Den stora omställningen en analys av de internationella energimarknaderna : betänkande

Ur KB:s samlingar

Digitaliserad år 2013

nen

stina

omställningen

En de internationella Gn0|ys av energimorknoderno

SME

Statens offentliga utredningar

WW 1983:19

?ä

Industridepartementet

Den stora

omställningen

En av de

analys

internationella

energimarknaderna

Betänkande av

Iênergimarknadsutredningen

Stockholm 1983

Omslag Johan Ogden ISBN qI-38x0rf52S-:S CF) ISSN 0375-250X mlnøb/gotab Stockholm 198374459

Till statsrådet Dahl

Genom beslut den 22 januari 1981 bemyndigade regeringen statsrådet Petri att tillkalla en särskild utredare med uppdrag att analysera utvecklingen på de internationella energimarknaderna med särskild hänsyn till Sveriges möjligheter att täcka sina framtida behov av importerad energi. Med stöd av bemyndigandet tillkallade statsrådet Petri den 27 februari 1981 Carl Tham, då sakkunnig i utrikesdepartementet, som särskild utredare. Att som experter biträda utredningen förordnades den 30 mars 1981 direktör Gunnar Agfors, Svenska Petroleum Exploration AB, byrådirektör Olle Björk, statens industriverk, departementssekreterare Magnus Grill, industridepartementet, kanslirådet Bo Hemborg, handelsdepartementet, kanslirådet Sven G. Linder, utrikesdepartementet, civilingenjör Måns Lönnroth, forskningsrådsnämnden, direktör Gustav Renström, Shell Raffinaderi AB, kanslirådet Mats Ringborg, industridepartementet, forskningschefen Brita Schwarz, Försvarets Forskningsanstalt, avdelningschefen Wal-

ter Sköldefors, Överstyrelsen för ekonomiskt försvar, departementssekrete-

raren Mikael Sohlman, samt kanslirådet Jan

ekonomidepartementet Thy-

berg, industridepartementet. Som sekreterare förordnades departementssekreteraren Johan Lind, utrikesdepartementet och som biträdande sekreterare departementssekreteraren Ingrid Gernandt, 1980 års oljelagringskommitté. Under utredningens gång har vissa ytterligare personer knutits till utredningen och andra på egen begäran entledigats från sina uppdrag. Som experter har tillkommit kanslisekreterare Urban Bäckström ekonomidepar-

tementet, byråchefen Suzanne Frigren, Överstyrelsen för ekonomiskt

försvar, kanslirådet utrikes- Magnus Nordbäck, och handelsdepartementen samt koncernstabschefen Håkan Neuman, Svenska Petroleum AB. De som har lämnat utredningen innan den nu avlämnas är experterna Bäckström, Linder, Nordbäck och Sohlman samt bitr sekreteraren Gernandt. Som biträdande sekreterare har tillkommit byrådirektören Olle Björk (fr 1981-10-01) samt departementssekreteraren Mårten Grunditz, utrikesdepartementet (fr 1982-06-01). Utredningen antog namnet energimarknadsutredningen. Efter viss insamling av material under 1981 började det egentliga arbetet hösten 1981 och avslutades i mars 1983. I enlighet med direktiven har arbetet till stor del bestått av genomgång och analys av litteratur och annat aktuellt material. Kontakter har tagits med en rad experter- och branschföreträdare. Detta har bl a skett i samband med resor inom och utom landet. Material

inom UD samt rapportering från svenska ambassader har också varit till betydande hjälp för utredningen. Värdefulla bidrag har också erhållits från experter inom utredningen samt från tjänstemän inom industri- och utrikesdepartementen. Utredningen har anlitat øystein Noreng, Bedriftekonomisk Instituti Oslo, som konsult för frågor bl a rörande Norge som producentland för olja och naturgas, inkl samarbetsmöjligheter Norge Sverige. Utredningen är uppdelad i fem delar. Del IV, De internationella

energimarknaderna kan läsas som ett sammanfattande avsnitt.

Del V om Sverige och de internationella energimarknaderna diskuterar vårt lands exponering när det gäller beroende av importerade energiråvaror, mot bakgrund av den omvärldsbeskrivning som ges i samtliga föregående kapitel. Det har varit en ambition inom utredningen att så långt som möjligt undvika bilagor. Undantag utgörs av direktiven, en litteraturförteckning och en sammanställning över vissa förkortningar och sortomvandlingar som är av nytta vid läsning av utredningen. Dessutom bilägges en studie gjord för utredningens räkning av Dag Lindskog och Birgir Sigurjonsson, Nationalekonomiska institutionen vid Stockholms Universitet, Samhällsekonomiska effekter av oljeprisstörningar. SIGA AB, Gällivare har på ett skickligt sätt ansvarat för ordbehandlingstjänster och produktion av slutmanus. Till alla experter och tjänstemän, inom och utom statsförvaltningen som på olika sätt bidragit med praktisk hjälp, råd och synpunkter vill jag på utredningens vägnar uttala mitt varma tack. Jag överlämnar härmed betänkandet ( ) Den stora omställningen, En analys av de internationella energimarknaderna. Stockholm den 31 mars 1983

Carl Tham Johan Lind Olle Björk Mårten Grunditz

InnehåH

Inledning

Den stora omställningen 11 1.1 Femtiotal till åttiotal 11 1.2 De framtida energimarknaderna 18

Energiråvaromas geoekonomi 21 2.1 Allmänt 21 2.2 Reserver . . . 22 2.3 Prospektering efter olja 25 2.4 Produktion . 28 2.5 Internationell handel 30 2.6 Priser och kostnader . . . . . . 34 2.7 Internationella energimarknader; en avgränsning 38 2.8 Oljefrakter och Offshore-marknaden 39

II Oljemarknadens aktörer 41

Oljeexporterande utvecklingsländer 43 3.1 Allmänt . 43 3.2 OPECs framväxt 3.3 OPEC 1970-1982 . . . . . . . . 48 3.4 De oljeexporterande u-ländernas allmänna situation 53 3.5 Enskilda oljeexporterande u-länder 57 3.6 OPEC inför framtiden 66

Oljeimporterande u-länder 73 4.1 U-ländernas energikris . . . . . . . . 73 4.2 Energiresurser i de oljeimporterande u-länderna 77 4.3 Energihushållning i u-länderna . . . . . . 79 4.4 Utvecklingen i de viktigaste oljeimporterande u-länderna 79 4.5 De oljeimporterande u-ländernas framtida oljeförbrukning 83

5 OECD-länderna 85 5.1 Allmänt 85 5.2 Energiförbrukningen 1973-1982 89 5.3 Utvecklingen i olika länder och regioner 91 5.4 OECD-länderna inför framtiden 107

6 Norge 111 6.1 Allmänt 111 6.2 Reserver . . . . . . 111 6.3 Norr om den 62:a breddgraden 114 6.4 Produktion . . . 116 6.5 Norsk olje- och gaspolitik 117 6.6 Marknadsföring och transport 120 6.7 Ekonomi 123

7 Sovjetunionen, övriga SE V-länder samt Kina 127 7.1 Allmänt 127 7.2 Olja 127 7.3 Kol . 132 7.4 Naturgas 133 7.5 Kärnkraft 134

7.6 Östeuropa 134

7.7 Kina 135

8 De stora oljebolagen 137 8.1 Utvecklingen fram till 1973 . . . . . . . . . 137 8.2 De stora oljebolagens förändrade situation efter 1973 års

8.3 Bolagens lönsamhet och investeringsmönster 144 8.4 Prospektering . . . . . . . . . . . 145 8.5 Oljebolagens investeringar i andra energislag 146 8.6 Oljebolagen under 1980-talet 148

9 Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 153 9.1 Energi och internationella konflikter 153 9.2 Oljeñödets sårbarhet 159 9.3 International Energy Agency - IE 161

10 Stat-till-stat-avtal 167

11 Rajffinaderiindustrin i Västeuropa . . . 171 11.1 Västeuropas försörjning och förbrukning av oljeprodukter 171 11.2 Framtidsutsikterna för raffinaderiindustrin 175

III Prognoser 181

12 Om prognoser . . . . . . . . . . . 183 12.1 Tillförlitligheten hos tidigare prognoser . . . . . . . . 187 12.2 Framtidsbedömningar efter oljekrisen 1973-1974. Metoder och förutsägelser . . . . . . . 189 12.3 Efterfrågeprognoser för 1980-talet 192

13 Framtidsutsikter i början av 1980-talet 197 13.1 Bakgrund 197 13.2 IEAs World Energy Outlook (WEO) 198 13.3 IIASA-studien 210 13.4 EMF-studien 213 13.5 Världsbanken . 216 13.6 Chase Manhattan Bank 219 13.7 Texaco 221 13.8 DOE-studien 223

14 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 225 14.1 Inledning . . . . . . . . 225 14.2 Projektioner för energiefterfrågan . . . 228 14.3 Den framtida oljeförsörjningen och förbrukningen 235 14.4 Det framtida oljepriset; antaganden och prognoser 244

15.2 Bränslecykeltjänster . . . . . 254 15.3 Uranmarknadens framtid och särdrag 255

16 Kolmarknaden 257 16.1 Energiråvaran kol 257 16.2 Reserver av kol . . 257 16.3 Produktion och användning av kol 259 16.4 Världshandel av kol 260 16.5 Det framtida behovet av kol . . . . . . . . 263 16.6 Hinder och möjligheter för ökad kolanvändning och kolhandel 265

17 Naturgasmarknaden 269 17.1 Allmänt 269 17.2 Naturgasresurser 270 17.3 Produktionav naturgas 27 1 17.4 Konsumtion av naturgas . 274 17.5 Internationell handel med naturgas 281

17.6 Kostnader och priser 282 17.7 Naturgasens framtid 283

18 Oljemarknaden 285 18.1 En insiktsfull osäkerhet 285 18.2 Vad säger prognoserna? . . . 288 18.3 Oljemarknaden i ett cykliskt perspektiv 289 18.4 Oljemarknaden i ett långsiktigt perspektiv 299 18.5 Industrin och marknaden . . 303

Sverige och de internationella 19.1 309 Sverige och energiberoendet 19.2 Den svenska oljemarknaden 314 19.3 Svensk oljepolitik 317 19.4 Samarbete - 322 Norge Sverige 19.5 324 Sverige och IEA 19.6 324 Sverige och naturgasen 19.7 327 Sverige och kolet

Bilaga 1 Samhällsekonomiska effekter av oljeprisstörningar

av Dag Lindskog och Birger Sigurjonsson 331 Utredningens direktiv 341 Bilaga 2 Bilaga 3 Litteratur . . . . . 343 Bilaga 4 Sorter och sortomvandlingar 347 . . . . 349 Bilaga 5 Förkortningar Bilaga 6 Tabell- ock: ,figurförteckning 351

Del I

Inledning

1 Den stora

omställningen

1.1 Femtiotal till åttiotal

I tjugo år - från 1950-talet till början av 1970-talet - ökade den industriella världens energiförbrukning med cirka 5 procent per år, något snabbare än

den ekonomiska tillväxten. Ökningen var än större i utvecklingsländerna,

men den totala förbrukningen var där ändå låg i jämförelse med industriländerna. Praktiskt taget hela denna tillväxt av energikonsumtionen tillgodosågs genom en ökad oljeförbrukning. Oljan blev därmed den helt dominerande energikällan i industrivärlden; den präglade en hel civilisation och slog ut alla tänkbara alternativ. I början av perioden stod oljan för cirka 37 procent av världens totala kommersiella energiförbrukning; 1973 var motsvarande siffra cirka 55 procent. Industriländerna blev mer och mer beroende av importerad olja. USA, som tidigare i huvudsak varit självförsörjande med olja och även haft viss oljeexport, började i växande omfattning importera olja. I början på 1970-talet blev USA världens största oljeimportör. Omställningen var inte mindre markant i Västeuropa. Omkring 1950 var Västeuropa nästan självförsörjande med energi, men i början på 1970-talet uppgick energiimporten - mestadels olja -till cirka 60 procent av energibehovet. Denna omställning från självförsörjning, baserat på fasta bränslen och i någon mån vattenkraft, till importberoende baserad på olja, möjliggjordes genom den väldiga ökningen av oljeproduktionen i länderna i Mellersta Östern och Nordafrika. Nu i efterhand, med facit i hand, kan man fråga sig hur det överhuvud taget var möjligt för industrivärlden att glida in i ett sådant beroende av ett litet antal oljeexportörer. Den underliggande föreställningen var uppenbarligen att det skulle vara möjligt att bibehålla de rådande förhållandena i producentländerna och att dessa i stort sett skulle anpassa sig efter de villkor och krav som sattes upp av konsumenterna. De stora bolagen och deras moderländer ansågs ha tillräcklig politisk, ekonomisk och militär makt för att tillsvidare kontrollera nationella anspråk på förändringar. Så skedde också, t.ex. när den iranske premiärministern Mossadeq störtades 1953. Kriserna kom och gick -främst i

Mellanöstern - men

någon mer avgörande förändring ansågs vare sig nödvändig eller ofrånkomlig. Oljan var billig, lätthanterlig och användbar,

12 Den stora omställningen ,

039 minst för den snabbt ökande biltrafiken. Dess användning stöddes också av 040 mäktiga olje- och bilföretag. Den internationella oljemarknaden var anpassad till industrivärldens behov av billig olja. Det då förhärskande internationella oljesystemet kan beskrivas som en kartell, främst bestående av ett litet antal vertikalt integrerade internationella oljebolag (de sju systrarna). Bara en mycket blygsam andel av den totala oljehandeln omsattes utanför detta system. Produktions- och marknadsföringsbeslut var i stort sett samordnade inom samma företag, som också kontrollerade kunnande och teknologi i samtliga led från prospektering och produktion till förädling och marknadsföring direkt till slutkonsument. Det var ett systern som i grunden byggde på att producentländernas nationella intressen trycktes ned och underordnades oljebolagen och västvärlden. Bolagens nät av politiska och ekonomiska allianser gav systemet en fasthet och styrka som också var svår att rå på. Oljehandeln var i stort sett stabil. Oljebolagen arbetade med förhållandevis korta tidsperspektiv: de befarade att värdländerna så småningom skulle kräva större eget utbyte av oljeproduktionen. Man trodde att energipriserna i framtiden skulle sjunka. Detta stimulerade bolagen till en hög utvinningstakt. Realpriset på olja sjönk praktiskt taget kontinuerligt åren 1950-70.

Den historiska utvecklingen av oljepriserna framgår av tabell 1:1. I

översikten har hänsyn tagits till de avsevärda rabatter, som ofta gavs under 1950- och 1960-talen och som i praktiken medförde lägre priser än de officiella (posted prices). Utvecklingen bröts i början på 1970-talet. Oljepriserna flerdubblades. Industrivärldens ständiga ökning av energiförbrukningen bromsades. Det naturligtvis främst oljan. Om den dåvarande ökningstakten i gällde energianvändningen fortsatt i oförminskad takt hade den totala oljeefterfrågan i världen utanför SEV-länderna legat cirka 50 procent högre än den gör idag. Det blev alltså ett mycket markant trendbrott. Bakom oljekrisen 1973-74 låg en samverkan av politiska och ekonomiska faktorer. De stora prisökningarna 1973-74 utlöstes i samband med det arabisk-israeliska kriget, men hade föregåtts av betydelsefulla förändringar på marknaden och i den ekonomiska och politiska maktstrukturen kring oljan. Den starkt ökande efterfrågan på olja under högkonjunkturen i början på 1970-talet pressade upp priserna. De sju systrarnas maktställning undergrävdes, dels beroende på producentländernas egna åtgärder och växande

Tabell 1.1 Årlig förändring av priset på råoljan Light Arabian (procent/år)

Källa: Colin Robinson, The Future of Crude Oil Prices, BIEE/IAEE Annual Conference, Cambridge, June 1982.

sou 193349 Den stora omställningen 13

styrka, dels beroende på förändrade marknadsförhållanden. Under 1960-talet tillkom således nya, oberoende oljebolag (de s k independents, de oberoende). Dessa nya bolag hade inte samma intrese som de stora bolagen att slå vakt om de existerande systemen för prisbildning och försörjning. Tvärtom önskade de bryta sig in på lönande marknader. De trodde sig ha lite att förlora på att acceptera producentvillkor som de stora bolagen sade nej till. De sju systrarna hade effektivt kunnat bromsa nationella anspråk på prisökningar, genom att hota med att istället köpa all sin olja från annat håll hotelser som dittills aldrig hade förfelat sin verkan. De mindre företagen blev däremot direkt beroende av de få länder som försåg dem med olja. Detta gjorde dem känsliga för påtryckningar och gav de oljeproducerande länderna chanser som de dittills hade saknat. De stora bolagen insåg riskerna och försökte delvis motverka dem genom att understödja de mindre bolagen med erbjudanden om olja från annat håll, men den politiken blev aldrig konsekvent genomförd. Till detta kom att de stora bolagens vinstmarginaler sjönk under 1960-talet, vilket kunde kompenseras endast genom en stark ökning av försäljningen. Detta stärkte ytterligare producentländernas ställning. De stora bolagen började med andra ord förlora sin kontroll över marknaden. Producentländernas politiska makt och ekonomiska självständighet Ökade. Produktionen nationaliserades i snabb takt. OPEC, de oljeproducerande u-ländernas samarbetsorganisation, som få i västvärlden tidigare ens hade hört talas om, blev plötsligt en maktfaktor att räkna med. Decennier av ekonomisk exploatering fick ett hastigt slut. De oljeproducerande länderna kunde bli herrar i eget hus. De oljeproducerande u-länderna inom OPEC, som stod för 85 procent av all internationell handel med olja, insåg vilken enorm ekonomisk politisk makt de kunde få i en oljetörstig värld. I 1973 års arab-israeliska krig försökte de arabiska oljeländerna utnyttja oljeblockaden som politiskt vapen. Resultatet på det politiska området blev magert, men istället steg oljepriset. Det hade sannolikt stigit också blockaden förutan. 1974-78 stabiliserades den internationella oljemarknaden. Världsekonomin var på god väg att anpassas till de nya oljepriserna. Konsumtionen av olja dämpades och det reala oljepriset sjönk. 1978-80 kom nästa stora prisökningsvåg, också denna gång skapad av en kombination av ekonomiska och politiska faktorer, främst revolutionen i Iran. Priserna steg med cirka 130 procent på drygt ett år. Det fick nya dramatiska effekter på världsekonomin och oljeförbrukningen. Åren 1981 och 1982 sjönk efterfrågan markant. Delvis har detta varit en direkt följd av de högre priserna, men den delvis av prischockerna orsakade kraftiga recessionen har i sin tur också bidragit till att dämpa efterfrågan. Den nya strukturen på oljemarknaden innebär att producentländernas nationella intressen och överväganden spelar en långt större roll än tidigare. Nationaliseringen av oljebolagens koncessioner och oljeländernas medvetna politik har medfört att oljemarknaden förändrats. En större andel av handeln sker mellan köpare som är oberoende av de stora bolagen och producentländernas säljare. De internationella oljebolagens maktställning har pressats

14 Den stora omställningen

tillbaka. De står fn för bara cirka 50 procent av oljehandeln. Samtidigt genomgår oljemarknaden en typisk strukturkris: efterfrågan viker och ändrar inriktning. Marknaden blir väsentligt mer diversifierad. Energiförsörjningen handlar inte bara om olja. Men oljan och oljemarknaden har varit och är den enda riktigt internationella energimarknaden, och oljan har den största marknadsandelen av alla energiråvaror. Oljan är oumbärlig för alla nationer. Den knyter samman nationerna i ett ömsesidigt beroende. Oljan är lätt att föra in i energisystemen, men svår att ersätta. Oljan kommer att utgöra en mycket central del av energiförsörjningen för mycket lång tid framöver, även om dess andel av den totala energikonsumtionen kommer att sjunka. Det är också därför som flerdubblingen av de reala oljepriserna under 1970-talet haft en sådan enorm betydelse - ekonomiskt, socialt och politisktför det internationella ekonomiska systemet, för freden och säkerheten och för varje enskild nation. Oljehandeln utgjorde 1982 värdemässigt cirka 25 procent av all internationell varuhandel. Kapitalflödena mellan producent- och konsumentländer är stora. Vad som kan förefalla vara marginella ändringar när det gäller priser eller omsatta volymer på den internationella oljemarknaden får genomgripande effekter. Detta gäller både för exporterande och importerande länder.

Prisökningadrna innebär slutet på en epok och början på en ny: en

omställning av världsekonomin från låg- till högprisenergi. Få förändringar under 1970-talet har haft så stor betydelse, både på kort och lång sikt. Omställningen till högprisenergi medför givetvis stora anpassningsproblem såväl för konsument- som prodocentländer, för i-länder som u-länder. De kortsiktiga cykliska svängningarna av oljepriset förstärker dessa problem. Under intryck av oljeblockad och plötsliga oljeprisökningar 1973-74 kom debatten och analysen av energi- och särskilt oljeproblemen i stort att handla om tillgång och efterfrågan på energi. Man såg framför sig tilltagande knapphet och faktisk resursuttömning. Som botemedel diskuterades olika slags alternativa energiteknologier samt effektivare användning och hushållning. I takt med 1970- och 1980-talens fördjupade ekonomiska kris i världsekonomin har vi mer och mer kommit att se huvudproblemen som väsentligt politiska och ekonomiska. Teknologin och de fysiska resurserna är självfallet viktiga, men avgörande är hur anpassningen till de förändrade förhållandena skall gå till. Vi har mer och mer tvingats inse att huvudproblemet med förändringar på energimarknaderna gäller våra svårigheter att åstadkomma en koordinerad anpassning och att enas om en fördelning av anpassningskostnaderna inom och mellan länderna. Västvärldens energiekonomiska problem är egentligen mer en fråga om stabilitet än om effektiv resursfördelning. Oljekrisernas effekter på internationell nivå har framför allt visat sig i form av en inflationsskapande likviditetspåspädning, förstärkta spekulationsvågor på vissa råvarumarknader och svårigheter att enas om graden av expansiv politik, d v s fördelningen av oljenotan. (Energi, stabilitet och tillväxt. En arbetsrapport från KRAN-projektet. Ysander-Mäler; Stockholm stencil 1981.)

Den stora 15

omställningen

Detta är givetvis i grunden politiska frågor. Prisökningarna har på ett dramatiskt sätt visat att industriländernas (OECD-ländernas) ekonomiska styrka och välfärd vilar på en bräcklig

grund. Energiproblemen har drivit fram ett ökat medvetande om den

industriella civilisationens begränsningar. De har stimulerat ifrågasättandet av den moderna industriella miljön och gett ny skärpa åt mil jödebatten. Det är knappast överdrivet att tala om ett nytt intellektuellt och politiskt medvetande, ett nytt sätt att se på utnyttjande av ändliga resurser överhuvud taget. En betydande skillnad mot tidigare är således att man över hela världen - och särskilt i industriländerna - intressera började sig för hur den omvandlade energin användes och inte bara för utvinnings- och omvandlingsprocesserna. Människors anpassning till lägre reallöneökningar och mindre energiintensiv konsumtion sker inte utan motstånd. Takten i omställningen bestäms i stor utsträckning av politiska faktorer, t ex människors benägenhet att acceptera en lägre konsumtionsökning och regeringarnas förmåga att hantera den ofrånkomliga strukturförändringen. Anpassningen till högprisenergi får således betydande politiska konsekvenser och påverkar också olika gruppers och regioners styrkeförhållande inom industrisamhällena. Utvecklingen inom industrivärlden kommer självfallet att få en mycket stor betydelse för de framtida energimarknaderna. Viktiga frågor som analyseras i det följande är bl a: EI I vilken utsträckning kommer OECD-ländernas regeringar att föra en medveten energipolitik, som säkrar och underlättar omställningen? D I vilken omfattning är den minskade oljekonsumtionen ett utslag av den ekonomiska recessionen inkl strukturförändringen, respektive faktiska besparingar och ökad energieffektivitet? D I vilken omfattning kommer ansträngningarna att ersätta olja med andra energislag, tex kol och kärnkraft, att fullföljas också när oljepriset sjunker?

Den västliga industrivärldens anpassning till de högre energipriserna har medfört att den tidigare kraftiga årliga ökningen av energiförbrukningen väsentligt dämpats och att oljans andel i energisystemet har minskat. Under de senaste åren har oljeförbrukningen sjunkit. OECD-världens andel av den globala har därmed oljeförbrukningen minskat, medan oljeförbrukningen har ökat i utvecklingsländerna samt i SEV-länderna och Kina. Utvecklingen inom dessa senare ländergrupper kommer således ha stor betydelse för den framtida efterfrågan på olja och därmed de framtida

energimarknaderna. (Se

tabell 1:2.) U-ländernas möjligheter att utvecklas, ekonomiskt och socialt, kommer i stor utsträckning att bero på hur de lyckas klara sin energiomställning och på vilken utsträckning de har råd att köpa den olja som under lång tid kommer att vara en ofrånkomlig del av energiförsörjningen. Oljan utgör i allmänhet en liten del av u-ländernas totala energiförsörjning, men är av mycket stor betydelse för deras ekonomiska utveckling, t ex genom dess helt avgörande roll för transportarbetet. Möjligheterna att minska oljeimporten genom hushållning och ökad energieffektivitet är i allmänhet mindre än i i-länderna. De ökande kostnaderna väsentligt för olja

16 Den stora .

omställningen

Tabell 1.2 Världens oljeförbrukning 1973 1981 miljon % av miljon % av ton total ton total - - - _ OECD:

Sovjetunionen, Östeuropa och Kina 455 16,3 631 21,7 Latinamerika, Afrika, Mellersta Östern, Syd- och Sydostasien 389 13,8 556 19,2 2 799 100,0 2 902 100,0

Källa: BP 1981.

av andra traditionella särskilt brännved. ökar förbrukningen energislag, Bristen på drivmedel och bränsle är akut i många u-länder; brännvedskrisen, med jordförstöring och klimatförändring av en d v s de olyckliga följderna växande brännvedskonsumtion, berör över en miljard fattiga människor. Kostnaderna för oljeimporten tar i anspråk mycket stora andelar av de oljeimporterande u-ländernas totala valutainkomster. För de fattigaste u-länderna tar de ökade för oljeimporten 60-80 procent av utgifterna Skuldbördan växer. I viss utsträckning kompenseras exportinkomsterna. arbetskraft till OPEC-länderna och som dock detta i länder som exporterar får stora inkomster från gästarbetare som återsänder sina inkomster. OPEC-länderna ger också ett betydande bistånd. Storleken på energi- och oljekonsumtionen i u-länderna har ett självfallet med respektive lands ekonomiska utvecklingsnivå. Ett litet sammanhang och u-länder med mycket stor befolkning, står för antal nya industriländer” större delen av u-ländernas oljeimport. Utvecklingen i dessa länder kommer att få stor inverkan på den framtida oljemarknaden. En viktig fråga, som i det följande, är således storleken av den förväntade energiutanalyseras vecklingen i dessa länder. u-länderna också starkt av Också de oljeexporterande påverkas givetvis förvandlingen. De snabbt ökande inkomsterna har medfört större möjligheter och ökade resurser för utvecklingen. I vissa länder har moderniseringen Genom utbyggnaden av energisektorn sker en omfatgått mycket snabbt. tande teknologisk överföring. Men de hastigt ökande inkomsterna är inte den oreserverade välsignelse som oljefattiga konsumentländer gärna vill tro. Det stora inflödet av utländsk valuta och snabb industrialisering utsätter samhällena för betydande påfrestningar av ekonomisk, social och politisk natur. Utvecklingen låter sig inte lätt styras och kontrolleras. Utvecklingen i bl a Iran, Mexico och Nigeria ger exempel på oljeekonomins problem. Flertalet u-länderna samverkar inom OPEC. Den av de oljeexporterande centrala inom och mellan de oljeproducerande nationerna är frågan avvägningen mellan produktionens storlek på kort och lång sikt. Länder med

Den stora omställningen 17

förhållandevis små tillgångar vill i allmänhet maximera oljepriset på kort sikt och är inte bekymrade om detta leder till låg oljekonsumtion i en avlägsen framtid. För ett land som t ex Saudiarabien ter det sig annorlunda. Här har man ett självklart intresse att oljan inte - genom för hög prissättning -trängs ut från marknaden. Motsättningarna inom OPEC mellan rika och fattiga länder har ökat när oljeefterfrågan gått ned. Till detta kommer andra problem av ekonomisk och politisk natur. De viktigaste OPEC-ländernas oljepolitik bestäms bara delvis av ekonomiska överväganden. Konflikterna mellan Israel och arabstaterna, respektive mellan Iran och de arabiska gulfländerna har visat sig ha stor betydelse för produktion och prisutveckling. En central fråga för den följande diskussionen är således OPEC och de viktigaste OPEC-ländemas framtid. Energiproblemen är betydande också inom SE V-Iänderna. Sovjetunionen är världens största oljeproducent och exporterar både olja och gas. Landet har betydande energiråvarutillgångar, men den egna förbrukningen ökar snabbt. Energiexporten till de övriga SEV-länderna är viktig för deras försörjning, men kan behöva begränsas om den sovjetiska exporten till västvärlden ska kunna upprätthållas. Denna export spelar en mycket stor roll för Sovjetunionens inkomster och hårdvaluta. En viktig fråga för den framtida internationella energimarknaden är således om Sovjetunionen kommer att kunna upprätthålla sin energiexport och vilka följder olika utvecklingsalternativ kan få för de övriga SEV-länderna.

Övergången från låg- till högprisenergi har i markant utsträckning

påverkat förhållandena mellan nationerna och det internationella säkerhetssystemet. Oljan är en maktresurs. Den har också en avgörande betydelse för nationernas utveckling och säkerhet. Västvärldens starka position har rubbats. Med tanke på oljebolagens maktställning är det föga märkligt att den arabiska nationalismen, när den väl fick kraft under 1970-talet, kom att vända taggarna främst gentemot oljebolagen och deras moderländer, främst representerade av Storbritannien och USA. Den industrialiserade västvärldens förhållande till de oljeproducerande länderna kom att bli en symbol för den blandning av maktpolitik och likgiltighet som i många avseenden karaktäriserat i-världens relationer till de fattiga länderna. De arabiska ländernas oljepolitik kom också naturligt nog att flätas samman med den arabiska-israeliska konflikten. OPECs verkliga eller skenbara styrka under 1970-talet gav ny kraft, inte bara åt den arabiska nationalismen och den muslimska väckelsen, utan åt hela u-världens självkänsla och politiska medvetande. Dess till synes framgångsrika agerande gentemot i-världen tycktes skapa förutsättningar för en fortsatt maktförskjutning och förändrade ekonomiska relationer mellan rika och fattiga länder. Idén om en ny ekonomisk världsordning fick ideologisk styrka och slagkraft i energikrisens skugga. OPECs kontroll över oljan var den hävstång med vars hjälp den gamla ordningen skulle raseras och en ny ordning komma till stånd. Men de senaste årens utveckling har visat att maktförskjutningen trots allt inte var så entydig. Instabiliteten på oljemarknaden eroderar de politiska ambitionerna. 1982-83 framtonar hot om oljevapnet inte längre lika ödesdigert. Konsumentländemas motståndskraft har på nytt ökat, producentmakten försvagats.

18 Den stora omställningen sou 193319

Kampen om kontrollen över oljan kan nu som tidigare utlösa farliga konflikter. Stormakterna har maktintressen att skydda och bevara. Kampen om energiråvarorna har blivit en del av stormaktspolitiken, men påverkar också förhållandet mellan olika u-länder och mellan industriländerna. Exempel på detta är USAs strävanden att öka sina möjligheter att militärt ingripa om oljeländerna kring Gulfen hotas inifrån eller utifrån. USAs försök att hindra den ryska gasledningen till Europa är ett annat exempel. insikten om oljeekonomins politiska beroende har förstärkt många länders strävanden att söka uppnå självförsörjning på energiområdet, eller i varje fall minskat beroende.

1.2 De framtida

energimarknaderna

Förändringen på energimarknaderna har således haft djupgående följder. Det är lätt att inse att framtidens energimarknader kommer att bestämmas av en lång rad faktorer, som inte enbart låter sig analyseras eller bestämmas med utgångspunkt från en strikt ekonomisk analys. De olika aktörernas - konsumentländer agerande oljeproducentländer, inom i- och u-världen, bolag etc - bestäms naturligtvis av ekonomiska intressen, nationella eller internationella, men också av skilda politiska strävanden. Energimarknaderna, särskilt oljemarknaden, är i särdeles hög grad politiskt påverkade eller styrda marknader. Detta innebär också att förutsägelser om de framtida energimarknaderna är utomordentligt vanskliga. I många energiprognoser återfinns inledningsvis en reservation för de politiska faktorer som kan påverka marknaden, men som man inte kunnat ta hänsyn till i de föreliggande studierna. Sådana påpekanden kan förefalla ge tydliga avgränsningar och eliminera osäkerhet, men innebär också att man medvetet tvingas utelämna en rad faktorer som i själva verket kanske är de viktigaste för energimarknadernas utveckling. Valet av modell kan därför komma att bestämma undersökningens resultat. Det går givetvis inte att förutse politiska förlopp. Det går däremot att identifiera de politiska och ekonomiska faktorer som påverkar energimarknaden, analysera dem och resonera kring olika sannolikheter. Viktiga frågor är tex vilka intressen olika aktörer har, vilka begränsningar de har i sin rörelsefrihet och vilka möjligheter de har att påverka systemet. Slutsatsen av sådana resonemang kan inte bli förutsägelser, men däremot bedömningar

eller om man så vill kvalificerade gissningar.

