2000 2001 2002 2003 Kombinasjonen av økende forbruk og stagnerende selvforsyning med energi fører til et økende importbehov. Fra 1990 til 2003 økte importandelen av EUs brutto energiforbruk fra 43 til 49 prosent. Importavhengigheten for kull og særlig naturgass økte betydelig, mens den for olje stagnerte omkring 80 pst. EU er avhengig av import for å dekke godt over halvparten av behovet for naturgass. Importavhengighet 1990 og 2003 mtoe 600 500 400 300 200 100 0 Kull Olje Naturgass 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 1990 2003 Importavhengighet 1990 Importavhengighet 2000 Kilde: Eurostat Forsyningskilder Eurostat offentliggjør foreløpig ikke data for importen av oljeprodukter med opprinnelsesland, ei heller data for importen av råolje og naturgass til de nye medlemslandene. Data for importen av råolje til det gamle EU uten de nye medlemslandene i 2004 viser at det forhenværende Sovjetunionen, FSU, Russland sammen med Kasakhstan og Aserbajdsjan, hadde den høyeste markedsandelen på ca. 30 pst, Norge den nest høyeste med ca. 20 pst, etterfulgt av Saudi-Arabia, Libya og Iran. I det utvidede EUs samlede marked for råolje og produkter kan det antas at Russlands markedsandel er betydelig høyere, tatt i betraktning en stor eksport av raffinerte produkter og etablerte posisjoner i de nye medlemslandene. 9

Forsyningskilder for råolje til EU-15 mill.tonn 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 FSU Norge Saudi Arabia Libya Iran Resten av Midtøsten Andre Kilde: Eurostat BP offentliggjør data for den samlede importen av råolje og oljeprodukter til hele Europa. Her fremgår også den dominerende stilling til den forhenværende Sovjetunionen, i det vesentlige Russland. Brutto import av råolje og oljeprodukter til Europa 2005 350 300 miil.tonn 250 200 150 100 50 0 USA og Canada Latin-Amerika FSU Midtøsten Nord-Afrika Resten av Afrika Annet Kilde: BP Energy Review EUs import av naturgass er jevnere fordelt på kilder. Det gamle EU hadde i 2004 en import på 236 milliarder m3, hvorav det forhenværende Sovjetunionen, i praksis Russland, hadde en markedsandel på 33 pst., tett etterfulgt av Norge med en markedsandel på 29 pst., og dernest Algerie med en andel på 29 pst. For det utvidede EU er det grunn til å anta at FSU har en betydelig høyere markedsandel på grunn av posisjoner i de nye medlemslandene. 10

EU-15 import av naturgass etter kilder 2004 Milliarder kubikkmeter 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 FSU Kilde: Eurostat Norge Algerie Ikke spesifisert Nigeria Qatar Annet BP gir mer detaljerte data for handelen med gass med rørledning og som flytende naturgass, LNG, for det utvidede EU. I 2005 importerte EU til sammen 250 milliarder m3 naturgass fra utenforliggende kilder gjennom rørledninger. Derav sto Russland for halvparten, Norge for en tredjedel og Algerie for en sjettedel. Norge hadde en høy, til dels dominerende andel av rørledningsimporten i Belgia, Frankrike og Storbritannia, mens Russland hadde en høy andel i Italia, Tyskland og de fleste av de nye medlemslandene. Algerie hadde en høy andel av rørledningsimporten i Italia, Portugal og Spania. Data for importen av naturgass med båt, som LNG, gir et annet bilde. Volumet var i 2005 til sammen 41 milliarder m3, hvorav halvparten var import til Spania fra mange kilder med en geografisk spredning fra Trinidad via Qatar og Oman til Malaysia og Australia. De viktigste leverandørene av LNG til EU var i 2005 Algerie, Nigeria, Egypt og Qatar. EUs importkilder for gass 2005 140 120 Miliarder m3 100 80 60 40 20 0 Oversjøisk LNG Nord-Afrika LNG Nord-Afrika rørledning FSU Norge Kilde: BP Energy Review En foreløpig konklusjon er at EUs forsyninger av olje og gass i dag er rimelig balanserte. Olje og oljeprodukter er kurante handelsvarer i åpne markeder og er vanligvis tilgjengelige, riktignok til en høy pris under kriser, men på dette punkt gir langsiktige kontrakter heller ingen garanti ved sine klausuler om hyppig prisjustering. Plutselige avbrudd i oljeforsyninger og prisoppgang knyttet til uro i Midtøsten og andre steder er 11

del av en politisk risiko som gjelder alle kjøpere av olje. Russlands høye andel i EUs markeder for råolje og produkter gir en sterk forhandlingsposisjon, og EUs avhengighet av russiske raffinerte produkter kan kanskje gi grunn til større bekymring enn behovet for russisk råolje. Dette er imidlertid et regionalt problem i EU og gjelder særlig de nye medlemslandene. Svaret er oppbygging av lagre for å møte eventuelle avbrudd i forsyningene. Tilsvarende betraktninger gjelder for flytende naturgass, LNG, som er i ferd med å bli en kurant handelsvare i et åpent verdensmarked med mange gjensidig uavhengige selgere og kjøpere. Den geografiske spredningen av Spanias innkjøp av LNG er en pekepinn. Konsentrasjonen av importen av naturgass med rørledning kan eventuelt gi grunn til bekymring ved avhengigheten av et lite antall selgere. Tre land står for til sammen halvparten av gasstilførslene til EU. Norge dominerer EUs gassmarked i Nordvest-Europa, Russland dominerer i Sentral-Europa, og Algerie har en sterk stilling i Sør-Europa. Her kan forsyningssikkerheten være et mindre alvorlig problem enn en svak forhandlingsposisjon i et geografisk fragmentert gassmarked. Oljepriser og handelsbalanse Fra 2003 til 2006 er oljeprisene i euro blitt fordoblet; med et etterslep i tid slår økningen fullt ut for gassprisene. Oljeprisene i dollar er imidlertid øket enda sterkere. Kursfallet på dollar svekket OPECs bytteforhold med EU og ga et behov for å oppjustere oljepriser i dollar, fordi EU er største leverandør av varer til OPEC-landene i Midtøsten og Nord-Afrika. 12

