Lavere gasspriser, lavere norsk handelsoverskudd

Etter en helt ellevill økning i norske eksportinntekter på grunn av høyere gasspriser og økt etterspørsel etter naturgass, er ting nå tilbake til det mer normale. Handelsoverskuddet er der, men var på 44,2 milliarder kroner i juni, ikke 111 milliarder kroner som i juni for et år siden, eller 225 milliarder som det var i august i fjor. Det skriver Statistisk sentralbyrå i sin siste eksportstatistikk.

Eksportinntektene og handelsoverskuddet på grunn av ekstraordinære gasspriser etter Russlands invasjon av Ukraina var store at det til og med var antydning til debatt om dette overskuddet skal øremerkes noen gode internasjonale formål. Som om det skulle en naturlov som sier at gassprisene vil være permanent høye. Det hadde jo vært fint for Norge, men markeder har en tendens til å tilpasse seg, gassprisene er blitt normale og debatten om det ekstraordinære overskuddet forsvant igjen. I hvert fall der man følger med på gasspriser og eksportstatistikk.

Hva viser så disse mer normale tallene? De viser at det i juni var en norsk eksport på 137 milliarder kroner, 31 prosent lavere enn i fjor på samme tid. Handelsoverskuddet endte som nevnt på 44,2 milliarder, som er 60 prosent lavere enn for et år siden. Men mens olje- og gasseksport har svekket seg fra i fjor har en lavere kronekurs gjort at norsk fastlandseksport har gode tider. For varer for samme kronebeløp betaler utlendingene mindre i euro eller dollar, og det er jo bra for norske virksomheter som har lønn og andre kostnader i kroner. SSB skriver:

"Den importveide kronekursen fra Norges Bank viser at kronen har svekket seg med 8,6 prosent sammenlignet med samme måned i fjor. En svekket norsk krone virker positivt inn for eksportrettet industri. Fastlandseksporten styrket seg med 10,5 prosent, og endte på 62,9 milliarder kroner i juni. Størst oppgang er det i verdien av fiskeeksporten som økte med 19,3 prosent."

Rekordmange nye oljeprosjekter, men de er små

Den daværende opposisjonen i Stortinget, AP og SP, var under pandemien dypt bekymret for oljeselskapenes investeringsvilje på norsk sokkel skulle falle. Og fikk gjennomslag for en oljeskattepakke med svært gunstige skattevilkår for investeringer i olje- og gassprosjekter med innleverte planer for utbygging før dette årsskiftet.

Og gjett hva. Insentiver virker! Aldi har det bitt levert inn så mange nye planer for utbygging av drift som i 2022. Dagens Næringsliv kan i dag fortelle at det i disse prosjektene, dersom de blir godkjent av Olje og energidepartementet, skal investeres i alt 270 milliarder kroner. En klar rekord for et enkeltår. 

Men det interessante er at disse prosjektene ikke bidrar veldig mye til olje- og gassproduksjonen. Bare 1,5 milliarder fat oljeekvivalenter totalt, noe som i følge DN er ganske beskjedent i historisk sammenheng:

"Dette tallet blekner i forhold til storhetstiden for utbyggingen av sokkelen. I toppåret 1989 ble for eksempel gassreservene på Troll-feltet godkjent for utvinning, med vanvittige 7,6 milliarder fat oljeekvivalenter. I nyere tid skiller 2015 og 2018 seg ut, med Johan Sverdrup-feltets første fase og en ny fase for Troll. Til sammenligning: Oljedirektoratet anslår at de totale ressursene på norsk sokkel er på omtrent 100 milliarder fat. Halvparten er allerede produsert og solgt, mens den andre halvparten er delt omtrent likt mellom funn og fortsatt uoppdagede ressurser."

Nå er det likevel ikke slik at disse prosjektene er ulønnsomme, selv om de er små, og i hvert fall ikke med dagens høye oljepriser. Akers BP anslår en balansepris på sin portefølje på 35-40 dollar fatet, mens dagens oljepris er langt høyere. Og da er nok situasjonen av ingen endrer mening om oljeskattepakken på grunn av disse tallene. Motstanderne vil mene at dette bidrar til en unødvendig fremskynding av investeringer i mange små oljeprosjekter i en tid der mer kapasitet og innovasjonskraft burde brukes på fornybare energiprosjekter. Dessuten er disse prosjektene lønnsomme uavhengig av skattepakken, så det utgjør et tap for staten. 