Det internationella prognosmakeriet spelar stor roll för förväntningarna om hur oljemarknaden skall utvecklas och påverkar därmed förloppet. Prognoserna blir redskap för oljepolitiken. Det intensiva informationsflödet -t ex från oljebolagens analysavdelningar, IEA, forskningsinstitut, konsulter, regeringar och banker - får stor betydelse för aktörernas agerande. Snabbheten i informationsförmedlingen medför ett snabbt genomslag för ”etablerade åsikter, dagens sanningar”. Efter utbrottet av Iran/Irakkriget förutsåg exempelvis de flesta nya stora prisökningar; knappt ett år senare var alla lika övertygade om att oljepriserna skulle sjunka. Det är utomordentligt svårt att frigöra sig från korta perspektiv och de

Den stora omställningen 19

intryck som skapas genom en till synes enig bedömaropinion. Förväntningarna påverkar i sin tur efterfrågan och produktion. Så var t ex fallet 1979/80, då en allmänt spridd föreställning om en hotande oljekris drev upp konsumentländernas lagerhållning och därmed gällande världsmarknadspriser. Prognoser för de framtida energimarknaderna kompliceras ytterligare av oljans karaktär av uttämbar lagerresurs samt möjligheterna för de dominerande OPEC-länderna att agera under kartelliknande former. Omställningen från låg- till högprisenergi har inte skett symmetriskt och jämnt, utan ryckvis och dynamiskt. De senaste årens kaotiska oljemarknad ger goda vittnesbörd om svårigheterna att göra förutsägelser. Bara under den tid denna utredning arbetat har den internationella expertbedömningen pendlat från dystra profetior om starkt ökande priser, till glättiga budskap om starkt fallande realpriser, tillbaka till mer balanserad tro på långsamma prisökningar”, och nu igen till övertygelse om stora prissänkningar under några år. Den här föreliggande studien av de framtida energimarknaderna gör inte anspråk på att göra några förutsägelser om framtiden. Jag redovisar istället dels den politiska och ekonomiska miljön som påverkar energibesluten, både hos producenter och konsumenter, dels bedömningar och prognoser om framtidens energisituation som har gjorts vid viktiga internationella organisationer, företag eller vetenskapliga institutioner. Genom denna dubbla ansats, där energimarknaderna belyses från skilda utgångspunkter, presenteras sambanden mellan energi, ekonomi och politik som en bakgrund till de mer systematiska prognoserna. I kapitel 2 ges en summarisk översikt av energimarknadernas geoekonomi”. Vidare diskuteras kortfattat begreppet internationella energimarknader. Som fallet är beträffande flertalet mineraler är tillgången på olja jämförelsevis koncentrerad. De väldiga prisökningarna på olja skulle inte ha skapat sådana massiva resursöverföringar, och därmed sådana svåra omställningsproblem, om oljefyndigheter och oljeproduktion varit mer jämnt utspridd i förhållande till de stora konsumtionsområdena. Oljans och de övriga energiråvarornas geografi är således en nödvändig bakgrundskunskap för de följande resonemangen. I de följande kapitlen beskrivs oljemarknadens olika aktörer. Detta är ett sätt att ge miljöbeskrivningen. Oljemarknadens aktörer är: Oljeexporterande u-länder, främst OPEC-länder samt Mexico Oljeimporterande u-länder OECD-länderna

DDEIEIEJD

Norge Sovjetunionen, Övriga SEV-länder och Kina De stora oljebolagen

Andra uppdelningar kan tänkas. De länder som förts in under samma rubrik har självfallet inte alltid samma eller ens liknande problem. Skillnaderna inom grupperna är många gånger stora, t ex mellan i-länder som Sverige och Storbritannien (båda medlemmar av OECD) eller Saudiarabien och Algeriet (båda OPEC-länder). Flera i-länder är inte bara förbrukare utan också stora

20 Den stora

omställningen

producenter, vilket skapar särskilda problem (t ex USA). Den gjorda klassiñceringen har sin rationalitet främst i den nuvarande världshandeln med olja. Den är användbar för att analysera både gemensamma intressen och konflikter. Den ger också möjlighet att belysa viktiga trender eller enskildheter i det senaste decenniets utveckling på energiområdet. Att Norge behandlas separat beror på att landet, såsom OECD-områdets enda stora nettoexportör av olja och gas, i praktiken är ett undantag från aktörsuppdelningen, som i övrigt gäller på oljemarknaden. Norges närhet till Sverige och stora potentiella betydelse för den framtida svenska oljeförsörjningen är också ett starkt motiv för att öka kunskapen om Norge som producentland. Som en ytterligare belysning på resonemanget om aktörer finns i kapitel 9 sedan en diskussion om maktpolitik och sårbarhet med avseende på energiförsörjningen. Där sammanfattas hur politiska konflikter kan påverka energimarknaden och vice versa. Därefter en beskrivning av den starkt ökade roll som nationella följer oljebolag har fått, främst i de oljeproducerande länderna. Kapitel 10 om s k stat till statavtal blir därmed också en komplettering av beskrivningen av de stora oljebolagens roll i kapitel 8. Den västeuropeiska raffinaderiindustrin behandlas i kapitel 11. Ett representativt urval av olika prognoser presenteras i kapitel 13, som föregås av ett kapitel mera allmänt om prognoser på energimarknadsområdet. Där görs en noggrann genomgång och analys av prognosernas metoder, En jämförande översikt av de uppbyggnad, syften och slutsatser. prognoserna görs sedan i kapitel 14. presenterade Därefter övergår jag i kapitel 15, 16 och 17 till korta Översikter av de andra internationella energimarknaderna, uran, kol och naturgas. I kapitel 18 om den internationella oljemarknaden görs på grundval av den förgående diskussionen dels av olika aktörer, dels av olika energimarknads-

prognoser en sammanfattande bedömning av den internationella oljemark-

naden. Tonvikten ligger där på den framtida utvecklingen i ljuset av hittillsvarande erfarenheter och de osäkerheter som också har presenterats. Den internationella oljemarknaden behandlas efter den korta diskussionen av de andra energislagen med vilka handel över gränserna äger rum. Detta understryker oljans betydelse för att klara den energiefterfrågan som inte tillgodoses på annat sätt. Oljehandeln utsätts just därför för prissvängningar och oro på marknaden i högre grad än andra energislag. I ett avslutande kortfattat den svenska situationen samt kapitel behandlas den svenska bränslepolitiken, främst då vilka åtgärder som kan öka och minska de stabiliseringspolitiska problem, som försörjningstryggheten kan uppstå för den svenska samhällsekonomin i händelse av stora ökningar av världsmarknadspriset för olja och andra bränslen. Den analytiska uppläggningen jag valt, och som i hög grad betonar energiproblemens ekonomiska och politiska dimension, medför att samma frågor behandlas från olika utgångspunkter, i olika sammanhang. Framställningen blir således ibland repetitiv, vilket kan vara påfrestande för läsaren, men som är en ofrånkomlig följd av den valda ansatsen.

Energiråvarornas geoekonomi

2.1 Allmänt

Tillgång, produktion och konsumtion av de olika energiråvarorna är globalt sett ytterst ojämnt fördelade. Tillgångarnas belägenhet är närmast en fråga om geologi och jordskorpans uppkomst. Politiska, tekniska och ekonomiska förhållanden styr prospekteringen och avgör därmed vilka resurser som är kända. Produktionen är sällan fördelad i direkt proportion till reserverna. Marknadsförhållanden, med andra ord närhet till konsumtionscentra, samt kostnads- och kvalitetsskillnader avgör, tillsammans med andra ekonomiska och politiska förhållanden, var produktionen sker vid varje given tidpunkt. Konsumtionen: fördelning i världen återspeglar i första hand den ojämna industrialiseringen och inkomstfördelningen. Historiska, politiska, ekonomiska, klimatmässiga faktorer m m bidrar sedan till andra awikelser. Dessa är dock av mindre betydelse än den ekonomiska utvecklingsnivån. Avvägningen mellan olika bränslen i konsumtionen påverkas givetvis i hög grad av eventuella egna tillgångar samt andra historiska och strukturmässiga förhållanden. Den ojämna fördelningen mellan produktion och konsumtion ger förutsättningen för internationell handel med energi, de internationella energimarknaderna. Prospektering är en förutsättning för att den resursbas som finns kan överblickas och sedermera utvinnas. En kontinuerlig och aktuell värdering av tillgångarna, deras läge och ekonomi är av uppenbara skäl en nyckelfaktor för de internationella energimarknadernas framtid. Förädling av råvaran är avgörande för möjligheterna att nyttiggöra energin. En förståelse av den internationella oljemarknaden kräver därför också en inblick i raffinaderiindustrins villkor. i Detta kapitel inleds med en översiktlig beskrivning (avsnitt 2.2) av resurser och reserver av olika energiråvaror. Ett särskilt avsnitt (2.3) behandlar frågan om prospektering efter olja i ett globalt perspektiv. Avsnitt 2.4 ger en överblick av produktionen,följt av avsnitt, där konsumtionen och handelsflöden (2.5) presenteras för olja, naturgas, kol och uran. Frågor om priser och kostnader för olika energiråvaror diskuteras i avsnitt 2.6. Begreppet internationella energimarknader blir belyst i avsnitt 2.7. Särskilt behandlas den avgränsning som behöver göras mellan å ena sidan handeln med enbart

22 .

Energiråvarornas geoekonomi

energiråvaror och å den andra annat internationellt utbyte som rör sig om energi. En kort presentation av marknaden för oljefrakter och Offshoreinstallationer ges i avsnitt 2.8.

2.2 Reserver

reserver har närmast betydelsen upptäckta resurser, som med Begreppet och marknadspris kan utvinnas med dagens teknik, utvinningskostnad godtagbar lönsamhet. Både kommersiella och politiska skäl kan i vissa fall ligga bakom mycket lågt eller högt angivna siffror, eller rent av hemlighållande av de kända reservernas verkliga storlek. Reserver definierade på detta sätt kan vara mer eller mindre väl påvisade. De kan också vara mer eller mindre lönsamma att utvinna, med andra ord mer eller mindre ekonomiska för produktion vid den aktuella tidpunkten. Uppenbarligen finns det utöver reserver enligt denna definition ytterligare fyndigheter. Det kan gälla uppskattade fyndigheter, där alltså graden av säkerhet är lägre, eller geologiskt möjliga, men ännu ej upptäckta fyndigheter. för reserverna samt de fyndigheter, som Resurser är ett samlingsbegrepp på grund av mindre grad av geologisk säkerhet och eller mindre ekonomisk lönsamhet vid en given tidpunkt, inte räknas in bland reserverna. Med resurser avses alltså den totala, tekniskt utvinnbara förekomsbegreppet ten. Det är uppenbart att med definitioner av detta slag kan vare sig begreppet reserv eller resurs omfatta statiskt givna kvantiteter. Det blir i stället fråga om fortlöpande förändringar i kunskap och bedömningar. Med ny teknik, respektive högre priser för bränslet i fråga, överförs en del av resursen till reserven och produktion. Någon exakt metod för att beräkna priskänsligheter i sådana förändringar finns inte. Det kan alltså inte nog starkt understrykas att både resurser och reserver i alla praktiska sammanhang är relativa begrepp, vars nytta avgörs av ekonomiska, tekniska och politiska förhållanden. För att nyttiggöra råvaran krävs inte bara utvinning, utan förädling, transport och omvandling. Kostnader och andra problem i de senare leden kan göra en viss energiresurs Jordens uranförekomster representerar t ex enorma och närmast onyttig. outtömliga energiresurser om de skulle utnyttjas i breeder-reaktorer, men det är samtidigt uppenbart att en rad tekniska och politiska skäl omöjliggör ett sådant storskaligt utnyttjande. Exemplen kan mångfaldigas och illustrerar relativiteten i alla till synes precisa Översikter av resurser och reserver.

Olja

Reservernas fördelning mellan olika regioner framgår av tabell 2:1 nedan. Jordens kända reserver av olja redovisades vid slutet av 1981 till drygt 90 miljarder ton, eller ca 30 års förbrukning vid 1981 års nivå. Fördelningen mellan olika regioner är dock ytterst ojämn. u-länderna beräknades 1979 svara för ca tre De oljeexporterande av jordens samlade reserver av olja. Producenterna runt Persiska fjärdedelar

Energiråvarornas geoekonomi 23 Tabell 2.1 Jordens fastställa reserver av olja (december 1981) miljarder ton andel %

Källa: BP 1981.

viken svarade ensamma för över hälften. OPEC-ländernas gemensamma andel var över två tredjedelar. OECDs andel låg under 10 procent. I stort sett har samma nivå gällt för redovisade och kända reserver under hela 1970-talet. Detta innebär att tillskotten till reserverna i stort sett har kompenserat för den löpande produktionen. Kvoten mellan reservernas storlek och årsproduktionen har också under en förhållandevis lång tid varit konstant omkring 30 år. Vissa mindre variationer har förekommit. Under senare år har dock kvoten stigit till följd av snabbt fallande förbrukning. Också under slutet av 1960-talet, då produktion och konsumtion ökade i mycket snabb takt, var kvoten mellan reserver och årsproduktion av olja förhållandevis konstant. Tillväxt till reserverna skedde alltså då i ett anmärkningsvärt tempo. Det har sedan fortsatt under 1970-talet. En relativt skarp, men tillfällig minskning av kvoten noterades inför oljekrisen 1973. Efter den andra oljeprischocken har höga oljepriser dragit ner konsumtionen och därmed produktionen, samtidigt som prospektering har stimulerats. Detta har lett till en något Ökande trend både för kända och redovisade reserver. Under 1981 noterades en ökning av jordens kända reserver av olja med 3,5 procent. Detta är en relativt stor årlig ökning. Mexico svarar ensamt för drygt hälften av ökningen av de redovisade reserverna under 1981. l övrigt redovisas större reserver vid årsskiftet 1982 än året tidigare av Norge samt i någon mån vissa stater i Mellersta Östern och Afrika. Minskningar i redovisade reserver märks främst i Kina och SEV-blocket samt Asien och Australien. Ett fåtal enskilda länder har en dominerande ställning. Över hälften av jordens kända oljereserver finns i fyra länder; Saudiarabien, Förenta Staterna, Iran och Sovjetunionen. Ytterligare fyra länder, Kuwait, Venezuela, Irak och Mexico, svarar tillsammans för nästan 25 procent av de totala reserverna. Sammanlagt 16 länder har över 90 procent av reserverna. Ytterligare 50 länder delar på resten. Ett drygt hundratal länder saknar helt reserver av olja.

Naturgas

Omräknat till energiinnehåll är jordens kända reserver av naturgas bara obetydligt mindre än oljereserverna. Den globala fördelningen framgår av

24 Energiråvarornas geoekonomi

Tabell 2.2 Jordens fastställda reserver av naturgas (december 1981) miljarder m3 andel

Källa: BP 1981.

tabell 2:2 ovan. Med 40 procent av jordens totala reserver intar dock Sovjetunionen en klar särställning, närmast följt av Mellersta Östern, medan övriga regioner har andelar under 10 procent.

Kol

Energiinnehållet av återstående kända reserver av kol är nästan sex gånger större än jordens reserver av olja och nästan sju gånger större än reserverna av naturgas. Nordamerika samt Sovjetunionen och de östeuropeiska länderna, dominerar klart. Båda dessa områden har andelar av kända reserver nära 30 procent. Nedanstående tabell visar den regionala fördelningen.

Tabell 2.3 Jordens fastställda reserver av kol miljarder ton andel

Källa: World Energy Conference, 1980.

Också inom respektive region är reserverna av kol mycket ojämnt fördelade. De nordamerikanska reserverna ligger således nästan helt i Förenta Staterna. Den allra största delen av kolreserverna i Asien finns i Kina, med mindre mängder i Australien. Sydafrikas kolreserver dominerar helt den redovisade siffran för Afrika.

Uran

Grundämnet uran förekommer rikligt i naturen. Vanligen är emellertid koncentrationema så små att utvinning anses ointressant. Exempelvis finns uran i havsvatten. Gängse sätt att redovisa reserver av uran har därför kommit att bli med en gradering efter utvinningskostnad, eller det

Energiråvarornas geoekonomi 25

världsmarknadspris för råvaran som minst skulle behövas för att produktion skall kunna bli lönsam. Beräkningar av detta slag bygger på utvinning med känd teknik. Den siffra som bl a anges av IEA i dess senaste World Energy Outlook är

att 2,3 miljoner ton uran finns i reserver som kan utvinnas till en kostnad

understigande 130 dollar per kg renframställt uran. Den del av detta som skulle kunna utvinnas till kostnader som understiger 80 dollar per kg uran är ca 1,7 miljoner ton. Fördelningen av dessa reserver är geografiskt sett förhållandevis jämn, med Västeuropas relativt låga andel av reserverna i den lägre kostnadskategorin som ett undantag. Siffror för Sovjetunionen och övriga SEV-länder är osäkra. De nordamerikanska reserverna utgör nästan 40 procent av vad som totalt redovisas för världen med undantag av SEV-länderna. Australien svarar ensamt för 17 procent av de redovisade tillgångarna utanför östblocket som är brytningsvärda till kostnader under 80 dollar per kg uran. Prospekteringsinsatserna för uran har varit i avtagande under senare år. De svenska reserverna av uran är mycket stora, förmodligen de största i Västeuropa. Emellertid är de av låg koncentration. Detta gör att de helt faller i kostnadskategorin 80 - 130 dollar per kilo, eller ännu högre. Sammanfattningsvis kan sägas att reserverna av uran är stora i förhållande till nuvarande och förväntade behov. Tillgången på uran utgör inte någon restriktion för fortsatt utnyttjande av kärnkraft.

2.3 efter

Prospektering olja

En avgörande förutsättning för tillskott till reserver och framtida produktion av olja är prospektering. En snabb omläggning av inriktningen på prospekterings- och utbyggnadsinvesteringar för framtida råoljeproduktion har skett under 1970-talet. Insatserna för fortsatt prospektering i Mellanöstern har minskat, och i flera länder med god geologisk potential för nya fynd har prospektering och produktionsinvesteringar i det närmaste helt upphört. Insatserna har i stället inriktats mot områden i första hand inom industriländerna, on- och offshore, för att därmed Öka industrivärldens självförsörjning och minskat politiskt ekonomisk beroende av främst oljeproducentema i Mellersta Östern. Detta medför kraftigt höjda kostnader och ekonomiskt risktagande. Utvecklingen av bl a Alaska och Nordsjön till betydande produktionsområden är de främsta exemplen på att denna ändrade inriktning börjat ge betydande resultat. Beträffande prospektering efter olja har antalet borrade undersökninghål i världen utanför Sovjetunionen och SEV-ländernai övrigt, ökat från 7 017 hål 1970 till 9 223 hål 1979. Huvuddelen av hålen, 85-90 procent, borrades i USA och Canada. Endast ett par procent av hålen borrades i Mellersta Östern. Antalet borrade undersökningshål överensstämmer dåligt med den förväntade sannolikheten att hitta olja (prospektiviteten) vilket framgår av nedanstående tabell (tabell 2:4).

26 Energiråvarornas geoekonomi g sou 193349

Tabell 2.4 Regional fördelning av påträffade och fastställda oljereserver, borrade undersökningshål och fynd/borrhål under perioden 1961-1979 samt prognos för perioden 1981-2000 (exklusive SEV-Iänderna och Kina)

Period Väst- Mellersta Afrika USA och Latin- Fjärran europa Ostern Kanada amerika Östern

1961-1979 Påträlade och fastställda reservtillskott (miljarder fat) 26 139 48 58 55 26 Antal provborrningar 4 540 1 177 4 369 134 581 4 050 3 189 Påträffade och fastställda reservtillskott per borrhål (miljoner fat) 5,5 118,3 11,1 0,43 13,3 8.1 1981-2000 Prognos för: Reservtillskott (miljarder fat) 38 136 53 59 45 26 Antal provborrningar 7 445 3 717 9 873 206 000 2 780 3 159 Reservtillskott per borrhål (miljoner fat) 5,1 36,7 5,5 0,29 16,0 8,2

Källa: Colitti M.,: Size and distribution of known and undiscovered petroleum resources in the world, with an estimate of future exploration OPEC Review V01 V No 3 1981

Av tabellen framgår bl a att man hittade 275 gånger mer olja per borrat i Mellersta Östern än i USA, men trots den erkänt undersökningshål har få nya undersökningshål borrats i synnerligen goda prospektiviteten OPEC-länderna. Orsaken är bl a den outnyttjade produktionskapacitet som finns efter eller påtvungna minskningar i utnyttjandet. Dessutom frivilliga har märkts om den politiska stabiliteten i regionen och bedömningar konsumentländernas intresse att diversifiera sin försörjning bort från Mellersta Östern. Därtill kommer att vissa OPEC-länder, inte minst under senare år, har haft så stor överskottskapacitet för produktion av olja att de inte har ansett det ligga i sitt intresse att medverka till ytterligare Från OPEC-håll har det dock hävdats att de internationella prospektering. har visat ett otillräckligt intresse för prospektering i dessa länder och bolagen att detta skulle vara uttryck för en form av diskriminering. till att de flesta nya undersökningshål borrats i Nordamerika Anledningen är att de ekonomiska och politiska förutsättningarna ansetts vara mycket gynnsamma. Detta förhållande har förstärkts ytterligare efter avskaffandet av priskontrollen på olja i USA. I flertalet av de oljeimporterande u-länderna har de politiska riskerna ansetts vara stora, och de ekonomiska villkoren så hårda, att oljebolagens intresse för prospektering har varit lågt. Även vissa länder inom OECD har tidvis ställt sådana ekonomiska krav på oljebolagen att det har hämmat De brittiska skatte- och avgiftsreglerna är ett prospekteringsverksamheten. exempel.

Energiråvarornas geoekonomi

F n kan emellertid en viss förändrad inställning skönjas hos u-länderna, inkl vissa OPEC-länder, då det gäller de ekonomiska förutsättningarna för prospektering. Bakom detta ligger naturligtvis den låga prospekteringsverksamheten i dessa länder. Att det går att stimulera prospekteringsverksamheten har visats av bl a Egypten, där man under senare år haft förhållandevis gynnsamma bestämmelser för internationella oljebolag. Detta har medfört ökad prospektering och ett par mycket betydande oljefynd har gjorts. I tabell 2:4 ovan redovisas även en beräkning över mängden olja som kan komma att upptäckas 1981 - 2000 per region samt över antal nya undersökningshål som kommer att borras. Av detta framgår att Mellersta Östern även i fortsättningen är det mest intressanta området för prospektering om man ser till kvantiteten funnen olja per borrat undersökningshål. Var prospekteringen sedan verkligen kommer att äga rum beror dock även i fortsättningen på den förväntade lönsamheten och politiska faktorer. Ett högt oljepris kan till stor del kompensera hårda ekonomiska krav eller en ogynnsam politisk riskbild. Chase Manhattan Bank har bedömt att ca 1 900 miljarder dollar kommer att läggas ut på prospektering och produktionen av olja under 1980-talet i västvärlden. Flera idéer har lagts fram om hur prospekteringsverksamheten ska kunna stimuleras i främst de oljeimporterande u-länderna. Bl a föreligger förslag om att skapa en energifilial till Världsbanken som skulle ha till uppgift att ge lån på fördelaktiga villkor till prospekteringsverksamhet. Den omstrukturering av oljeprospekteringen som pågått sedan mitten av 1970-talet har medfört att världens råoljeproduktion nu baseras på tillgångar med vitt skilda kostnadsmässiga förutsättningar. Kostnaden för att genom prospektering och produktionsinvesteringar skaffa fram en viss råoljevolym skiljer sig givetvis avsevärt för fynd av typen stor fyndighet på land” i t ex Mellersta Östern och ett fynd av begränsad storlek ute i Nordsjön. En produktionskostnad i genomsnitt på ca 0,5 dollar per fat i den Mellersta Östern kan jämföras med ca 20 dollar per fat för vissa fält i Nordsjön, alltså en skillnad på 40 gånger. tenderar dock den geologiska sannolikheten Samtidigt för stora fynd på land att minska med tiden, eftersom de största fyndigheterna erfarenhetsmässigt påträffas och utvecklas i ett tidigt skede av prospekteringsinsatserna inom en ny geologisk provins. Upptäckter av nya olje- och gasfyndigheter under 1950- och 1960-talen skedde i en takt som klart översteg då aktuell produktion och förbrukning, medan nya fynd under 1970-talet endast synes ha motsvarat ca hälften av förbrukningen under samma period. De senaste årens kraftigt dämpade efterfrågan och resultaten av de mot slutet av 1970-talet ökade insatserna för prospektering tycks ha vänt denna trend. De senaste åren har åter en klar uppgång av relationen mellan nya fynd och uttagen produktion märkts. De nya fynden har dock till stor del gjorts i områden med mycket höga utbyggnadskostnader, vilket talar för att prisnivån för olja i framtiden kommer att bli mera styrande för utbyggnadstakten än tidigare. Bl a de långa - utbyggnadstiderna omkring 5 år för stora Offshore-anläggningar gör dessutom att allt fler utbyggnadsprojekt blir styrda av politiska beslut i producent- och konsumentländer.

28 .

Energiråvarornas geoekonomi

2.4 Produktion

Produktionen av de olika energiråvarorna bestämmes inte uteslutande eller ens främst av reservernas fördelning. Kostnadsfördelar med närhet till och försörjningstrygghet har stor betydelse. Olika avsättningsmarknader höga produktionskostnader samt inte minst historiska, politiska och regulativa faktorer styr också prospekterings- och utvinningsinvesteringarnas fördelning mellan olika länder och regioner. Nedanstående tabell visar för olja, kol resp naturgas produktionens fördelning regionvis. Inom parentes ges för jämförelsens skull reservernas fördelning. För oljan märks främst den stora skillnaden mellan reservernas, respektive produktionens andel i Mellersta Östern. Varje diskussion om den internationella oljemarknaden måste, liksom denna utredning, ägna just denna region särskilt stor betydelse p g a dess absoluta dominans av världshandeln. Förenta Staterna och Sovjetunionen har andelar av världsproduktionen, som bara är något mindre än Mellersta Österns, men deras olja kommer inte alls, respektive endast till en begränsad del, ut på världsmarknaden. Råolja kan i sitt naturliga tillstånd svårligen användas direkt. Dess värde härrör från möjligheterna att ur de olika kolväten, av vilka råoljan består, i raffinaderier och petrokemisk industri framställa användbara bränslen samt tusentals andra produkter för vitt skilda användningsområden. Raffineringen är ett m a o ett avgörande steg för att kunna nyttiggöra råoljan. Destillationen är det första steget i raffineringsprocessen. Därvid skiljs råoljans lätta och tunga fraktioner åt. De lätta fraktionerna utgörs av gas, bensin, fotogen, lätt eldningsolja och dieselbrännolja. De tunga fraktionerna utgörs av återstoder, vilka är de huvudsakliga beståndsdelarna i tunga eldningsoljor. De oljefraktioner, som tas fram i destillationsanläggningen, kan omvandlas vidare - konventeras -i sekundäranläggningar, kanske en vätgasanläggning, en anläggning för avsvavling samt en katalytisk reformeringsanläggning, i vilket man höjer bensinens oktantal. Ett mera sofistikerat raffinaderi har flera sekundärenheter. Bland dessa

Tabell 2.5 Produktion av olja, naturgas och kol 1981, regional fördelning (reservernas fördelning inom parentes). Procent

Olja Naturgas Kol

4,6 ( 3,7) 11,2 ( 5,2) ca 10 (15,5) Västeuropa Nordamerika 19,1 ( 6,6) 41,1 ( 9,9) 26,8 (29) Sovjetunionen och 21,7 ( 9,7) 33,3 (40,1) 29 (26) Östeuropa - - Mellersta Östern 27,3 (s3,5) 2,8 (26,2) Övr. Asien inkl. Kina, Australien och Oceanien 8,1 ( 5,7) 4,8 ( 5,2) 33 (22) - « Latinamerika 11,0 (12,5) 4,8 ( 6,1) Afrika 8,2 ( 8,3) 1,8 ( 7,3) 5 ( 4,14)

Källa: BP

Energiråvarornas 29

geoekonomi

märks till exempel de anläggningar, i vilka tunga fraktioner sönderdelas krackas - till lättare. Med en sådan anläggning kan ett raffinaderi framställa en större andel bensin, fotogen, lätt eldningsolja och dieselbrännolja. Följden blir att produktionen av tung eldningsolja och dieselbrännolja minskar. Naturgasen präglas av ännu större avvikelser mellan kända reserver å ena sidan och faktisk produktion á den andra. Den är i förhållande till olja betydligt svårare och dyrare att transportera. En fungerande och flexibel världsmarknad saknas. Den naturgas som finns på ett rimligt avstånd från den marknad där den efterfrågas blir också snabbt exploaterad. Detta belyses av den betydande produktionen i Västeuropa och Nordamerika. Den höga produktionsandelen i Sovjetunionen visar att rörledningstransport, även över relativt stora avstånd, är betydligt mera realistisk än internationell handel med naturgas som bygger på fartygstransporter. Många u-länder med betydande naturgasreserver har således svårigheter med att utnyttja dessa på ett ekonomiskt godtagbart sätt. Den inhemska marknaden är liten eller obefintlig och export i form av flytande naturgas, LNG, alltför dyr. Kol är det energislag som, tillsammans med uran, uppvisar störst balans mellan reservernas respektive produktionens regionala fördelning. Detta beror på att de största kända kolförekomsterna finnsi områden som erbjuder betydande avsättningsmöjligheter, nämligen Nordamerika, Sovjetunionen och Västeuropa. Vissa u-länder, Sydafrika samt Australien har små inhemska marknader i förhållande till reservernas storlek samt i motsvarande mån goda exportmöjligheter. Uran produceras i ett fåtal länder. Hälften av produktionen utanför SEV-länderna sker i Förenta Staterna och Canada. Dessa länder har stor egen förbrukning, men i fallet Canada finns utrymme även för viss nettoexport. Andra producentländer med relativt stora andelar av det totala utbudet har ingen egen kärnkraft, varför hela deras produktion kan exporteras. Bland dessa märks Sydafrika, som inleder ett kärnkraftsprogram, men väntas fortsätta vara en betydande exportör. Australien saml Niger och Gabon är nettoexportörer. Den regionala fördelningen av konsumtionen av olika energiråvaror framgår av tabellerna 2:6, 2:7 och 2:8 nedan.

Tabell 2.6 De olika regionernas andel av världens totala konsumtion (och produktion) 1981 av olja (procent)

Konsumtion Produktion

Källa: BP

Energiråvarornas geoekonomi

Tabell 2.7 De olika regionernas andel av världens totala konsumtion (och produktion) 1981 av naturgas (procent) Konsumtion Produktion av naturgas av naturgas

Källa: BP

Tabell 2.8 De olika regionernas andel av världens totala konsumtion (och produktion) 1981 av kol (procent) Konsumtion Produktion av kol av kol 13,1 10 Västeuropa

Sovjetunionen Totalt 100,0 100,0

Källa: BP

2.5 Internationell handel

Jämförelsen av de globala andelstalen för produktion, resp konsumtion ger en överblick av det utbyte mellan regionerna som måste förekomma för att balansera utbud och med andra ord ett grovt mått på efterfrågan, världshandeln. Vissa brister är oundvikliga. Bl a kan handel inom respektive med ett så översiktligt material som detta är. Vidare region inte mätas enbart kan flöden in till en viss region jämnas ut av att det samtidigt sker export. Men i grova drag visar tabellerna relativt väl det internationella handelsutbytet mellan de olika regionerna av respektive energiråvaror. Av allden och konsumeras i världen omsätts nästan olja som produceras exakt hälften i internationell handel. Volymen olja i världshandeln 1981 var 1 400 miljoner ton eller ca 29 mbd. Med ett genomsnittspris omkring drygt 34 dollar och beroende hur man räknar med frakt- och per fat, något skulle värdet av denna handel ligga mellan 300hanteringskostnader, dollar i sin tur är ca en fjärdedel av den totala 500 miljarder per år. Detta

Energiråvarornas geoekonomi

varuhandeln i världen. En förändring av världsmarknadspriset för olja med 1 dollar per fat skulle därmed innebära en omfördelning mellan oljeimporterande och oljeexporterande länder på omkring 10 miljarder dollar under ett år. Dessa tal ger en omedelbar belysning av vilken betydelse förändringar i oljepriserna har för världsekonomi, konjunktur och förmögenhetsfördelning. Världshandeln med olja är helt dominerande jämfört med de andra energiråvarorna. Detta gäller inte bara värdemässigt. Mätt efter jämförbart energiinnehåll är den interregionala handeln med olja med upp emot 30 mbd, ungefär 10 gånger så stor som motsvarande handel över gränserna med naturgas och kol. Medan hälften av all producerad olja kom ut i internationell handel 1981, var motsvarande andelar för ca naturgas 11 procent och för kol ca 10 procent. Volymen naturgas i internationell handel är för övrigt inte mycket större än de mängder som 1981 fortfarande facklades bort i samband med oljeproduktionen. Prisökningarna på olja har medfört massiva kapitalflöden mellan länder och regioner. Oljeproduktionens resp -konsumtionens ytterst ojämna fördelning är orsaken till den omfattande handeln, och därför kapitalflödenas stora volym. Oljemarknadens geoekonomi har därför en mycket stor och, för maktförhållandena mellan nationerna, ibland avgörande betydelse. Detta gäller också för världsekonomin. Man kan inte se oljeproduktion, -handel och -konsumtion främst som delfaktorer, vilka av påverkas världsekonomin, utan snarare som en av de avgörande förutsättningarna som påverkar den ekonomiska utvecklingen i världen. Oljepriserna återverkar också på de andra energiråvarornas prissättning, men däremot sker ingen omvänd påverkan. Det är mot denna bakgrund naturligt om olja, som fallet är i denna utredning, dominerar diskussionen om de internationella energimarknaderna. Det är också främst beträffande framtida handel och tillgång på olja som politiska osäkerheter diskuteras. Detta har visserligen under senare tid också kommit att gälla naturgas. Det har dock då gällt enskilda affärer eller kontrakt, snarare än marknaden som sådan. Beträffande kolhandeln finns i vissa fall osäkerheter om framtida leveranser och om marknadsutvecklingen. Någon internationell handel med andra bränslen som ved, torv, biomassa, bark, lutar och avfall förekommer veterligen inte. Export och import av elektrisk ström förekommer bland annat mellan de nordiska länderna och från Sovjetunionen till Finland. Någon internationell marknad förekommer dock givetvis inte. Nedanstående karta ger en översiktlig bild av handelsflödena till sjöss med o l j a . Till allt övervägande del är det den interregionala handeln med råolja som visas. En mera exakt överblick av den internationella oljehandelns volym ges i tabell 2:10 nedan. vilken bekräftar Mellersta Österns helt dominerande ställning som exporterande region. Över hälften av Världshandeln, eller en fjärdedel av världsproduktionen, är exportolja från Mellersta Östern. Västeuropa tar emot över en tredjedel av all olja i internationell handel. Japan står som mottagare för 15 procent. Förenta Staterna importerar 20 procent av de internationella oljeflödena.