Hovedtrekk og målsettinger i EUs energipolitikk EUs målsettinger og medlemslandene Selv om det historiske grunnlaget for EU er Kull- og stålunionen som tok sikte på å samordne energipolitikken i medlemslandene, har EU ikke hatt noen heldig hånd med energispørsmål. Utviklingen av felles energipolitikk og integrerte energimarkeder har vært preget av konflikter og politiske tilbaketog. Energi lot seg ikke ta med i den opprinnelige planen for det indre marked. Saksområdet var dominert av landinteresser og nasjonale monopoler, med svak konkurranse og lite handel over landegrenser. Først på 1990-tallet tok EU-kommisjonen en rekke initiativ, ofte kontroversielle, for å etablere et åpent felles energimarked. Prioriteringen var en effektiv markeds-organisering, mens det tradisjonelle hensynet til forsyningssikkerhet ble tonet ned. Energimarkedene var på 1990-tallet preget av overskuddskapasitet og fallende priser, og liten forsyningsrisiko. Hensynet til miljøet ble høyere prioritert. EUs energipolitikk har hatt som mål å rive ned nasjonale monopoler innenfor gass og kraft og å åpne transportnettene. Betinget av praksis, adgangsforhold og tariffer, kan dette målet kanskje nås i 2007. Utfallet er ikke nødvendigvis åpen konkurranse i markedene for kraft og gass I dagens situasjon med lite overskuddskapasitet, krig i Midtøsten og høye priser står EU overfor andre utfordringer. Selv om EU er sterkt og i økende utstrekning avhengig av importert energi, er energipolitikken preget av motstridende mål, manglende helhetssyn og en organisatorisk fragmentering. EU ønsker i korthet fri konkurranse i energimarkedene, stabile og moderate priser, samt sikre og økende forsyninger, i tillegg til miljøvern. Disse målene lar seg vanskelig kombinere fullt ut, men EU har hittil ikke vært politisk i stand til å prioritere. EUs energipolitiske mål kan lett fortone seg som en katalog over gode hensikter. Risikoen for utilsiktede konsekvenser er betydelig ved nedbryting av strukturer uten at alternativene er klare. Innenfor EUs byråkrati blir energisaker behandlet av Direktoratet for energi og transport, DGTREN, av Direktoratet for konkurranse, DGCOMP, og av Direktoratet for utenrikspolitikk, DGER. Mellom disse organene er det lite kontakt og samordningen er svak, slik at fremstøt fra ett hold ofte møter motstand fra andre hold. Resultatet er at energipolitikken i praksis utvikler seg tregt, til tross for betydelige ambisjoner. På denne bakgrunn står EU-kommisjonen svakt i energispørsmål i forhold til medlemslandene og energiindustrien. På 1970-tallet evnet EU å åpne markedene for olje og oljeprodukter som i mange land, bl.a. Frankrike, hadde vært underlagt offentlig regulering med kvoteordninger for de enkelte selskap. Resultatet var adgang for nykommere, sterkere konkurranse, lavere marginer og lavere priser for forbrukerne. Siden 1990-tallet har EU søkt å åpne markedene for elektrisitet og gass med målsetting om at alle forbrukere fritt skal kunne velge leverandør, i likhet med forholdene i Norden og Storbritannia. Problemet er at handelen med gass og kraft er ledningsbundet, i motsetning til handelen med råolje og oljeprodukter. Etablerte interesser i kraft- og gassindustrien har utvist en sterk motstand mot EUs reformer. Motstanden har vært sterkest i Frankrike og Tyskland, blant annet av nasjonale hensyn til kjernekraft og kull har de store selskapene fått støtte av sine myndigheter. Våren 2001 hindret fransk og tysk motstand EUs fremstøt for åpne gass- og kraftmarkeder. Frankrike ønsket av hensyn til landets kjernekraft ikke å gi husholdningene mulighet til å velge leverandør. Tyskland ønsket ikke å svekke transportselskapenes høye fortjeneste ved selv å bestemme tariffene. EU-kommisjonen kom dermed til kort overfor to viktige medlemsland. 13