Mens tilhengerne av oljeskattepakken sannsynligvis vil mene at nettopp det at det er mange små og marginale oljeprosjekter som nyter godt av insentivene er en god ting. Noen av disse prosjektene ville det kanskje aldri blitt noe av ellers fordi de kunne blitt utsatt så lenge at de ikke ville være lønnsomme lenger. Noe som også kunne gitt et tap for staten.

Gassmangel og sårbarhet

The Economist har sett på hvilke land som er mest sårbare når hvis gassforsyningene strupes ytterligere. Artikkelen "The countries most at risk from Europe’s energy crunch" ser først på de direkte effektene av at gassen slås av og der blant annet industri må stenge slik at det er nok gass til at folk ikke fryser i hjel. Som kartet til venstre viser er det i tillegg til Tyskland særlig landene i Sentral-Europa uten kystline, som Ungarn, Tsjekkia, Slovakia og Østerrike som er sårbare.

Men så ser de også på de sekundere effektene, det som skjer som en konsekvens av at andre må redusere aktiviteten. Og da er det en langt bredere krets av land som blir hardt rammet: 

"The secondary effect of tight energy supplies will spread the pain further. Global gas supplies will be constrained well into 2024, pushing prices higher. That will hit household incomes, lowering demand in the economy. Businesses may choose to reduce output to cut energy costs, which would then spread along supply chains to other sectors and countries."

Solenergi i Europa vokser raskere enn forventet

Invasjonen i Ukraina har satt en del energipolitiske dilemmaer på spissen. Det er bred enighet om å bli minst mulig avhengig av Russland, men i flere europeiske land pågår det diskusjoner om hva det innebærer i praksis. Betyr det å forlenge levetiden til kullkraftverk som skulle avvikles på grunn av klimamålene? Betyr det å satse mer på naturgass og LNG fra andre steder enn Russland og investere tungt i LNG-terminaler, regassifiseringsanlegg og gasskraftverk? Eller betyr det en enda raskere overgang til sol- og vindkraft enn tidligere planlagt?

Kanskje betyr det litt av alt dette. Det er tross alt ikke slik at politikere alene bestemmer hva energiprodusenter skal satse på og investere i. Og dagens turbulente situasjon i energimarkedene vil helt sikkert føre til både konkurrerende politiske oppfatninger om hva som er riktig strategi, men også konkurrerende forretningsstrategier. Og det kan jo bli spennende.

Det som i hvert fall virker sikkert er at satsingen på fornybar energi ser ut til å overoppfylle forventningene om vekst. Den europeiske interesseorganisasjonen for solenergi, SolarPower Europe skriver i en pressemelding nå i juli at prognosene for ny installert solenergikapasitet i 2022 overgår selv de mest optimistiske prognosene fra tidligere:

"SolarPower Europe's mid-year analysis shows that European solar is set to overshoot even our highest deployment projections for 2022, and support the continent’s shift from gas. After breaking a decade-long installation record in 2021 with 27 GW, 2022 is set to see 39 GW of new European solar capacity. 39 GW of additional solar replaces the equivalent of 4.6 BCM of gas."

Mens prognosen for 2022 som ble publisert før krigen i Ukraina la til grunn en vekst på 29 GW kapasitet, litt opp fra et svært godt år i 2021, er den nye prognosen ytterligere 10 GW høyere. Men hvor mye er egentlig 39 GW produksjonskapasitet? Jeg ser at den norske regjeringens planer for utbygging av offshore havvind legger opp til å tildele arealer for en produksjonskapasitet på 30 GW innen 2040. Den installerte vannkraftkapasiteten i Norge i dag er på omkring 33 GW og produserer ca 138 TWh i et normalår, 

Nå vet ikke jeg om 39 GW produksjonskapasitet innenfor solenergi kan regnes om til energiproduksjon (TWh) på samme måte som med vannkraft (kapasitetsutnyttelsen varierer kanskje mer med værforholdene), men det høres uansett veldig mye ut. I følge SolarPower Europ vil det kunne erstatte russisk gass til en verdi av 7 milliarder euro, Selv om bakteppet er tragisk, ser høye gasspriser og strømpriser ut til å være bra for investeringer i fornybar energi. 