32 Energiråvarornas geoekonomi

Karta 2.9 Oljetransporter till sjöss 1981 Källa: BP

Tabell 2:10 ger också en översiktlig bild av diversifieringen av leveranskäl- De lodrätta raderna för Västeulorna till respektive imponerande region. att den europeiska oljeförsörjningen inte ropa och Japan visar exempelvis var spridd på lika många olika levererande regioner som den japanska. Den senare hade däremot 1981 ett större relativt beroende av Mellersta Östern (67 procent), jämfört med 56 procent för Västeuropa och endast 20 procent för Förenta Staterna. Den internationella handeln med n a t u r g a s framgår av nedanstående karta som dessutom ger volymerna för de olika flödena.

Karta 2.11 Viktigare internationella handelsflöden med naturgas 1981. Siffrorna anger milj toe Källa: BP

Energiråvarornas geoekonomi

man om

w... m.” ...o cd

0.:_ am_ nu_

5a _ka_ 0.8_ nä_ _äv

.Sch C093 _

:ozmcswou

- u u u - u - | u

9:30

m... m... wa

å_ mä

_uuovwzms

- - u a n 0

“M50 mbmo

0.0 ...m m_ me 3

E: _an_ ns

-wouO

cuzmäwsø_

- - - - o I -

E_ u_ ä ä 5 _.o

S00 :DE 0.2

- - n

_.N 5 3 2 _,_ _.. m... 2

oss

m.:

:mama

ä:

- - - u u

-Scam

no

na

3 2_ _.o m... m.:

a.:

__22_ Q8_

- u a I a

mäta.

S_ md .am ma od ...o q_

_ä_ ...mm

umoåämmxø

- - u - |

cam

5 E_ ...N

m.: os... mä

»då ...mm

.

30m

Guiana..

a n c a u I

mxtuäm

man

ä 3 md

_a_ m.:

-anna

_ä_ _ä_

uzmcnauoøu

munEÖ

- - - - a I o

3 S. f_ t_ m...

o.: 3a

:.52:

1 - n -

an.:

_snuten_ wEBmü

ns nam man

10 m...

Nä Nä GN

?am

å_

v2:

.ugn-a

aEBSm sååå

E26

:oo

:än _sas_

âuoaacawq “Eouszámw

så_

.E

maoäenä

.to

masa.: auââzoz mxäusw :oasmouä coaøzmze. :oEaooO

__38_

30:a_ såå

:aaah :F år_ .åäö -ao så: .så _wav_

34 geoekonomi Energiråvarornas

Karta 2.12 Internationell kolhandel till sjöss 1981. Siffrorna anger miljoner toe Källa: BP

Den allra största delen av denna handel sker i rörledningar. Återstoden, ca 30 miljarder m3, motsvarande 2 procent av världsförbrukningen och 16-17 procent av världshandeln med naturgas 1981, skeppades i flytande, frusen form (LNG). Av de flöden som kartan anger är det exporten till Japan från Sydostasien samt i någon mån från Mellersta Östern och Alaska som utgör LNG-skeppningar. Den stora och växande exporten från Sovjetunionen till Västeuropa, liksom handeln mellan Nordarika och Europa, ilandföringen av naturgas från produktionsfälten i Nordsjön samt handeln inom den amerikanska kontinenten går med rörledningar. Kartan visar dock inte Nederländernas som 1981 uppgick till ca 22 procent av export, världshandeln. Beträffande kolets handelsvägar hänvisas till karta 2:12. Förenta Staterna är den utan tvekan största exportören med 44 procent av den totala fartygsburna handeln. De två andra huvudexportörerna är Australien och Sydafrika. Polens kolexport är i allt väsentligt inomregional. Konsumtionen av uran för energiändamål beror helt av kärnkraftprogrammens omfattning i olika länder. Med tanke på de långa förberedelsetiderna för av nya kärnkraftverk är efterfrågan också relativt lätt att utbyggnad förutse. Konsumtionen av uran för kraftproduktion sker främst i i-länderna och i nâgra enstaka u-länder.

2.6 Priser och kostnader

reala utveckling, dvs oljans köpkraft mätt i fast penningvärde Oljeprisets från 1950-talet och framåt, har diskuterats i föregående kapitel. Med oljepris avses där det officiella kontraktspriset för saudisk lätt råolja - Arabian Light - sedan hänsyn tagits till rabatter och fallande penningvärde. Räknat i real

Energiråvarornas 35 geoekonomi

köpkraft motsvarar 1973 års pris i dollar ungefär det som rådde i början av v 1950-talet om man jämför med prisutvecklingen för världshandeln med färdigvaror. Större delar av världshandeln med råolja under 1950 och 1960-talen skedde inom de stora oljebolagens distributionssystem, varför de officiella priserna, s k posted prices, i högre grad avspeglade bolagens skattemässiga överväganden än reella marknadsförhållanden. Därför var informationen kring reella marknadspriser i motsats till bolagens internpriser mycket knapphändig. Endast små volymer avsattes på den öppna marknaden. Detta kom efterhand att ske med viss rabattering i förhållande till de officiella priserna. Medan de officiella priserna år 1970 alltjämt låg på 1,70 dollar/fat, hade de faktiskt noterade marknadspriserna fallit till 1,25 dollar/fat. Producentländernas succesiva Övertagande av oljeproduktionen har sedan inneburit att begreppet posted price har fått minskad betydelse. Idag talas i stället om officiella sälj- eller kontraktspriser. Valet av deflator, dvs jämförelsenorm, för att få fram oljans reala köpkraftsutveckling kan ske beroende på syftet med jämförelsen. En jämförelse med OPEC-ländernas importprisutveckling ger t ex en väsentligt sämre köpkraftsutveckling (realprisutveckling) för Arabian Light än om jämförelse (deflatering) görs med OECD-ländernas exportprisutveckling. Frågan om råoljans realprisutveckling kan alltså inte ges något entydigt eller absolut svar, utan blir beroende av jämförelsenorm, rabatter, betalningsvillkor och valutakurser. Osäkerhet råder med andra ord inte endast om framtidens oljepriser, utan också om det som faktiskt noteras i dag eller det som betalades i det förgångna. Utgångspunkten för prissättningen såväl inom OPEC som för den internationella oljehandeln i övrigt har emellertid i praktiken blivit det officiella försäljnings- eller kontraktspriset på Arabian Light. Detta är den bas, eller det referenspris, till vilket prissättningen av övriga råoljor relateras. Skillnader i prissättningen för dessa gentemot Arabian Light avses i huvudsak återspegla kvalitetsskillnader och transportavstånd från de viktigaste marknaderna. De lätta och lågsvavliga algeriska och nigerianska råoljorna har således tillgodoskrivits ett pristillägg i förhållande till Arabian Light, dels p g a en större andel värdefulla produkter (t ex bensin), dels p g a lägre fraktkostnader. I princip skall således de olika råoljorna bestämmas av marknadsvärdet av de färdiga produkter man får ut av respektive råolja minus fraktkostnader. Marknadens dynamiska utveckling har dock inneburit awikelser. Ibland beror dessa på öppen eller fördold priskonkurrens mellan olika producentländer. De officiella priserna har utgjort basen för producentländernas mellanstatliga och andra leveransavtal. Särskilt i tider av oljebrist har till dessa noteringar lagts diverse tillägg, såsom letningsavgifter, hamnavgifter och avgifter för att överhuvudtaget teckna kontrakt. Dessutom har avtalen försetts med andra villkor när det gäller vidareförsäljning, destinationsklausuler etc. I överskottssituationer förekommer avvikelser från den officiella prissättningen i den andra riktningen; rabatter, förlängd kredittid och liknande. Den officiella prissättningen ger därför endast en grov fingervisning om vad köparna de facto betalar för oljan.

Energiråvaromas geoekonomi

En mera rättvisande uppfattning av marknadspriset för en viss råolja vid en viss tidpunkt Från att ha omfattat ges av de s k spotmarknadsnoteringarna. har spotmarknaden under senare år endast några få procent av råoljehandeln kommit att omfatta en väsentlig del av denna. Den svenska importen av t ex till ca en femtedel av köp på spotmarkråolja under 1982 tillgodosågs naden. Denna utveckling är väsentligen en följd av de stora bolagens ställning i producentledet och den rådande överskottssituatioförsvagade nen. Den tidigare skarpa tudelningen mellan dels mycket långfristiga avtal och dels spothandel, varmed vanligen förstås köp av enstaka båtlaster för omedelbar leverans, har under senare år tenderat att upplösas. I stället växer en mellanform fram: en öppen kortsiktsmarknad. De officiella priserna tenderar med viss eftersläpning. I tider att följa spotmarknadsutvecklingen av brist resp överskott på marknaden åberopas denna av producent- resp konsumentländer. för råolja kan, som redan noterats, vara ett Den reala prisutvecklingen mångtydigt begrepp. En jämförelse med OPECs importprisindex ger t ex vid handen att oljans reala köpkraft i slutet av 1982 hade sjunkit under vad som i samband med den första oljekrisen 1973-74. En annan uppnåddes jämförelse av större relevans för de oljeimporterande utvecklingsländerna visar exempelvis att oljepriset tiodubblats i förhållande till sockerpriset under perioden 1972 till 1980. Nedanstående Light utvecklats i diagram anger hur priset på Arabian förhållande till svenskt exportprisindex. Oljepriset, som ju noteras i dollar, har därvid omräknats i kronor till gällande dollarkurs. visar att det reala râoljepriset ungefär åttafaldigats i Diagrammet förhållande till prisutvecklingen på svenska exportvaror. Inom IEA har man under senare år registrerat de genomsnittliga faktiska anskaffningskostnaderna för olika råoljor. Skillnaden gentemot de officiella noteringarna uppgick i 1980-talets början till någon enstaka dollar per fat. Anskaffningskostnaderna för råolja utgör endast en del av det pris konsumenten betalar för färdiga slutprodukter. Dessa priser inkluderar även raffinerings- och distributionskostnader samt skatter. En grov uppfattning

Skr/fat Arabian Light 90-* 80- 70- 60- 50- 40- 30- Figur 2.13 Kontraktspris 20-* för Arabian Light deflaterat med svenskt export- 1 0prisindex 1972-1982 C Ivvvuvrrvvvvvl illiliv Ivivlll I IIIIIII Ill l | I l 1972 74 76 78 80 82 År Källa: SIND och SCB

Energiråvarornas geoekonomi

Tabell 2.14 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 Produktionskostnad för rå-

Förädlings-, frakt- och distributionskostnad 3,60 4,30 5,10 4,90 5,25 6,35 7,70 8,80 9,80 Skatt i konsumentländerna 6,60 7,85 10,40 9,70 10,50 13,40 16,50 21,20 20,50 Pris i konsumentledet (B) 13,65 22,55 27,10 27,20 29,20 33,80 46,00 63,10 65,00 Källa: Shell

om fördelningen på dessa poster för ett genomsnittligt produktfat i Västeuropa ges i ovanstående tabell. Medan det nominella råoljepriset (rad A i tabellen) under perioden 1973 till 1982 ökade med drygt 1000 procent, har de nominella i priserna konsumentledet (rad B i tabellen) endast drygt fyradubblats. Detta förklaras bl a av att beskattningen i konsumentledet inte har vuxit i takt med de stigande råoljepriserna. Genomslaget för ändringar i råoljepriset minskar i omvänd proportion till råoljekostnadens andel av konsumentpriset. Eftersom konsumentländernas beskattning inte har följt med råoljeprisernas snabba uppgång har detta inneburit att produkter, som från början varit högt beskattade i konsumentländerna, t ex drivmedel, har uppvisat en väsentligt lägre real prisökning än råolja. För sju av de större OECD-länderna har IEA exempelvis beräknat att konsumentpriset på bensin under åren 1973 till 1980 ökade realt med ca 6 procent årligen, medan motsvarande ökningssiffra för importerad råolja uppgick till ungefär 25 procent/år. Världsmarknadspriserna på övriga energimarknader har inte stigit lika snabbt som råoljepriserna. En viss anpassning till oljeprisutvecklingen har dock skett, men då med viss eftersläpning. Detta framgår av figur 2:15. Diagrammet visar att utvecklingen har inneburit kraftiga förskjutningar av prisrelationerna mellan de olika energislagen till förmån för kol och elektricitet. Av tabell 2:14 ovan framgår att utvinningskostnaden för ett fat Mellersta

Östernolja ännu i 1980-talets början angavs till ca en dollar. Jämfört med

detta uppvisar övriga energislag väsentligt högre kostnader, vilket framgår av den grova översikt som återges i tabell 2:16 nedan. Jämförelsen är mycket grov och tar endast delvis till de hänsyn hanteringskostnader som är förbundna med användningen av olika energislag. För uttömbara enegislag, tex olja, tillkommer, förutom den rent tekniska produktionskostnaden, även den uppoffring som består i att man genom att producera vid en viss tidpunkt avstår från att kunna producera samma volym i en framtid. Storleken på denna uppoffring bestäms av vilka de framtida priserna faktiskt blir och är därför också naturligtvis ytterst svår att bestämma.

38 geoekonomi Energiråvarornas

1973 = 100

550-

500... Olja

450-

400-

350-* Gas 300- Kol 250-* Elektricitet 200- Figur 2.15 Olika energipriser i förhållande till 150-4 oljeprisutvecklingen inom uppvärmningssektom i 1 00_ de sju största OECDländerna. 5C I l r r x v u u I I l Källa: IEA World Ener- 1970 71 72 73 74 75 76 77 78 79 so År gy Outlook Paris 1982.

Tabell 2.16 Produktionskostnader för olika energislag omräknat i dollar (1980) per fat oüeevivalenter efter termiskt värmeinnehåll

Energislag Teknisk produktionskostnad (dollar/fat oe)

Östern) 1- 3 Olja (Mellersta 5- 20 Olja (Nordsjön) 20- 40 Skifferolja

Källa: Shell

2.7 Internationella energimarknader; en avgränsning

Handel med energi förknippas i första hand med export och import av energiråvaror eller bränslen. En sådan avgränsning är naturlig av flera skäl. Det är också den som är vald i denna utredning. Liksom är fallet när det gäller andra råvaror är den förhållandevis lätt att mäta. Inga oklarheter kan finnas om kvantiteter och knappast heller om säljare och köpare.

Energiråvarornas 39

geoekonomi

Samtidigt bör man ha i minnet att handeln med fossila bränslen bara är en del av den totala energihandeln i världen. En viss handel med elektricitet förekommer också. I bredare bemärkelse sker en omfattande handel med utrustning, kunnande och tjänster inom energiområdet. Dessutom sker omfattande kapitaltransaktioner för finansiering inom energisektorn, såväl för energiutvinning som energianvändning. De internationella energimarknaderna berör således med denna breda definition - delar av industrin mycket viktiga och servicenäringarna. Oljeoch gasindustrin är givetvis särdeles betydelsefull och de stora oljeprisökningarna har medfört en stark expansion av investeringar. Dessa har haft stor betydelse inte bara för de direkt inblandade länderna och bolagen, utan också för världshandeln. De mycket stora satsningarna i Nordsjön medför tex efterfrågan på varor och tjänster från ett stort antal länder inom och utom Europa.

Också nya oljenationer som Storbritannien och Norge är starkt

beroende av teknik utifrån. Vikten av den internationella handeln, också med utrustning, kunnande, tjänster och kapital, har framgått tydligt, bland annat i samband med diskussionerna om de stora naturgaskontrakten mellan Sovjetunionen och Västeuropa. Här har det alltså gällt en handel dels med naturgas, dels utrustning, kunnande och delvis också finansiering. För oljeproducerande, eller potentiellt oljeproducerande u-länder, är tillgångar på modern utvinningsteknologi helt avgörande för deras utveckling. U-ländernas kontroll över sina nationella energitillgångar är beroende av importerad teknik och kunnande. Handel med utrustning och tjänster på energiområdet kan således i vissa fall vara lika betydelsefull som handeln med energiråvaror. För ett lands möjligheter att utnyttja potentiella energiresurser kan det i själva verket vara avgörande. Det gäller inte minst på kärnenergiområdet, där ju tillgången på uran är god, men där de s k bränslecykeltjänsterna och själva energiomvandlingen är avancerade och komplicerade. I praktiken är också internationell handel med energiintensiva varor och tjänster en slags energihandel. Bland otaliga exempel på detta kan nämnas aluminium. Trots att således begreppet internationella energimarknader är vittomfattande begränsas denna utredning till analys av energiråvaror, olja, gas, kol och uran. Denna begränsning är ofrånkomlig om inte utredningen skall komma att omfatta mycket stora delar av industriell ekonomisk verksamhet samt varu- och tjänstehandel.

2.8 Oljefrakter och offshore-marknaden

Internationell energihandel och fluktuationer på exempelvis den internationella oljemarknaden har genomgripande följder också för branscher som sjöfart, varv och stålproduktion. Det är lätt att se hur respektive näring blomstrat respektive drabbats av synnerligen allvarliga strukturproblem allteftersom oljemarknadens förhållanden har ändrats. Oljefrakterna till sjöss och offshore-marknaden är naturligtvis de främsta exemplen på marknader styrda på detta direkta sätt. Ca 40 procent av den

i

40 Energiråvarornas geoekonomi

sjöbuma världshandeln är oljetransporter. Den omfattade 1981 ca 1200 miljoner ton råolja och ca 240 miljoner ton raffinerade produkter. Omfattande nybyggnad och teknisk utveckling med övergång till allt tyngre tonnage för oljefrakterna präglade slutet av 1960-talet och början av 1970-talet. Under perioden 1968-1977 tillkom över 150 nya tankfartyg med en storlek över 200 000 ton dödvikt. Fraktpriserna var höga, liksom vinsterna. Spekulativa inslag saknades inte när det gäller nybyggnaderna. De ändrade förutsättningarna på oljemarknaden från 1970-talets mitt blev därigenom så mycket mera kännbara. Problemen har kommit att ytterligare försvåras av att de mest betydande minskningarna i oljeproduktionen har inträffat just i Mellersta Östern och andra områden med de största transportavstånden till avsättningsmarknaderna i Västeuropa och Nordamerika. Den påtagliga nedgången för oljefrakterna till sjöss började redan i mitten av 1974. 1982 används bara hälften av ett totalt tanktonnage på ca 300 miljoner ton. Dessutom har en omfattande skrotning skett. Under kalenderåret 1981 skrotades 40 fartyg på över 200 000 ton dödvikt. Redan under de tre första kvartalen 1982 hade 175 tankfartyg, varav 44 över 200 000 ton vardera, sålts till skrotningsvarv. Av det som återstår ligger mera tonnage än någonsin tidigare upplagt. Annat tonnage används som flytande oljelager. Överskottet av transportkapacitet märks på fraktpriserna. Dessa låg hösten 1982 omkring 5 dollar per ton olja från Persiska Viken till Europa. Detta skall jämföras med 24 dollar, som var priset för samma frakt så sent som 1973. Kontrasten blir än mer slående om man samtidigt ser till gällande världsmarknadspris för den fraktade produkten, alltså fraktens andel av oljepriset. Av den lossade arabiska råoljans totalvärde i Rotterdam svarade transporten 1973 för över 55 procent. Denna andel var 1982 nere i 2 procent. Under samma tid har driftskostnaderna stigit betydligt. De stora tankfartygen går med mycket stora förluster. Offshore-marknaden är en expanderande marknad. Allteftersom en allt större del av ny gas- och oljeprospektering och produktion sker på kontinentalsockeln växer behovet av utrustning, tjänster och finansiering av olika slags riggar för verksamhet på havsbotten. Olika djup- och klimatförhållanden gör att kostnaden kan variera starkt. Konjunkturen för offshoresektorn hänger naturligtvis starkt samman med oljemarknaden i övrigt. I tider med vikande efterfrågan och sjunkande reala världsmarknadspriser på olja, samtidigt som kostnaderna i allmänhet stiger för investering och drift, gör sig mattningstendenser gällande på Offshoremarknaden, såsom det dyraste konventionella sättet att utvinna olja. Antalet sysselsatta riggar minskar. Verksamhet på allt större djup, respektive i arktiska områden ställer allt högre krav på teknisk förnyelse. Osäkerheten om lönsamheten i framtida projekt skapar osäkerhet om investeringsförutsättningarna.

Del II aktörer

Oljemarknadens

3 Oljeexporterande utvecklingsländer

3.1 Allmänt

28 utvecklingsländer är för närvarande nettoexportörer av olja. Tillsammans svarade de för drygt 45 procent av världsproduktionen år 1981 och för cirka 85 procent av den olja som såldes på världsmarknaden. Samma grupp av länder kontrollerar nästan tre fjärdedelar av världens påvisade reserver av råolja. Flera av dessa länder har dessutom stor potential för produktion och export av naturgas. Det gäller framförallt Algeriet, Indonesien, Iran, Nigeria, Qatar, Saudiarabien, Förenade Arabemiraten, Malaysia, Mexico och Kuwait. Helt dominerande inom denna grupp av 28 utvecklingsländer är de 13 medlemsländerna i OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries), samt Mexico. OPEC svarade 1981 för ungefär 40 procent av världsproduktionen av olja och hela 80 procent av den olja som såldes på världsmarknadenDessa andelar har dock sjunkit under 1982. OPECs andelar av världens totala produktion och reserver och absoluta tal över produktion och reserver bland de 28 oljeexporterande utvecklingsländerna, däribland OPEC, framgår av tabellerna 3:1, 3:2 och 3:3.

Tabell 3.1 Geopolitisk fördelning av världens oljeproduktion i procent

1960 1970 1973 1980 1981

OECD 38,5 26,8 22,9 22,9 24,3 OPEC 41,8 49,9 54,2 43,8 39,3 Centralplanerade ekonomier 16,0 16.8 76,7 23,9 25,6 U-länder utanför OPEC 3.7 6.5 5,2 9,4 10,8 Totalt 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Källa: World Energy Outlook. lEA, 1982

Oljeexporterande utvecklingsländer

Tabell 3.2 Geopolitisk fördelning av världens påvisade reserver av olja i procentandelar respektive miljarder fat per 1982-01-01 Procent- Miljarder

Källa: Oil and Gas Journal

Tabell 3.3 De oljeexporterande utvecklingsländernas produktion och påvisade reserver av råolja

Beräkn. pro- Påvisade reser- Kvot reserver/ duktion 1981 ver 1982-01-01 1981 års pro- (tusentals fat/ (milj fat) duktion (âr) dag)

Totalt Utvecklingsländer 26 796 512 533 53 Hela världen 55 886 670 709 33

* UAE = United Arad Emirates (Förenade Arabemiraten) * Inklusive 50 procent av neutrala zonen Källa: Oil and Gas Journal

Oljeexporterande utvecklingsländer 45

Bland OPECs medlemmar är det i sin tur länderna kring Persiska Viken som dominerar ifråga om produktion och export av olja. 1981 svarade Saudiarabien, Iran, Irak, Kuwait, Förenade Arabemiraten och Qatar tillsammans för nästan 30 procent av världsproduktionen och hela 60 procent av nettoexporten i världen, detta trots att kriget emellan Iran och Irak medfört ett fall i dessa två länders produktion och export till en historiskt sett låg nivå. Det i särklass mest betydelsefulla landet i oljesammanhang är självfallet Saudiarabien vars reserver av olja utgör 25 procent av världens totala påvisade reserver. Saudiarabien svarade 1981 för cirka 17 procent av världsproduktionen av råolja och cirka 40 procent av den råolja som såldes på världsmarknaden. De 15 oljeexporterande utvecklingsländerna utanför OPEC producerade 1982 tillsammans cirka 5,5 mbd. Bland dessa intar Mexico en särställning med cirka 40 procent av produktionen och två tredjedelar av reserverna. Några av de övriga 15 länderna torde inom en inte alltför avlägsen framtid komma att förlora rollen som nettoexportörer. Det gäller i första hand Bahrein, Bolivia, Zaire, och Peru samt om något decennium även Gabon och Ecuador. Å andra sidan torde några nya utvecklingsländer med tiden kunna ansluta sig till gruppen av nettoexportörer. Fram till 1985 anses Argentina, Elfenbenskusten, Ghana, Guatemala, och kanske även Pakistan ha förutsättningar att producera olja utöver sina egna behov (se följande kapitel). Ingen av dessa eventuella nytillkommande exportörer bland utvecklingsländerna torde ha annat än marginella kvantiteter att erbjuda världsmarknaden sett i förhållande till den framtida efterfrågan. Uthålligheten för OPEC-ländernas fastställda reserver sträcks ut avsevärt om efterfrågan på OPECs olja fortsätter att leda till produktionsnivåer som är så låga som de som rått under 1981 och än mer under 1982. Vid 1981 års produktion är livslängden för OPECs sammanlagda fastställda reserver 52 år medan den vid ett fullt kapacitetsutnyttjande faller till 32 år. Det bör här noteras att dessa uppgifter gäller framtagna och fastställda reserver. Inkluderas möjliga och troliga oljereserver blir uthålligheten väsentligt större. Den framtida tekniska produktionskapaciteten för OPEC blir i hög grad beroende av om Irak och Saudiarabien utnyttjar sin utbyggnadspotential. Denna utbyggnad väntas bli förhållandevis begränsad och kommer att motverkas av kapacitetsminskningar i andra OPEC-länder. En övre gräns för den utbyggda, operationellt användbara, kapaciteten inom OPEC på 35 mbd brukar anses därför vara en trolig siffra för 1990-talet, men det är möjligt att den utgör en överskattning (se nedan). Vilket kommer kapacitetsutnyttjandet att bli, dvs den faktiska produktionen i olika länder, är beroende av en lång rad tekniska, ekonomiska och faktorer politiska av vilka några kommer att diskuteras längre fram i detta kapitel. Bland utvecklingsländerna utanför OPEC uppgår de påvisade oljereserverna till cirka 85 miljarder fat, eller lika mycket som i Kuwait. Av olika skäl har dock prospekteringsverksamheten varit låg. En intensifiering har ägt rum under senare år beroende på bl a högre oljepriser, förbättrat investeringsklimat i värdländerna och bättre tillgång på riskkapital.

46 utvecklingsländer Oljeexporterande

3.2 OPECs framväxt

Fram till början av 1970-talet producerades huvuddelen av all olja i utvecklingsländerna inom ramen för traditionella koncessionsavtal. Det första avtalet av detta slag ingicks redan 1901 mellan den iranske shahen och brittiska intressen. Under 1920-talet och 1930-talet beviljades ytterligare koncessioner i Irak och i länderna på den arabiska halvön. I regel utgjordes koncessionärerna av de sju stora oljebolag - de sju systrarna nämligen Standard Oil of New Jersey (numera Exxon), Shell, Texaco, Standard Oil of California, Mobil, Gulf och British Petroleum. Även Compagnie Francaise des Pétroles erhöll vissa koncessioner. Koncessionsavtalen gav i sin ursprungliga form de utländska bolagen exklusiv rätt att prospektera efter olja samt att under fullständig frihet från skatter och andra pålagor utvinna och avsätta oljan på världsmarknaden och tillgodogöra sig vinsten. Avtalen innebar också att bolagen erhöll äganderätten till oljefyndigheterna. De nationella regeringarnas behållning blev, efter en inledande kontantbetalning för- koncessionen och en årlig koncessionshyra, antingen en andel av vinsten (vilket i Irans fall inte kunde uppnås förrän 1933) eller en fast royalty på ungefär 20 cent per fat. Det är uppenbart att dessa förhållanden reflekterade de koloniala maktförhållandena och att de också måste ändras i och med att de oljeproducerande nationerna framträdde som självständiga och oberoende nationer. Västvärldens alltmer glupande aptit på olja gav tillsammans med den koloniala frigörelsen kraft åt producentländernas strävanden att bli herrar i eget hus. De insåg hur mycket de skulle ha att vinna på att inte konkurrera med varandra utan istället samarbeta gentemot bolagen. Venezuela, världens vid 1940-talets slut näst största producentland, bidrog med viktiga erfarenheter. Det utländska inflytandet i Venezuela var mindre än i länderna i Mellersta Östern. Redan 1948 uppnådde Venezuela en vinstbeskattning på 50 procent baserad på de karibiska priserna. Åren därefter inleddes ett besöksutbyte av oljedelegationer från Venezuela, Iran, Irak, Kuwait och Saudiarabien. Syftet var att söka hindra bolagen att utnyttja skillnader i koncessionsvillkoren för att spela ut producentländerna mot varandra. Saudiarabien, Kuwait och Irak uppnådde 1950-51 vinstbeskattningssystem som motsvarade det venezolanska. Som utgångspunkt för beräkningen av den vinstskatt på 50 procent som producentländerna krävt hade bolagen, först i Saudiarabien och sedan även i de andra länderna, introducerat ett officiellt exportpris för oljan (”posted price). Genom att vinstskatten, i vilken för övrigt tidigare erlagd royalty ingick, var avdragsgill vid beräkningen av bolagens skatter i sina respektive hemländer kom den ökande andelen för producentländerna att till fullo bestridas genom motsvarande minskning av bolagens skatteinbetalningar i hemländerna. Bolagens nettovinster påverkades inte nämnvärt. I Iran ledde motsättningarna beträffande oljeinkomsternas fördelning till att BPs anläggningar nationaliserades 1952. Regeringen, ledd av Mossadeq, försökte i förhandlingar uppnå bättre villkor än vad Saudiarabien, Kuwait och Irak redan uppnått. Som en följd av motåtgärder från de stora bolagen och deras moderländer blev det omöjligt för Iran att finna avsättning för sin produktion och efter två år störtades Mossadeq. Det nationella iranska

Oljeexporterande utvecklingsländer 47

oljebolaget tvingades ge de sju systrarna och franska CFP ett i realiteten nytt koncessionsavtal där dock vinstbeskattning ingick. I slutet på 1950-talet ökade priskonkurrensen på den internationella oljemarknaden. Detta förklaras bl a av att Sovjetunionen 1958 återinträdde på världsmarknaden som betydelsefull exportör och att nya oljebolag som etablerat Östern fann olja i den neutrala sig i Mellersta zonen (mellan Saudiarabien och Kuwait) och senare i Libyen. Samtidigt ökade kampen om den europeiska marknaden eftersom amerikanska importkvoteringar infördes 1959. De nytillkomna oljebolagen saknade ofta utbyggd marknadsorganisation och tvangs för att komma in på marknaden erbjuda sin olja till priser som understeg de stora bolagens ”posted prices”. För att få koncessioner måste de erbjuda producentländerna mer fördelaktiga villkor, dvs högre avgifter och starkare nationell kontroll över kunde produktionen. Härigenom producentländerna också stärka sin förhandlingsposition gentemot de stora bolagen. Som en följd av den skärpta konkurrensen kunde de stora bolagen inte finna köpare till sina officiella posted prices utan sänkte dessa två gånger åren 1959 och 1960. Dessa prissänkningar, som genomfördes utan konsulationer med värdländerna, blev i sin tur den direkta till bildandet av de anledningen oljeexporterande ländernas organisation (OPEC) i spetember 1960. Bildandet skedde vid ett möte i Bagdad och organisationens ursprungliga medlemmar var Iran, Irak, Kuwait, Saudiarabien och Venezuela. Sedermera anslöts Qatar (1960), Libyen och Indonesien (1962), Förenade Arabemiraten (1967), Algeriet (1969), Nigeria (1971), samt Ecuador och Gabon (1973). Organisationens högsta beslutande organ är konferensen som har två ordinarie möten per år. Beslut på konferensen, vid vilken länderna vanligen representeras på ministernivå, kräver enhällighet. Organisationen har också en styrelse som normalt inkallas för att förbereda konferensens möten samt ett generalsekretariat. Organisationen har sitt sekretariat i Wien. Under de första åren efter bildandet var OPECs främsta målsättning att återställa de officiella priserna (posted till den nivå som rådde före prices”) bolagens ensidiga sänkningar 1959 och 1960. På längre sikt avsåg man åstadkomma en höjning av ”posted prices”. Vidare skulle ett likformigt skattesytem införas och den nationella kontrollen över produktionen stärkas. Ett medel för att uppnå höjda och stabila priser som diskuterades var produktionsbegränsningar. Denna väg visade sig emellertid då inte framkomlig av flera skäl. Hur mycket olja som producerades och var detta skulle ske var en fråga där de stora bolagen alltjämt hade beslutanderätten, något som Iran fått erfara 1952 och Irak tio år senare. Man kunde inom OPEC heller inte enas om principerna för en eventuell kvotering av produktionen.