Utfallet er blitt en gradvis åpning av transportleddene og markedene. Først fikk store brukere høve til å velge leverandør, senere er mellomstore kunder blitt inkludert. I 2005 påla EU-kommisjonen medlemslandene å åpne markedene for gass og kraft også for husholdningene slik at fra 2007 skal alle forbrukere fritt kunne velge leverandør. Erfaringsmessig vil også dette fremstøtet bli omsatt i praksis forskjellige ulike måter i de ulike medlemslandene. I Tyskland kan alle kunder i prinsippet fritt velge leverandører av gass og strøm, men problemet er transporttariffene. Hittil har i Tyskland tariffer for transport av gass og kraft vært gjenstand for forhandlinger, ikke for regulering, hvilket har bevart netteiernes makt over adgang til markedene og gjort kundenes valgfrihet illusorisk. I de fleste andre EU-land, med særlig unntak av Østerrike, blir tariffene for transport av gass og kraft fastsatt av en reguleringsmyndighet, hvilket svekker netteiernes markedsmakt og gir kundene en reell valgfrihet. På grunn av Tysklands sentrale geografiske stilling har netteiernes kontroll bidratt til å hemme transitten og fremveksten av felles europeiske markeder for gass og kraft. Det er et åpent spørsmål hvordan pålegget om fullstendig valgfrihet for kundene vil bli praktisert, særlig i Tyskland og Østerrike. Samtidig har EU pålagt kraft- og gassindustrien å foreta en organisatorisk og regnskapsmessig oppsplitting, for å skille transporten av gass og kraft fra kraftgenerering og distribusjon. Dette skal også gjelde fra 2007. Neste steg fra EUs side kan eventuelt bli et pålegge til de store selskapene om å selge unna enten kraftgenerering eller nett. I EUs grønnbok om energi offentliggjort våren 2006 gjøres rede for en bærekraftig energipolitikk. EU-kommisjonen erkjenner et akutt behov for investeringer i infrastruktur og kraftverk for å møte en forventet vekst i etterspørselen. Investeringsbehovet i EUs energisektor anslås til 1000 milliarder euro over de neste 20 år. Med mindre EUs egne energikilder blir mer konkurransedyktige vil den samlede avhengighet av importert energi kunne stige fra dagens 60 prosent til kanskje 70 prosent i 2030, med tilsvarende økning i forsynings- og prisrisiko og svekkelse av forhandlingsposisjonen. Fragmenteringen av EUs markeder for gass og kraft innebærer en rekke bilaterale forbindelser mellom selgere og kjøper, slik at de fleste brukerne er avhengige av én eller et lite antall leverandører, hvilket innebærer en høy forsynings- og prisrisiko. EU-kommisjonens oppfatning er at mer integrerte, åpne markeder, med fri konkurranse, bedre vil kunne sikre forsyninger og gi lave priser. Dertil kreves investeringer i infrastruktur på tvers av landegrensene samt et reguleringsregime som håndheves, og at EUs konkurranselover blir anvendt også på energimarkedene. Samtidig påpekes at konsolideringen av energiindustrien må drives av markedskrefter dersom EU skal kunne svare på utfordringene og investere for fremtiden. I praksis kan dette tolkes som klarsignal til privatisering innenfor en ramme av offentlige reguleringer. Forbildet synes å være Storbritannia. Industriens svar Horisontal integrasjon fortoner seg som det viktigste resultat av konsolideringen av selskapsstrukturen i markedene for gass og kraft. EUs tiltak for å bryte opp vertikalt integrerte gass- og kraftselskap, for å skille transporten ut som et eget ledd med sikte på regnskapsmessig transparens, møtes av en tiltakende horisontal integrasjon, der gass- og kraftselskap slår seg sammen med sikte på utvidet markedsmakt. Det viktigste eksempelet er at det tyske kraftselskapet E.on fikk kjøpe Ruhrgas, med statsminis- 14

ter Schröders velsignelse på tross av konkurransemyndighetene råd i motsatt retning. Utfallet blir på denne måten ikke mer konkurranse, som tilsiktet av EU, men mindre konkurranse, for selgerne av naturgass som for sluttbrukerne. Det er i dag en klar tendens til horisontal integrasjon mellom gass og kraft, ved at foretak på parallelle ledd i henholdsvis gass og kraft slås sammen. Initiativet kommer ofte fra kraftselskap i en sterk finansiell stilling etter flere års god inntjening med høye kraftpriser i kjølvannet av høye oljepriser. Sammenslåingene støttes som regel av regjeringer som ønsker sterke nasjonale selskap. Nylige eksempler er sammenslåingen av E.on og Ruhrgas, som ble støttet av den tyske regjering mot konkurransemyndighetene; forsøket på at ENEL skulle kjøpe Suez, stanset av belgiske og franske myndigheter, mot Italia. Suez Gaz de France, støttet av fransk og belgisk regjering; E.on Endesa, som møter motstand fra den spanske regjering; og Gas Natural Endesa støttet av den spanske regjering. Logikken er å skape sterkere grupper for å klare dereguleringen og skarpere konkurranse. Hensikten er også å spre risikoen ved større og mer heterogene porteføljer av virksomhet og forsyningskilder, å styrke markedsmakten overfor kjøperne av gass og kraft, og å skape store europeiske enheter. Sammenslåingen av E.on og Ruhrgas har skapt et ledende tysk og europeisk selskap som begrenser konkurransen mellom gass og kraft. Det er den største enkelte kjøper av gass fra både Norge og Russland. Sammenslåingen ble som nevnt støttet av kansler Schröder mot råd fra konkurransemyndighetene. Den tyske stat har en liten, kontrollerende aksjepost som gjør at selskapet ikke kan selges uten statens samtykke. Samtidig sitter selskapet med en mindre aksjepost i det russiske Gazprom. I 2005 la E.on Ruhrgas inn et bud på det spanske kraftselskapet Endesa. En sammenslåing av E.on Ruhrgas og Endesa ville skape verdens største børsnoterte gass- og kraftselskap og gi et fotfeste i det voksende spanske kraftmarkedet, samt et fotfeste i kraft i Latin-Amerika. På kjøpet ville det komme LNG-kontrakter. LNG og Algerie reduserer avhengigheten