Strategier for sikker energiforsyning og nullutslipp

The Economists kvartalsvise bilag Technology Report har en veldig god gjennomgang av de største forretningsmessige og teknologiske hindringene i energisystemene som må overkommes for å nå nullutslippsambisjonene. Og de har noen tilhørende gode drøftinger av veivalg og hvilke realistiske strategier som må følges for å nå målene.

Veldig mye i denne store transformasjonen til fornybarsamfunnet handler om å erstatte annen energibruk med mer elektrisitet. Både i transportsektoren og andre steder. Men hvor er det elektrisitet brukt direkte er mest fornuftig (for eksempel i varmepumper) og hvor er det fornuftig å gå veien om å bruke elektrisitet til å produsere hydrogen eller ammoniakk? Flytende hydrogen som kan transporters på skip krever en temperatur på 253 kuldegrader. Energien som kreves tilsvarer 30 prosent av hydrogenet. Derfor er slike veivalg viktige.

Det kanskje største dilemmaet i disse diskusjonene er i hvor stor grad denne omstillingen bør gå rett på helt utslippsfrie energibærere, som elektrisitet og hydrogen produsert med elektrolyse, og i hvor stor grad naturgass er en mer kostnadsmessig og infrastrukturmesssig realistisk bro over til nullutslipp. Med karbonfangst og lagring kan jo også naturgass gjøres mer eller mindre utslippsfri, men også her er det et spørsmål om tilstrekkelig skala og om kostnadsreduksjoner. The Economist skriver blant annet dette om utslippsfri naturgass:

"For greens, the preferred form of hydrogen is made with renewable electricity and electrolysers, known as “green hydrogen”. The repowereu plan says that “renewable hydrogen will be key to replacing natural gas”. But this is an idea whose time has not yet come. Capacities are small, and costs are high, which makes green hydrogen a non-starter in terms of energy security. There is no plausible path leading to Russian gas being entirely replaced by green hydrogen in a decade. The alternative is a two-stage greening, dependent on “blue hydrogen” made by reacting natural gas with steam, keeping the hydrogen thus produced and disposing of the concomitant CO2 in the sort of underground dump used for dac and ccs. A two-stage blue-hydrogen strategy for Europe would quickly replace Russian natural gas with imports from elsewhere, mostly in the form of lng, and, over time, it would use more of that natural gas in the form of blue hydrogen. Thus it hopes to achieve both climate and energy security.

Et annet viktig tema The Economist har en egen artikkel om er hvordan et fornybart energisystem krever mer langtidslagret elektrisitet, Sol- og vindkraft som varierer i produksjon med vær og vind, bokstavelig talt, og har en øvre grense på 60-70 prosent av energiproduksjonen dersom systemet ikke har noen måter å lagre ren energi som kan hentes frem når solen ikke skinner og vinden ikke blåser . De skriver:

"... a promising crop of firms seeking to upend the field of long-duration energy storage, or ldes. Such technologies, which can provide large amounts of electricity for hours, days or weeks when called on, are important complements to intermittent renewables—especially in systems which aim to do without any fossil-fuel or nuclear power stations. “ldes allows you to go from 60-70% renewables on the grid to 100%,” says Godart van Gendt of McKinsey, who works in the field."

I motsetning til batterier i elbiler som skal være så små og lette som mulig, men ikke må lagre energi veldig lenge, kan stasjonær lagring av strøm tilkoblet nettet godt veie mye og ta en del plass, men det må kunne lagre veldig mye energi, og helst over en del tid. Den mest brukte teknologien i dag er i følge The Economist pumpekraft, vann som blir pumpet tilbake til reservoaret i et vannkraftanlegg når strømprisen er lav nok. Men som hovedstrategi for å skaffe nok "reservestrøm" vil det ikke fungere, i følge The Economist, fordi det ikke er nok vannkraftkapasitet i verden. Og stor utbygging av ny vannkraft er de fleste steder omstridt. 

The Economist går igjennom en del andre alternativer for nettilkoblet energilagring, både andre elektrokjemiske batteriteknologier, løsninger basert på lagring av varme (i materialer eller gass som tåler svært høye temperaturer) eller kjemiske prosesser, for eksempel store hydrogenlagre med hydrogen fremstilt gjennom elektrolyse. Ingen av disse er kommersialiserbare i stor skala i dag, men for flere av disse blir det investert mye penger i forskning og teknologiforbedring. I artikkelen "Decarbonisation of electric grids reliant on renewables requires long-duration energy storage" er det mer om dette temaet.