Slutligen tillkom ett antal nya producentländer och

med Libyen Nigeria i spetsen som i första hand var angelägna om att komma in på marknaden och öka sin andel av den totala volymen. Till de områden där OPEC kunde notera framsteg under sitt första årtionde hörde det gradvisa införandet av ett enhetligt system för beskatting av oljebolagen. Vidare fastslog man rätten att

Oljeexporterande utvecklingsländer

ensidigt ändra koncessionsvillkoren. Trots fallande på marknaden lyckades OPEC genom bl a dessa priser del av vinsten i producentledet. OPECs åtgärder tillägna sig en större under 1960-talet var dock sammantaget relativt små. framgångar

3.3 OPEC 1970-1982

1970-talets första år kom att markera det definintiva genombrottet för producentländernas kontroll av utbud och efterfrågan. Libyen hade genom en rad händelser i slutet av 1960-talet tillvunnit sig en unik förhandlingspo- Suez-kanalens i sition gentemot oljebolagen. Biafra-konflikten, stängning samband med sexdagarskriget samt en kraftig efterfrågeökning i Västeuropa med oljebolagen år 1970 och Japan bidrog till att Libyen i sina förhandlingar nådde av posted och en minskad en tjugoprocentig höjning prices” produktionsvolym. OPEC-ländernas gemensammma krav på kompenserande förändringar av prissättning och koncessionsvillkor för producentländerna i Mellersta Östern och ånyo i Nordafrika genomdrevs vid överenskomoch Tripoli år 1971. Noteras bör också att melser med bolagen i Teheran Teheran-överenskommelsen innehöll åtaganden från de sex producenterna vid Persiska Viken att inte initiera eller stödja embargon. Den fortsatta utvecklingen gjorde dock att de ingångna avtalen snart kom att betraktas som ohållbara av producentländerna. Högkonjunkturen 1972-1973 och försenad i bl a Alaska ledde till fortsatt snabb produktion ökning i efterfrågan på OPECs olja. Även den stegrade världsinflationen i Teheran och bidrog till OPECs krav på en revision av uppgörelserna

Tripoli. om revision 1973. I samband med Förhandlingar begärdes i september mellan Israel och arabstaterna år 1973 beslöt de sex oktoberkriget producenterna vid Persiska Viken vid ett möte i Bagdad att ensidigt höja Detta kunde realiseras sedan de arabiska oljeproducerande priserna. staterna OAPEC for Arab Petroleum inom organisationen (Organization mot USA och Exporting Countries) av politiska skäl inlett exportembargon Nederländerna samt skurit ner produktionen. Det officiella priset på referensoljan” Arabian Light steg under sista kvartalet 1973 från 3 till drygt 11 dollar per fat. Sedan mötet i Bagdad har OPEC-länderna behållit rätten att ensidigt bestämma de officiella vilket dock inte är detsamma som att OPEC priserna, Som beröres i andra avsnitt av utredningen har ensidigt kan avgöra prisnivån. spotmarknadspriserna i hög grad verkat styrande på OPECs prisbeslut. Vid konferens i juli 1971 i Wien hade OPEC även sin tjugofemte formulerat sina krav av kontrollen över på ett gradvist Övertagande och kapacitetsutbyggnad. Algeriets nationaliseproduktion, prospektering ring av amerikanska koncessionsinnehavare år 1967 samt dess kamp för ett även av de koncessioner som hölls av franska CFP och ERAP Övertagande stimulerade producentländerna vid Persiska Viken att gå samma väg. I en General Agreement on Participation nådde Saudiarabien, Qatar och Abu Dhabi i december 1972 en uppgörelse med bolagen. Irak hade något tidigare nationaliserat Iraq Petroleum Company. Libyen

Oljeexporterande 49 utvecklingsländer

och Iran avvaktade av olika skäl till 1973 innan nationaliseringar inleddes. Nationaliseringarna i Libyen genomfördes företagsvis och var i stort sett avslutade i början av 1974. I Iran valde det utländska konsortiet att omförhandla sitt avtal med iranska staten. Det nationella iranska oljebolaget övertog i 1973 års Iranian Sales and Purchase det formella Agreement ägarskapet av och ledningen för oljeindustrin medan de utländska bolagen i ett nytt bolag, Oil Service Company of Iran (OSCO), fortsatte produktionsverksamheten. Venezuela och Indonesien hade redan tidigare uppnått majoritetskontroll eller starkt inflytande över oljeproduktionen. Uppmuntrade av utvecklingen i Iran och Irak beslöt Kuwait och sedermera även Saudiarabien att kräva ett snabbare Övertagande av kontrollen än som förutsetts i General Agreement of Participation. Saudiarabien slöt ett interimsavtal med de fyra amerikanska i bolagen Aramco redan i juni 1974 men gjorde klart att man önskade uppnå mer än bara sextioprocentig kontroll. Aramco relativt accepterade omgående principen att helt frånhända sig ägarrollen och övergå i ett sorts servicebolag under saudisk ledning. Oenighet om ersättningen till Aramco per producerat fat och om de mängder Aramco skulle förfoga över för egen marknadsföring gjorde dock att någon slutlig överenskommelse inte kunde nås förrän 1980. Den saudiska oljeindustrin drivs numera under fullständig saudisk kontroll och Aramco kan betraktas som ett jättelikt utländskt entreprenadföretag som arbetar för den saudiska regeringen. Även Kuwait, där arabiseringen av produktionen gått långt och ytterligare prospektering var överflödig, valde att gå utöver den sextioprocentiga andelen. I december 1975 tillkännagavs ett avtal som gav regeringen en fullständig kontroll över produktionen. Gulf och Shell har sedan dess köpt kuwaitisk olja med vissa rabatter, men även dessa har tidvis varit ifrågasatta.

I Qatar genomdrevs den fullständiga nationaliseringen av Qatar Petroleum

Company och Shell 1976 och i Bahrein skedde det 1978. I Abu Dhabi och Oman har däremot utländska företag bibehållit minoritetsandelar. I Iran upptog shahen förhandlingar om en revision av 1973 års avtal. Någon uppgörelse nåddes dock inte. Frågan om ett avtal blev sedemera irrelevant genom 1979 års revolution. Rätt snart efter 1973 års oljekris började spotpriserna som en tid legat på 15 - 20 dollar, falla kraftigt. Det officiella exportpriset för riktmärkesoljan Arabian Light sänktes därför vid utgången av 1974 till 11,25 dollar per fat. Efterfrågan på olja var fortsatt relativt svag under åren 1975 - 78. OPEC hade mot bakgrund av denna utveckling svårt att nå enighet om prishöjningsbeslut. OPEC brottades även med frågan om vilken prisdifferentiering som skulle tillåtas med avseende på skillnader i kvalitet och närhet till avsättningsmarknaderna. Reduktioner av de särskilda kvalitetspåslagen var i perioder av svag efterfrågan ett medel som vissa stater, framförallt de nordafrikanska, använde sig av för att behålla eller öka sina marknadsandelar. Något annat än icke bindande rekommendationer om differenserna lyckades organisationen inte komma fram till. OPEC drev en utvecklad och slagkraftig energipolitisk filosofi gentemot omvärlden. Den utgjorde också ett försvar för de kolossala prisökningarna.

50 Oljeexporterande utvecklingsländer

Man framhöll att oljan var en ändlig tillgång och den tidigare utvinningstakten inte kunde fortsätta. De höga priserna skulle tvinga ned efterfrågan vilket eget intresse. Man uppmanade omvärlden att spara låg i industrivärldens energi, särskilt olja samt att ersätta olja med andra energikällor. Priset på bestämmas av olja borde, enligt OPECs många gånger hävdade uppfattning kostnaderna för de tillgängliga och framtida alternativen till olja, vilket talade för kraftiga prisökningar. Återkommande ämnen inom OPEC vid denna tid var frågan om produktionsbegränsningar som ett medel att försvara priserna och frågan om hur priset skulle skyddas mot fluktuationerna i dollarns värde. (Handeln med i dollar.) Saudiarabien motsatte sig dock olja sker så gott som uteslutande konstant alla planer på en gemensam produktionspolitik och vägrade också att diskutera den egna produktionsnivån, vilken ju är avgörande för och därmed central för OPEC som helhet. prisutvecklingen Når det gäller skyddet av oljeinkomsternas reala värde mot inflation och av dollarn lanserades en rad tänkbara formler som t ex deprecieringen prissättning i annan valuta eller indexering av priset till inflationstakten. Saudiarabiens skepsis till tanken torde ha varit avgörande för att något beslut skulle ha av sådant slag inte fattades. På saudiskt håll ansågs att dollarkrisen förvärrats om OPEC gick över till en annan valuta eller ett system med flera valutor som betalningsmedel. I avvaktan på den efterfrågeökning och ökning idollarvärdet som allmänt förutsågs medverkade Saudiarabieni stället till ett beslut om en prisökning på 14,5 procent under nio månader. Beslutet togs vid ett möte i Abu Dhabi i december 1978. Saudiarabien medverkade också till att OPEC i maj 1978 tillsatte en kommitté för studiet av en långsiktig prisstrategi. Kommitténs förslag presenterades men blev aldrig föremål för något politiskt beslut. Det byggde bl a på att oljepriset skulle bestämmas med hänsyn till OECD-ländernas tillväxt och dollarns utveckling. Förslaget kom ungefär

ekonomiska

samtidigt som oljeefterfrågan dramatiskt började sjunka och har inte fått någon praktisk betydelse. Marknadsbilden förändrades plötsligt under hösten 1978 genom revolutionen i Iran. Händelseutvecklingen är belysande för förväntningarnas betydelse för utveckling. Den starka prisökningen var i praktiken delvis oljeprisernas självförvållad av konsumenterna medan OPEC spelade en relativt passiv roll. Händelseförloppet kan i korthet beskrivas på följande sätt: Oroligheterna och revolutionen i Iran medförde redan på hösten 1978 ett relativt bortfall av olja från världsmarknaden. I takt med att obetydligt situationen förvärrades minskades den iranska oljeproduktionen. I någon mån kompenserades emellertid detta av ökningar i andra producentländer. dock i februari 1979 då Saudiarabien - sannolikt för att Läget förvärrades konflikten - sänkte sin utöva politisk press på USA i den arabisk-israeliska med cirka 1 mbd. Det totala bortfallet från världsmarknaden oljeproduktion var dock fortfarande inte större än som högst cirka 2-2,5 mbd. och förväntningar om kommande prisökningar drev emellertid Farhågor fram en kraftig lageruppbyggnad, och priserna på den fria s k spotmarknaden kunder till BP, som var särskilt illa drabbat av gick i höjden. Tidigare händelserna i Iran, sökte säkerställa oljeförsörjningen genom stora och

Oljeexporterande utvecklingsländer 51

oplanerade uppköp. Såväl säljare som köpare fick intresse att så snabbt som möjligt fylla sina lager i förvissningen om att kostnaden ändå skulle öka i framtiden. Våren 1979 ställdes många importländers inför ett svårt regeringar dilemma. Man hade att välja mellan att söka hålla priserna nere och dämpa efterfrågan eller att söka gardera sig mot en befarad större oljebrist längre fram genom en kraftfull uppköpspolitik. I flertalet fall valde man den senare linjen. Särskilt var att USA, under ödesdigert trycket av väsentligen självförvållade, svårigheter med bensinförsörjningen började uppträda som köpare på spotmarknaden. Spotpriserna steg i snabb takt. I juli 1979, när OPECs ministermöte samlades i Geneve, låg Spotpriserna för Arabian Light cirka 130 procent högre än det officiella Det OPEC-priset. var ofrånkomligt att OPEC-priserna steg. Även efter prishöjningar på 4-5 dollar låg de dock under spotmarknadspriserna. Förnyad oro inför läget i Iran och förväntningar om produktionsnedskärledde under hösten ningar 1979 till ny rörelse på spotmarknaden. Icke oväntat bröt Nigeria i november 1979 den officiella OPEC-linjen vilket blev inledningen till en sorts kapplöpning i prishöjningar, där dock Saudiarabien försökte verka återhållande. I juni 1980 beslutades om ett teoretiskt pris för riktmärkesoljan Arabian Light på 32 dollar med möjlighet för producenter av lätta oljor att beroende på geografiskt läge gå upp till 37 dollar. Saudiarabien följde efter endast till 28 dollar och bibehöll en produktion på 9,5 mbd, trots att ett överutbud framträtt på världsmarknaden redan i början av året och blivit utpräglat under sommaren när lagren nått rekordnivåer och efterfrågan fortsatt att vika. Saudierna menade att alla priser över 30 dollar var för höga för att tjäna som bas för ett långsiktigt prissystem eftersom eskalation från en sådan nivå skulle leda till permanent skada på världsekonomin och ett oönskat fall i efterfrågan på OPEC-olja till följd av oljesparande och oljeersättning. Kriget mellan Iran och Irak som bröt ut i september 1980 ledde till ett bortfall i oljeproduktionen kortvarigt i de båda länderna på cirka 4 miljoner fat. Spotpriserna steg hastigt och många fruktade en ny prischock. Till skillnad från liknande tillfällen kom den aldrig. Situationen var nu annorlunda än 1978. Lagren var rekordstora samtidigt som efterfrågan - bl a beroende på de tidigare prisökningarna - var svag. De höga räntenivåerna gjorde ytterligare lagerhushållning dyrbar. IEA manade till återhållsamhet. Saudiarabien som dels var oroat av kriget, dels kände bekymmer inför de långsiktiga effekterna av prisökningarna, sökte lugna marknaden genom att utöka sin produktion. Under december 1980 återupptogs så exporten av råolja från Iran och Irak. I februari 1981 omfattade den hela 2 mbd. Den steg sedermera till över 3 mbd. I ett försök att slutligen återta prisledarskapet inom OPEC och åstadkomma ett enhetligt pris låg dessutom Saudiarabien kvar på den höga produktionsnivån av 10,3 mbd, vilket motsvarade över 40 procent av hela OPECs produktion. Samtidigt fördjupades den ekonomiska recessionen i industrivårlden. Tillsammans med insatta sparåtgärder blev resultatet en kraftig dämpning av efterfrågan på olja.

52 Oljeexporterande utvecklingsländer

Dessa faktorer bildade bakgrund till den erosion av oljepriserna som inleddes 1981 och som sedan fortsatt. Iran och Irak var tvungna att lämna rabatter för att återtaga marknadsandelar, vilket i ett läge med svag ledde till att andra länder tvingades följa efter. Härigenom vann efterfrågan dock Saudiarabien ökat gehör för sitt krav på ett enhetligt oljepris och en frysning av priset under hela 1982. Beslutet om ett enhetligt oljepris fattades vid ett möte i oktober 1981, varvid Saudiarabien att i utbyte sänka sin produktion till accepterade normalnivån 8,5 mbd. Landet vägrade dock alltjämt att inlåta sig på inom OPEC. På saudisk sida hävdades system för att begränsa produktionen alltjämt att ett gemensamt oljepris och ett fungerande system för differenser för att marknadskrafterna med avseende på kvalitet och läge var tillräckligt fritt skulle fördela produktionen. Lageravveckling i förväntan på fallande reala oljepriser och till följd av dock den fallande efterfrågetrenden. Den höga räntekostnader påskyndade ekonomiska recessionen fördjupades och till synes bestående minskningar registrerades i oljeförbrukningen i industriländerna. 1982 Efterfrågan på OPECs olja föll 4 mbd 1981 till 23 mbd och föll under till dryga 18 mbd, en minskning jämfört med föregående år på nära rasade under förvåren 1982 och flera 25 procent. Spotmarknadspriserna den frysta prisnivån och lämnade betydande producentländer övergav rabatter. Detta var ej fallet med Saudiarabien som höll fast vid 34 dollar och valde att låta produktionen falla under 8,5 mbd. Vid ett möte i Wien i mars 1982 gjorde OPEC ett i sin historia unikt försök att försvara priserna genom att införa ett system för produktionskvoteringar. Produktionen begränsades till 18 mbd för andra kvartalet. Beslutet om ett kvoteringssystem för att försvara listpriserna hade dock endast temporära effekter. När efterfrågan fortsatte att falla och flera länder överskred tilldelade kvoter upphörde systemet att lämna något bidrag till försvaret av de officiella priserna. Under 1982 var OPEC grovt sett delat i två delar. En ”kärna” bestående av de sex länderna inom Gulf Cooperation Council Kuwait, Förenade Arabemiraten, Qatar, Bahrein (Saudiarabien, och Oman) höll fast vid 34 dollar som officiellt pris för riktmärkesoljan Arabian medlemsländer inom OPEC som en

Light. Övriga fungerade

”competitive fringe som i stället försvarade sina exportvolymer genom att med allehanda rabatter sina priser till marknadens. Kärnans anpassa marknadsandel inom OPEC reducerades till på detta sätt starkt i förhållande utgångsläget. Rabatterna omfattade under 1982 cirka 30 procent av OPECs totala export och uppgick i genomsnitt till 2 dollar per fat men steg under årets slut till mellan 5 och 7 dollar per fat. Saudiarabien tvingades betala sitt försvar för de officiella priserna med en minskning av sin produktion och därmed sin marknadsandel mycket kraftig inom OPEC. under 1982 var 6 mbd, men Genomsnittsproduktionen underskred tidvis 5 mbd. Saudiarabien krävde med stöd av GCC att övriga länder skulle till de kvoter som en gång etablerats och att återgå skulle upphöra. Det var främst rabatteringen av de konkurrabatteringen rerande afrikanska oljorna som reducerade de saudiska exportmöjligheterna. Saudiarabien krävde därför inte bara ett stopp för kvotöverskridanden, utan också en återgång till de tidigare överenskomna kvalitetspåläggen på

Oljeexporterande utvecklingsländer 53

afrikanska oljor. Det saudiska agerandet präglades således inte bara av en omsorg om de officiella priserna, och därmed kollektiva organisationens intressen, utan lika mycket av en omsorg om den egna marknadsandelen. OPEC misslyckades vid sina möten i december 1982 och i januari 1983 att nå enighet om en länderfördelning av de produktionsbegränsningar som alla insåg behövdes för att stödja priserna. Flera av medlemsländerna, inte minst Nigeria, var så pass ekonomiskt försvagade att de var i behov av högsta möjliga försäljningsvolym. Till detta kom att Iran förmodligen av politiska skäl vägrade att ålägga sig bindande begränsningar och i stället krävde att det var den saudiska produktionen som skulle Vissa begränsas ytterligare. bedömare menar att Irans strävan har varit att reducera de saudiska inkomsterna i syfte att försvåra landets möjligheter att Irak stödja ekonomiskt i dess väpnade konflikt med Iran. Misslyckandena påverkade förväntningarna på marknaden på ett påtagligt sätt. Köparna höll i stor utsträckning inne med sina köp i avvaktan på att prissänkningarna skulle inträda. Utbudsöverskottet ökade därmed ytterligare. Situationen förvärrades av prissänkningar från sovjetisk och egyptisk sida samt på de amerikanska råoljor som direkt konkurrerar med oljan från Nordsjön. Prissänkningar inom OPEC framstod som oundvikliga. Det brittiska BNOC oljebolaget tog emellertid första steget till prissänkningar och följdes omedelbart av Nigeria. Detta tvingade OPEC till ett dramatiskt veckolångt möte i London i mars 1983. Inför detta stod det klart att Saudiarabien och länderna inom GCC drev på för att priserna skulle sänkas och en ny produktionskvotering upprättas. Strävan att undvika en för medlemsländerna ekonomiskt förödande kollaps i priserna resulterade till sist i att politiska rivaliteter och ekonomiska egenintressen kunde övervinnas till förmån för en sänkning av referenspriset för Arabian Light med 5 dollar till 29 dollar och en begränsning av OPECs totala produktion till 17,5 mbd fram till utgången av 1983. Man lyckades även uppnå ett system med länderkvoter, där den saudiska andelen inte fastställdes utan avsågs fluktuera fritt beroende på efterfrågan på OPEC:s olja. Under tiden närmast efter Londonmötet har marknaden stabiliserats i närheten av 29 dollar. Det är dock ännu för tidigt att säga om produktionsbegränsningarna och det nya priset kommer att respekteras av samtliga OPEC:s medlemsländer.

3.4 De u-ländernas

oljeexporterande allmänna

situation

Oljan utgör för de flesta av de oljeexporterande u-länderna den i särklass främsta tillgången och inkomstkällan. Men det är en ändlig tillgång och reservernas storlek i förhållande till den årliga produktionen avgör framtida inkomster. , I varierande utsträckning står alla dessa u-länder inför att uppgiften diversifiera sina ekonomier, dvs utnyttja inte bara för oljeinkomsterna omedelbar konsumtion och snabbt ökande levnadsstandard utan också för

54 sou 193349

Oljeexporterande utvecklingsländer

att bygga upp ett starkt jordbruk och en stark industri som i framtiden kan ge ekonomisk styrka och välfärd och därmed minska beroendet av oljeinkomster. Enligt de teorier och principer som ligger till grund för utvecklingspolitiken i flertalet av dessa länder skall oljeinkomsterna systematiskt användas till för att långsiktigt stärka landets ekonomiska potential. En betydande del avsättes således för investeringar, främst i industriell produktion. En viktig avser utbyggnad av raffinaderier och andra del av dessa investeringar down-stream samt petrokemisk industri. Särskilt de arabiska anläggningar OPEC-länderna har satsat högt på utbyggnad av sin oljeindustri. Oljeproduktionspolitiken skall anpassas till dessa målsättningar. ändlighet i förhållande till ländernas storlek och Oljeförekomsternas anspråksnivå är av stor betydelse för OPEC-ländernas oljeutvinningspolitik. Utifrån traditionell skulle man uttrycka det oljepolitiska målet så kapitalteori att flertalet länder strävar efter att maximera nuvärdet av alla framtida nettointäkter av oljan med hänsyn till ett visst avkastningskrav. Oljereserverna kan ses som en kapitaltillgång, vars avkastning ges av nettointäktens förändring över tiden. Om nettointäkten växer över tiden ger oljekapitalet en positiv avkastning vilken kan jämföras med alternativa investeringsmöj- Om den förväntande årliga reala avkastningen på nettointäkten av ligheters. för ett fat olja som produceras idag är större än motsvarande avkastning landet ett klart samma fat liggande kvar under jord har det oljeexporterande incitament att Öka sin produktion. När det omvända gäller har landet ifråga anledning av att istället överväga en minskning av produktionen. denna teori synnerligen svår att tillämpa. bl a I praktiken är emellertid beroende på den mycket stora osäkerheten om den framtida efterfrågan på u-länderna upplever också att de har olja. Flera av de oljeproducerande mycket omedelbara behov av sina valutainkomster och att produktionsnivån måste bestämmas från den utgångspunkten. 1972 var OPEC-ländernas samlade exportinkomster cirka 14 miljarder dollar; två år senare var de uppe i cirka 91 miljarder dollar och 1980 uppgick de till cirka 280 miljarder dollar. De väldiga inkomstökningarna har givit stora utvecklingsmöjligheter men har också skärpt de inbyggda spänningarna alltmer dualistiska. När inkomsinom dessa länder och gjort ekonomierna terna ökar med oerhörd kraft under några få år är det så gott som omöjligt att undvika inflatoriska okontrollerad urbanisering, snabbt svällande processer, sektor och överambitiösa industriella projekt. För att bromsa statlig inflationstakten har flertalet regeringar apprecierat valutorna i förhållande till dollarn, vilket medfört svårigheter för exportindustrin utanför oljesekinte minst av livsmedel. Kombinationen av torn samt uppmuntrat import, övervärderad valuta och låga, ofta starkt subventionerade jordbrukspriser samt ökande ofrånkomligen svårigheter för det livsmedelsimport skapar egna jordbruket. u-länder Trots alla goda föresatser har således de flesta oljeexporterande hamnat i oljeekonomins järngrepp. Detsamma gäller för övrigt, ehuru inte i ett industrialiserat land som Norsamma utsträckning, oljeexporterande ge- . u-ländernas förstärks av oljepri- De oljeexporterande problem självfallet

Oljeexporterande utvecklingsländer

sernas och oljeintäkternas cykliska svängningar. 1981-82 års drastiska nedgång i oljeintäkterna skapar utomordentliga svårigheter särskilt för de oljeländer som diskonterat sina framtida oljeinkomster för konsumtion och investeringar och starkt ökat den utländska upplåningen. Under 1982 registrerade samtliga OPEC-länder utom Saudiarabien, Kuwait, Förenade Arabemiraten, Qatar och Libyen underskott i sina betalningsbalanser. De oljeexporterande utvecklingsländerna har utgått ifrån att den rådande situationen skulle bestå för lång tid, att inkomsterna skulle fortsätta att öka i snabb takt och att planeringen kunde inrättas därefter. Ett kraftigt ökat befolkningstryck och enorm arbetslöshet- som t ex i Mexico - gör en sådan hållning förståelig och politiskt närmast ofrånkomlig men innebär likväl att landet ställs inför oerhörda svårigheter när utvecklingen av oljepriserna inte blir den man tänkt sig. De oljeexporterande u-länderna har en gemensam intressebas i det förhållandet att de är u-länder med olja som främsta exportråvara. Samtidigt är de sinsemellan mycket olika, med starkt skiftande intressen och förutsättningar: religiöst, politiskt, ekonomiskt etc. Detta försvårar samarbetet även gällande oljepolitiken. I diskussioner om de oljeexporterande brukar man utvecklingsländerna skilja mellan högabsorberande respektive lågabsorberande länder. De högabsorberande länderna är sådana länder som kan nyttiggöra maximala oljeintäkter för konsumtion och investeringar i det egna landet och som alltså har relativt stora befolkningar och hyggliga resurser för industrialisering. Dessa länder har i allmänt ett intresse av ett så högt oljepris som möjligt, för att på kort sikt få ut största möjliga inkomster. Det gäller givetvis alldeles särskilt de länder som har relativt stor befolkning med relativt små reserver för dem är det långsiktiga oljepriset av mindre intresse. Till de högabsorberande hör framförallt Iran och Irak Mexico, och i övrigt Indonesien, Algeriet, Nigeria och Ecuador. De lågabsorberande länderna är länder som har liten befolkning och låg konsumtionsförmåga i förhållande till oljeproduktionens potential. Dit hör främst Kuwait, Förenade Arabrepubliken Arabemiraten och Qatar samt Saudiarabien. Flertalet av dessa länder har av befolkningsmässiga och geografiska skäl dåliga förutsättningar för industrialisering och ekonomisk diversifiering. De har ett långsiktigt intresse av att efterfrågan på olja vidmakthålles. De har i allmänt placerat stora delar av sina inkomster utomlands och därmed också fått ett intresse att vidmakthålla en stabil ekonomisk utveckling i industriländerna så att värdet på deras investeringar förräntas i tillfredsställande takt. Detta hindrar inte att flera av dessa länder också genomfört synnerligen ambitiösa utvecklingsplaner och bl a gjort stora satsningar på nya industrier, baserade på ländernas väldiga energipotential. Därtill kommer ibland - som exempel i fallet Saudiarabien - en omfattande och dyrbar försvarssatsning. Detta har lagt beslag på en allt större andel av inkomsterna och den drastiska nedgången i oljeinkomsterna under de senaste två åren kan medföra vissa påfrestningar också för dessa länder. För lågabsorberande länder är det angeläget att oljeefterfrågan hålles uppe lång tid framåt. Om det rådande priset blir så högt att det snabbt

56 utvecklingsländer Oljeexporterande

stimulerar fram övergång till andra energikällor riskerar man att efterfrågan på och realvärdet av intäkterna från resterande oljetillgångar faller så mycket att man inte maximerat värdet av den totala inkomstströmmen. Detta är, föga förvånande, en tes som med stor skärpa drivs av Saudiarabien och de andra oljerika små länder kring Gulfen. Enligt Yamani. den saudiske oljeministern, har de redan genomförda prisstegringarna medfört en permanent övergång till andra energikällor som kan hota det långsiktiga värdet av OPECs tillgångar. För samtliga oljeexporterande länder gäller att de har intresse av en hygglig ekonomisk utveckling i omvärlden - annars finns det ju ingen som i omfattning efterfrågar oljan. Men detta är särskilt viktigt för de tillräcklig som genom stora kapitalplaceringar delvis integrerats i västvärloljeländer den. Andra OPEC-länder har av ekonomiska och ideologiska skäl en annan hållning och betonar starkt behovet av en ny ekonomisk världsordning. Dessa skilda synsätt skapar givetvis spänningar inom OPEC. De viktigaste oljeproducenterna ligger i Mellersta Östern, ett område som mer än något annat är utsatt för inre spänningar och yttre tryck. Oljepolitiken är exempelvis ofrånkomligt förenad med den israeliska-arabiska konflikten och dess långvariga och till synes oförsonliga motsättningar. På senare år har revolutionen i Iran och dessa lands väpnade konflikt med Irak lett till nya motsättningar, främst mellan oljeproducenterna runt Persiska Viken. Risken för inre spänningar är också en realitet för flertalet av de oljeexporterande ländernas regeringar. Penningflödet och de stora förändspänningar och instabilitet i traditionalistiska ringarna skapar också politiska samhällen. Det är också en faktor som måste vägas in när besluten fattas om oljeproduktion och oljepris. Den finansiella maktpositionen för vissa av överskottsländerna, har självfallet stärkt deras politiska ställning avsevärt, något som utnyttjas såväl för nationella syften som kollektivt till stöd för den arabiska kampen mot Israels expansionspolitik. Den politiska maktpositionen har dock placerat länderna i en mer utsatt position än tidigare. De oljepolitiska besluten måste fattas dels med hänsyn taget till renodlat ekonomiska faktorer, dels med hänsyn till den politiska situationen i regionen och de maktpolitiska förhållandena i omvärlden. USAs engagemang i Mellersta Östern-konflikten och dess stöd till Israel har alltmer kommit att stå i konflikt med de likaledes starka amerikanska intresset att säkerställa västvärldens oljeförsörjning. I bakgrunden finns också motsättningen mellan stormakterna, vilken har skärpts genom den sovjetiska invasionen av Afganistan och de amerikanska reaktionerna på denna. Genom Carterdoktrinen har området kommit att utropas till ett amerikanskt intresseområde som USA avser att försvara med militära medel om man anser att de egna intressena är hotade. Oljefrågorna är därigenom på ett mycket direkt sätt invävda i de storpolitiska konflikterna, samtidigt som områdets inre turbulens sannolikt utgör den största risken för störningar i oljeflöden, tex genom krig eller terroristaktioner eller omvälvningar.

Oljeexporterande 57 utvecklingsländer

3.5 Enskilda oljeexporterande u-länder

Länder utanför gulfområdet

Algeriet utvecklade sina oljefält i snabb takt under 1960-talet och produk- Algeriet

tionen nådde en topp på 1,15 mbd år 1979. Ungefär hälften av produktionen av lätt olja kommer från ett enda fält, Hassi Messaoud, som nu är fullt utvecklat och kan väntas lämna ett minskande bidrag till produktionen under detta årtionde. Endast ett annat oljefält antas rymma reserver överstigande 1 miljard fat. Volymen nyupptäckt olja har varit obetydlig och man får antaga att den algeriska produktionen av råolja och associerad gas sakta kommer att avta. Algeriet har mycket stora resurser av naturgas. Algeriet var år 1980 den största nettoproducenten av naturgas inom OPEC med cirka en femtedel av produktionen. Dess resurser utgjorde cirka 10 procent av hela OPECs eller 5 procent av världens fastställda reserver. Beräknat på en planerad export år 1990 av 40 miljarder m3/år räcker således de fastställda reserverna cirka 50 år. Denna återstående livslängd” ger dock inte hela bilden. De potentiella reserverna antas t ex uppgå till dubbla den fastställda volymen. Exporten till Västeuropa främjas av tillkomsten av en rörledning under Medelhavet, vilken kan komma att leda kanske 20 miljarder m3/år till den europeiska marknaden. Algeriet har tillhört “hökarna” i oljeprisdiskussionerna, vilket dels har sammanhang med landets relativt blygsamma resurser, dels regeringens allmänna strävanden att inta en ledande ställning inom 77-gruppen.

I Libyen inleddes oljeproduktionen 1961 och nådde en topp 1970 på Libyen

3,3 mbd. Libyen var under detta år tidvis världens största oljeexportör. Produktionen har under senare år varierat och i hög grad reflekterat marknadsutvecklingen. Efter nationaliseringen av oljeindustrin i början av 1970-talet och beslut om att inskränka produktionstakten avstannade prospekteringsverksamheten så gott som helt. Sedan 1968 har inget större oljefält upptäckts. Utsikterna att så skall ske på land anses begränsade medan stora oljeförande strukturer anses finnas Offshore, särskilt i det omstridda gränsområdet till Tunisien. De politiska motsättningarna mellan USA och Libyen har medfört att flera av de amerikanska bolagen succesivt drar sig ur landet, vilket kan komma att fördröja prospekteringsverksamheten. USAs importförbud mot libysk olja har också försämrat den libyska oljans konkurrensläge. Libyen anses få vissa svårigheter att utöka sin produktionskapacitet utöver nuvarande dryga 2 mbd. Libyens position när det gäller naturgas är väsentligt svagare än Algeriets med avseende på såväl produktion som reserver. Reserverna uppgår till cirka 1 procent av världens totala och produktionen för kommersiell användning 3,3 miljarder m3 1980 varav cirka 70 procent exporterades i form av LNG till Italien och Spanien.