av gass fra Norge og Russland og styrker forhandlings-posisjonen til E.on Ruhrgas. Spanske myndigheter har motsatt seg et tysk oppkjøp av Endesa og har i stedet støttet et sammenslåing med gasselskapet Gas Natural, som i 2006 uten hell bød på Endesa. En sammenslåing ville skape et integrert spansk gass- og kraftselskap. Spanske myndigheter som ønsker en nasjonal leder og anser energisektoren som strategisk viktig. Den har et defensivt ønske om å unngå tysk dominans. Det tredje prosjektet er en sammenslåing av den fransk-belgiske finansgruppen Suez og Gaz de France. Hensikten er å skape et belgisk-fransk gass- og kraftselskap med interesser i vannforsyning, med betydelige finansielle ressurser. Et bytte av aksjer kan fremskynde privatiseringen av Gaz de France og korte ned på den politiske behandlingen. Siktemålet er til dels defensivt, å hindre det italienske ENEL fra å overta Suez, etter et fremstøt i 2005. Sammenslåingen støttes som nevnt av belgiske og franske myndigheter. Som alternativ vekststrategi vurderer nå ENEL en sammenslåing med olje- og gasselskapet ENI. Italiensk frykt for utenlandsk, tysk (E.on) eller fransk (EdF) oppkjøp fører til forsøk på en nasjonal løsning. ENI og ENEL ville bli en nasjonal leder i gass og kraft. Disse fremstøtene viser at EUs energiindustri er inne i en grunnleggende forandring. Utfallet synes ikke å bli åpne markeder og mer konkurranse, som ønsket av EU, men oligopolistiske strukturer og en begrensning av konkurransen. Markedene for gass og kraft blir dominert av et lite antall store foretak med en felles interesse av 15

å begrense priskonkurransen og å holde nykommere ute. Grunnlaget legges for en uformell deling av markedet og høyere fortjeneste. Virkningen på gassmarkedet er i korthet at i stedet for importmonopoler møter selgerne av gass noen få sterke foretak som både kjøper gass og genererer kraft, med utstrakt kontroll over handelen. Kundene blir på sin side avhengige av de samme selskapene for både kraft og gass. Resultatet blir svekket priskonkurranse og at en større del av overskuddet går til de store, integrerte gass- og kraftselskapene. Industriens mål er å motvirke gasselgernes sterke forhandlingsposisjon ved konsolidering nedstrøms, samt å vokse i nye markeder. Hensikten er også å motvirke åpningen av nettene ved oligopolistisk konsolidering. Dette er et opplegg for videre privatisering og rasjonalisering av driften. Om nødvendig kan de store selskapene eventuelt selge andeler i ledninger og satse på gassimport, kraftgenerering og handel. Skatter og avgifter Skattene og avgiftene på energi varierer sterkt mellom EUs medlemsland. I Tyskland blir naturgass diskriminert i forhold til kjernekraft og kull. EU har kommet med flere fremstøt for å harmonisere skattene og avgiftene på energi, men har hittil ikke fått gjennomslag. Myndigheten til å skattlegge ligger hos medlemslandene, ikke i EU. Striden står om EUs myndighet til å skattlegge og om prinsippene for energiskatt. En skatt på utslipp av CO 2 ville særlig ramme tysk kull og under ellers like forhold begunstige naturgass, vannkraft, kjernekraft og nye energikilder. En skatt på energi, for eksempel etter KWh forbrukt, ville derimot ramme naturgass, kjernekraft og nye energikilder, og begunstige kull og til dels olje. En avklaring synes på dette punkt ikke umiddelbart forestående. Interessemotsetninger og kompromisser Liberaliseringen strander på adgangen til ledningsnettet og dermed kundene, særlig i Tyskland, ved uklare vilkår og høye transporttariffer. Kontrollen over ledningsnettene gir transportørene markedsmakt og høy fortjeneste. EUs mål er i korthet å fortsette liberaliseringen ved å styrke konkurransen, lette nettadgangen, og å senke transportkostnadene. Eventuelt vil EU kunne regulere tariffene med grunnlag i en fastsatt avkastning. I Tyskland har en avkastning på 8 pst. før skatt på bokført verdi av ledningene vært foreslått som retningslinje. Bevisbyrden for manglende kapasitet i ledningene har vært foreslått pålagt netteieren. EU-kommisjonen har uttrykt et ønske om å hindre horisontal integrasjon, samtidig som den ønsker å fremme europeisk integrasjon ved nye selskapsstrukturer på tvers av landegrenser. Den ønsker også en europeisk reguleringsmyndighet for å samordne gjennomføringen av EUs energipolitikk på tvers av landegrensene. Medlemslandenes mål er på sin side å sikre energiforsyninger og investeringer, og samtidig å beskytte forbrukerne og å bistå ledende nasjonale foretak. Energipolitikken skaper store interessemotsetninger mellom EU-kommisjonen og medlemslandene, som mellom de enkelte medlemsland. Mens mange medlemsland, som for eksempel Italia og Spania søker å støtte ledende nasjonale energiselskap, ønsker EU-kommisjonen å støtte ledende europeiske foretak. Mens ambisjonsnivået i de fleste medlemslandene er å bygge opp sterke nasjonale energiselskap, er ambisjonen i særlig Frankrike, Italia og Tyskland å bygge opp sterke europeiske energiselskap med en nasjonal basis. 16