Equinor og Oljedirektoratet 50 år

I dag er det 50 år siden Oljedirektoratet og den norske stats oljeselskap, som i dag heter Equinor, ble stiftet. To av de fire viktigste myndighetsvedtatte institusjonelle søylene i det norske oljeregiment (de to andre, Petoro og Petroleumstilsynet, kom senere). 

I anledning denne 50-årsdagen har en av dagens aktører, Ingrid Sølvberg i Oljedirektoratet, skrevet kronikken "Oljehistorien bygger framtiden" om hvor enorm betydning det som skjedde for 50 år siden har hatt og fortsatt vil ha i den norske modellen. 

På andre samfunnsområder er det jo slik at vi kan snakker om en nordisk modell, der vi lærer av og låner av hverandre i Norge, men når det gjelder gode modeller for å forvalte en olje- og gassressurs, og senere en oljeformue, måtte Norge vinne veien selv. Og det ble en helt annen vei enn den andre oljeøkonomier valgte der kommersielle interesser, offentlige inntekts- og utgiftsbehov, kontroll- og tilsynsbehov, ressursplanleggingsbehov og til og med politiske lederes private økonomier, er sauset sammen organisatorisk og beslutningsmessig.

Kronikken til oljedirektøren er på trykk i Stavanger Aftenblad, som har utstyrt den med fine historiske bilder av sentrale personer i beslutningsprosessen, mange av dem fra Rogaland. Det var få oljeeksperter, men ellers en solid gruppe mennesker som fant ut av ting på tvers av partipolitikk og sektorer (de bygget på en måte en ny sektor basert på kunnskap og erfaringer fra andre sektorer).

Denne gangen er det Oljedirektoratet og Equinor som fyller 50 år, målt i tid fra stortingsvedtaket som opprettet begge samme dag i 1972. En svært viktig milepæl, men ikke den eneste måten å markere starten på det norske oljeeventyret. Det kunne fastsettes tidspunktet riggen Ocean Traveller boret den første letebrønnen på norsk sokkel i juni 1966 på lisens 001, men det pleier å knyttes til lille julaften 1969 da en annen rigg, "Ocean Viking" under svært vanskelige forhold gjorde et stort oljefunn på det som senere ble Ekofisk-feltet. Der produseres det fortsatt olje. Jeg blogget om dette ved 40-årsjubileet i 2009 og ved 50-årsjubileet i 2019.

LNG som alternativ til russisk gass

Russland stenger ned forsyningene av naturgass til andre europeiske land og kappløpet for å finne alternative energiforsyningskilder pågår for fullt. The Economist har en interessant artikkel om hvordan LNG fra USA og Asia er et ganske brukbart alternativ, ja det har faktisk vært ledig kapasitet:

"To wean themselves off Russian supplies, many European countries are turning to liquefied natural gas (lng) imported from America and Asia. lng imports increased by 47.7% year-on-year in April, and by 19.9% compared with March. This liquid supply must be returned to its gaseous state before it is sent to end users. Until recently Europe appeared to have plenty of processing facilities. It can in theory handle enough lng to replace nearly two-thirds of Russian piped gas. The continent’s import terminals ran at just 45% of capacity in 2021, according to Energy Intelligence, an industry publisher."

Slik er det ikke lenger. Og fordi de fleste eksisterende importterminalene er andre steder (særlig i Spania og UK) enn der behovet er størst (Tyskland, Italia, Polen), vil det kreves store investeringer i tiden som kommer. Men fordi det tar tid å få de nødvendige reguleringsplanene og tillatelsene, og det tar til å bygge, ser mange etter andre og raskere alternativer. For eksempel ved å ta i bruk flytende anlegg for mottak, lagring og regassifisering av LNG. The Economist skriver:

"But building onshore facilities takes time. One quick solution is to lease floating storage and regasification units (fsrus), ships that convert the liquid fuel back into gas. Germany’s government plans to install four in the near future, at a cost of nearly €3bn ($3.2bn). The first project, at Wilhelmshaven on the North Sea, may begin operation within months and will have a capacity of 7.5bn cubic metres per year, equivalent to around 8.5% of Germany’s gas demand. Other countries are following suit. Poland, which relied on Russia for around half of its gas (although around 70% of its energy comes from coal), plans to bring forward the opening of an fsru to 2025 and is considering installing another, allowing it to sell more gas to the land-locked Czech Republic and Slovakia. France and Italy have begun the process of acquiring their own; on May 30th SNAM, an Italian energy firm, reached a $350m deal to buy a vessel."