Oljereserverna i Nigeria anses tidigare ha varit överskattade till sin storlek. Nigeria

Reviderade beräkningar av bl a USAs energidepartement tyder på reserver i storleksordningen 12 miljarder fat och troligen ytterligare reserver om cirka 9 miljarder fat. Nigeria skiljer sig från många andra producentländer genom

58 Oljeexporterande utvecklingsländer

att oljetillgångarna är fördelade på ett mycket stort antal mindre fält. Många lovande strukturer är ännu obearbetade, framförallt i Niger-flodens delta men prospekteringstakten har fallit sedan slutet av 1960-talet. Produktionsökningen under 1970-talet var snabb med toppar 1974 och 1979 på 2,3 mbd. I bästa fall anses Nigeria kunna fortsätta ytterligare ett årtionde i den produktionstakt på i genomsnitt 2 mbd som hållit fram till 1982 (den nuvarande är väsentligt lägre). Den installerade kapaciteten beräknas f n till cirka 2,5 mbd. Nigerias nyttiggjorda naturgasproduktion år 1980 uppgick till 1,2 miljarder m3 och dess andel av de globala reserverna till 1,5 procent. Bruttoproduktionen uppgick dock till 24 miljarder m3 varav alltså nära 95 procent avfacklades. Sedan tidigare exportprojekt lagts ner väntas ingen mera omfattande utförsel av gas komma till stånd under 1980-talet. Nigerias allvarliga ekonomiska situation belyser petroekonomins drastiska effekter. Över 90 procent av landets inkomster av utländsk valuta och 80 procent av de statliga inkomsterna har kommit från oljeförsäljningen. Utvecklingstakten har varit snabb, många projekt har påbörjats men färre har avslutats och inflations- och urbaniseringstakten är hög. Jordbruket har fått allt svårare problem och produktionen fallit samtidigt som befolkningstillväxten är mycket stark. De senaste årens utveckling har förstärkt problemen. Oljeproduktionen har successivt minskat från tidigare över 2 till drygt 1,4 mbd 1982. Den senaste utvecklingsplanen byggde på att oljeinkomsterna åren 1981-85 skulle uppgå till cirka 25 miljarder dollar per år - men i praktiken kommer inkomsterna att ligga omkring 11-14 miljarder dollar per år. Detta innebär att stora delar av utvecklingsplanen måste läggas åt sidan. Landets utländska upplåning har hittills varit förhållandevis måttlig men har ökat hastigt under senare år. Mexico Mexico är det utan jämförelse viktigaste oljelandet utanför OPEC. Mexico svarar för cirka 40 procent av produktionen och 60 procent av reserverna inom gruppen av oljeexporterande utvecklingsländer utanför OPEC. Landets påvisade oljereserver uppgår till cirka 57 miljarder fat och är således av ungefär samma storleksordning som Irans och Kuwaits. Enligt vissa uppskattningar skulle de totala utvinningsbara reserverna med 50 procents sannolikhet uppgå till cirka 90 miljarder fat. Oljeproduktionen uppgår (hösten 1982) till 2,8 mbd varav 1,7 mbd exporteras. Det största oljefältet, Campeche, ligger i mexikanska Gulfen och producerar cirka 1,7 mbd. Utvinningen sker på förhållandevis grunt vatten. Av dessa 1,7 mbd utgörs inte mindre än 1,2 mbd av den tunga Maya-oljan. Den säljs väsentligen till USA. Mexico har också betydande gasreserver, men tills vidare avfacklas större

delen. Utbyggnadsplanerna släpar efter beroende på tekniska och ekono-

miska problem. Landet har ett långsiktigt leveransavtal med USA men leveranserna har ännu inte uppnått kontraktsnivån. Enligt planerna skall gasexporten fördubblas inom de närmaste åren. Den mexikanska oljeindustrin nationaliserades 1938 efter en bitter kamp med utländska och särskilt amerikanska oljeintressen. Mexicos statliga oljebolag, Pemex, har alltsedan dess stått som en symbol för Mexicos strävan

\

Oljeexporterande utvecklingsländer 59

efter oberoende från utländsk ekonomisk dominans. De mexikanska regeringarna har traditionellt sökt styra oljepolitiken och oljeutvinning i enlighet med den mer allmänna utvecklingspolitiken och i det syftet bland annat sökt begränsa produktionen. Genom en lugnare utvinning skulle man, detta var förhoppningen, kunna undvika att den mexikanska ekonomin blev helt oljedominerad med typiska inflatoriska processer som följd. Landet har också systematiskt sökt sig bort från det ensidiga beroendet av USA som köpare av oljan. Regeringen beslöt 1980 att inte sälja mer en högst 50 procent av oljan till ett enda land. Mexico har hittills valt at stå utanför OPEC och anpassat sina priser så att avsättningen tryggats. Från OPECs sida har flera propåer gjorts till Mexico om medlemsskap eller en närmare samordning. Ett mexikanskt närmande till OPEC skall heller inte hållas för helt osannolikt. Europeiska och japanska oljeköpare har i Mexico sett en möjlighet att begränsa beroendet av OPEC-länderna och särskilt då de stora oljeleverantörerna i Mellersta Östern. För USA har den mexikanska oljan och gasen traditionellt varit attraktiv och en utökning av importen från Mexico har framstått som strategiskt önskvärt. Den mexikanska verkligheten har emellertid blivit en annan än planerna. Landet har i hög grad diskonterat framtida oljeinkomster och satsat på en snabb tillväxtpolitik. Oljeinkomsterna har påverkat hela ekonomin och skapat det för många oljeexporterande länder typiska politiskt-psykologiska klimat, där föreställningen om stora framtida inkomster påverkar förväntningar och bedömningar. Skuldbördan har ökat med rasande fart och landet står nu i en akut finansiell och ekonomisk kris, där behovet att öka exportinkomsterna för att betala de stora räntekostnaderna blir alltmer pressande. Detta har också förändrat förutsättningarna för oljepolitiken. Den tidigare mer försiktiga utvinningspolitiken har fått styrka på foten för de dagsaktuella behoven av dollarinkomster. Trots den vikande efterfrågan på olja har man lyckats öka exporten under 1982, väsentligen genom ökad amerikansk import. Från USAs utgångspunkter är detta helt i linje med önskemålen att minska beroende av olja från Mellersta Östern. Den mexikanska oljeexporten till USA uppgick i slutet av 1982 till cirka 0,875 mbd, vilket motsvarar cirka en fjärdedel av USAs hela oljeimport. Mexico försöker således ”pumpa sig ur krisen” och måste då också ge efter på sin tidigare strävan att minska beroendet av USA. Mexicos inhemska oljeförbrukning har vuxit med rekordartade cirka 15 procent per år under de senaste åren. Prissättningen har legat långt under världsmarknadspriset i en strävan att erbjuda den inhemska industrin konkurrensfördelar. Denna politik är nu under omprövning. Oljepriserna har nyligen fördubblats men ligger fortfarande på cirka hälften av världsmarknadsnivån. Nya höjningar bedöms som önskvärda, men det är osäkert om de går att genomföra med hänsyn till det politiska motståndet. Syftet med den nya politiken är att kraftigt dra ned den inhemska konsumtionsökningen och därigenom friställa oljeresurser för export utan att frångå den kvot mellan reserver och produktion på 25 år som angetts i den nationella energiplanen. Det är emellertid osäkert om detta lyckas. En del bedömare spekulerar därför i en stark uppgång av den mexikanska

60 Oljeexporterande utvecklingsländer SOU 1983:1)

oljeproduktionen under de kommande åren, upp till 3,5 mbd 1985 och 5 mbd 1990. Mexico skulle därmed bli en av världens absolut största oljeexportörer. En så snabb och kraftig utbyggnad förefaller emellertid osannolik. Det torde bli svårt för Mexico att utöka sina marknadsandelar i den omfattning som i så fall skulle krävas, bl a med hänsyn taget till svårigheterna att lönsamt förädlla den lågkvalitativa Maya-oljan. Det krävs vidare betydande investeringar för att nå upp till dessa höga produktionsnivåer och det är inte helt osannolikt att Mexico får de lån som krävs för ett så omfattande investeringsprogram trots dagens cirka 90 miljarder dollar stora skuldbörda. Venezuela I Venezuela råder alltjämt optimism om möjligheterna att kunna utöka existerande utvinningsbara reserver på cirka 18 miljarder fat utan att tillgripa den tunga oljan i Orinoco-bältet. Mer än hälften av den konventionella oljan är lokaliserad till det stora kustfältet Bolivar. Venezuela producerade olja redan 1917 och en topp nåddes 1970 vid 3,7 mbd. Landet planerar bygga ut sin produktionskapacitet med ytterligare 0,4 mbd till nästan 3 mbd i slutet av 1980-talet. Prospekteringstakten har efter stora investeringar ökats.Intensifierat utnyttjande i äldre fält krävs emellertid. Om investeringar för detta kan genomföras är det inte osannolikt att Venezuela fram till århundradets slut kan producera kring 2 mbd om marknaden tillåter. Sedan räknar man med att kunna utnyttja den tunga oljan från Orinocobältet för att kompensera minskningarna i den konventionella produktionen. Venezuela har därför ett långsiktigt intresse av att försäkra sig om en marknad även för den tunga olja som ännu inte börjat exploateras. Samtidigt behövs stora inkomster från exporten av konventionell olja för att klara landets ekonomiska utvecklingsplaner och för att finansiera själva övergången från utvinning av konventionell olja till tung olja. Indonesien s Indonesiens påvisade reserver av olja beräknas till cirka 10 miljarder fat varav cirka 20 procent i Minas-fältet. Flera lovande strukturer återstår i den indonesiska övärlden men huvudsakligen på djupt vatten. Ännu icke fastställda reserver beräknas dock inte uppgå till mer än cirka 6 miljarder fat, vartill kommer att produktionen i Minas-fältet sjunkit sedan 1974. Nuvarande maximala produktionskapacitet uppgår till cirka 1,6 mbd och planerna omfattar en produktion 1984 på 1,8 mbd. Oberoende experter räknar dock inte med att Indonesien skall kunna bibehålla en produktion på över 1 miljon fat mer än något decennium om inte överraskande nya fynd görs i samband med den intensifierade prospektering som inletts. Indonesiens naturgasproduktion uppgick år 1980 till 18,5 miljarder m3 vilket utgjorde cirka 3 procent av de fastställda reserverna. Ungefär två tredjedelar av den producerade volymen exporterades till Japan. Indonesien är f n världens främsta exportland när det gäller LNG och exportvolymen till Japan kan komma att fördubblas under nuvarande decennium. Landet har till följd av fallande oljeproduktion i framtiden även stora inhemska behov av energi, vilka dock delvis kan tillgodoses genom brytning av stenkol.

Oljeexporterande 61 utvecklingsländer

Gulfländerna

Oljereserverna i de sex Gulf-staterna är som framgått av kapitel 2 stora men osäkra. Osäkerheten har bland annat att göra med olika bedömningar av effekten av s k enhanced recovery, dvs forcerad oljeutvinning. De senaste tillgängliga mer utförliga bedömningarna föreligger i en undersökning offentliggjord av US Departement of Energy 1981 , där man bl a sökt bedöma hur länge de olika länderna kan upprätthålla en viss produktion. Bedömningen bygger på kända reserver och möjliga tillskott från forcerad utvinning. Hänsyn till eventuellt nya upptäckter har ej tagits. Resultatet kan sammanfattas som följer: Saudiarabien kan upprätthålla en produktion på 12 mbd fram till 1998; en produktion på 8mbd fram till 2019. Kuwait kan upprätthålla 6 mbd fram till 2015 men 2 mbd ända fram till 2095. Iran kan producera 4 mbd fram till 2016 och 3 mbd till 2030. lrak kan inte klara en 4 mbd längre än till 1997 - och 3 mbd till 2004. De Förenade Arabemiraten klarar 2 mbd fram till 2027 men 3,5-4 mbd kan inte klaras längre än till 2003. Den faktiska förmågan blir givetvis beroende av dels nya utvinningsmetoder (idag ej praktiserade eller kända), dels nya upptäckter. Beträffande det senare synes dock de flesta experter inom och utom OPEC mena att sannolikheten för nya stora upptäckter är liten, men detta kan vara en följd av obetydlig prospekteringsverksamhet. Oljeproduktionen i Iran inleddes redan i början av detta århundrade. Iran Produktionen kulminerade 1974 vid drygt 6 mbd. Den hade inte länge till kunnat vara kvar på den nivån, alldeles oavsett shahens öde. Revolutionen och kriget med Irak har medfört att kapacitetstaket reducerats från cirka 6 mbd till cirka 4 mbd. Den nuvarande regimen har också principiellt och ideologiskt uttalat sig för en återhållsam produktionspolitik. Det är emellertid troligt att Iran efter ett krigsslut kommer att hålla högsta möjliga kapacitetsutnyttjande för att få medel för återuppbyggnad och revitalisering av ekonomin. Irans andel av OPEC-ländernas påvisade naturgasresurser uppgår till drygt hälften dvs nära en femtedel av hela världens fastställda reserver. Utvecklingen efter revolutionen har inneburit att utvinningen fallit från cirka 20 miljarder m3 till knappt hälften 1980. Bl a upphörde Irans export till Sovjetunionen på 5 miljarder m3/år fullständigt till följd av oenighet beträffande gasens prissättning. De fastställda reserverna är vid nuvarande utvinningsnivå tillräckliga för hundratalet år. Iraks oljeproduktion ökade kontinuerligt under hela efterkrigsperioden Irak fram till 1979 då den kulminerade vid 3,5 mbd. På kortare sikt har produktionen begränsats till följd av kriget med Iran och av stängda rörledningar på syriskt territorium. Den nuvarande produktionen ligger under 1 mbd. Iraks naturgasreserver uppgår 1982 till cirka 1 procent av hela världens och produktionsandelen till någon promille. Utvinningen utgörs huvudsakligen av s k associerad gas, som utvinns i samband med oljeproduktionen och används inom landet.

Oljeexporterande utvecklingsländer

Oavsett regim kommer Irak behöva stora inkomster under 1980-talet, bl a för att täcka kostnaderna för kriget och för återuppbyggnaden. Detta torde tvinga landet att under några år sträva efter fullt kapacitetsutnyttjande eller to m att bygga ut kapaciteten. Detta innebär dock att oljeperioden kan ta slut tidigare. En produktion på minst 3,5 mbd torde vara sannolikt när kriget är slut och reparationerna genomförda, vilket enligt Iraks egen bedömning kan ta cirka ett år. i Iran och Irak omedelbart efter ett krigsslut Produktionsutvecklingen Förstörelsen är betydande och kommer att fördröja omges av stor osäkerhet. full produktion. Det får dock anses troligt att länderna inom några år med fredsförhållanden har en sammanlagd produktionskapacitet på tillsammans cirka 6-7 mbd och att de önskar hela denna kapacitet. Detta skulle i utnyttja sin tur innebära att de önskar föra ut cirka 4 mbd mer på världsmarknaden än under 1982. Kuwait Kuwaizs andel av OPECs produktion har succesivt reducerats under 1970-talet. I förhållande till produktionskapaciteten på omkring 2.5 mbd har Kuwait mycket stora reserver. Den kuwaitiska regeringen är i hög grad medveten om att oljan är dess enda tillgång och landets begränsade yta och 500 000 kuwaiter) förhindrar industrialisering. Landets befolkning (cirka utländska tillgångar uppskattas till cirka 55-70 miljarder och 1981 uppgick till cirka 6 miljarder dollar eller lika mycket som oljeintäkerna. avkastningen Kuwait för följdaktligen en mycket försiktig produktionspolitik. Även om är stor kan man räkna med att produktionen inte tillåtes överstiga efterfrågan cirka 1,5 mbd. i Kuwait år 1980 till cirka 3 miljarder m3 Naturgasproduktionen uppgick och de fastställda resurserna utgjorde detta år en volym som var nära 300 Gasen utnyttjas tills vidare helt och hållet inom landet. gånger så stor. Förenade Förenade Arabemiraten utgörs av sju mindre shejkdömen av vilka två, Arabemiraten Abu Dhabi och Dubai, är mer betydande producenter av olja. varav huvuddelen kommer från Abu Dhabi. Några nya större utvinningsbara fält kommer sannolikt inte att påträffas. Produktionen i Förenade Arabemiraten påbörjades 1962 och nådde en topp 1977 vid omkring 2 mbd, men den eftersträvade ”optimala” produktionsnivån anses ligga något lägre. Medan produktionen i Dubai redan anses ha kulminerat har i Abu Dhabi varit under utbyggnad från kapaciteten nuvarande 2 mbd till kanske 3 mbd. Det är dock inte sannolikt att Abu Dhabi, som under senare år producerat i genomsnitt cirka 1,5 mbd skulle komma hela denna produktionskapacitet. Reserverna tillåter att att utnyttja man vid nuvarande takt producerar i flera decennier utan att oljan sinar. De påvisade gastillgångarna i Förenade Arabemiraten uppgår till ungefär 100 gånger 1980 års utvinning som var 6 miljarder m3, varav nära 2 miljarder m3 exporterades till Japan. Den framtida exporten kan komma att öka något. Saudiarabien Den kraftiga av Saudiarabiens produktion utgör, sett över en ökningen den mest dramatiska utvecklingen på oljeområdet i modern längre period, tid. Saudiarabiens andel av OPECs produktion har exempelvis vuxit från cirka 15 procent i 1960-talets början till över 40 procent 1981. Saudiarabien har världens största påvisade reserver av olja, drygt 160 fat motsvarande en fjärdedel av vad som finns fastställt i världen miljarder totalt. Resterande reserver beräknas uppgå till ytterligare utvinningsbara

i 63

Oljeexporterande utvecklingsländer

cirka 250 miljarder fat, en siffra som självfallet omges av stor osäkerhet. Cirka 90 procent av nuvarande produktionskapaciteten och cirka 65 procent av de påvisade reserverna är lokaliserade till fyra jättelika oljefält; Ghawar. Safaniya (Offshore), Abqaiq och Berri. Flera av de mindre fälten kan komma att vara fullt utbyggda i mitten av 1980-talet. De cirka två dussin fält som ännu är outbyggda är relativt små med saudiska mått mätt. Saudiarabiens gastillgångar är mycket stora . Resurserna uppgår till 2500 miljarder m3 och är därmed de femte största i världen. Av den hittillsvarande produktionen är cirka 90 procent associerad gas som först nyligen fått ett ekonomiskt utnyttjande. Den kapacitet som Saudiarabien byggt upp för att utnyttja sina gastillgångar för framställning av NGL och metan uppfattas ibland som ett golv för motsvarande oljeproduktion vilket enligt dessa bedömare då skulle ligga vid cirka 5 mbd. Innan den petrokemiska industrin Yanbu och Jubail är helt utbyggd får dock gasbehovet anses vara betydligt mindre. Någon export av naturgas från Saudiarabien väntas inte under det närmaste decenniet. Utvecklingen har varit hisnande för de cirka 12 miljoner människor som lever i de oljeexporterande länderna på den arabiska halvön. Det väldiga kapitalinflödet från oljesektorn har förvandlat dessa tidigare förbisedda nationer till internationella ekonomiska maktfaktorer med avsevärt politiskt inflytande. Samtidigt har oljeinkomsterna, i förening med den västerländska kunskap och teknologi, medfört en snabb och genomgripande inte omvandling. På vissa områden kan århundraden sägas vara på väg att överbryggas inom loppet av något decennium. Historiska paralleller ger föga ledning om vilka följder detta kan få. Till de inre, potentiellt destabiliserande faktorerna i oljestaterna på den arabiska halvön hör bla den snabba urbaniseringen. De forna nomaderna har blivit stadsbor. I Saudiarabien bor nu omkring två tredjedelar av befolkningen i nyskapade stadsområden. En annan viktig förändringsfaktor är den starkt förbättrade utbildningsstandarden. i utlandet Många får utbildning och de hemvändandes återanpassning kan inte alltid ske utan friktioner och ifrågasättanden. En tredje viktig faktor är det starka beroendet av utländsk arbetskraft. Utlänningarna anses utgöra en potentiell orosfaktor. En fjärde faktor är möjligheten av religiösa missnöjesyttringar till följd av de normförändringar och de känslor av rotlöshet som den snabba utvecklingen medfört. Den saudiska regimen upprätthåller rigoröst traditionella islamska värden och vinnlägger sig om nära kontakter och samarbete med landets religiösa ledare. Islam är inte bara en statsreligion utan också en styrelseform och ett sätt att leva. Religionen behärskar hela nationens liv. Regimen har skärpt uppmärksamheten på sådant som kan tyda på religiöst missnöje, inte minst efter den uppmärksammade ockupationen i Mecka för några år sedan. Det saudiska kungahuset och de styrande i de mindre staterna på den arabiska halvön söker bevara den nuvarande ordningen genom att försöka kontrollera oljerevolutionens krafter och nå en avvägd samhällelig utveckling. Målet är att modernisera och bevara på samma gång. Alltför snabba förändringar innebär därvid lika stora faror som uteblivna förändringar. Om utvecklingen går för fort riskerar de strukturer som utgör de nuvarande regimernas maktbas att vittra sönder och de krafter utarmas som vill skydda

64 Oljeexporterande átvecklingsländer

traditionella värden och levnadsmönster. Försök att bibehålla status quo, å kan leda till ökat och tryck från grupper vars andra sidan, missnöje förhoppningar och aspirationer väckts av de förändringar som redan har ägt

rum. har hittills i stort sett varit framgångsrik, men De styrandes politik uppgiften blir sannolikt svårare ju längre den samhälleliga förändringsprocessen fortgår. På längre sikt omges därför utvecklingen på den arabiska halvön av stor osäkerhet. kan bortse från möjligheten av Ingen planering förändringar i dessa länders styrelseskick och politik. långtgående Till detta kommer hot mot stabiliteten utifrån vilket bl a av många saudier Konflikten mellan Israel och arabvärlden och den ofta skjuts i förgrunden. saudisk olösta palestinska frågan är ett hot mot freden och skapar enligt att infiltrera Den uppfattning möjligheter för Sovjetunionen grannstaterna. anses också verka radikaliserande befolkningsgrupperna i på de palestinska nationerna halvön inklusive palestinierna i Saudiarabien. på den arabiska Ett annat upplevt yttre hot utgörs av den iranska regimens ansträngningar att underblåsa fundamentalistiska strömningar i andra islamska stater. Iran bedrivit ett konstant propagandakrig mot har efter revolutionen religiöst Saudiarabien. Ett par hundra tusen shiitiska muslimer bor och arbetar i den i Saudiarabien. Hotet från Iran har fått även oljeproducerande östprovinsen betydande militär en militär sida sedan Iran i kriget mot Irak demonstrerat mot Kuwait. Om krigets slutresultat blir styrka och även riktat flygangrepp en bestående militär och politisk försvagning av Irak skulle detta allvarligt kunna rubba maktbalansen kring Persiska Viken till bl a Saudiarabiens

nackdel. Efter revolutionen i Iran och den sovjetiska ockupationen av Afganistan har Persiska Viken mer än tidigare blivit en brännpunkt för supermaktemas rivalitet. Riskerna för förvecklingar och konflikter dem emellan i området har därmed ökat. USA försöker genom uppbyggnad av baser och en särskild militär en trovärdig militär närvaro i området. brandkårsstyrka skapa Saudiarabien anses ogärna vilja avstå från USAs militära beskydd men anses önska att det skall vara så diskret att traditionella grupper inom samtidigt landet inte utmanas och saudisk utrikespolitik inte framstår som osjälvstäni förhållandet till USA kommer dig i arabvärldens ögon. Balansgången sannolikt att förbli mycket svår så länge USA inte kan eller vill pressa Israel till politiska kompromisser. Den saudiska oljepolitiken måste bl a ses i ljuset av de politiska och sociala faktorer som beskrivits ovan. utformas så att den främjar landets ekonomiska och sociala Oljepolitiken utan dess intre stabilitet och förhållandet till utveckling att äventyra omvärlden. ekonomiska hör självfallet att landlets Till de viktigaste övervägandena intäkterna av landets oljetillgångar. Man önsikar regering önskar maximera betydande oljeinkomster nu för att finansiera de storslagna utvecklingsplanerna och de enorma försvarssatsningarna. Saudierna antas emellertid oczkså

marknad” genom att moderera priserna så att hysa en stark vilja att spara efterfrågan på olja är betydande under lång tid. Detta innebär i sin tur att måste för att försvara ett rimliigt produktionskapaciteten utnyttjas

oljepris. bör således produktionen ökas för att Vid snabbt stigande efterfrågan

Oljeexporterande utvecklingsländer

dämpa prisuppgången och vice versa i en överskottssituation. Vad som är ett ”rimligt” realt oljepris bestäms av vilken effekt det får på världens oljekonsumtion. Den saudiska regeringen framhåller ständigt landets beroende av de västliga industriländerna. Alltför höga oljepriser riskerar medföra en ekonomisk stagnation i industriländerna och obalanser i det internationella betalningssystemet, vilket skulle hota värdet på det inkomstöverskott Saudiarabien utomlands. placerat Detta är således en faktor som vägs in i oljebesluten. Viljan att spela en helt ledande roll i arabvärlden, motverka Israel och begränsa Irans inflytande är andra sådana faktorer. Ekonomiska och politiska överväganden är i själva verket oupplösligt förenade med varandra. Basen för Saudiarabiens ställning inom OPEC och för dess allmänna

politiska inflytande kan sägas vara dess möjlighet att kraftigt variera

oljeproduktionen utan att äventyra de egna utvecklingsprogrammen. Innehavet av denna swing capacity” är av allt att döma både på gott och ont. Det är en styrka samtidigt som det placerar landet i ett politiskt spänningsfält. De ”prismaximerande” länderna inom OPEC tenderar att utöva press för att Saudiarabien skall hålla produktionen nere och understöds av de vanligen politiskt militanta arabstater som inte är med i OPEC. Från andra hållet, direkt från USA och mer indirekt från andra oljeimporterande industriländer, utövas press för att produktionen skall hållas så högt att den reala stabiliseras prisnivån eller justeras nedåt för att skapa bättre förutsättningar för ekonomisk stabilitet i västvärlden. Detta dilemma verkar sannolikt dämpande på Saudiarabiens att vilja bygga ut produktionskapaciteten ytterligare utöver nuvarande maximala kapacitet på 10,5 - 11 mbd. . Den nedgång av produktion som nu genomförts medför givetvis betydande inkomstbortfall. Vanligen har hävdats att med nuvarande oljepris kan ambitiösa femårsplaner finansieras med en produktion kring cirka 5 mbd. Härtill kommer att landet med utnyttjande av det kapital på 150-200 miljarder dollar som placerats utomlands kan överbrygga eventuella betalningsbalansunderskott. Det stora innehavet av bl a amerikanska statsobligationer kan dessutom belånas och kan naturligtvis även i yttersta nödfall avyttras. Behovet av associerad gas för den petrokemiska industri som finns idag anses kunna täckas vid en så låg oljeproduktion som 3-4 mbd. Sammanfattningsvis bör det alltså vara tekniskt och ekonomiskt möjligt för Saudiarabien att bibehålla en produktion på 5 mbd, vilket dock är lägre än vad många inom Saudiarabien anser önskvärt med hänsyn till inkomstbehovet. Cirka 6-7 mbd skulle ge mer utrymme i budgeten och sannolikt stämma bättre med förväntningarna. En varaktig reduktion av produktionen till nivåer väsentligt under 5 mbd torde dock bli besvärande och utsätta den saudiska för stora regimen spänningar. Den politiska viljan att acceptera reduktioner blir sannolikt beroende av bl a det aktuella politiska läget i området och av vilken tilltro den saudiska regimen kan tänkas ha till andra OPEC-länders förmåga och vilja att uthärda motsvarande nedskärningar. Om den saudiska regimen kommer till slutsatsen att landet redan förbrukat sitt variationsutrymme kan man inte utesluta 5

sou 198339

66 Oljeexporterande utvecklingsländer

en något högre efterfrågan och för att prissänkningar i syfte att stimulera försvara den saudiska marknadsandelen. Dessförinnan kan man anta att den saudiska regimen, vilket också skett under 1982, arbetar för att priserna på konkurrerande oljor, inom OPEC, är så pass höga att saudisk olja kan konkurrera. I främst de nordafrikanska, ett läge, likt det som rått under mitten av 1982, med låg eller fallande har därför frågan om prisdifferenserna för kvalitet och läge stor efterfrågan, betydelse. Saudiarabiens oljepolitik är något lättare att förutsäga om efterfrågan på OPECs olja åter ökar och överutbudet minskar. Saudiarabien kan då väntas använda sitt variationsutrymme uppåt för att förhindra alltför kraftiga uppgångar. En utbyggnad av produktionskapaciteten för att i längden försvara ett sådant prisledarskap ter sig just nu avlägsen men kan inte uteslutas.

3.6 OPEC inför framtiden

De första åren efter OPECs tillkomst präglades av försöken att med den nya organisationen som redskap öka ländernas andel av oljans förädlingsvärde. Först efter det att oljetillgångama blivit nationaliserade kunde OPEClånderna i början av 1970-talet börja påverka priserna som sådana. Förenklat kan man uttrycka saken så att nationaliseringarna delade den internationella oljenäringen i två delar. OPECs medlemsländer blev säljare och ärvde en del hela av bolagens prisadministrerande roll, dock utan att kunna kontrollera eftersom var helt dominerande i marknadsmekanismen, bolagen alltjämt distributionsledet och förädlingsledet. Utbud och efterfrågan hamnade dock sidan om en skiljelinje. Överutbud respektive överefterfrågan på vardera kunde inte längre justeras inom bolagens världsvida integrerade nät utan började manifestera sig på en öppen marknad. Prisbildningen på olja sedan början av 1970-talet har skett i en komplex växelverkan mellan OPEC och allt starkare marknadskrafter. Prissättningen på olja har inte dikterats av OPEC. OPEC har vid sina möten snarare kunnat de priser som etablerats på framförallt spotmarknaden. I utgå från ansträngda marknadslägen, som det läge de arabiska oljeproducenterna skapade 1973 med sina produktionsnedskärningar, har OPEC anpassat sina i nivå med de priser som skapats av konsumenternas priser uppåt om ökad knapphet eller osäker tillförsel. Förhållandet var förväntningar detsamma i samband med priskrisen efter revolutionen i Iran 1978. Samarbetet inom OPEC har däremot spelat en aktiv prispåverkande roll i lägen med vikande efterfrågan. Genom den effekt OPECs möten haft på och genom den produktionsanpassning som framförallt förväntningarna Saudiarabien OPEC under hela 1970-talet hindra tagit på sig lyckades under priserna från att falla när efterfrågan försvagades. Prisutvecklingen recessionen 1975 och under åren 1977-78 illustrerar detta den kraftiga förhållande. OPEC är således ingen kartell, men kan sägas ha strävat efter att bli en. Dess framgångar har i hög grad vilat på förhållandet att efterfrågan på OPECs olja under 1970-talet inte avlägsnade sig alltför mycket från vad

Oljeexporterande utvecklingsländer

OPEC med hänsyn till önskad uttömningstakt och inkomstbehov varit villigt att producera. Man kan emellertid konstatera att OPEC i viss mån blivit en alltför framgångsrik organisation. Prisökningarna under 1970-talet har medfört just den minskning av oljeförbrukningen som OPEC under många år sade sig vilja uppnå med sin oljepolitik. Samtidigt har oljeproduktionen i industriländer och utvecklingsländer utanför OPEC ökat avsevärt, delvis som en följd av att de höga priserna gjort investeringar i sådana lönsamma, men också som en reflex av en medveten politik från i-ländernas sida att öka sin självförsörjningsgrad. Risken för oljeembargon och störningar, ibland frammanad av militanta uttalanden från vissa OPEC-länders sida, har heller inte förfelat sin verkan. Industriländerna har som resultat därav byggt upp sin lagerhållning, vilket i viss mån reducerat deras känslighet i kris. De saudiska 1979-80 om att oljepriset varningarna var så högt att det hotade OPECs framtida avsättningsmöjligheter har visat sig välgrundade. Nedgången i efterfrågan på OPECs olja har varit dramatisk och i grunden förändrat organisationens position. Efterfrågan på OPECs olja har halverats i jämförelse med läget strax före revolutionen i Iran (från 33 miljoner mbd till 16 mbd vid ingången av 1983). OPECs andel av världsproduktionen har samtidigt fallit från 55 procent till cirka 35 procent. Producenterna utanför OPEC, framförallt dem i Nordjön och Mexico, har hittills inte visat sig vilja deltaga i något bestående prispolitiskt samarbete med OPEC, utan har accepterat priser som givit avsättning för hela deras maximala produktion. De senaste årens inkomstbortfall har samtidigt lett till en ekonomisk försvagning av OPECs medlemsländer. Exportinkomsterna från oljan föll från 280 miljarder dollar 1980 till 200 miljarder dollar 1982. Den samlade betalningsbalansen för OPEC försämrades från ett överskott 1980 om 110 miljarder dollar till ett beräknat underskott 1982 om 10 miljarder dollar. Inkomstbortfallen har självfallet fått särskilt allvarliga verkningar på några av de högabsorberande länderna. Inte minst Nigeria har tvingats skuldsåtta sig kraftigt för att överbrygga bortfallen i oljeinkomster. Även Indoneisen, Venezuela och Libyen har tvingats ut på den internationella kapitalmarknaden. Spänningarna inom OPEC mellan de högabsorberande länderna och lågabsorberande har vuxit och försvårat samarbetet. De ekonomiskt försvagade länderna har haft omedelbara behov av inkomstförstärkningar och har i några fall känt sig frestade att genom rabatter tillskansa sig större marknadsandelar och exportvolymer. Till detta kommer att de politiska intressemotsättningarna mellan vissa medlemsländer inom OPEC förstärkts genom kriget mellan Iran och Irak. Iran har fört ett propagandakrig med Saudiarabien och har enligt vissa bedömare utöver vad som förutsätts höjt sin oljeproduktion i kvoteringsbesluten för att dels kunna finansiera kriget med Irak och dels kunna beröva Saudiarabien motsvarande inkomster och därmed minska de saudiska möjligheterna att ekonomiskt stödja den irakiska krigsansträngningen. Motsättningen mellan å enasidan Iran och å andra sidan Irak och de konservativa gulfländerna är för närvarande mer störande på samarbetet inom OPEC än de motsättningar som haft sitt upphov i olika synsätt vad gäller agerandet i den arabisk-israeliska konflikten och i förhållandet till USA.

Oljeexporterande utvecklingsländer

Det är således uppenbart att OPEC idag står inför mycket svåra påfrestningar. Samtidigt vet alla inblandade nationer hur mycket de har att förlora på lång sikt om sammhållningen totalt bryter samman och marknaden fritt får styra utveckingen. Varje prisminskning med en dollar betyder i nuvarande läge ett inkomstbortfall för OPEC på cirka 7 miljarder dollar per år. En nedåtgående prisspiral skulle, om den inte snart kunde vändas, få ekonomiska konsekvenser för medlemsländerna. I synnerligen allvarliga stabiliteten i de aktuella länderna också kunna några fall torde den politiska hotas av en sådan utveckling. Det finns således mycket starka motiv för OPEC att åtminstone nödtorftigt släta över ekonomiska och politiska intressemotsättningar för att försvara till ett försvar av priserna är självfallet begränsningar av priserna. Nyckeln produktionen. Om OPEC kan åstadkomma produktionsbegränsningar på en motsvarar och sedan vidmakthålla dessa nivå som någorlunda efterfrågan kan priserna försvaras. På kort sikt kan OPEC troligtvis se fram emot en uppgångi efterfrågan till aktivitet i några av de större industriländerna. Om följd av högre ekonomisk de importerande länderna tillåter de minskade oljepriserna att slå igenom i konsumentledet kommer denna ökning att bli större än annars. Till detta skall läggas att en viss efterfrågeuppgång ligger förborgad i att köparna under och därmed hållit nere början av 1983 väntat på ytterligare prissänkningar Om sina lager och avstått från att köpa mer än det absolut nödvändiga. OPEC lyckas medverka till att förväntningsbilden vänds och köparna börjar tro på höjda priser längre fram kommer efterfrågan att återhämta sig mycket snabbt till något som åtminstone liknar de senaste två-tre årens genomsnitt. Styrkan i världskonjunkturen kommer dock att bli av större betydelse för efterfrågeutvecklingen än denna kortsiktiga uppgång i efterfrågan till följd av en omkastad förväntningsbild. skall läggas den kritiska av vad Till konjunkturutvecklingen betydelsen som händer i Mellersta Östern. Ett fortsatt realprisfall blir mycket svårt att hejda om konjunkturuppgången blir svag och om samtidigt kriget slutar och marknaden tillförs från framförallt Irak. nya exportvolymer Det är också viktigt att komma ihåg att tillskott i efterfrågan, precis som minskningar i denna, så gott som helt kommer att rikta sig mot OPEC såsom varande marknadens Endast inom OPEC finns den residualproducent. kapacitet som kan tillgodose ökad efterfrågan. På längre sikt finns det enligt vissa bedömare att varna för överoptimism inför OPECs anledning och vilja att tillgodose efterfrågan. Resource Systems Institute möjligheter om utvecklingen fram till (RSI) på Hawaii har gjort vissa bedömningar århundradets slut. De länder producerar vid bygger på att flertalet medan ett litet antal ”swingproducenter” som Saudikapacitetsmaximum arabien låter bestämmas på politiska och ekonomiska

produktionsnivån

grunder. Den sammanställning RSI gjort redovisas i tabell 3.4. Som framgår är bedömningen försiktig och placerar OPECs produktionspotential lägre än i många andra bedömningar. Osäkerheten i denna typ av prognoser gör dock att den bör ses som en tänkbar snarare än en trolig utveckling. Redan de tekniska förutsättningarna är långt ifrån odiskutabla. är självfallet ännu mer subjektiva. Det är dock De politiska förutsättningarna intressant att konstatera att RSI gör ungefär samma slutsats som IEA gjort i

Oljeexporterande 69 utvecklingsländer

Tabell 3.4 Produktionsprognos för OPEC (mbd)

1981 1985 1990 2000 (faktisk)

Saudiarabien 9,6 6,0 6,5 8,0 Iran 1,3 3,5* 3,5* 4,0* Irak 1,0 3,0* 3,5* 2,5* Kuwait 0,9 1,2” 1,5” 1,5** För. Arabemiraten 1,5 1,8 2,0” 2,5* Qatar 0,4 0,5* 0,5* 0,3* Neutrala zonen 0,4 0,5* 0,4* 0,2*

Totalt Gulf-länderna 15,,1 16,5 17,9 19,0

Ecuador 0,2 0,2* 0,2* 0,2* Gabon 0,2 0,2* 0,1* 0,1*

t Teknisk eller fysisk gräns ** Politisk eller marknadsmässig gräns alnkl. en produktion av tunga oljor av 200000 b/d år 1990 och 500 000 b/d år 2000. b Totalsiffran inkluderar 900 000 b/d i form av gasolja. Verkliga ländersiffror för 1981 exkluderar gasolja. Källa: Opec Downstream Project, Resource Systems Institute, November 1982.