Tendensene i retning av horisontal integrasjon av gass og kraft er uttrykk for både markedssvikt og politisk svikt. Markedssvikten ligger i en høyst ufullkommen konkurranse som styrker konsentrasjonen av markedsmakt. Den politiske svikten ligger i institusjoner som ikke evner å påtvinge markedet konkurranse. Selv med fremgang i vertikal desintegrasjon risikerer EU-kommisjonen å tape. Oligopolistisk horisontal integrasjon er ikke i forbrukernes interesse og sikrer ikke effektivitet. EUs politikk har vært ufullstendig; den har gitt for lav prioritet til å skape integrerte europeiske markeder for gass og kraft med en utvidet, ikke innskrenket konkurranse. Infrastrukturen er fortsatt utilstrekkelig over viktige grenser. Det kan betegnes som en form for kreativ ødeleggelse å gå løs på nasjonale monopoler, men utfallet blir ikke som tilsiktet. Sterke europeiske selskaper ville kunne bety tysk og fransk dominans. Høsten 2006 avtegner det seg kompromisser om at sammenslåingen mellom Suez og Gaz de France blir godkjent av EU, med tysk velvilje, mot at E.on - Ruhrgas får kjøpe Endesa, med fransk velvilje. Eventuelt ville det franske kraftselskapet EdF kunne slå seg sammen med Suez og Gaz de France for å skape en enda mer slagkraftig enhet. Energimarkedets realiteter vil da utvikle seg fjernt fra visjonen om åpenhet og fri konkurranse. De nye storselskapene ligger an til å bli viktige premissleverandører for energipolitikken i medlemslandene som i EU. De vil ikke ha interesse av noen felles reguleringsmyndighet for EU, ei heller av å bryte opp den horisontale integrasjonen som er i ferd med å bli bærebjelken i deres virksomhet. Bølgen av sammenslåinger antyder at markedsåpningen motvirkes av markedskonsentrasjon. Begrunnelsen er å skape slagkraftige enheter i et verdensmarked som ikke bare omfatter Europa, men også andre verdensdeler. Hensynet til EUs forbrukere får i denne sammenheng lavere prioritet enn ressursene for ekspansjon. 17

EUs fremtidige energiforsyninger Oljen i et verdensmarked, OPEC bestemmer Oljeprisen er referanse for andre energibærere på grunn av en bred konkurranseflate. Oljeprisens nedre grense er laveste variabel kostnad, $5/fat levert Nordsjøen, kortsiktig. Langsiktig er de store oljeeksportørenes inntektsbehov avgjørende. Oljeprisens øvre grense er kostnaden for alternativt drivstoff, $60/fat (syntetisk bensin), langsiktig. På kortere sikt kan oljeprisen nå høyder bestemt av bruksverdien for kjøperne og risikovurderinger for tilbudet. Oljeprisoppgangen siden 2003 er forårsaket av politisk risiko, et tidvis stramt marked og nedgang i dollarkursen. Den politiske risikoen er knyttet til oljeforsyninger fra Midtøsten, særlig i samband med Irakkrigen og Irankrisen. Den varer ved. Det stramme markedet i 2004 og 2005 skyldtes en uvanlig sterk vekst i etterspørselen og nedsatt utvinning i Mexicogolfen på grunn av orkaner; senere har høye lagre ført til et mindre stramt marked. En lavere dollarkurs ga de store produsentene i Midtøsten og Nord-Afrika insentiv til å forsvare bytteforholdet med EU og kjøpekraften i euro ved å øke dollarprisen på olje. Dette har igjen ført til en sterkere oljeprisoppgang i USA enn i Europa. På denne bakgrunn kan en eventuell fremtidig kursoppgang på kinesisk valuta føre til en oppjustering av dollarprisen på olje. En fortsatt etterspørselsvekst betyr at oljeprisen er ikke for høy for markedet. Etterspørselen etter olje er drevet av økonomisk vekst, med en økende konsentrasjon om transportsektoren og en økende betydning av husholdninger. Høy nyttevirkning og få eller ingen alternativ gir lav priselastisitet for etterspørselen. Økende effektivitet gir større verdiskapning. Gjennomsnittlig årlig vekst 1980-2000 i etterspørselen etter olje: ca. 1 pst. Det var en uventet rask økning i forbruket av olje i 2004, på verdensbasis 3,3 pst. Seksti prosent av veksten i oljeforbruket i verden i 2004 fant sted i to land: Kina og USA, med henholdsvis 19,3 pst og 3,5 pst. Veksten i 2005 var ca. 1.4 pst. Om lag to tredjedeler brukes i transport. Tilbudet av olje i markedet er dominert av OPEC, særlig Abu Dhabi, Irak, Iran, Kuwait, Saudi-Arabia og Venezuela. Mexico, Norge og Russland har også betydning. Dette er et naturlig oligopol, konsentrert om Midtøsten ved store reserver og lave kostnader med et robust grunnlag for kartelldannelse, OPEC. Strategien er vanligvis å ta grunnrente fremfor markedsandel. Kontroll over tilbudet gir fleksibilitet og robusthet. OPECs spillerom er i dag betydelig, med et grunnlag for større markedsandel og kanskje høyere pris fordi OPEC-landene har ca. 70 prosent av reservene, men bare ca. 40 prosent av utvinningen. Veksten i etterspørselen etter olje gir OPEC valget mellom å øke volumet, å øke prisen eller en kombinasjon. OPEC har behov for høy oljepris på grunn av rask befolkningsvekst, særlig i Iran og Saudi-Arabia. Forholdet mellom Irak, Iran og Saudi-Arabia er nøkkelen til stabilitet i oljemarkedet. Verdens påviste reserver av olje tilsvarer omtrent 40 års utvinning. Midtøsten har vært lite undersøkt; fra 1936 til 2004 ble det boret 300 letebrønner i Saudi-Arabia, siden 1908 til sammen 2500 brønner i Irak. Verden bruker ikke råolje, men oljeprodukter som kan fremstilles fra substitutter, bl.a. tingolje og tjæresand, som med dagens priser kan være lønnsomme. Høye oljepriser innebærer vesentlig endringer i internasjonale økonomiske styrkeforhold, til fordel for utenriksøkonomien og budsjettbalansen i de fleste oljeeksporterende land. Nøktern bruk av høyere inntekter har ført til store overskudd i viktige land som Russland og Saudi-Arabia, og mindre overskudd i for eksempel 18