Energibruken i industrien øker

Nye tall fra Statistisk sentralbyrå viser at energibruken i industrien økte i 2021. Også energikostnadene økte. SSB skriver at:

"Foreløpige tall viser at den totale energibruken i norsk industri og bergverk var på over 83 000 GWh i 2021. Det er 6 prosent mer enn i 2020. I samme tidsrom økte energikostnadene med hele 47 prosent til 31 milliarder kroner."

Tallene vier at 70 prosent av energibruken i industrien er elektrisk kraft. Det utgjør 49 TWh, mens gass stod for 16 TWh og kullprodukter for 9 TWh. Prisene for energi økte enda mer enn forbruket i 2021:

"Energikostnadene steg med over 10 milliarder kroner eller 47 prosent fra 2020 til 2021. Økningen skyldes blant annet av høyere forbruk av og pris for elektrisk kraft, gass og petroleumsprodukter. Kostnadene for elektrisk kraft steg fra 14 milliarder kroner til 22 milliarder kroner, som tilsvarer en økning på hele 52 prosent. Kostnaden for
innkjøpt gass gikk opp 56,4 prosent i 2021 prosent selv om forbruket kun økte med 3 prosent."

Olje er den nye oljen

De siste ti årene har listen over verdens største selskaper, målt i markedsverdi, vært toppet av de store amerikanske teknologigigantene. Apple har stort sett vært øverst siden 2012, og stort satt hatt selskap av Microsoft og Alphabet (Google) i topp 5 siden 2014 og Amazon siden 2017. Mens Meta (Facebook) siden 2018 har knivet med vekselvis Alibaba, Berkshire Hathaway og Tesla om å være inne i topp fem.

I følge Wikipedias kvartalsvise liste over selskapenes børsverdi var et oljeselskap sist øverst på denne listen i tredje kvartal 2013. Sist et oljeselskap var blant de fem største i verden var i fjerde kvartal 2016, i begge tilfeller ExxonMobil. Men litt lengte tilbake, for 10-15 år siden var det derimot helt normalt at de store oljeselskapene dominerte listen over de største selskapene i verden. I tillegg til Exxon pleide Royal Dutch Shell, PetroChina, Petrobras og Chevron, og av og til også Gazprom og BP, å prege listene over de 10 største.

Nå sier ikke nødvendigvis en slik liste over selskapers markedsverdi alt om næringsstrukturer og bransjeendringer fordi de fleste bedrifter i verden er små og mellomstore. Men fremveksten av de globale plattformgigantene forteller likevel en god del om hvilke bedrifter som har størst globalt fotavtrykk. Mens kritikere av næringslivsmakt tidligere var opptatt av mye næringslivsmakt innenfor olje, legemidler og finans, er det i økende grad teknologiselskapenes dominans som får kritikk i dag. Og samtidig har de største teknologioptimistene holdt frem suksessen til Apple, Microsoft, Google, Amazon og Facebook som et viktig bevis på at vi er inne i en global digital transformasjon som knytter verden sammen og effektiviserer og forenkler hverdagen vår.

Men denne uken kom det noen oppdaterte markedsverdier som viste at verden ikke er fullt så svart-hvit likevel. Energisektoren er ikke helt død, tvert imot har den en høyere lønnsomhet enn på svært lenge, blat annet takket være krigen i Ukraina og ekstremt høyre gass- og elektrisitetspriser. Og plutselig er det ikke de store teknologiselskapene som er størst lenger, men Saudi Aramco, det børsnoterte saudi-arabiske statsoljeselskapet. The Guardian skriver: 

"Aramco’s rise comes a decade after the watershed moment in 2011 when Apple surpassed another energy giant, ExxonMobil, to become the world’s most valuable listed company. Since then, Apple, Microsoft, Google’s owner Alphabet and Amazon have dominated stock markets, hitting and then surpassing $1tn valuations and pushing oil giants out of the top ranks."