World Energy Outlook, nämligen att marknaden inom ca ett decennium åter kommer att hårdna. Det finns således mycket som tyder på att OPEC inom en inte alltför avlägsen framtid kan utnyttja en högre nivå på efterfrågan för att återtaga något av det inflytande som organisationen förlorat som ett resultat av den förlöpning i prissättningen som bl a Saudiarabien ansett att organisationen gjorde sig skyldig till efter revolutionen i Iran. De importerande länderna har vissa möjligheter att skjuta tidpunkten för OPECs revitalisering framför sig genom att med skatter och avgifter se till att prissänkningarna på olja inte leder till eftersatt energisparande och oljeersättning, vilket oundvikligen skulle bli fröet till högre efterfrågan på OPECs olja. Som redan antytts kan tidpunkten förskjutas framåt även av att Irak till följd av ett krigsslut träder ut på oljemarknaden med stora volymer olja eller av att konjunkturuppgången blir svag eller kortvarig.

Oljeexporterande utvecklingsländer

Avslutningsvis bör man fästa uppmärksamheten på vissa förändringar som kan väntas i OPECs struktur och som kan påverka dess uppträdande i framtiden. Den första förändringen kan komma att röra ländersammansättningen och den andra gäller råoljeproduktionens fördelning på tunga respektive lätta produkter. En kort återstående livslängd på reserverna vid nuvarande produktion tillsammans med växlande inhemsk oljekonsumtion redan före utgången av detta decennium kan tänkas förvandla åtmistone två av OPECs medlemmar, nämligt Gabon och Ecuador, till nettoimportörer. Om så sker skulle deras motiv för att kvarstå i OPEC kraftigt reduceras. Ytterligare fyra länder, nämligen Indonesien, Nigeria, Algeriet och Qatar har som tidigare påpekats möjlighet att på grundval av påvisade reserver producera endast cirka 25 år till vid nuvarande Vad gäller de tre förstnämnda kan produktionstakt. mängden påvisade reserver kommma att öka som resultat av nya fynd eller höjda oljepriset, men i stort torde gälla att samtliga fyra succesivt kommer att reduceras till marginella exportörer, eller i något fall till nettoimportörer. Deras att utan skador på utvecklingsprogrammen mer än möjlighet sträcka ut återstående reservernas livslängd får bedömas som temporärt liten. bedömare håller det för sannolikt att såväl Algeriet och Många Indonesien som Nigeria och Qatar parallellt med uttömningen av oljereseroch verna i ökande grad kommer att förlita sig på sina rika naturgastillångar därmed åtminstone delvis söka kompensera bortfallet i inkomster från oljan. Några av de 28 oljeexporterande utvecklingsländer som i dag står utanför OPEC kan tänkas finna det förenligt med sina intressen att inträda i Som tänkbara kandidater Angola och organisationen. anges ibland Mexico, torde även fortsätt-

Egypten. Övriga oljeexporterande utvecklingsländer

ningsvis nöja sig med att dra fördel av vad OPEC kan tänkas åstadkomma på prisområdet. De brukar således med en engelsk term beskrivas som price takers”. De länder inom OPEC vars bidrag till världshandeln med olja avtar eller delvis försvinner är sådana som tidigare i detta avsnitt benämnts högabsorberande, dvs sådana vars befolkningsbas och utvecklingsprogram normalt kräver mer oljeinkomster än exporten ger upphov till. Omvänt gäller att de länderna i framtiden att svara för en växande andel av lågabsorberande OPECs produktion och export av olja. Geografiskt innebär en utveckling av detta slag en förstärkning av den redan dominerande positionen för länderna runt Persiska Viken. Deras andel av produktionen kan kring sekelskiftet komma att uppgå till 90 procent mot nuvarande cirka 65 procent om dessa utvecklingsmönster håller i sig. Det är den allmänna politisk-ekonomiska utvecklingen i och mellan dessa sex länder som mer än många andra faktorer kommer påverka den framtida oljemarknaden. Den förstärkta koncentrationen till länderna i Mellersta Östern av OPECs en mycket väsentlig faktor i bedömingen av export utgör självfallet sårbarheten i den framtida oljetillförseln. Koncentrationen kommer också att medföra att Saudiarabiens roll inom förblir avgörande eller förstärks ytterligare. Detta innebär att organisationen Saudiarabien i ännu högre grad kommer att befinna sig i brytpunkten mellan de stora industriländemas, främst USAs förväntningar på en återhållsam och

i

Oljeexporterande utvecklingsländer 71

ansvarsfull oljepolitik och kraven inom vissa delar av OPEC och arabvärlden på en prishöjande politik eller, när tillfälle erbjuds, to m användning av oljan i politiska syften. En annan aspekt gäller konsekvensen av att det just är några av de OPEC-stater som har ansetts som mest radikala i bl a prissammanhang som nu väntas få minskad vikt vad gäller produktion och export. Det ligger kanske nära till hands att som en direkt följd av detta tänka sig en mer återhållsam prispolitik från OPECs sida även på längre sikt. Några bedömare har dock pekat på att de lågabsorberande länder, som i växande grad kommer att dominera OPEC, med större trovärdighet skulle kunna hota med stora inskränkningar i sin produktion i syfte att hålla priset uppe eller för att understryka politiska krav. Dessa länder har ju råd att konstatera att oljan vid en viss inkomstnivå är mer värd i marken. Samma bedömare menar att ett OPEC där lågabsorbtionsländerna dominerar skulle få lättare att upprätthålla den disciplin som behövs för att eventuella produktionskvoteringar skall bli framgångsrika. Ett mini-OPEC baserat på de konservativa staterna i Gulf Cooperation Council skulle enligt detta synsätt få sin styrka genom homogenitet och produktionspotential. Resonemanget vilar som synes helt på en analys av det ekonomiska egenintresset hos de aktuella nationerna och förbiser den sannolika förekomsten av politiska faktorer av det slag som tidigare diskuterats. Ytterligare en strukturmässig förändring i OPECs export gäller råoljans kvalitet. Med ett allt mindre utbud från länder som Algeriet, Nigeria, Indonesien och Qatar vars råolja är av hög kvalitet och ger relativt stor andel bensin m m vid raffinering kommer OPECs totala utbud att bestå av ökande andel tunga produkter. Därmed riskerar den pågående strukturförändringen av OPECs utbud att förstärka det kvalitetsgap” mellan tillgång och efterfrågan som finns på världsmarknaden. Utbudet blir allt tyngre och surare, samtidigt som efterfrågan allt mer gäller lättare och mindre svavelhaltiga produkter.

4 u-länder

Oljeimporterande

4.1 U-ländernas

energikris

Flertalet u-länder är oljeimportörer. Cirka 120 länder hör till denna kategori, varav 87 med en befolkning över en miljon. Deras energiförbrukning per capita är låg. Totalt står de oljeimporterande u-länderna för en tiondedel av världens totala förbrukning av kommersiell energi, dvs sådan energi som är föremål för köp och försäljning. Majoriteten av befolkningen i tredje världen baserar emellertid sin energiförsörjning på traditionella, icke kommersiella energikällor som ved, träkol, jordbruksavfall och torkad spillning. Den väldiga ökningen av brännved- och träkolskonsumtionen medför ökande problem av social, ekonomisk och miljömässig art. Genom ett ökat uttag av ved har skogarna i många fall redan skövlats eller riskerar att försvinna. Det är inte bara behovet av brännved som förorsakat skogsskövlingen, utan även behovet av mark för jordbruksproduktion. Den ökade bristen på brännved leder till ökad användning av kreatursspillning som bränsle och härigenom undandras jorden viktiga gödningsämnen. Markens produktionsförmåga minskar genom att matjorden efterhand hotar att försvinna. Den s k brännvedskrisen utgör således ett mycket allvarligt problem i mer än 50-talet u-länder. Även om den totala kommersiella energiförbrukningen är lågi u-länderna, jämfört med i-världen, har den likväl ökat mycket snabbare i u-länderna än i i-länderna. Mellan 1950 och 1980 ökade den totala förbrukningen av kommersiell energi i världen drygt tre gånger, medan motsvarande ökning för u-länderna var sju gånger. U-ländernas oljekonsumtion och oljeimport har fortsatt att stiga också efter oljeprishöjningarna 1973, även om det skett en betydlig avmattning under senare år. Oljeförbrukningen i de oljeimporterande utvecklingsländerna växte med i genomsnitt 5,1 procent efter 1973 - mot nära dubbelt så snabbt tidigare - och nettoimporten med dryga 6 procent per år. Nettoimporten av olja uppgick 1980 till cirka 4 mdb, dvs cirka 17 procent av världshandeln detta år. 1979-80 års prisstegringar har emellertid medfört en ny kraftig dämpning av oljeimportens årliga ökningstakt. De senaste åren har oljeimporten till de oljeimporterande utvecklingsländerna i stort sett stagnerar. Energisituationen är givetvis skiftande för olika kategorier av u-länder. Energiförbrukningens storlek återspeglar ekonomisk utvecklingsnivå, industrialiserings- och urbaniseringsgrad m m.

74 Oljeimporterande u-lânder

De talrika små och fattiga u-länderna har en i förhållande till den totala världsefterfrågan på olja obetydlig oljeimport. Variationer i denna import har därför förhållandevis liten betydelse för den totala efterfrågan på olja och därmed för världsmarknadspriset. Samtidigt bör betonas att oljeimporten kostnadsmässigt är mycket betungande för respektive land och att oljan för ett 50-tal utvecklingsländer står för cirka 90 procent av det totala behovet av kommersiell energi. De stora oljeimportörerna på u-landssidan är dels de folkrika länderna, dels de sk nyindustrialiserade länderna. De åtta viktigaste energiimportörerna är: Brasilien, Sydkorea, Taiwan, Indien, Turkiet, Thailand, Filippinerna och Hongkong. Tillsammans står dessa åtta länder för cirka 60 procent av u-ländernas totala förbrukning av olja och för cirka 75 procent av deras totala oljeimport. Deras dominerande betydelse som oljeimportörer i u-landsgruppen framgår också av nedanstående tabell. Där ges, ordnat efter storleken av deras import, individuella volymer för de 13 oljeimporterande u-länder som har den största nettoimporten, och som tillsammans svarar för nästan 90 procent av gruppens samlade import. Praktiskt taget hela Cubas import kommer från Sovjetunionen. De u-länder utan egen produktion av råolja vars stora import av olja till mycket stor del går till exportbaserade raffinaderier är ej medräknade i tabellen. Bland dessa länder märks Singapore, Puerto Rico, Nederländska Antillerna och Virgin Islands. Deras territorium används av de stora oljebolagen för en viktig del av deras internationella verksamhet. Flera av de oljeimporterande utvecklingsländerna är dessutom betydande kolimportörer: Sydkorea, Brasilien och Taiwan står för cirka två tredjedelar av u-världens totala kolimport. Utvecklingen i de åtta viktigaste länderna

Tabell 4.1 Oljeimporterande u-länder; oljeimport, egen produktion och självförsörjning 1979 (milj ton/år) De största importörerna Nettoimport av Egen råolje- Självförsörjningsråolja och produktion grad produkter

Övriga oljeimporterande uländer (ca 70 länder) 25,9 6,9 21 % Summa 197,3 57,6 22 %

Källa: Economist Intelligence Unit.

Oljeimporterande u-länder 75

kommer att få stor betydelse för u-ländernas totala energiimport, särskilt oljeimporten. Den ökande industrialiseringen i länder som Brasilien, Sydkorea, Indien, Sri Lanka, Thailand, Filippinerna etc, medför en kraftig ökning av energiförbrukningen, särskilt i de länder som medvetet satsar på energiintensiv industri. Medan den energitunga industrins andel i industriländerna sjunker, ökar dess betydelse i u-ländernas ekonomier, vilket på längre sikt kan medföra en viss omstrukturering av den totala energiimportens länderfördelning. Den årliga ökningen av energikonsumtionen i dessa länder har varit

mycket stark också under perioden 1973-79 (Brasilien 9 procent, Hongkong 9,2 procent, Sydkorea över 10 procent, Taiwan 12 procent). Ökningen av

energiförbrukningen har väsentligen tillgodosetts genom ökad oljeimport. Flera av dessa länder har en oljeimport som tar i anspråk mer än 50 procent av deras intjänade exportinkomster. De skiftande förbrukningsmönstren i de högförbrukande u-länderna återspeglar respektive lands industriella inriktning, ländernas storlek, befolkningsantal, etc. l det jättelika Brasilien, med dess stora avstånd, ianspråktar transportsektorn cirka 50 procent av landets oljeförbrukning, medan industrin endast tar en tredjedel. Här finns också en växande förhållandevis köpstark medelklass som efterfrågar personbilar. I Sydkorea, däremot, tar transportsektorn en mer begränsad del av oljeförbrukningen medan merparten utnyttjas inom industri och elproduktion. Oljeprishöjningarna under 1970-talet har medfört svåra anpassningsproblem i de flesta u-länder. U-ländernas kostnader för oljeimporten uppgår i genomsnitt till cirka 40 deras procent av exportinkomsterna. Det totala underskottet i de oljeimporterande utvecklingsländernas sammanlagda betalningsbalans beräknas 1982 komma att uppgå till cirka 82 miljarder dollar. Räntekostnader och oljeimport utgör den största belastningen. De fattigaste u-länderna har drabbats hårdast. Deras export är oftast ensidigt inriktad på ett fåtal råvaror - mineraler och jordbruksprodukter vars prisutveckling har varit ogynnsam. Deras ”terms of trade har kraftigt försämrats efter 1973 års oljekris. Allt större andel av exportinkomsterna går åt till oljeimporten. Av en rad olika skäl har dessa länder i allmänhet heller inte förmått öka sin export i takt med de stigande importpriserna. De tvingas därför skära ned importen, både på olja och andra livsviktiga förnödenheter. Resultatet blir svåra brister i ekonomin, flaskhalsar och underutnyttjande av industri och jordbrukets maskinpark, brist på insatsvaror och drivmedel. Därmed försämras deras ekonomiska läge ytterligare. De fattigaste u-ländernas reala exportinkomster sjönk således med nära en tredjedel under 1970-talet. Den reala exportinkomsten är här definierad som köpkraften i de exportintäkter som återstår sedan oljeimporten betalats. Medelinkomstländerna ökade däremot sina reala exportinkomster med knappt två tredjedelar under samma tidsperiod, vilket innebär att de förmådde kompensera sig för de merkostnader som oljeimporten medför. Utvecklingen belyses i diagram 4:2 nedan. Många av de fattigaste oljeimporterande u-länderna exporterar arbetskraft. En del av denna utvandring har skett just till de oljeexporterande u-länderna i Mellersta Östern. Dessa arbetare sänder hem avsevärda summor.

76 Oljeimporterande u-iänder

Index 1972 = 100

160-

150-

140-

130-

Oljeexporterande u-länder 120-

110-- Övriga u-länder x \ l / 100 \ \ Större \ \ industrivaru- \ exportörer 90- \ \ \ \ / \ x \ 80- \ / \ xx \ I \ V \ Låginkomstländer \ Diagram 4.2 Exporlpris- 70-* \ ernas utveckling i förhål- \ lande till importprisema

xåtn

för olika grupper av uländer 1972-1982 (index 50 l I i I 1 I v I I I

I 972 = 100) 1972T 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 År

Tillgänglig statistik är bristfällig, men den tyder på att hemsändandet av besparingar har ökat mycket starkt under 1970-talet. Beräkningar som gjorts av energimarknadsutredningen visar för en grupp länder (Egypten, Indien, Bangladesh, Pakistan, Jordanien, Arabrepubliken Yemen och Demokratiska Folkrepubliken Yemen) att den totala hemsändningen till dessa länder ökade från 680 milj dollar år 1973 till 6 474 milj dollar år 1978, dvs nästan en tiodubbling. I några av dessa länder utgör de hemsända medlen en mycket viktig källa för tillgången på utländsk valuta och motsvarari vissa fall mer än 50 procent av hemlandets exportintäkter. Enligt Världsbankens bedömningar kan emellertid dessa hemsändningar av valuta komma att minska i takt med att behovet av utländsk arbetskraft i Mellersta Östern minskar. Det är framför allt medelinkomstländerna som under senare år utnyttjat den internationella kreditmarknaden för ökad upplåning och därmed

skjutit upp anpassningen till högre energipriser. Deras samlade skuldbör-

u-länder

Oljeimporterande 77

da uppgår till mycket stora summor, och ländernas bristande eller vacklande återbetalningsförmåga utgör ett akut hot mot hela det internationella finansiella systemet. Problemet är inte endast skuldsättningens absoluta storlek, utan även räntebördan som vuxit snabbt sedan dollarn apprecierats och den allmänna räntenivån ökat kraftigt under åren 1979-1982. De kommersiella krediterna tenderar också att bli förhållandevis korta, vilket ökar amorteringsbördan. De långa, mer fördelaktiga länen, finansierade t ex av Världsbankssystemet, blir alltmer svåråtkomliga till följd av att behoven växt fortare än utlåningsresurserna. De stora skuldbördeproblemen i förening med industrivärldens djupa recession och därmed vikande efterfrågan har skapat stora problem för medelinkomstländerna. Ett stort antal länder har akuta betalningsproblem. Detta kan få konsekvenser för den ekonomiska tillväxten. Om de inte lyckas med att öka sina exportintäkter eller erhålla ökat utländskt finansiellt stöd för en fortsatt hög import, kommer de att tvingas till dramatiska nedskärningar i uppställda ekonomiska tillväxtmål och därmed också i utvecklingstakten.

4.2 i de

Energiresurser oljeimporterande u-länderna

Många u-länder har stora energitillgångar, men har långt kvar till prospektering och exploatering i full kommersiell skala. Detta gäller såväl de fossila energiråvarorna, olja och kol, som nya och förnybara energikällor, tex vattenkraft. Prospektering och exploatering pågår bara i ett litet antal länder, främst i de stora medelinkomstländerna. Investeringar för prospektering av nya oljekällori u-länder utanför OPEC uppgår endast till 5 procent av de totala satsningarna i denna verksamhet. Trots ökningen av oljepriset har prospektering i u-länderna heller icke ökat nämnvärt under 1970-talet. Det finns en rad förklaringar till denna låga aktivitet. De tekniska hindren kan ofta vara stora. Prospektering och utvinning kräver en viss infrastruktur, tillgång på underhållskapacitet och utbildad arbetskraft. Allt detta saknas ofta i u-länder. Utvinning av oljekällor i de oljeimporterande u-länderna försvåras vidare dels av de gränstvister som uppstått mellan olika stater kring potentiella fyndigheter, dels av att många u-länder överlåtit till ett enda företag att företa undersökningar och eventuell utvinning och att detta enda företag inte ansett sig ha råd eller haft viljan att företa mera omfattande investeringar. Därtill kommer att en rad u-länder genom lagstiftning eller på andra sätt försvårat eller till och med förhindrat utländska att delta i företag undersökningar och eventuell senare utvinning av oljefyndigheter. För de utländska oljeföretagen har vissa av dessa åtgärder från u-ländernas sida samt företagens rädsla för nationalisering av fyndigheter, när de väl börjat utvinnas, uppfattats som en så stor politisk risk att de avstått från att medverka i utvinning av nya källor. Den kanske viktigaste förklaringen till de begränsade investeringarna i utforskning av nya oljekällor i de oljeimporterande utvecklingsländerna är

78 Oljeimporterande u-länder

den internationella oljeindustrins struktur. De stora oljebolagens intresse att delta i utvinning av u-ländernas oljetillgångar har nästan helt baserats på möjligheten att därigenom tillföra i-länderna ökad tillgång på billig olja. Oljeföretagens kommersiella intresse av att tillgodose en lokal marknad i ett enskilt u-land har därför varit mycket begränsat. I prospekteringssammanhang ger bolagen prioritet åt områden som ligger nära de stora marknaderna. För det enskilda u-landet kan emellertid även små tillgångar som kan försörja en lokal marknad vara av avgörande ekonomisk betydelse. Bland de åtgärder som skulle kunna vidtas för att minska åtminstone vissa av ovan beskrivna svårigheter har nämnts ett ökat engagemang från i första hand Världsbankens samt andra multilaterala och bilaterala biståndsgivares sida. Så har i viss mån skett genom att t ex Världsbanken och OPEC Fund for International Development inlett ett biståndsprogram som syftar till ökad produktion av olja och gas i de oljeimporterande u-länderna. Sålunda uppgår Världsbankens planerade utlåning till energiprojekt fram till år 1985 till 13,2 miljarder dollar, varav 2,7 miljarder dollar avser olja och gas. Det har funnits tankar på att inrätta en särskild energifilial inom Världsbanken i syfte att främja utvinning av energi i u-länderna. Det är dock för närvarande inte särskilt sannolikt att denna tanke kommer att förverkligas. Den förhållandevis obetydliga oljeletningen och oljeutvinningen i de oljeimporterande u-länderna är olycklig också från industriländernas utgångspunkter. Enligt beräkningar som presenterades vid en internationell energikonferens i Cambridge 1982 skulle det ekonomiska utbytet för i-världen av investeringar i prospektering etc i u-länderna bli stort. Detta dels direkt i bemärkelsen avkastning på investerat kapital, men gäller framför allt gäller det indirekt genom att de fördelaktigt skulle påverka Till och med om man gör ganska pessimistiska antaganden om oljepriset. kostnaderna för oljeletning i u-länderna och vidare antar en relativt låg frekvens när det gäller fynd bör denna indirekta avkastning bli större än om motsvarande satsning på oljeletning gjordes i industriländerna. En del u-länder har också betydande koltillgångar, även om de totalt sett är mindre än de kända olje- och gasreserverna. Stora existerande och är Indien, Brasilien, Turkiet, Chile och ”potentiella” kolproducenter Colombia samt några länder i södra Afrika - främst Botswana, som har stora kolreserver, men också Swaziland, Zimbabwe och Mocambique. Kolbrytningen och prospekteringen i dessa länder är f n med undantag av Brasilien, Colombia och Indien förhållandevis blygsam. En viktig orsak till detta är att kolbrytning kräver stora stödinvesteringar, särskilt på transportsidan. Det saknas vidare kapital och säkra marknader. två tredjedelar av världens vattenkraftspotential finns i u- Omkring länderna. Denna energikälla kan komma att spela en betydande roll ivissa av dessa länders framtida energiförsörjning. Utbyggnaden av vattenkraftsprojekt kräver emellertid stora investeringar samt närhet till en koncentrerad efterfrågan. En omfattande utbyggnad pågår i ett antal u-länder. FNs konferens år 1981 i Nairobi om nya och förnybara energikällor bidrog till att rikta uppmärksamhet på betydelsen av dessa energikällor. Det handlingsprogram som antogs redovisar på ett balanserat sätt behovet av en övergång till ökad användning av nya och förnybara energikällor och

sou 1983:19 Oljeimporterdnde u-länder 79

katalogiserar de åtgärder som måste vidtas. Det betonas att dessa energikällor kan ge ett betydande tillskott, men att deras roll och potential på kort sikt inte bör överskattas. Utveckling och övergång till de nya och förnybara källorna kommer att ta lång tid.

4.3 i u-länderna

Energihushållning

U-länderna utnyttjar i allmänhet energi mindre effektivt än i-länderna, ofta avsevärt mindre effektivt. Orsakerna är uppenbara. Den stora användningen av brännved och träkol är i sig ett oerhört slöseri med energiresurser. Bara några få procent av energiinnehållet i bränslet nyttiggöres. Traditionellt ineffektiva förbränningsmetoder bidrar starkt till slöseriet. I många u-länder är vidare den industriella maskinparken dåligt underhållen, vilket ökar energiförbrukningen. Avsaknad av investeringsresurser gör det svårt att genomföra också mindre förändringar i industrins produktionsmetoder, förändringar som till små kostnader kraftigt skulle kunna öka energieffektiviteten. Transporter i u-länderna sker i mycket stor utsträckning på dåliga landsvägar och bilarna är ofta dåligt underhållna. Detta ökar energiförbrukningen kraftigt. Det finns således vid första påseende en betydande potential för energibesparingar i u-länderna. Frågan är emellertid om den kommer att utnyttjas. För detta krävs inte bara finansiella resurser, som ofta saknas, utan också och inte minst tillräckligt

utbildning politiskt stöd. I många länder har

oljeprodukterna en alltför låg prisnivå, långt under världsmarknadspriset. En höjning av priset skulle onekligen stimulera besparingar, men är också politiskt sett en riskabel operation för svaga regeringar. En viss anpassning av u-ländernas interna prissättning av oljeprodukter pågår dock. I några av de nya industriländerna är också den industriella tekniken relativt modern och energieffektiv.

4.4 i de

Utvecklingen viktigaste oljeimporterande

u-länderna

Argentina

Argentina har betydande olje- och gasfyndigheter och har redan nu en 90-procentig självförsörjning. Nuvarande produktion är cirka 0,5 mbd. Argentina kan möjligen bli ett exportland under 1980-talet, men i blygsam skala (viss gas till Brasilien, möjligen också olja). Landet har betydande oljeskiffrar, som dock ännu ej är prospekterade och inga aktuella planer föreligger därvidlag. Landet har ett omfattande vatten- och kärnkraftsprogram.

80 u-länder

Oljeimporterande

Brasilien

Utvecklingsstrategin i Brasilien har varit starkt tillväxt- och exportinriktad. Till stor del har den brasilianska utvecklingen finansierats med ökad utländsk upplåning. Energikonsumtionen har ökat mycket snabbt eller med nära 9 procent per år. Landet har för närvarande en egen produktion av olja, som räcker till 16-18 procent av det totala oljebehovet. All olja och gas produceras av det statliga Petrobras; 1981 uppgick produktionen till drygt 0,2 mbd. För några år sedan var förhoppningarna stora att landet redan 1985 skulle komma upp till en oljeproduktion på cirka 0,6 mbd, men dagens bedömningar är mer försiktiga. Man talar nu om detta som ett mål för är 1990. De geologiska utsikterna för nya fynd är gynnsamma. Brasilien har mycket stora oljeskiffrar; de näst största fyndigheterna i världen. Regeringen har i princip beslutat att en kommersiell anläggning för av olja skall byggas, men saknar ännu de nödvändiga finansiella utvinning resurserna för att verkställa beslutet. Kapitalbehovet är mycket stort och beräknas dollar. Det förefaller osannolikt att uppgå till cirka 2 miljarder produktionen från oljeskiffrar kommer att få någon större betydelse under de närmaste 15 åren. Brasilien har vidare satsat på produktion av etanol för motorbränsle. Etanolen framställes ur sockerplantorna och produktionen beräknas 1985 uppgå till cirka 8,4 milj ton, vilket motsvarar cirka 40 procent av det då beräknade motorbränslebehovet. Vattenkraftspotentialen är enorm och utbyggnadsplanerna de mest ambitiösa i världen. Enligt de nu gällande planerna skall man i slutet av 1980-talet ha färdigställt nya vattenkraftsanläggningar upp till cirka 34 000 MW, vilket är 2,5 gånger den nuvarande kapaciteten. Till detta kommer en planerad avsevärd utbyggnad av kärnkraft; enligt planerna 8 reaktorer. Såväl vatten- som kärnkraftsprogrammet är emellertid kraftigt försenat. Sammanfattningsvis har Brasilien mycket stora potentiella energiresurser och regeringen har alltsedan prishöjningarna på olja 1973/74 satsat på en mycket ambitiös energipolitik, som syftar till att minska efterfrågan på importerad olja. Trots den kraftiga utbyggnaden av alternativa energikällor samt egen produktion av olja kommer emellertid självförsörjningsgraden att öka förhållandevis långsamt.

Filippinerna

Filippinerna har haft en kraftig ekonomisk tillväxt, men en måttlig årlig ökning av energikonsumtionen. Tyngdpunkten i industrialiseringen har legat på lätt industri och service som inte är så energikrävande. Möjligen sker en viss förskjutning till tyngre, mer energikrävande industri och framför allt ökad hushållskonsumtion. En viss ökning av den tidigare måttliga energikonsumtionen kan förutses. Landet har vissa begränsade offshore-reserver av olja och man räknar med en produktion upp till cirka 50000 fat/dag, vilket skulle kunna ge en självförsörjning upp till cirka 20 procent. Man satsar också på en kraftig av vattenkraft och geotermisk energi för elproduktion. Den utbyggnad potentialen är betydande och ekonomiskt sett relativt attraktiv. geotermiska

Oljeimporterande u-länder 81

Hongkong

Hongkong har haft en enastående tillväxt, men en måttligt energiintensiv sådan. Tillväxtdelarna inom ekonomin ligger på lätt industri och service. Efterfrågan på el inom hushållssektorn stiger emellertid mycket snabbt. Några egna energiråvaror finns inte.

Indien

Den indiska industriella situationen är osäker; nu som flera gånger tidigare är den tunga industrin prioriterad, men i vilken mån detta leder till väsentligt högre produktion är oklart. Energiförbrukningen har ökat med dryga 4procent under 1970-talet (kommersiell energi) och kan beräknas hålla ungefär samma ökningstakt i framtiden. Indien har stora gas- och oljefyndigheter och satsar på en kraftfull utbyggnad. Nuvarande produktion uppgår till cirka 0,3 mbd. Man knyter stora förhoppningar till området Bombay High, där stora fynd har gjorts. Man räknar med en produktion upp till 1 mbd omkring 1990, vilket skulle

göra Indien självförsörjande med olja vid den tidpunkten (nuvarande

konsumtion är dryga 0,6 mbd). Indien har vidare betydande kolproduktion och räknar med framtida kolexport. Vattenkraftsprojekt upp till 10 000 MW är under projektering eller utbyggnad, men det är långt kvar till genomförandet av de synnerligen ambitiösa planerna. De går ut på att Indien skulle kunna utnyttja cirka 70 procent av de totala vattenkraftsresurserna omkring år 2000. (Nära 50 000 MW mot nuvarande knappt 10 000 MW.) Kärnkraftsplanerna är också mycket omfattande (22 anläggningar kring sekelskiftet). Nuvarande installerad effekt uppgår till knappt 700 MW. De flesta bedömare menar att Indien inte kommer att orka med (finansiellt och organisatoriskt) att fullfölja alla dessa ambitiösa planer. Satsningarna på olja och kol kommer emellertid med all säkerhet att väsentligt höja självförsörjningsgraden.

Pakistan och Bangladesh

Pakistan och Bangladesh har betydande gastillgångar. I Pakistan utnyttjas gasen för produktion av elektrisk kraft och för industrin, men planer föreligger för utbyggnad också för hushållsändamål, vilket dock kräver betydande investeringar. I Bangladesh föreligger planer på att utnyttja gas för export i form av ureaproduktion. Landets gasresurser är betydande, men gassystemen ej fullt utbyggda.

Sydkorea

Sydkorea har haft en mycket snabb tillväxt under 1970-talet och räknar med en fortsatt stark industriell expansion. Industrialiseringen har möjliggjorts genom bl a hög utländsk upplåning samt betydande bistånd. Energiförbrukningen har ökat med cirka 10 procent per år. Landet är fattigt på energiråvaror och har ingen gas- eller oljeproduktion. Viss

82 Oljeimporterande u-länder l

kolproduktion förekommer, men täcker inte det inhemska behovet. Vattenkraftsresurserna är också blygsamma. Kärnkraftsprogrammet är stort och tycks, till skillnad från flertalet andra länder, också fullföljas i enlighet med planerna. Den nuvarande planen syftar till cirka 11 200 MW i början på 90-talet, vilket bedöms vara förhållandevis realistiskt. Åtta av planerade 12 stationer är under uppförande. Energiimporten kommer också fortsättningsvis att vara mycket betydande.

Taiwan

Taiwan är i en likartad situation som Sydkorea, men har vissa olje- och gasresurser. Nuvarande produktion är 4000 fat/dag, men också om produktionen femdubblas vilket är regeringens förhoppning kommer bidraget till energiförsörjningen att bli blygsamt. Viss kärnkraftsutbyggnad pågår.

Thailand

Utanför Thailand har nyligen gjorts stora gasfynd. Man hoppas på en gasproduktion i slutet av 1980-talet motsvarande drygt 100 000 fat olja per dag. Problemet är - som i andra u-länder - hur man skall kunna utnyttja gasen på ett ekonomiskt och rationellt sätt. Industrin är inte tillräckligt stor för att absorbera gasen och att bygga ut för hushållsändamål är synnerligen dyrbart. Även i Thailand övervägs bl a ureaproduktion. Behovet av oljeimport kommer att kvarstå under lång tid.