Algerie, Iran og Venezuela. Oljeimportører med høye markedsandeler i oljeeksporterende land har også store overskudd, særlig Japan, Kina og Tyskland. Saldoen er et raskt økende underskudd i USA. OPEC har siden 1960-årene vært av vesentlig betydning ved å styrke oljeeksportørenes forhandlingsposisjon overfor internasjonal oljeindustri og ved prisingen av olje som insentiv til investeringer på norsk sokkel. Terroristangrepet på USA i september 2001 satte fokus på politisk risiko i samband med USAs direkte og indirekte avhengighet av olje fra Midt-Østen, særlig Saudi-Arabia. Selv om Midt-Østen har begrenset direkte betydning for USAs oljeforsyninger, er den indirekte betydning stor fordi oljeprisen bestemmes i siste instans i Golfen. Tilspissingen av konflikten mellom Israel og palestinerne skjerpet oppmerksomheten omkring politisk risiko i Midt-Østen og i oljemarkedet, og ble en belastning for forholdet mellom Saudi-Arabia og USA. Ved økende etterspørsel etter olje har OPEC valget mellom å øke volumet eller å øke prisen eller en kombinasjon, I dag gir store finansielle overskudd en handlefrihet til eventuelt å redusere volumet for å forsvare oljeprisen. I OPEC er det imidlertid en uenighet om optimalt prisnivå: kompromisset er nå en pris på $ 55-60/fat; Saudi-Arabia ønsker en lavere pris, kanskje $45-50/fat, mens Iran ønsker en høyere oljepris. Saudi-Arabia utvider kapasiteten moderat blant annet for å styrke sin forhandlingsposisjon innenfor OPEC. Historisk har en forståelse mellom Iran og Saudi- Arabia vært avgjørende for en stabilisering av oljemarkedet. Irak har et stort potensial, men utviklingen hemmes av krigen og okkupasjonen. OPEC synes i 2006 å teste hvor høye oljepriser markedet kan ta, hvilket fremstår som en videreføring av den historiske strategien å prioritere grunnrente ved høye oljepriser fremfor volumvekst. Dette fremgår også av vedtaket høsten 2006 om ved volumkutt å forsvare en oljepris på $ 55-60/fat. I den utstrekning strategien opprettholdes og lykkes, kan det forventes bare en begrenset utvidelse av utvinningskapasiteten i viktige OPEC-land i inneværende tiår. Saudi-Arabia har tilkjennegitt en i første omgang moderat økning av utvinningskapasiteten til 12,5 mill. fat/dag, hvilket historisk har vært toppkapasiteten. I neste omgang kan Saudi-Arabia kanskje utvide kapasiteten til 15 mill. fat/dag, men dette kan snarere innebære et ønske om å ta en del av veksten i markedet enn et ønske om lavere oljepriser. De store overskuddene i utenriksøkonomien demper OPEC-landenes interesse av å investere i økt utvinningskapasitet. På denne bakgrunn er det grunn til å anta at oljeprisen neppe vil falle tilbake til sitt nivå fra før 2003. Markedet synes foreløpig å godta en oljepris på $50-60/fat, på linje med signaler om prisønsker fra OPEC høsten 2006. Bakgrunnen er både en styrket betalingsevne hos forbrukerne og en bekymring for en fremtidig knapphet på olje, på grunn av utilstrekkelig leting og utbygging i viktige OPEC-land. Utilstrekkelig volumvekst i OPEC gir et behov for en utvidet petroleumsvirksomhet i nye områder, samt å fremme ny teknologi for å omdanne gass og kull til flytende drivstoff. På denne bakgrunn synes OPECs strategi å ha funnet en gjenklang i internasjonal oljeindustri og finansmarkedene i en erkjennelse av behovet for høyere realpriser på råolje. Begrunnelsen ligger også i behovet for en mer aktiv letevirksomhet og eventuelt påfølgende utbygging i arktiske områder og på dypt vann. I et historisk perspektiv kan realprisoppgangen på olje i årene 2003-05 kanskje utvise en viss parallell med oljeprisoppgangen i 1973-74, som sterkt bedret lønnsomheten i petroleumsvirksomheten i Alaska og Nordsjøen. Bakgrunnen for oljeprisoppgangen i 1973-74 var ikke ressursknapphet, men at oljeprodusentene i Midtøsten og Nord-Afrika, samt Venezuela, med de største ressursene og de laveste kostnadene 19