Nå ble ikke Aramco delprivatisert før i slutten av 2019 og var derfor ikke med på disse listene den gang Exxon var størst (Aramco ville vært større). Så vidt jeg vet har de også en lav andel aksjer som handles i markedet, og er heller ikke notert på de store børsene, så de er derfor ikke med på alle slike oversikter. Men poenget er likevel at ingen kan vite helt sikkert hva som vil være den nye olje, og i hvert fall ikke hvilke selskaper som være størst og mest lønnsomme på lang sikt. Det er mange kandidater til å bli den nye oljen. Og akkurat nå er olje en av dem.

Naturgassprisen til himmels

Omtrent så lenge jeg kan huske har oljepris vært spennende (i hvert fall synes noen av oss det), mens gasspris har vært temmelig kjedelig og fått lite oppmerksomhet. Gass har vært mindre lønnsomt enn olje og mindre global enn olje. Omtrent lite like spennende som strømprisen.

Så har et sammenfall av en rekke ulike ting gjort at europeiske strømpriser plutselig ble veldig spennende. Og siden europeisk naturgass brukes til å lage europeisk strøm har plutselig gassprisen også gått i været. Grafen over som tilbake til i fjor sommer viser at gassprisen kom opp i over 50 euro pr megawattime etter å ha vært betydelig lavere så lenge de fleste kan huske. Det har bidratt til dyrere strøm.

Men russisk invasjon av Ukraina gir det hele en helt ny omdreining. Russland er den største eksportøren av naturgass til Europa, Ukraina er det store transittlandet, og begge deler er temmelig utsatt når produsenten og transportøren er i krig med hverandre. Dagens Næringliv skriver dette i dag:

"– I dag er det usikkerheten og frykt for sanksjoner mot russisk olje og gass fra Vesten som driver prisen opp. Søndagens samtaler mellom USA og EU har slått ut både i olje- og gassmarkedet. Det er frykten for fremtidige leveranser og at man vil kunne miste russiske volumer, sier Rystad Energy-analytiker Sindre Knutsson. (...) – I 2021 forsynte Russland over 30 prosent av gassetterspørselen i Europa, og sånn sett er vi veldig avhengig av russisk gass. Russland har vært det største enkeltlandet når det kommer til forsyning. Dersom oljesanksjoner blir en realitet, så er spørsmålet om gass vil bli det neste, sier analytikeren."

Kanskje er det slik at markedet allerede har forskuttert et gassforsyningene gjennom Ukraina får problemer, slik at prisoppgangen allerede er tatt ut. Men det er neppe lurt å være veldig skråsikker i en situasjon som dette.

Gassrørene fra Russland

Omkring 40 prosent av Europas naturgass kommer fra Russland. Nord Steam 2 er ikke åpnet, men det er 8 andre gassrør som frakter gass vestover til Europa og Tyrkia og der i skrivende stund fortsatt transporteres gass, til tross for sanksjoner på andre områder.

Dagens Næringsliv har fortjenestefullt laget et kart over hvor disse rørene går, slik at vi får hjelp til å forstå det geopolitiske i dette. De skriver:

"Ser man bort ifra det omstridte 100-milliarderrøret Nord Stream 2, er det i hovedsak åtte store gassrørledninger som kobler Europa og Tyrkia til Russland. Tre av disse går tvers igjennom Ukraina, ifølge en oversikt fra det russiske gasselskapet Gazprom.(...) Europa mottar store mengder gass særlig gjennom den nordeuropeiske rørledning Nord Stream 1 som går igjennom Østersjøen, Yamal-Europe-røret som går igjennom Hviterussland og Brotherhood/Sojus som går igjennom Ukraina."

Råvareprisene gjør et hopp

Umiddelbart handler det om dyrere olje, gass og hvete. Olje og gass fordi Russland produserer og eksporterer det til verden utenfor, hvete fordi Ukraine er en stor eksportør, særlig til land i Midt Østen. Men etter hvert vil det kunne handle om flere andre råvarer det kan bli knapphet på fremover.