Turkiet

Landets ekonomiska utveckling har varit svag och framtidsutsikterna är inte ljusa. Turkiet har betydande olje- och gasreserver, huvudsakligen på fastlandet. Offshore-prospektering har blivit försenad bl a beroende på gränskonflikten i Egeiska havet med Grekland. Med utökad prospektering och ny teknik för oljeutvinning i existerande oljekällor, skulle produktionen kunna gå upp till cirka 50 000 fat/dag inom en tioårsperiod. Prognosen är emellertid osäker och finansiella och andra problem kan avsevärt försvåra en sådan satsning. Kolfyndigheterna är förhållandevis stora och man räknar med en dryg tredubbling av produktionen fram till 1990. Sammanfattningsvis kan man konstatera att flera av de stora energiimportörerna bland u-länderna kommer att öka sin självförsörjning under de kommande 10-20 åren. Detta gäller bl a Brasilien, Indien, Filippinerna, Thailand, Turkiet, Chile, Marocko och Pakistan. Sydkorea och Taiwan satsar på kärnkraft, men kommer ändå inte nämnvärt att öka självförsörjningen. Fullföljandet är beroende av en mängd politiska och ekonomiska faktorer. I stor utsträckning handlar det emellertid om projekt, som är beslutade och i någon mening påbörjade eller under konstruktion, även om verksamheten ofta är försenad i förhållande till de ursprungliga planerna. Investeringarna kan ses som ett svar på oljeprischocken 1973-74. Det tar emellertid lång tid

Oljeimporterande u-länder 83

för sådana investeringar att mogna ut ifärdiga anläggningar. Man kan således räkna med att de stora oljeimporternade u-länderna kommer att öka sin egen

energiproduktion förhållandevis väsentligt under 1980-talet.

Denna ökade inhemska potential kommer självfallet att utnyttjas ”i första hand för respektive lands energibehov. Energiimporten, främst då av olja, kommer att i praktiken bli en restpost, i många fall förhållandevis stor. Dess storlek kommer att bestämmas av takten i den ekonomiska utvecklingen, vilken i sin tur bl a bestäms av landets finansiella situation, samt den globala oljeprisutvecklingen. Stigande oljepriser kan i praktiken bli en restriktion för tillväxten och därmed dra ned importen.

4.5 u-ländernas framtida

Oljeimporterande oljeförbrukning

I de flesta bedömningar räknar man med en betydande ökning av u-ländernas efterfrågan på kommersiell energi, särskilt olja. Det är från flera utgångspunkter en naturlig slutsats. U-länderna har som genomsnitt haft hög tillväxt, också relativt sett, under 1970-talet. Efterfrågan på energi, och särskilt importerad olja, har ökat snabbt. Den moderna sektorn i många u-länders ekonomier, särskilt i de fattigaste länderna, är extremt oljeboeroende. Som antytts i det föregående finns det emellertid skäl att ifrågasätta dessa bedömningar. En analys av u-ländernas efterfrågan på importerad olja visar att oljeimporten är starkt koncentrerad till ett förhållandevis litet antal medelinkomstländer i Latinamerika och Sydostasien samt några folkrika låginkomstländer som Indien och Pakistan. I flera av dessa länder pågår förhållandevis stora satsningar på inhemsk energi- produktion och de kommer, även om genomförande inte kan ske i takt med de ursprungliga planerna, att ge betydande energitillskott. De oljekrävande ekonomierna är de ekonomier, som växt snabbast under det gångna decenniet. De stora oljekonsumenterna inom gruppen tillhör den här aktuella de nya industriländerna, vars utvecklingsstrategier varit starkt exportinriktade. För att klara finansieringen av investeringar samt hålla den interna efterfrågan uppe, har flertalet av dessa länder ådragit sig en enorm skuldbörda. De har i viss mening skjutit upp sin anpassning till de nya energipriserna. Kraftigt stigande skuldtjänst i kombination med stagnerande exportinkomster skapar en mycket besvärlig situation för dessa länder. Världshandeln växer inte i den takt som krävs för att deras export skall fortsätta att öka i samma snabba takt som hittills. Allt detta kan ställa dessa länder inför långvariga och mycket svåra anpassningsproblem under 1980-ta1et och i praktiken minska tillväxttakten. De fattigare och svagare oljeimporterande u-länderna är givetvis i en än svårare situation. För deras del har 1970-talet inneburit avtagande tillväxt och växande ekonomiska svårigheter. Försämringen av ”terms of trade” har allvarligt försvagat deras ekonomier. Framtidsutsiktema ter sig mycket dystra.

84 Oljeimporterande u-länder

i

Dessa faktorer tillsammans talar för att de oljeimporterande ländernas tillväxt under 1980-talet kan bli väsentligt lägre än beräknat och att oljeimporten inte ökar i den omfattning man hittills antagit. Finansiella svårigheter kan emellertid också försvåra eller fördröja genomförandet av nya större energiprojekt i utvecklingsländerna, t ex vattenkraftsanläggningar. Detta kan i sin tur få konsekvenser för oljeförbrukningen på längre sikt.

5 OECD-länderna

5.1 Allmänt

OECD-länderna har självfallet olika förutsättningar vad gäller energi och råvaror, men flertalet är importberoende. USA intar givetvis en unik position genom sin storlek och väldiga råvarupotential. Men också USA är en nettoimportör av energi. I själva verket har USA länge varit världens största importör av olja. Både Norge och Storbritannien är nettoexportörer av olja. Andra OECD-länder med god tillgång på egna energiresurser tillgängliga för export är Canada och Australien, men båda är nettoimportörer av olja. Också Nederländerna hör, tack vare fortsatt relativt stor export av naturgas, till det fåtal OECD-länder som är nettoexportörer av energi. Bland de västliga i-länderna intar Norge en klar särställning. Ca 70 procent av oljeproduktionen kan exporteras. 1985 beräknas exportöverskottet bli hela 90 procent. Marginalen för export av olja och naturgas i förhållande till nuvarande egen konsumtion är större än för något annat OECD-land. Denna marginal förutsätts växa. Norge behandlas i kapitel 6. Japan har mycket liten inhemsk tillgång till energi och dessutom hög förbrukning. Alternerande med USA importerar Japan mera olja än något annat land och köper därtill stora mängder kol, naturgas och uran på världsmarknaden. Energiförbrukningen per capita skiljer sig avsevärt mellan olika industriländer. Energikonsumtionen har således traditionellt varit avsevärt högre i USA och Canada än i västeuropeiska länder. Detta har ett samband med prispolitik och skattepolitik, industriell struktur och transportbehov men också med politiska och sociala attityder. l De 24 OECD-länderna Olika nivåer av energiförbrukningen per capita mellan de europeiska är Australien, Belgien, industriländerna med skillnader i industrins branschstruktur, Canada, Danmark, Finsammanhänger land, Frankrike, Förenta transportarbetets omfattning, tillgång till inhemska energikällor rn m. Staterna, Grekland, Gemensamt för alla OECD-länder är den väldiga ökningen av energiför- Irland, Island, Italien, brukningen under efterkrigstiden. Samtidigt skedde en övergång från kol, Japan, Luxemburg, Nesom tidigare varit den dominerande energikällan, till olja. derländerna, Norge, Så sent som 1950 svarade kol för inte mindre Nya Zeeland, Portugal, än 90 procent av Europas Schweiz, Spanien, Storenergiförsörjning. Drygt 30 år senare var motsvarande siffra ca 21 procent. britannien, Sverige, Tur- Under samma tid ökade oljan sin andel från 10 till 55 procent. Denna kiet, Västtyskland och övergång till olja medförde en väsentligt minskad självförsörjning med Österrike.

86 OECD-länderna energi. Oljeimportens storlek och dess förändring under tiden 1960-1980 framgår av nedanstående tabell. Tabell 5.1 OECD-regionernas oljeimport (milj ton) samt förändring 1960-1972 och 1972-1980

förändring 1960-1972 +300 % +700 % +202 % 1972-1980 - 18 % - 11 % + 2 %

Nedanstående tabell visar hur den totala energianvändningen har utvecklats inom OECD mellan 1960 och 1980. Den ger också uppgifter om andelarna för de olika energislagen.

Tabell 5.2 Energianvändningen inom OECD 1960-1980 (miljoner fat oljeekvivalenter) 1960 1973 1980

Efterfrågan på olja, som inom OECD ökade med 7,5 procent per år under 10-årsperioden 1963-73, möttes av motsvarande ökningar av utbudet, genom den ökade produktionen i Mellersta Östern. Oljepriserna sjönk realt. Starka institutionella krafter drev på utvecklingen. Oljan var billigare, mer

lätthanterlig och miljömässigt överlägsen kol. Övergången från kol till olja,

den samtidiga strukturomvandlingen och den snabbt minskande självförsörjningsgraden i OECD-länderna på energins område gick förhållandevis smidigt. Oljeprisökningarna i början på 1970-talet bröt denna utveckling. På ett närmast chockartat sätt uppenbarades de inbyggda svagheterna i de industriella ländernas energiförsörjning och ekonomier. De industriella ländernas sårbarhet och känslighet för medvetna åtstramningar av oljetillförseln blev illustrerad genom den kortvariga och i och för sig föga framgångsrika oljeblockaden 1973/74. Oljevapnet” blev ett nytt begrepp och oljeberoendets säkerhetspolitiska följder en av de stora internationella frågorna. 1960-talets synnerligen snabba tillväxt i industrivärlden hade möjliggjorts bl a av de låga energipriserna. 1970-talets oljeprisökningar fick därför genomgripande effekter.

OECD-länderna 87

Prisökningarna medförde således inte bara en väldig inkomstöverföring från OECD-länderna till oljeproducerande u-länder. Därtill kommer också de ofrånkomliga deflatoriska effekterna. Vidare märks de välfärdsförluster som uppstår genom en hastig strukturomvandling samt de trögheter som motverkar anpassning till nya förhållanden. De samlade effekterna blev enorma. Enligt OECDs beräkningar innebar de direkta och indirekta effekterna av 1979-80 års prisökningar en minskning av OECDs realinkomst med ca 1 000 miljarder dollar, i förhållande till vad som annars skulle ha uppnåtts. Detta motsvarar en inkomstförlust på ca 1 300 dollar/person i OECD-länderna. Med tanke på att 1978-80 års åstadkoms genom de oljeimporterande ländernas och oljekris väsentligen bolagens eget agerande kan man förvisso tala om ”en av de mest katastrofala händelserna i industriländernas ekonomiska efterkrigshistoria (Badger- Belgrave: Oil Supply and Price, Chatham House, 1982). Anpassningen till de högre prisnivåerna medförde svåra och djupgående ekonomiska och politiska problem. Det industriella samhället hade i hög grad anpassats till riklig förekomst av billig olja. Det hade varit mycket lättare att föra in oljan i energisystemet än att ersätta den. Anpassningen till högre energipriser tar en avsevärd tid genom att alltid är knuten till någon form av realkapital, dvs en energianvändningen maskin, transportmedel eller byggnad. Möjligheterna att gå över till mindre energikrävande maskiner eller mera energisnåla hus, påverkas således starkt av den allmänna investeringsnivån i ekonomin. Industrins investeringar bestämmes emellertid av en mångfald faktorer varav energikostnaderna bara är en. Ekonomisk och en allmänt sett låg investeringsaktivitet i stagnation ekonomin fördröjer den nödvändiga omställningen från låg- till högprisenergi. Människors anpassning till högre energipriser och mindre energiintensiv konsumtion sker inte utan motstånd. Takten i omställningen bestäms i stor utsträckning av politiska faktorer, t ex människors benägenhet att acceptera en lägre konsumtionsökning och regeringarnas förmåga att hantera strukturförändringen. Det ökade miljömedvetandet och den ökande kunskapen om olika energikällors långsiktiga miljöeffekter försvårar också omställningen bort från olja till alternativa energikällor. Välfärdsförlusterna slår ojämnt, vilket har skärpt de fördelningspolitiska En effektiv stabiliseringspolitik har försvårats. Den motsättningarna. växande osäkerheten har minskat investeringsviljan och ökat intresset för spekulationsvinster inte minst i oljeaffärer. Industrivärlden är således inne i en mycket omfattande omställning, vars problem i första hand inte är tekniska, utan politiska och ekonomiska. 1973 års kris ledde till att de flesta industriländerna sökte genomföra en mer eller mindre medveten och utvecklad energipolitik. Denna politik tog sikte på att med olika metoder trygga oljetillförseln, främja hushållning och ökad energieffektivitet samt att ersätta olja med andra energikällor. 1979 års oljekris gav ytterligare fart åt dessa strävanden, medan den blygsamma nedgången av oljepriserna 1974-78 hade medfört en avmattning av ansträngningarna. De allra flesta industriländer har sedan gammalt hårt beskattat oljeprodukter, särskilt bensin. Undantag är främst USA och Canada. För vissa

88 OECD-länderna SOU 1983: 19

europeiska länder utgör oljebeskattningen en mycket viktig inkomstkälla för den statliga budgeten. Flertalet OECD-länder har emellertid låtit beskattningens andel av det slutliga konsumentpriset sjunka, vilket var ett sätt att något minska oljeprisökningarnas genomslag i konsumentledet. I Västeuropa utgjorde således beskattningen 1973 hela 48 procent av konsumentpriset, men hade 1981 sjunkit till 32 procent. Under de allra senaste åren torde emellertid de stora slutliga budgetunderskottet ha bidragit till en ökad benägenhet hos regeringarna att höja olje- och särskilt bensinbeskattningen, trots det politiska motståndet. Så har skett i flera europeiska importländer, bl a Frankrike, Italien och Sverige, men också i de oljeproducerande länderna Storbritannien och Norge. Också i USA har regeringen lyckats genomföra en blygsam federal bensinbeskattning. Konsumentländernas hårda beskattning av oljan uppskattas inte av OPEC-länderna som ofta påpekar att lägre beskattning skulle minska oljeprisökningarnas ekonomiska effekter. OPECs hållning är en naturlig intresseståndpunkt: beskattningen medför att utrymmet för prisökningar begränsas. Importländerna har här självfallet rakt motsatta intressen. Flertalet industriländer har traditionellt på olika sätt reglerat oljemarknaden och oljeprodukternas prissättning. Motiven har varit ñerfaldiga. Oljans centrala betydelse för den ekonomiska utvecklingen och samhällets funktionsförmåga har gjort det naturligt för regeringarna att på olika sätt söka styra marknaden. De internationella bolagen har i många länder betraktats med en betydande misstänksamhet, vilket skapat krav på ingripande och kontroll. Detta gäller inte minst USA och Canada. 1970-talets turbulenta utveckling har i många fall ökat de statliga engagemangen. Flertalet industriländer, med eller utan egna oljeresurser, söker uppnå ökad nationell kontroll över oljehanteringen. Man eftersträvar att så långt som möjligt söka minska sårbarheten i oljetillförseln. Detta har skett genom att förstärka de nationella oljebolagen, direktavtal med de stora producentländerna, ökad strategisk lagring m m. Bildandet av det interna-

tionella energiorgandet, IEA (International Energy Agency) var ett led i dessa strävanden. (Se kapitel 9, Energi och sårbarhet). För att minska risken

för störningar eller upprepningar av 1973/74 års oljeblockad har OECDländerna strävat efter att minska oljeimporten just från OPEC-länderna och särskilt då OPEC-länderna i Mellersta Östern. Japan söker bygga upp energisamarbete med de energiexporterande länderna i Sydostasien (Indonesien, Malaysia, Thailand, Kina m f1), men söker också goda förbindelser med oljestrategiska OPEC-länder. USA är särskilt angeläget om sina energiförbindelser med Mexico och Venezuela samt Canada. I Västeuropa ligger tyngdpunkten, naturligt nog, på att utnyttja regionens egna tillgångar, främst Nordsjön, samt att öka energiim-

porten med Östeuropa. Samarbetssträvanden inriktas på näraliggande

regioner, delvis för att begränsa transportkostnaderna men också som ett led att diversifiera oljeimporten. Flertalet industriländer, med eller utan egna oljeresurser, stimulerar oljeprospektering och ökad nationell kontroll över oljehanteringen. De flesta industriländer söker i ökad omfattning utnyttja egna energikällor, också sådana som tidigare ansetts mindre lönsamma. Gas, kärnkraft och kol är de viktigaste substituten för olja och ingår i växande omfattning i ñertalet länders energibalanser.

OECD-länderna 89

Särskilt påfallande är ökningen av kärnkraftens roll. Den installerade

nukleära kapaciteten i OECD-länderna ökade från 17 GWe 1970 till 130 GWe 1980 och den kärnkraftsbaserade elektricitetsproduktionen ökade därmed från 1 till 12 procent av den totala elproduktionen. Det är en kraftig uppgång, men är likväl mindre än hälften av vad som planerades för dryga 10 år sedan. Ett viktigt inslag i energipolitiken i alla OECD-länder är främjandet av energieffektivitet. I flertalet länder har man infört stimulanser för sparande respektive ökad energieffektivitet, i form av bl a förmånliga skatte- och låneregler. Nya regler har antagits för bl a bostadsbyggande, ökad energieffektivitet i transportsektorn m m. Den kraftigt ökade prisnivån på olja har naturligtvis i hög grad bidragit till att pressa tillbaka oljeförbrukningen och höja effektiviteten.

5.2 1973-82

Energiförbrukningen

De nya oljepriserna medförde en dramatisk förändring i i-ländernas energiförbrukning. Åren 1973-80 har industrivärldens energiförbrukning ökat med endast 0,7 procent per år, jämfört med en tidigare årlig ökning på ca 5 procent. Under samma tid har industriländemas samlade bruttonationalprodukt vuxit med 18,8 procent, eller 2,5 procent per år. Mellan 1979 och 1981 har IBA-ländernas energiefterfrågan minskat med 5 procent. Oljekonsumtionen har under samma tid fallit med inte mindre än 14 procent. Den samlade oljeförbrukningen i OECD-världen är idag mindre än den var 1973. Den låga ekonomiska tillväxten, arbetslösheten och den allmänna osäkerheten om den ekonomiska framtiden har givetvis bidragit till att hålla tillbaka energi- och oljekonsumtion. Men förändringen i energiförbrukningen är sannolikt av mer djupgående karaktär. En sammanfattande bild av utvecklingen när det gäller OECD- ländernas energi- resp oljeförbrukning per BNP-enhet de senaste tjugo åren ses i nedanstående diagram.

1973 = 100 105-

95A ENERGI TOTALT/BNP , 90j, I ,I 85-

,z \

OLJA/BNP I \

z

80 \ Diagram 5.3 Olje- och \ energieñektivitet (energi-

,I förbrukning per BNP-

75” z \ enhet) inom OECD-länderna 1960 - 1981

7GIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII

646668 70 72 74 76 7880 Källa: IEA

90 OECD-länderna

Det framgår av diagrammet att industrivärldens ekonomier synes ha blivit mer energieffektiva sedan oljekrisen 1973. Hur mycket av denna förändring som är bestående är i hög grad osäkert och den statistik som finns är mycket bristfällig. Den energimängd som krävs för att producera en enhet av BNP minskade med över 12 procent åren 1973-80, enligt IEAs osäkra beräkningar. Nära hälften av denna minskning skedde åren 1979-80, och utvecklingen har fortsatt i samma snabba takt 1981-82. Oljeanvändningen har fallit än snabbare. Energivarornas priskänslighet och särskilt oljemarknadens priskänslighet har varit större än vad man tidigare antog. Omställningar tar dock avsevärd tid och det är möjligt att effekterna blev successivt starkare. Den kraftiga ökningen av energieffektiviteten under de senaste åren kan inte enbart ses som en direkt följd av oljeprisökningarna 1979-80. Den är också resultatet av investeringsbeslut som fattades redan under mitten av 1970-talet och som nu mognat ut i nya maskiner, nya processer, byggnader etc. Det tar olika lång tid inom olika sektorer av ekonomin att höja energieffektiviteten. Snabbast går det inom industrin. Åren 1966-73 ökade industrins oljeanvändning i IEA-länderna med ca9procent per år. Den utvecklingen bröts 1973, men oljeersättningen 1973-80 var förhållandevis måttlig. De stora förändringarna ägde rum 1980-82, då gas, kol- och kärnkraftsbaserad elektricitet alltmer ersatte oljan.

Särskilt påfallande är den starka uppgången av elektriciteten, vilket

sammanhänger med den förhållandevis snabba introduktionen av nya kärnkraftverk under denna period. Den minskade oljeförbrukningen är emellertid också beroende på ökad energieffektivitet. Energieffektiviteten ökar också inom bostadsbeståndet, men förhållandevis långsamt. Större delen av de totala oljebesparingarna inom bostadssektorn beror på uppoffringar, dvs lägre inomhustemperaturer, mindre luftkonditionering etc.

Tabell 5.4 Energi-/oliebehov per BNP-enhet (ton oljeekvivalenter per 1 000 dollar av BNP, 1975 års priser och dollarkurs) 1973 1978 1979 1980 1981

Energiintensitet

Japan, Australien och Nya Zeeland 0,69 0.65 0,64 0,61 0,59 Oljeintensiret

Japan, Australien och Nya Zeeland 0,49 0.43 0.42 0.37 0.34 Källa: IEA.

SOU 1983: 19 OECD-länderna 91

Ledtiderna är långa också inom transportsektorn, där oljeersättningen är mycket begränsad och där minskad oljeförbrukning måste uppnås genom bränsleeffektivare motorer respektive mindre transportarbete. I slutet av 1970-talet bestämde sig den amerikanska bilindustrin definitivt för produktion av bränslesnåla bilar, vilket bör få effekter under senare delen av 1980-talet. Europeiska och japanska bilindustrin har sedan gammalt producerat mer energieffektiva fordon och de potentiella energivinsterna har här varit mer begränsade. Konsumenterna har reagerat förhållandevis snabbt på de mycket kraftiga prisökningar på bensin som ägt rum under de senaste åren. Detta har medfört en minskning av bensinkonsumtionen i OECD-länderna genom mindre bilåkande, lägre hastigheter, samåkning etc. Det finns också skäl att notera att de högre oljepriserna i vissa länder fått ett sent genomslag på marknaden. Detta gäller särskilt USA där 01 jepriserna till följd av federala regleringar haft en konstlat låg nivå särskilt fram till 1980/81. Marknadsgenomslaget har således kommit sent.

5.3 i olika länder och

Utvecklingen regioner

Förenta Staterna står för ca en fjärdedel av hela världens förbrukning av olja - Förenta Staterna ca 14 mbd. Den amerikanska importen svarar också ensam för ca en femtedel av hela världshandeln med olja. Med en nettoimport på ca 5,5 mbd har USA världens största oljeimport samtidigt som landet är den näst största oljeproducenten, med en produktionskapacitet på knappt 9 mbd. De allra största oljebolagen är amerikanska. Det är lätt att inse att utvecklingen på den amerikanska energimarknaden har en avgörande betydelse för omvärlden och för framtidens energimarknader. Den amerikanska energipolitiken, i den mån man kan tala om en över längre perioder sammanhängande sådan, har traditionellt präglats av tilltro till marknaden i kombination med ett alltmer omfattande och byråkratiskt regelsystem. Här, som på andra amerikanska marknader, har olika grupper, stater eller företag sökt värna egna intressen genom federala och statliga bestämmelser, vilket sammantaget med marknadskrafterna skapat ett svårpåverkat och delvis irrationellt energiförsörjningssystem. Frånvaron av enhetlig och planerad samverkan mellan landets olika delar och regioner har förstärkt dessa förhållanden. USA var det första ”oljelandet” och var länge självförsörjande och nettoexportör. Oljan och kontroll över oljeflödena var traditionellt en viktig del av USAs säkerhetsintressen. De stora amerikanska har oljebolagen också haft en utomordentligt stark politisk maktställning i USA och därmed starkt påverkat energi- och oljepolitiken. Under andra världskriget sökte den amerikanska regeringen skaffa sig ett större inflytande över oljepolitiken genom bl a ett direkt federalt engagemang i oljesektorn. Dessa ansträngningar misslyckades emellertid och den olje- och energipolitik som blev rådande från 1940-talets slut blev till viss del präglad av de stora bolagen. USAs regering blev en sorts garant för den ordning som rådde också på den internationella marknaden och kunde i kritiska lägen utnyttja oljan också

92 OECD-länderna

som en politisk tillgång. Oljeleveranser till Europa var således en viktig del av Marshallplanen (ca 25 procent av dollarflödet utnyttjades för detta ändamål) och löftet om amerikanska oljeleveranser var ett kraftfullt påtryckningsmedel på Storbritannien och Frankrike i samband med Suezkrisen 1956. Det amerikanska exportöverskottet minskade efterhand och övergick i import i slutet av 1940-talet. Successivt ökade också importen från det säkerhetspolitiskt känsliga Mellersta Östern-området. Försök med frivilliga importkvoter slog inte väl ut och i slutet av 1950-talet infördes obligatoriska importkvoter ”för att stärka den nationella säkerheten. De stora oljebolagen hälsade detta med tillfredsställelse. Man fick därigenom ett, som man tyckte effektivt, skydd mot den billigare oljan från Mellersta Östern. Utnyttjandet av den inhemska amerikanska oljan ökade kraftigt, vilket på kort sikt minskade sårbarheten för störningar utifrån. På längre sikt blev emellertid resultatet det motsatta. Den snabba utvinningen av olja under 1960-talet lade grunden för den snabbt ökande oljeimporten under 1970-talet. Den amerikanska reservkapaciteten hade då ätits upp av 1960-talets snabba förbrukning och 1973 upphävdes importkvoterna, en bekräftelse på en redan ofrånkomlig utveckling. USAs oljeimport uppgick nu till nästan 40 procent av den totala oljeförbrukningen i landet. Större delen av den importerade oljan kom från Central- och Sydamerika samt Canada. Men andelen olja från Mellersta Östern började på nytt Öka. Oljekrisen 1973 blev en chock också för USA. Chocken gällde mindre oljepriserna, eftersom de direkta effekterna på den amerikanska ekonomin var förhållandevis blygsamma. Oron kom mer att gälla den sårbarhet som USA och västvärlden hade försatt sig i gentemot de oljeproducerande länderna. Oljeberoende för USA och USAs allierade framstod som ett hot mot det atlantiska säkerhetssystemet, mot USAs politik och positioner i tredje världen i allmänhet och Mellersta Östern i synnerhet och ansågs också kunna rubba maktbalansen mellan öst och väst. Den amerikanska utrikespolitiken inriktades på att begränsa dessa risker genom nya internationella samarbetsorgan, bl a IEA, samt en förstärkning av USAs förbindelser med de viktigaste oljeproducerande länderna, då främst Iran och Saudiarabien. Mot denna bakgrund lanserade president Nixon också Project Independence, vars mål var att göra USA självförsörjande på energiområdet inom 10 år, ett program som dock var mera politiskt propaganda än verklighet. I praktiken hände inte särskilt mycket. Importkontrollen avskaffades, men hemmapriserna anpassades inte efter de nya världsmarknadspriserna. Tvärtom beslöt den amerikanska regeringen att frysa hemmamarknadspriserna, för att därigenom förhindra att de inhemska bolagen skulle göra stora vinster genom att sälja billig inhemsk olja till de nya internationella priserna. För att ändå möjliggöra import infördes vad som i praktiken var ett synnerligen invecklat subsidiesystem där inhemsk respektive importerad olja allokerades till de olika bolagen och raffinaderierna. Följden blev att hemmamarknadspriserna förblev låga under hela 1970-talet och den amerikanska oljeimporten fortsatte att stiga i snabb takt. Den steg med ca 13 procent per år fram till 1978/79. Därmed steg också andelen olja från

OECD-länderna 93

Mellersta Östern. Oljeimporten nådde sin höjdpunkt 1978/79 på ca 8,5 mbd, nästan 50 procent av USAs oljeförsörjning. Det stod klart för president Carters administration att denna utveckling var djupt olycklig, såväl av säkerhetspolitiska som ekonomiska skäl. Regeringen gjorde flera olika försök att övertyga kongressen om behovet av en sammanhängande energipolitik. President Carter sökte mobilisera nationen genom att tala om energikrisen som en moralisk motsvarighet till krig, en dramatisk men måhända mindre lyckad liknelse. Det politiska motståndet mot grundläggande förändringari den amerikanska energipolitiken var betydande och det gällde särskilt avskaffande av prisregleringen och anpassning av konsumtionspriserna till de internationella priserna. Detta motstånd var djupt rotat i en gammal misstänksamhet mot de stora oljebolagen och mot den mäktiga oljelobbyn i amerikansk politik. Oljekrisen 1979, då brister i det oformliga och byråkratiska amerikanska fördelningssystemet åter skapade väldiga köer framför bensinstationerna, gjorde emellertid sitt till för att öka den amerikanska allmänhetens insikter om energiproblemen. Carter presenterade ett synnerligen ambitiöst energiprogram som innefattade borttagande av prisregleringar på olje- och gasmarknaden, inrättande av ett gigantiskt företag för produktion av syntetbränsle, rader av olika insatser för hushållning och ökad energieffektivitet, utbyggnad av infrastrukturen för kol etc.

Åtgärder som syftar till att anpassa priset till världsmarknadspriset innebär

också att oljebolagen gör stora vinster, naturligtvis då främst från de inhemska oljekällorna. Carter sökte lösa detta dilemma genom införande av en särskild övervinstskatt för oljeindustrin. Programmet blev bara delvis antaget av kongressen. Den carterska politiken blev emellertid inte långvarig. President Reagan och hans administration hade en helt annan syn. Medan Carter hade betonat hushållning och ökad energieffektivitet betonade den nya administrationen produktionen. Optimistiska kalkyler förevisade väldiga tänkbara ökningar av såväl den amerikanska olje-, gas- som kolproduktionen. Medan Carters politik innefattade betydande federala satsningar, ville den nya ledningen så gott som uteslutande betona marknaden och privata initiativ. De carterska satsningarna på syntetbränsle lades åt sidan, liksom åtskilligt av de planerade hushållningsinsatserna. I stället forcerades avvecklingen av prisregleringen på olja samtidigt som skattelagstiftningen för oljeletning etc mildrades. Däremot bibehölls tills vidare prisregleringen av naturgas, ett systern som backas upp av mycket starka politiska intressen. Reagan-regeringen har emellertid senare föreslagit att också gaspriset blir fritt från 1985. Det är emellertid osäkert om detta blir genomfört. Den alltmer effektiva energipolitiken i slutet av 1970-talet i kombination med ökade priser och lägre ekonomisk tillväxt har drastiskt förändrat den amerikanska energiscenen. Mellan 1979 och 1982 sjönk energiförbrukningen och framför allt oljeförbrukningen. För 1982 beräknas förbrukningen bli 15,5 mbd, vilket är en minskning med hela 3 mbd från 1979. Den minskade efterfrågan riktades mot importen som sjönk kraftigt, ned till ca 5,5 mbd 1981 netto. Importen är därmed nere på ungefär samma nivå som 1975 och den har fortsatt att minska under 1982.