satset på å ta grunnrente fremfor markedsandel. Høye oljepriser i perioden 1974-85 førte til at olje i stor utstrekning ble erstattet av kull, naturgass og kjernekraft i stasjonære bruksmåter, først og fremst oppvarming og kraftgenerering, samt til en betydelig effektivisering av mobile bruksmåter, i det vesentlige i transportsektoren. Siden 1980- årene har økonomisk vekst og en fallende realpris på olje, i et hvert fall fram til 2004, ført til en ny vekst i forbruket av olje, selv de strukturelle endringene i energiforbruket bare i liten utstrekning ble reversert. Selv med lavere realpriser har olje ikke fått noen tilbakekomst i kraftgenerering og forbruket blir stadig mer konsentrert om transportsektoren. For Norge, som for Nordsjøen som helhet, innebar høye oljepriser i årene 1974-85 et robust økonomisk grunnlag for investeringer i infrastruktur og en kraftig stimulans for leting og utbygging; deretter ga lavere oljepriser sterke insentiver til effektivisering og kostnadskutt. Volumveksten i Nordsjøen kom etter oljeprisfallet i 1986, men grunnlaget var lagt tidligere. USA er en viktig del av verdens energiproblem ved et stort og økende forbruk og import av olje og gass, og liten politisk støtte til sparetiltak. Krig i Midtøsten og ensidig støtte til Israel fører til konfrontasjon med viktige oljeeksportører. Samtidig har USA et dårlig forhold til Russland. USA bruker under president Bush Jr. krig som virkemiddel i utenrikspolitikken, også i energipolitikken i den utstrekning olje har vært og er et siktemål for Irakkrigen. Bruk av militær makt for å sikre oljeinteresser kan være begrunnet av en sviktende tiltro til markedet eller egen betalingsevne. USA har store handelsunderskudd mot resten av verden, ikke bare Kina eller OPEC. Energi er viktigste enkeltpost. Husholdningenes forgjeldelse begrenser spillerommet for pengepolitikken; i 2005 tok energi og renter anslagsvis 20 pst. av husholdningenes realdisponible inntekt. Handelsunderskuddet svekker dollarens stilling. EUs interesse i forhold til OPEC går først og fremst på stabilitet i forsyninger og priser på olje og gass, og i gjenkjøp av varer og tjenester for å sikre handelsbalansen. Spørsmålet er hvor høyt og hvor lenge oljeprisen må stige denne gang i lys av OPEC-landenes grunnrentestrategi, for å kunne tilføre markedet økende volum flytende drivstoff fra nye kilder. Rimeligvis vil høyere realpriser også denne gang føre til en substitusjon bort fra olje i stasjonære bruksmåter og til en ytterligere effektivisering av mobile bruksmåter. Samtidig kan etterspørselen etter flytende drivstoff til transportformål forventes å øke sterkt i utviklingslandene, sammen med etterspørselen etter naturgass til kraftgenerering. Flere OPEC-land investerer i en utvidelse av utvinningskapasiteten, som for OPEC som helhet kan forventes å ville øke med 5-6 mill. fat fram til 2010. Selv om ikke all kapasitetsøkning gir seg utslag i utvinning, vil mer ledig kapasitet kunne bidra til en dempet prisutvikling og et mer stabilt oljemarked. På den annen side bidrar en økende konsentrasjon av verdens oljeforsyninger om Golfen til en høyere risiko for forsyninger og priser, særlig i lys av fortsatt krig i Irak og et spent forhold mellom USA og Iran. Verdensmarked og regionale markeder for naturgass Markedet for naturgass i Europa er i liten grad preget av fri konkurranse, men av et forhandlingsspill mellom et lite antall selgere, mellomledd og kjøpere. Historisk er gassnettet på kontinentet bygget opp for å frakte naturgass fra Nederland, som etter hvert er blitt supplert med gass fra først og fremst Russland, Norge og Algerie, med markedsandeler i denne rekkefølge. Forbruket av naturgass i dagens EU er nesten fordoblet på 20 år og Europa har etter hvert fått et godt utbygd nett for å transportere naturgass, selv om noen viktige 20

forbindelser gjenstår. Den tradisjonelle formen for gasshandel har vært en dragkamp mellom salgsmonopoler og de jure eller de facto innkjøpsmonopoler der siktemålet mer har vært å brytes om fordelingen av grunnrenten ved høye priser enn å sikre vekst i markedet ved mer moderate priser. Handelsmønsteret er langsiktige kontrakter med faste volum, hvilket sikrer både forsyninger og avsetning, men ikke prisene. Vanligvis har importprisen på gass til Europa vært bestemt av prisene på råolje og oljeprodukter, slik at hver gang oljeprisen har steget, har gassprisene også steget, riktignok med et etterslep i tid. Unntaket er Storbritannia, der gassprisene fastsettes av tilbud og etterspørsel i et pent marked. Importprisene på naturgass til Europa er blitt fordoblet fra 2003 til 2006, selvsagt med virkninger for balansen mellom tilbud og etterspørsel. Mens Europa inntil nylig siktet mot et underskudd på naturgass i forhold til planer om utbygging av gassbasert kraftgenerering, kommer nå kull inn for fullt, til ulempe for miljøet og gasseksportørene. Utsiktene er nå økende konkurranse og overkontrahering, i et hvert fall i det mellomeuropeiske gassmarkedet. Unntaket er Storbritannia, hvis gassmarked er preget av fri prisdannelse og en høy grad av fleksibilitet, men med både volumrisiko og prisrisiko for kjøpere som for selgere. På verdensbasis er naturgass den energikilde hvis forbruk øker raskest. Fortrinnene er miljøvennlighet og effektivitet i kraftgenerering. Utsiktene er at forbruket av naturgass i EU, vil øke betydelig i de kommende tiår, og at egenutvinningen vil avta, slik at importbehovet vil øke sterkt. Den viktigste drivkraften er vekst i forbruket av elektrisitet og økende bruk av naturgass i kraftgenerering. Dermed bør kraftgenerering trekkes inn i verdikjeden for naturgass. Det åpner seg nye bruksmåter for naturgass. Ved høye oljepriser vil olje bli søkt erstattet med andre energibærere først og fremst i stasjonær bruk som oppvarming og