The Economist skriver om råvarehopp i artikkelen "Commodity prices jump as Russia goes to war". Der slår de fast at:

"Russia’s presence in mining has also sent metal prices skyward. In 2020 the country produced 43% of the world’s palladium, a component of catalytic converters in cars. The metal’s price has risen by 23% this year. Russia also produces 11% of the world’s supply of nickel and a smaller share of aluminium and copper."

Kan det være slik at Russland tjener så mye på høyere råvarepriser at det oppveier skadevirkningene av krig og sanksjoner, og Russland går i pluss? Nei, det er ikke mulig, skriver the Economist, til det er skadevirkningene på økonomien alt for store. Både Moskva-børsen og rubelen har falt voldsomt i løpet av denne krigen, og begge deler er at uttrykk for hvor hardt rammet Russland er av denne krisen.

Eksportrekord for femte måned på rad

For femte måned på rad ble det satt rekord for norsk vareeksport i november. Både olje- og gasseksporten og fastlandseksporten går svært bra for tiden og har kommet veldig sterkt tilbake etter fallet i 2019. Det er som vanlig Statistisk sentralbyrå som presenterer disse månedsoversiktene.

En viktig del av historien om denne store eksportveksten handler om en kraftig oppgang i gassprisene de siste månedene. SSB skriver:

"Eksportverdien for naturgass ble hele 72,6 milliarder kroner i november - en mindre økning på 0,8 prosent fra oktober og nær en femdobling fra november i fjor. Oppgangen skyldes historisk høye priser med en kraftig vekst gjennom høsten. Prisen på naturgass steg også noe fra oktober til november, men moderat sammenlignet med foregående måneder. Det ble eksportert 10,2 milliarder standard kubikkmeter naturgass i gassform i november, 6,7 prosent mer enn samme måned i fjor. Råoljeeksporten økte med 83,4 prosent fra november i fjor og utgjorde 34,6 milliarder kroner. Oppgangen skyldes en økning i oljeprisen fra fjoråret, fra 394 kroner til 699 kroner per fat. Antall eksporterte fat var 49,6 millioner i november, en vekst på 3,5 prosent fra samme måned i fjor."

Men det er ikke bare olje- og gasseksporten som slår positivt ut for Norge for tiden. Også fastlandseksporten har styrket seg kraftig. SSB skriver:

"Fastlandseksporten gikk opp 36,9 prosent sammenlignet med november i fjor og endte på 50,6 milliarder kroner. Prisene på energivarer fortsatte å stige i november og styrket eksporten. Størst oppgang var det i eksportverdien for raffinerte mineraloljeprodukter, som gikk opp 2,7 milliarder til 4,3 milliarder kroner sammenlignet med november i fjor (...) Årsrekorden for fiskeeksporten ble slått allerede i november. Hittil i år er det eksportert fisk for 105 milliarder kroner, mot den gamle rekorden på 102 milliarder i hele 2019. I november utgjorde eksporten av fisk 11,6 milliarder kroner, en økning på 27,4 prosent fra samme periode i fjor."

Høyere anslag for oljeinvesteringene i 2022

Selskaper som investerer i kapitalintensiv industri og infrastruktur, som det tar tid å planlegge og bygge ut, er ikke begeistret for usikkerhet. Usikkerhet om fremtidig etterspørsel etter varer og tjenester og hvordan reiseaktivitet og energibruk kommer til å bli i årene fremover, legger fort et lokk på investeringsviljen.

Og motsatt er det gjerne slik at når alle er optimister og forventer at pilene vil fortsatte å peke oppover, så blir det investert mye av mange, og det tar gjerne tid før investeringsnivået kommer ned igjen fordi mye penger allerede er brukt ("sunk cost"), slik at det er man taper mindre på å fortsette et dårlig prosjekt enn på å avslutte det. Og man kan jo alltid håpe at det i stedet er konkurrentene som bidrar til å dra ned overkapasitet.

Statistisk sentralbyrås statistikker over oljeinvesteringene på norsk sokkel, og hvordan oljeselskapenes forventingene til fremtidige investeringer utvikler seg, er veldig interessante indikatorer på hvordan dette svinger. Koronapandemien har skapt en usikkerhet om blant annet fremtidige reisemønstre og transportbehov, som påvirker hele den globale energietterspørselen. Og selv om oljeprisene nå er høyere enn de har vært på mange år henger oljeselskapenes forventninger til investeringsnivået i året som kommer fortsatt etter. 

Nå er det alltid en viss dose pessimisme i oljeindustrien året før, uansett oljepris, men det er påfallende hvordan forventningen er enda lavere enn vanlig nå, til tross for at både oljepris og ikke minst europeiske gasspriser er på et veldig høyt nivå. Men det er også interessant å se at pessimismen er avtagende. Det er stor forskjell på synet på investeringene i 2022 som  kom i august i år og oppfatningen nå. SSB skriver:

"Investeringene til rørtransport og utvinning av olje og gass blir nå anslått til 154,4 milliarder kroner for 2022. Det er 8,7 prosent høyere enn i forrige måling, men indikerer fortsatt et klart fall mot med tilsvarende tall for 2021. Oljeselskapenes anslag for 2021 oppgis nå til 182,3 milliarder kroner."

Det er særlig når det gjelder utbygginger av nye felt at oppfatningen er at det vil investeres en god del mer enn tidligere anslått:

"Investeringsanslaget til feltutbygging i 2022 blir nå oppgitt til 53,1 milliarder kroner. Dette er hele 27 prosent mer enn anslått i forrige undersøkelse. Oppjusteringen av 2022-anslaget har sammenheng med at det er levert plan for utbygging og drift (PUD) på et par utbyggingsprosjekter, samt at det nå er rapportert inn vesentlig høyere kostnader på enkelte utbyggingsprosjekter enn tidligere antatt. Sistnevnte investeringer er merinvesteringer som trolig ikke bidrar til å utvide framtidig produksjonskapasitet vesentlig utover det som tidligere var planlagt. Anslagene for felt i drift og nedstengning og fjerning øker også noe fra forrige måling, mens anslag for leting, landsvirksomhet, og rørtransport er justert noe ned."

Naturgasspriser til himmels

Energipriser er på dagsorden igjen, og ikke bare i Norge. Faktisk er det i øyeblikket prisene forbrukerne må betale for naturgass som har hatt den kraftigste veksten i år. Det merkes mest i de landene der naturgass utgjør den største delen av av energiforsyningen til husholdninger og industri. som Storbritannia, Nederland og Italia.

Hva er så årsaken til at gassprisen spretter i været i både Europa og Asia akkurat nå? Er det økt etterspørsel eller er det problemer på tilbudssiden? Det er tema i The Economists artikkel "What is behind rocketing natural-gas prices?", der de svarer at dette både handler om tilbud og etterspørsel. Og også en kombinasjon av noen strukturelle og langsiktige utfordringer og noen kortsiktige og mer tilfeldige forhold. The Economist skriver:

"Even before the recent price surge, gas was in short supply. A prolonged northern-hemisphere winter meant that European countries ran down reserves, leaving their stocks 25% below the historic average (chart 1, right panel). Disruptions of imports piped from Russia and Norway, which supply nearly half of Europe’s gas, made inventories hard to replenish. The flow from Norway was limited because of work on improving the country’s infrastructure; a fire at a processing plant in Siberia and the need to refill their own tanks after a brutal winter throttled Russian output. A lack of alternatives exacerbated the squeeze on supply. Rising demand for liquefied natural gas in Asia, as economies there have recovered from the covid-19 slowdown, has driven up prices. Meanwhile wind turbines, which generate about 10% of Europe’s power, slowed during an unusually still summer."

The Economist minner oss også på et par viktige ting som er viktige også i en norsk energi og klimadebatt. Den ene er at elektrisitetsmarkedet og gassmarkedet i Europa henger sammen. Fordi næringsliv og forbrukere bytter mellom gass og elektrisitet når prisene endrer seg, men også fordi naturgass brukes til å produsere en stor del av elektrisiteten i Europa. God og stabil gassforsyning til Europa er derfor viktig for at forbrukerne skal ha lave energipriser, også i Norge. 

Det andre er at det også er en sammenheng mellom gasskraft og kullkraft. Dyrere gass betyr økt forbruk av langt mer forurensende kull. Så minner the Economist om at det er lagt inn noen bremser på overgangen til kull, i form av økt kullbehov i Kina og høyere karbonpriser i Europa, men der et mer varig underskudd på naturgass nødvendigvis vil øke forbruket og investeringene i mer kullkraft igjen. Noe som ikke vil være gode nyheter for Europas klimaambisjoner.