kraftgenerering, En omfattende bruk av naturgass i kraftgenerering forutsetter konkurransedyktige priser og/eller CO2-avgifter som styrker naturgass i forhold til kull. I neste omgang kan bruk av naturgass i transportmidler og som råstoff for diesel bli mer aktuelt. Nye markeder for naturgass utvikles i konkurranse mot andre energibærere i praktisk talt alle bruksmåter, hvilket tilsier at veksten i markedet for naturgass er prisavhengig. I kraftgenerering er naturgass i dag knapt konkurransedyktig i nye anlegg; ikke som erstatning for eldre kullkraftverk. I oppvarming er kjernekraft i dag konkurransedyktig, med økende politisk aksept Ressursgrunnlaget er lite kjent. Verdens største påviste reserver er i Russland, Iran og Qatar. Historisk har det vært lite leting etter naturgass, hvilket tilsier gode muligheter til å gjøre nye funn. Fordelingen av reservene tilsier dårligere grunnlag for kartelldannelse enn for olje. Bedre innsikt i geologi og tekniske fremskritt i LNG styrker konkurranseevnen. Høye stålpriser fordyrer og utsetter rørledningsprosjekter Konkurransen Norge og Russland er de viktigste kildene for nye gassforsyninger, med rørledning i konkurranse med Algerie, Egypt, Iran og Libya. Økende avhengighet av fjernere kilder og lengre transport tilsier høyere importpriser på naturgass til EU. Kort transportvei tilsier en høyere ekstrafortjeneste på norsk gass, i likhet med hva nederlandsk gass i mange år har kunnet nyte godt av. Utsikter til høyere importpriser på naturgass legger press på mellomleddene, transportører og grossister som historisk har kunnet håve inn stor fortjeneste på grunn av monopolposisjoner. Utsiktene er til en tiltakende konvergens av markedene for kraft og gass, slik at gasspriser i økende ut- 21

strekning vil bli knyttet til kraftpriser, og dermed i mindre utstrekning til oljepriser. Her vil skatter, avgifter og organisering av markedet være avgjørende. LNG importeres allerede fra flere hold, med mange prosjekter i Norge, Qatar, Russland, Trinidad osv. Tekniske fremskritt gir et generelt kostnadsfall på LNG. Den store fordelen er at LNG gir sesongmessig fleksibilitet og styrker kjøpernes forhandlingsposisjon. Konkurransen fra Russland er preget av et stort ressursgrunnlag, men nye prosjekter hemmes av avstander og kostnader. Russland har et stort potensial for reduksjon i forbruket ved høyere priser, men prisøkninger er politisk vanskelig å gjennomføre. For tiden er Russland avhengig av import av gass fra Turkmenistan for å sikre balansen i markedet. En ny rørledning direkte til Tyskland, med siktemål videre til Storbritannia reduserer forsyningsrisikoen. Russisk strategi er langsiktige kontrakter og nedstrøms kapitaldeltakelse for å sikre avsetning og volum. Konkurransen fra Algerie og Libya er likeledes preget av et betydelig ressursgrunnlag, Begge land har åpnet for utenlandsk kapital i oppstrøms petroleumsvirksomhet, men i Algerie foregår for tiden en betydelig innstramming. Fortrinnet er en kort transportavstand til Europa. Rørledninger er bygget og nye ledninger prosjekteres Konkurransen fra Aserbajdsjan og særlig Iran er preget av et stort ressursgrunnlag, men også av alvorlige politiske problemer. En rørledning er bygget fra Iran til Tyrkia med forbindelse videre til Europa, og mulighet for å øke kapasiteten. Et nytt prosjekt, Nabucco, er en gassledning fra Aserbajdsjan, eventuelt også Iran, til Østerrike. På etterspørselssiden kan USA by EU konkurranse som stor og økende importør av LNG. Norsk LNG er i det nordøstre USA konkurransedyktig overfor gass fra Alaska og Nord-Canada. Dette er imidlertid et spotmarked med høy prisrisiko, der dollarkursen øker prisrisikoen. Med økende forbruk og nedgang i utvinningen forventes USAs import av naturgass å ville øke betydelig i kommende år. Fordi Canada på kort sikte neppe vil kunne øke utvinningen vesentlig, vil importen av LNG måtte øke sterkt og virke prisdrivende i verdensmarkedet. Samkvem og gjensidighet EUs forhandlingsposisjon i gassmarkedet er på forhånd svak fordi reservene og tilbudet er konsentrert om noen få land, Russland, Norge, Algerie og på lengre sikt Iran. Selv med en betydelig vekst i importen av LNG vil EU i lengre tid være prisgitt de fire nevnte eksportørene. Den samlede importen av naturgass forventes å øke med 80 prosent over de neste tjuefem år. EU møter et økende behov for import av olje og gass med utsikter til et stramt verdensmarked preget av vekst i etterspørselen, trolig høyere realpriser enn i perioden 1986-2003, og med økende konkurranse om sikre forsyninger. Disse utsiktene fører til statlig inngripen for å sikre forsyninger av olje og gass, bilaterale forbindelser med produsentland, politisering og en svekkelse av markedet. For EU gjelder forsyningsspørsmålet også økonomisk samkvem og gjensidighet i handelen, for at eksportørene enten oppveier sine salg av olje og gass med innkjøp av varer og tjenester, eller plasserer eventuelle overskudd i EU. På grunn av en stor befolkning og et stort hjemmemarked kan Russland på dette grunnlag fremstå som en særdeles interessant partner for EU. 22