94 OECD-länderna SOU 1983: 19

Här som i andra länder har nedgången i energiförbrukningen ett självklart sammanhang med recessionen och den höga arbetslösheten. Den låga kapacitetsutnyttjande inom den energikrävande tunga industrin, främst stålindustrin, står för en betydande del av den minskade oljeförbrukningen. Men också här har det skett mer varaktiga förändringar. Allmänheten har på ett helt annat sätt än tidigare blivit medveten om energikostnaderna i den privata budgeten. Besparingarna inom industrisektorn har varit särskilt

stora. Här har det gjorts omedelbara insatser som snabbt höjt energieffek-

tiviteten samtidigt som många industrier övergått från olja till kol. På längre sikt kommer sannolikt den ökade energieffektiviteten i transportarbetet att ha en utomordentligt stor betydelse. Den minskade bensinförbrukningen över lmbd på några få år - är i första hand beroende av att mindre transportarbete har utförts. Efter segt motstånd har den amerikanska bilindustrin nu emellertid investerat i mindre och mer energieffektiva bilar. Detta kommer att få mera påtagliga effekter på oljeförbrukningen först i senare delen av 1980-talet. Den amerikanska raffinaderiindustrin omstruktureras. Sedan flera år pågår ett omfattande invsteringsprogram som kommer att öka industrins flexibilitet och möjlighet att utnyttja tyngre och mera svavelhaltiga råoljor som insatsvara. Detta skulle minska beroendet av de afrikanska oljorna. Amerikansk energipolitik under de senast åren har prioriterat ökad produktion av olja och oljeletning. Antalet nya undersökningshål ökade kraftigt under 1981. Som ett resultat av detta hejdades den tidigare kontinuerliga minskningen av de kända och redovisade amerikanska oljereserverna. Även de mest optimistiska bedömare förutser emellertid en fortsatt svag minskning av den amerikanska kapaciteten för oljeproduktion under 1980-talet. Enligt administrationen kan kapaciteten förväntas gå ned från ca 10 mbd 1980 till ca 9 mbd 1990 för att därefter återigen stiga, som en följd av åttiotalets prospektering och nya utvinningsmetoder. Under hela 1990-talet förutses således en oljeproduktion som ligger nära 1980 års nivå. Exxons långtidsprognos för 1990-talet är försiktig: här ser man en produktion på ca 7,5 mbd och det mesta av den oljan måste komma från ännu ej upptäckta reserver. De största oljefynden har hittills gjorts Offshore, särskilt utanför Californien. Naturgas utgör sedan gammalt en viktig energikälla i USA och står för ca 30 procent av den totala energiförbrukningen. En konstlat låg prissättning på gas i förening med många specifika marknadsförutsättningar har stimulerat gaskonsumtion mer än prospektering och produktion. Den associerade gasens andel har sjunkit kraftigt och utvinningen av icke-associerad gas har inte vuxit i tillräckligt snabb takt. Marknadens framtid är osäker. Ett avskaffande av prisregleringen kan leda till så kraftiga prisökningar att övergång från olja till gas inte längre ter sig attraktiv. Konsumtionstillväxten har mattats men det är sannolikt att den hittills förhållandevis obetydliga kommer att öka, framför allt från grannländerna Canada och importen Mexico. På kolområdet förutser administrationen en betydande ökning, delvis för export. USA innehar ca två tredjedelar av OECDs samlade kolreserver. Flaskhalsen är i första hand brist på infrastruktur (järnvägar, hamnar etc). Det är emellertid långt ifrån säkert att denna ökning verkligen kommer till

OECD-länderna 95

stånd, bl a genom att den internationella efterfrågan utvecklas svagare än väntat. På kärnkraftsområdet sker praktiskt taget ingen utveckling alls, trots administrationens försök att återigen sätta fart på byggandet av kärnkraftverk. Under de senaste åren har inga nya order lagts ut. Detta sammanhänger med ett tungarbetat tillståndssystem, osäker lönsamhet samt också med osäkerheten om den framtida elförbrukningen. De nuvarande planerna eller förutsägelserna för den amerikanska oljeförbrukningen är förhållandevis optimistiska. Administrationen räknar med att energieffektiviteten skall öka, att kol, gas och kärnkraft i stigande utsträckning skall ersätta olja och att oljeförbrukningen således skall fortsätta att minska. Oljeimporten skulle därmed 1990 vara nere i ca 5 mbd, år 2000 till ca 2 mbd. Att göra förutsägelser om den amerikanska utvecklingen är emellertid mycket svårt. Förhållandena på den amerikanska energimarknaden påverkas av en kombination av faktorer, vars utfall är mycket svår att förutse. Detta beror bl a på att starka regionala och politiska krafter ömsesidigt påverkar systemet och styrkan i denna påverkan hänger i sin tur samman med de allmänna politiska maktförhållandena. Även om allmänheten numera har större förståelse för behovet av energihushållning än tidigare är det fortfarande svårt att få politisk förståelse för t ex en rationell prisstruktur. Den starka misstänksamheten mot oljeindustrin, stimulerad av dess tidvis hissnande vinster, skapar ibland politiska blockeringar som inte är lätta att rå på: bolagen blir, tillsammans eller växelvis med OPEC, ”orsaken” till energiproblemen. Denna föreställning, att energiproblemen skapas av utomstående, sinistra krafter, är utomordentligt svårutrotad och motverkar en rationell energipolitik. Systemet är vidare i vissa avseenden utomordentligt trögrörligt, bla genom att de legala systemen möjliggör blockering av fattade beslut, t ex vad gäller nya anläggningar. Reaganadministrationens starka tro på marknaden kan få förrädiska följder: vikande oljepriser minskar intresset för investeringar i andra energislag respektive ökad energieffektivitet. Redan under 1981-82 har en rad beställningar och kontrakt skjutits på framtiden och bl a Exxons stolta planer på en omfattande produktion av syntetiska bränslen har lagts åt sidan. Det tycks heller inte finnas politiska förutsättningar för att införa en kraftig beskattning på oljeprodukter, en beskattning som kunde hålla upp konsumentpriset också när världsmarknadspriserna sjunker. Allt detta kan innebära att den fortsatta utvecklingen mot minskad oljeförbrukning går väsentligt långsammare än vad administrationen f n tror. Det kan hävdas att oljeförbrukningen kan fortsätta att minska genom att den ekonomiska tillväxten blir väsentligt lägre än vad man hittills hoppats och trott. Den minskande förbrukningen kan emellertid i så fall, vid en ekonomisk uppgång, snabbt förbytas i sin motsats och förstärka oljecykelns dynamiska trender. Oljeimporten är givetvis en belastning på den amerikanska ekonomin men dess främsta nackdel är emellertid, enligt gängse amerikansk uppfattning, dess säkerhetspolitiska konsekvenser. Oljefrågorna har alltid varit en del av

96 OECD-länderna

amerikansk utrikespolitik, inte minst gentemot Latinamerika (Venezuela

NATO-ländernas sårbarhet och Mexico) och Europa. Nu är det emellertid som står i förgrunden för intresset. I otaliga offentliga dokument och anföranden av amerikanska politiker varnas för riskerna att Mellersta Österns oljetillgångar kan komma under kontroll av regeringar som är fientliga mot Förenta Staterna och politisk dess allierade” och att denna kontroll kan utnyttjas för politiska syften. Den sårbarheten måste, enligt amerikansk uppfattning, i första hand mötas med och militära medel. Den amerikanska energipolitiken är således politiska mycket nära sammankopplad med storpolitiska överväganden. Samtidigt med att oljeimporten minskat har USA ökat sin säkerhet också oljereserv. Dess genom att i accelerad takt lägga upp en avsevärd strategisk reservlager är nu uppe i ca 250 milj fat och är tillräckligt stor för att ersätta all direktimport från Mellersta Östern under 140 dagar. Den strategiska oljereserven anses bli helt fylld med 750 miljoner fat år 1989. Canada Canada har stora energitillgångar och är nettoexportör av energi, men är ännu beroende av viss nettoimport av olja. Efterfrågan faller emellertid, här som i andra industriländer. Prisstrukturen på både gas och olja är komplicerad och reglerad, bl ai syfte att i viss mån avskärma oljekonsumenterna från världsmarknadspriserna.

Man skiljer på priset för ny och ”gammal” olja, dvs sådan olja som

produceras från redan borrade oljekällor. Priset på den senare skall 1985 uppgå till 75 procent av världsmarknadspriset. Prissättningssystemet är ett resultat av en kompromiss mellan regeringens krav på ”rättvis fördelning” av inkomsten från Canadas olje- och gasprooch bolagens intressen. Man eftersträvar också en duktion - och regionernas canadianization” av olje- och gasindustrin, vilket skapat skarpa konflikter med USA. Allt detta har bidragit till att minska industrins satsningar, men det är möjligt att de svåraste motsättningarna nu är övervunna och att prospektering och utvinning på nytt ökar. Canada har avsevärda kolreserver och produktionen har ökat kraftigt under 1970-talet. 1982 uppgick den till 22 miljoner toe, en ökning med 11 miljoner toe från 1973. Canada kan därmed förvandlas från en kolimportör till en exportör och enligt planerna skall exporten uppgå till ca 29 miljoner toe 1985. Detta skall möjliggöras genom en kraftig utbyggnad av projekten i Nova Scotia, British Columbia och Alberta. Kärnkraften står för ca 11% av elektricitetsproduktion (22 reaktorer) och skall enligt planerna öka under 1980- och 1990-talen. Det är emellertid osäkert om denna ökning verkligen kommer till stånd. Den kanadensiska energipolitiken är, liksom den amerikanska, präglad dels av motsättningarna mellan olika regioner och mellan regioner och den federala statsmakten, dels mellan oljebolag och regeringen. Här, liksom i USA, är misstänksamheten mot oljebolagen betydande och motståndet mot en realistisk prissättning på framför allt bensin mycket stort. Råvarurika har krävt omläggningar i energipolitiken - framför regioner som t ex Alberta allt en prissättning i enlighet med världsmarknadspriserna. Dessa krav, som

OECD-länderna 97

motarbetats intensivt av de ”oljeimporterande” delstaterna. Styrkeläget mellan regionerna har på nytt förändrats, i samband med den vikande efterfrågan och vikande världsmarknadspriser. 1980 antogs ett omfattande nationellt energiprogram vars mål är att drastiskt minska oljeberoendet. tillkom efter Programmet uppslitande politiska strider och omfattande förhandlingar mellan den federala regeringen och delstaterna. Oljeförbrukningen inom industri- och bostadssektorn skall, enligt programmet, 1990 vara nere i 10 procent. Oljeimporten kan därmed minskas till noll. Raffinaderierna byggs om med inriktning på produktion av lätta oljeprodukter, medan den tunga oljan mer eller mindre skall slås ut från marknaden. Avsevärda ekonomiska stimulanser ges för industrier som går över från olja till andra bränslen eller elektricitet. Japans beroende av energiimport är större än något annat industrilands. Japan När oljeprisökningen kom i början på 1970-talet var den totala energiimporten nära 90 procent av det totala energibehovet och oljeimporten uppgick till drygt 80 procent av den samlade energiförbrukningen. Landet har obetydliga egna energitillgångar, främst vattenkraft och geotermisk energi. Oljeimporten var den näst största i världen (efter USA). Men Japan har också mer systematiskt och framgångsrikt än något annat stort industriland genomfört en ekonomisk-industriell anpassning till de höga energipriserna. Det har skett genom en delvis styrd omstrukturering av den japanska industrin, dels genom en medveten energipolitik som syftat till att öka energieffektiviteten och minska oljeberoendet. Industrin har således gradvis utvecklats i mindre energiintensiv riktning. Exportens sammansättning förändrades från den relativt energikrävande produktionen av halvfabrikat, metaller, syntetfibrer och kemiska produkter till mindre energikrävande varor inom verkstadsindustrin och framför allt elektronikområdet. De japanska företagen har starkt understödda av regeringen sökt minska handelsunderskottet med OPEC-länderna genom

synnerligen systematiska exportsatsningar i Mellersta Östern, som nu tar ca

12 procent av Japans export. Energipolitiken har inriktats på att genom priser och stimulanser/ regleringar öka energieffektiviteten. Normer och hushållningsmål har antagits för de olika sektorerna inom ekonomin. Energieffektiviteten har också stigit signifikant. Åren 1973-81 steg BNP med i genomsnitt ca 3,6 procent per år och industriproduktionen med 2,9 procent per år, medan energiförbrukningen ökade endast med ca 1 procent. Oljeförbrukningen 1981 var ungefär densamma och till och med något lägre än före 1973. Ett viktigt inslag i energipolitiken är att sprida energiimporten på flera energiråvaror. Fartygsburen import av naturgasi form av LNG har ökat med ca 30 procent och utgjorde ca 11 procent av den totala energiförsörjningen (1980). Också kol har ökat och uppgår nu till ca 23 procent. Oljans andel är nu 70 procent. Japan satsar hårt både på kärnkraft samt nya energikällor, främst olika former av solenergi. är emellertid försenad. Kärnkraftsutbyggnaden Trots att den uttalade politiken pekat i motsatt kvarstår riktning Japans stora beroende av OPEC-länderna som främsta De stora oljeleverantörer.

98 OECD-länderna

internationella roll för Japans oljeförsörjning har dramatiskt oljebolagens minskat och ersatts av bl a regeringsavtal direkt med producentländerna. bl a med Saudiarabien, som år Japanska Kyodo Oil har således direkt avtal den största till Till skillnad från USA och oljeleverantören Japan. Västeuropa är OPEC-beroendet i stort sett oförändrat högt, ca 85 procent av all oljeimport. Av de övriga leverantörerna står Kina för ca 5 procent. Den siktar att kraftigt reducera japanska politiken på att fortsätta främst fortsatt ökad energieffektivitet samt ökad oljeberoendet, genom kol-/gasimport samt kärnkraft. Under 1990-talet räknar man också med visst tillskott Målet är att oljeförbrukningen 1990 från nya energiformer. omkring skall vara nere i ca 50 procent av den totala förbrukningen och år 2000 så låg som 20 procent. Den är måttfullt interventionistisk. japanska oljemarknadspolitiken Regerigen utövar viss kontroll över prissättningen, särskilt vad gäller fotogen som är ett viktigt bränsle för uppvärmning. Som en följd av den minskade förbrukningen har den japanska oljeindustrin svåra omstruktureringsproblem. Raffinaderiernas kapacitetsutnyttjande ligger (1982) bara drygt över 50 procent. förändrades i Västeuropa Västeuropas (OECD-länderna i Europa) energisituation Från att ha varit i stort sett självförsörjande med grund under efterkrigstiden. energi förvandlades Västeuropa till en gigantisk oljeimportör. Energiförökade trefalt från 1950-73, oljeförbrukningen från 40 till brukningen 750 miljoner ton nästan 20 ggr. Senare delen av 1970-talet och början medförde stora på 1980-talet förändringar i det europeiska konsumtionsmönstret, även om regionens oljeberoende fortfarande är mycket stort. 1972-82 minskade Västeuropas oljekonsumtion med ca 10 milj ton om året- från ca 690 milj ton 1972 till cirka 580 milj 1981. Den västeuropeiska importen av olja svarade 1979 för närmare 40 procent av den totala världshandeln. Den importerade mängden var 13 mbd. Detta samma år ca 8 mbd. kan jämföras med den amerikanska importen Den ökande oljeförbrukningen medförde också ett stigande intresse för de OPEC-ländernas beslutsamma politik i slutet egna gas- och oljereserverna. av 1960-talet gjorde också de stora bolagen mer intresserade av Nordsjön, trots dess höga produktionskostnader. I dag står Nordsjön för ca 20 procent och av Västeuropas oljebehov och 90 procent av gasbehovet. Nordsjöoljan industrisektor med stor betydelse för gasen utgör en mycket dynamisk sysselsättning och ekonomi också i angränsande länder. Som industriområde har det fått samma som tidigare Ruhr-området. Totalt har betydelse ca 80 miljarder dollar (1980-års penningvärde) investerats i Nordsjön. Under det kommande decenniet kan ytterligare ca 100 miljarder dollar kunna att investeras. Den europiska offshore-industrin är dynamisk och varierad med 100-tals leverantörer i flertalet länder. En viss särbehandling av egen industri märks från oljeproducenterna Storbritannien och Norge. De tidigare och utvunna fälten i Nordsjön har gett en prospekterade mycket god lönsamhet; men prospektering och utvinning blir nu allt dyrare. Utrustningen måste bli mer och mer sofistikerad och riskerna ökar i och med att man tvingas borra och utvinna olja på allt större djup. Nordsjöindustrin tenderar såleds att bli alltmer pris- och skattekänslig; också marginella

sou 1983:19 OECD-länderna 99

förändringar kan påverka industrins prospekterings- och investeringsintresse. Industrins klagorop över den i dess tycke allför hårda taxeringen har också ökat under senare år. Det är emellertid svårt att utröna hur stor den faktiska skattebelastningen egentligen är, eftersom bolagen får skriva av prospekteringskostnader i nya fält mot inkomster i gamla - en stor del av prospekteringskostnaderna bärs därigenom indirekt av skattebetalarna i framför allt Storbritannien och Norge. Uppebart är emellertid att de hastigt ökade kostnaderna i förening med nya hårdare Skatteregler gjort verksamheten mindre lönsam. Det anses idag vara ca 5 ggr dyrare att utveckla ett oljefält i Nordsjön jämfört med läget för ca 10 år sedan. Nordsjöoljan utgör en liten andel av den totala olja som säljs på världsmarknaden, men har ändå under de marknadsförhållanden som rått under senare år haft ett visst inflytande på prisbildningen. Nordsjöoljan är en kännbar konkurrent för de OPEC-länder som har lätt och svavelfattig olja. Den höga produktionsnivån i Nordsjön samt den medvetet nedpressade prissättningen 1981-82 påverkade OPEC-ländernas egna försäljningsmöjligheter. Den västeuropeiska importen av olja har under senare år minskat snabbt. 1980 var importen 11,4 mbd och 1981 10,2 mbd. Minskningen av importen är under dessa två år ca 10,5 procent. Importminskningen beror inte enbart på minskad efterfrågan, utan också på ökningen av Västeuropas egen produktion av olja. Den uppgick 1981 till 2,7 mbd, vilket är högre än någonsin tidigare. Den största oljeförbrukaren i Västeuropa är Västtyskland, vars konsumtion 1981 var 2,5 mbd. Därefter följer i storleksordning Frankrike, Italien och Storbritannien med respektive 2, 1,9 och 1,5 mbd. För samtliga dessa länder gäller att oljeförbrukningen 1981 var betydligt lägre än vad den hade varit vid olika tillfällen under 1970-talet. e Naturgas är en viktig del av det västeuropeiska energisystemet. Konsumtionen har åttadubblats under de senaste två decennierna och uppgick 1981 till motsvarande ca 170 mtoe. Naturgasen utgör därmed ca 17 procent av den västeuropeiska energiförsörjningen. Konsumtionsbilden skiftar i olika europeiska länder. I vissa länder, tex Nederländerna och Storbritannien utgör hushållskonsumtionen en viktig sektor, medan industrin är den tunga förbrukaren i bl a Tyskland och Frankrike. Någon enhetlig prisstruktur eller prispolitik finns inte, men gasen var i stort sett förmånligt prissatt under 1960-talet och 1970-talets första hälft. Genom den ökande importen minskade prisgapet under 1970-talet och gasen har alltmer kommit att konkurrera med respektive ersätta dyrare oljeprodukter. Regeringarna vill främja gaskonsumtion som ett sätt att minska beroendet av oljeimporten, men konsumtionsökningen blir sannolikt måttfull beroende på ökad priskonkurrens med oljan. Det finns också institutionella eller politiska hinder för ökad konsumtion. Den europeiska kolindustrin ser med oro på elproduktion baserad på gas. De nationella gasbolagen har i allmänhet inte samma starka politiska ställning som tex kol- eller elektricitetsbolag.

100 OECD-länderna

Diskussionen om gasimportens säkerhetspolitiska konsekvenser verkar dämpande. I de flesta bedömningar räknar man med att gasens andel av den totala energiförsörjningen kommer att öka något under 1980-talet för att därefter plana ut på en nivå som ligger något över dagens. Den stora europeiska gasproducenten har sedan 1960-talet varit Nederländerna. Tillgångarna har exploaterats i snabb takt och den holländska regeringen har beslutat att minska utvinningstakten och därmed också exporten. Den totala europeiska gasproduktionen antas öka något och därefter vara konstant fram till omkring 1990 (ca 200 miljarder m3) för att därefter sjunka kraftigt till ca 150-165 miljarder m3. Utvecklingen är beroende bl a av den norska gaspolitiken och i vilken takt Norge vill exploatera sina tillgångar. Det finns också de som hävdar - tex professor Odell i Holland - att Västeuropa skulle kunna öka sin egen produktion av naturgas, men att detta inte sker beroende på kortsiktig nationalistisk politik och sektoriellt motstånd. Den inhemska produktionen kommer således inte öka i takt med efterfrågan och importens andel av konsumtionen av gas kommer därför att stiga- från nuvarande ca 15 procent till upp mot kanske 50 procent år 2000. Den senare siffran är emellertid helt beroende på prospekteringstakt och utvinningsintresse, bland annat i Norge. Kapitel 17 nedan diskuterar naturgasmarknaden mera ingående. En viktig importkälla är redan nu Sovjetunionen. Dess gasexport till Västeuropa uppgick 1980 till 22 miljarder m3. De kontrakt som nu tecknats mellan Sovjetunionen, Frankrike, Tyskland och Italien förutses kunna innebära en ökning av den sovjetiska gasen upp till ca 40 miljarder m3.

Västtyskland Västtyskland är den största energikonsumenten i Västeuropa och svarar

för hela 20 procent av den totala energiförbrukningen i Västeuropa. Landets viktigaste egna energiråvara är kolet, men dess roll i energiförsörjningen minskade drastiskt under 1950- och 1960-talen. 1981 utgjorde oljan - så gott som all importerad- 45 procent av förbrukningen. Oljeimporten har minskat kraftigt 1981-1982. Också den totala energiförbrukningen har sjunkit under senare år (ca 4,5 procent/år) och är 1982 lägre än den var 1973. Den västtyska oljepolitiken är marknadsstyrd. Den internationella prisutvecklingen har tillåtits slå helt igenom i de inhemska priserna. Under 1978-79 års oljekris medförde detta att de västtyska bolagen - internationella som nationella - i förväntan om att gjorde betydande köp på spotmarknaden, priserna skulle fortsätta att stiga och att det skulle vara möjligt att sälja produkterna till fullt pris på den tyska marknaden utan ingripanden från regeringen. Detta medförde i sin tur att spotpriserna ökade än mer och den västtyska rnarknadspolitiken skapade irritation inom EG och de europeiska länder som tillämpade någon form av prisövervakning eller kontroll. Regeringen anser i princip att statliga bilaterala oljeavtal med OPECländer bör undvikas. Oljeimporten bör skötas på kommersiella grunder. Staten stöder dock oljeletning i andra länder via det statliga prospekteringsbolaget Deminex, som också samordnar privata intressen. En betydande del av nettoimporten sker i produktforrn från spotmarknaden eller direkt från producentländerna. Huvudleverantörerna för råolja år f n Saudiarabien, Libyen, Nigeria och nordsjöproducenterna, främst Storbritannien.

sou 1933; 19 OECD-länderna 101

Efter oljeprishöjningarna 1973 fick kolpolitiken ny fart. Ett omfattande investeringsprogram har genomförts och kolindustrin har också ett synnerligen omfattande utbildningsprogram. Produktiviteten i kolgruvorna har stigit kraftigt och är den högsta i världen, i jämförbara geologiska förhållanden. Trots detta har kolindustrin mycket stora problem. Efterfrågan håller inte jämna steg med den ökande inhemska produktionen. Stålindustrins nedgång i hela Europa, inte minst i Tyskland, har dramatiskt minskat efterfrågan på kokskol. Kraftindustrin föredrar det billigare importerade kolet. l syfte att uppmuntra kraftindustrin att använda inhemskt kol utgår en särskild avgift på elkonsumenterna, den s k Kohlepfennig, som är avsedd att täcka merkostnaderna för det inhemska kolet. Trots dessa och andra subventioner har kollagren i Förbundsrepubliken ökat dramatiskt och fördubblats på ett enda år. Om inte kolindustrin får ökat statligt stöd kommer många gruvor att stängas. Den tyska kolindustrins problem illustrerar ett långtifrån ovanligt problem: hur långt skall man gå vad gäller att subventionera inhemska energiråvaror för att minska oljeimporten? Naturgas svarar ungefär för 15 procent av Västtysklands energibehov, varav den inhemska produktionen står för ca en tredjedel. Importen beräknas öka kraftigt. Utbyggnaden av kärnkraften har kraftigt bromsats upp, främst av politiska skäl. Regeringen satsar också på att stimulera fram ökad hushållning och ökad energieffektivitet. [allmänhet har man sökt undvika lagstiftning och hänvisar till marknaden och frivilliga överenskommelser. Energipolitiken i Frankrike är mycket utvecklad med bestämda mål Frankrike uppsatta för den minskade oljeförbrukningen. Omställningen skall uppnås genom en stark utbyggnad av kärnkraften, utökning av gasimporten, både från öst och från Nordafrika samt genom åtgärder för ökad energieffektivitet och hushållning. Kärnkraftsprogrammet spelar en central roll och skall enligt planerna stå för ca 30 procent av den totala energiförsörjningen 1990. Politiken är hårt centraliserad och de politiska för dess förutsättningarna genomförande förhållandevis goda; bl a saknas i stort sett en politiskt betydelsefull kärnkraftsopposition. En särskild myndighet ansvarar för ökad energieffektivitet och hushållning. Lagstiftningen är omfattande. Den franska oljepolitiken har sedan lång tid tillbaka syftat till att stärka Frankrikes direkta kontakter och engagemang i producentländerna och frigöra landet från de stora anglo-amerikanska bolagens inflytande. Redan 1928 beslöts att staten skulle utöva kontroll över oljehandeln genom särskilda import- och raffineringstillstånd. Genom detta system kontrolleras pris, men också handelns inriktning; det underlättar således att, om statsmakterna så önskar, minska beroendet av spotmarknaden. De halv- och helstatliga bolagen Cie Francaise des Petroles (Total) respektive Entreprise des Recherches et Activités Petroliêres är aktiva instrument för en (ELF) statligt dirigerad oljepolitik och är således inte, som t ex BP, enbart styrda av kommersiella intressen. Genom tillgång infrastruktur kan på en inhemsk man köpa olja från olika, av varandra oberoende, källor. De franska bolagen sökte efter egen olja i första hand i de gamla franska

102 OECD-länderna

kolonierna och har efter avkoloniseringen sökt bibehålla goda kontakter med dessa länder. Genom olika former av direktavtal, har man sökt gardera sig mot störningari oljeflödet. Samarbetet och handeln är ömsesidigt. Många av avtalen med de arabiska har varit förenade med oljeproducenterna franska särskilt på vapenområdet, och i fallet Irak, också exportorder, nukleår export. Man eftersträvar dock att minska OPEC-oljans andel av den totala oljeförsörjningen. De väldiga satsningarna på kärnkraft, kol och gas drar mycket stora kostnader och särskilt kärnkraftsprogrammets kostnader blir alltmer betungande. Den vikande efterfrågan på energi påverkar självfallet energiindustrin och gör det svårare att genomföra de utsprungliga planerna. Nedbantningarna är emellertid hittills förhållandevis blygsamma.

Spanien Både Spanien och Italien är starkt beroende av importerad olja, vilket

Italien innebär en tung ekonomisk börda. Italien har nyligen antagit en energipolitisk plan, som syftar till att minska oljans andel av den totala energiförfrån ca två tredjedelar till lägre än 50 procent. Detta ska ske brukningen genom hushållning och ökat utnyttjande av bl a gas. Det förefaller emellertid, bl a med tanke på de centrala planernas ringa betydelse i Italien som om detta knappast går att uppnå. Den i italienska oljepolitiken är ambitiös. Det italienska ENI/Agip (Ente Nazionale hårt under 1950- och 1960-talen för att de Idrocarburi) kämpade utanför de stora oljebolagens kontroll. Man skaffa sig egna oljekontrakt motarbetade inte producentländernas nationalism utan använde den som ett instrument mot de sju systrarna. Under 1970-talet har den italienska alltmer kommit att inriktas på bilaterala avtal. Den inhemska oljepolitiken oljemarknaden är hårt prisreglerad och prissättningen har under större delen av 1970-talet varit konstlat låg, vilket skapat särskilda svårigheter för

oljeindustrin. i övrigt går framför allt ut på att underlätta industrins Energipolitiken till kol/gas och andra energikällor. Ambitionerna är stora men omställning utvecklingen går trögt, inte minst på kärnkraftområdet. ett omfattande för oljesubstitution inom I Spanien tillämpas program industrin och elektricitetsproduktionen. Vissa industrier kan få fördelaktiga lån för att finansiera övergång från olja till kol. Storbritannien Storbritannien är ett energiråvarurikt land och en betydande olje-, gas- och kolproducent. Dess energipolitik har stor betydelse också för de kontinentala staterna och Skandinavien. Den ägnas därför här ett mer utförligt

utrymme. Den brittiska är baserad på en fortsatt utveckling av energipolitiken inhemska olje-, gas- och kolresurser samt kärnkraft med siktet inställt på att kraftigt minska beroendet av importerad energi. Idag är Storbritannien nettoexportör av olja. Thatcher vill, sin allmänna politiska filosofi, låta Regeringen trogen marknadskrafterna styra. Regeringen anser inte att det är dess uppgift att eller -förbrukningen och inte heller att söka påverka energipolitiken balansera och efterfrågan. Dess uppgift är i stället att tillse att tillgång marknaden Huvudelementet i energibesparingspolitiken är sålefungerar. des prissättningen. Därtill kommer vissa bidrag för hushållning, oljeersätt-

sou 1983:19 OECD-länderna 103

ning m m. Genom vad man kallar en realistisk prispolitik vill man möjliggöra en aktiv produktionspolitik. Sökandet efter olja och gas i den brittiska sektorn av Nordsjön påbörjades 1964. Gasproduktionen kunde starta redan 1967 men oljeproduktionen kom igång på allvar först 1975. År 1980 nådde produktionen en nivå som innebar att Storbritannien blev självförsörjande i olja och 1981 medgav produktionen för första gången export. I praktiken innebär detta att drygt hälften av den olja som produceras i Nordsjön exporterades, medan man fortfarande har behov av att importera tyngre och mer svavelhaltiga råoljekvalitéer från främst Mellersta Östern. Finansiellt sett är man dock nettoexportör. Oljeutvinningen i den brittiska delen av Nordsjön har ökat från 12 milj ton 1978 till 89,4 milj ton 1981. Dagsproduktionen beräknas hösten 1982 ligga runt 2 milj fat vilket är högre än dagsproduktionen i tex Kuwait eller Förenade Arabemiraten. Den motsvarar ungefär produktionen Kina, som tillsammans med Storbritannien således kan sågas ligga på sjätte platsi listan över oljeproducenter efter Sovjetunionen, USA, Saudiarabien, Mexico och Iran. Prognoserna för 1982 pekar mot en årsproduktion av mellan 90 och 105 milj ton 1982 för att öka till mellan 95 och 130 milj ton 1985. Det tycks redan råda enighet om att man kommer att söka hålla den utvinningstakten fram till 1990. Man uppskattar på Department of Energy att den brittiska kontinentalsockeln kan innehålla upp till 4 miljarder ton olja. Med 1981 års inhemska - innebärande att den faktiska produktionen efterfrågan på 71,6 milj ton översteg den inhemska förbrukningen med ca 20 procent - som utgångspunkt skulle reserverna räcka till år 2037. Department of Energy, där man traditionellt är konservativ i sina uppskattningar, varnar dock för betydande geologiska osäkerheter kring de framtida oljetillgångarna. Det är möjligt att reserverna bara uppgår till 2,1 miljarder ton vilket med 1981-års inhemska efterfrågan skulle innebära att tillgångarna blir uttömda på 23 år. Prospekteringen 1981 var den högsta sedan 1977. Från oljeindustrins sida har man dock sedan en längre tid uttryckt tvivel på att prospekteringen är tillräckligt stor för att kunna säkra en brittisk nettoförsörjning århundradet ut. UK Offshore Operators Association (UKOOA) har således hävdat att man bör borra ett 90-tal exploreringshål per år för att säkra tillräckliga reserver. Nedgången av oljepriserna 1982-83 har än mer prospekteringen. Underhuset har vid flera tillfällen uttalat att EG, IEA och traditionella köpare (dvs Finland) bör prioriteras vid exporten. De största köparna är USA och Västtyskland. BNOC ingåri princip inte längre leveransavtal än två ar. Den utvinningspolitik som regeringen tillämpar t o m 1982 bygger på de riktlinjer som drogs upp 1974. Regeringen föredrar att föra en flexibel linje utan att binda sig för en långsammare takt vilket förespråkats av många. Landets behov av oljeinkomsten är mycket stort. Enligt vad som redan antytts från regeringshåll är det troligast att eventuella restriktioner främst kommer att gälla exploateringen av fält där produktionen ännu inte påbörjats. Regeringsuttalanden pekar även på att man på kort sikt först och främst är intresserad av att se oljebolagen intensifiera sina ansträngningar i

104 OECD-länderna

de fält där licenser redan beviljats och/eller produktionen är igång innan helt nya fält börjar exploateras. Man är emellertid medveten om att konkurrens från andra offshore-fält kan göra exploateringen av Nordsjön, i oljebolagens ögon, relativt sett mindre ekonomiskt attraktiv varför man kan komma att iaktta viss återhållsamhet när det gäller att införa nya restriktioner. Skatteintäkterna från oljeverksamheten är avsevärda och uppgick 1981 till 5,9 miljarder pund, vilket är ungefär 5,5 procent av de totala skatteintäkterna. För 1985 beräknas intäkterna uppgå till något belopp mellan 8 och 13 miljarder pund, beroende på olika antaganden om pris och försåld volym. Debatten kring beskattningen av oljeutvinningen i Nordsjön är f n livlig i fackkretsar. Osäkerheten om den framtida beskattningen och de höga marginalskatterna på dagens produktion av olja och gas anses vara en av de bidragande orsakerna till en växande tveksamhet från bolagens sida att investerai Skatterna tenderar Nordsjön. att slå hårdast mot de minst givande fälten, vilket gör bolagen mindre benägna att ta risker. Särskilt de amerikanska bolagen föredrar de mer gynnsamma skattevillkoren för offshore i USA. Men också BP har beslutat uppskjuta planerna på att exploatera Andrew-fältet, en investering på 1,25 miljarder dollar, och vissa projekt bl a exploateringen av sina fält i T-blocket. De första gasfyndigheterna upptäcktes 1965. Även om gasfyndigheterna således var början till Nordsjö-boomen, har Storbritannien hela tiden haft ett nettobehov av att importera gas. Gasutvinningen ökade något under 1981 jämfört med åren innan och stannar på 37 miljarder kubikmeter. Det är troligt att gasproduktionen kommer att plana ut på denna nivå under resten av 1980-talet. Produktionen i de södra fälten kommer att minska något vilket dock kompenseras av att utvinningen från fälten i norr ökari motsvarande grad. I detta sammanhang kan nämnas att frågan om en samlingsrörledning för gas från olika fält i Nordsjön var föremål för intensiv diskussion under 1981 men lades på hyllan i och med att staten beslöt sig för att ej engagera sig ekonomiskt i projektet. Istället kommer ett flertal mindre gasrörledningar i privat regi att byggas. Gaspriserna, såväl de till industriella förbrukare som till privatförbrukare, har sedan gammalt legat lågti Storbritannien. Detta har lett till att regeringen i linje med sin marknadsekonomiska energipolitiska linje i ett par omgångar fattat kontroversiella beslut om höjda gaspriser. Trots detta är, säger British Gas, gas billigare för konsumenten än olja, kol eller el. Gasförbrukarna i industrin har genom CBI (Industriförbundet) klagat över för höga gaspriser. som skulle missgynna brittisk industri jämfört med utländsk. Energiministern hari olika sammanhang understrukit att så ej längre är fallet, i varje fall ej jämfört med förhållandet på kontinenten. I jämförelse med USA torde dock, något beroende på de aktuella växelkurserna, den brittiska industrin, särskilt den kemiska, vara missgynnad. Privatiseringen av den statliga oljeindustrin har av regeringen beskrivits som the biggest programme of privatisation ever to come before parliament” och går i korthet ut på att de statliga oljebolagen BNOC och British Gas Corporation skall tvingas att sälja sina intressen i oljeproduktionen i Nordsjön och därmed stimulera konkurrensen inom sektorn. Avsikten är dock att staten skall behålla fullständig kontroll över den del av BNOC som

sou 1983:19 OECD-länderna 105

sysslar med handel och som har rätt att köpa upp till 51 procent av den olja som utvinns i Nordsjön, oberoende av vilket bolag som står för produktionen. Ett viktigt inslag i privatiseringen av den brittiska olje- och gasutvinningen är att upphäva BGCs monopol på distributionen av gas till industrin. Man anser att monopolet verkat hämmande på utvinningen av gas i Nordsjön och på utvecklingen av distributionsnätet för gas. British Gas får dock behålla monopolet på försäljning av gas till privata hushåll och bolaget behåller också sina intressen i utvecklingen av gasfälten Rough och Morecambe Bay. Lagen om försäljningen av statliga intressen i gas- och oljeutvinningen i Nordsjön, som stadfästes i juni 1982, har mött stark kritik från den politiska oppositionen som förklarat att man vid ett regeringsskifte kommer att åter förstatliga försålda andelar. Försäljningen har i initialskedet heller inte varit någon framgång. De sammanlagda inhemska koltillgångarna kan uppgå till så mycket som 200 000 milj ton enligt energidepartementet. Med nuvarande utvinningstakt räcker de säkra reserverna i 300 år. Trots denna stora råvarubas sjönk den brittiska kolproduktionen från 1960 till 1977 då utvecklingen stabiliserades. 1981 uppgick produktionen till 127,4 milj ton. Kolet svarade för 72 procent av industrins energibehov på 1950-talet, men andelen sjönk fram till 1960-talet till ca 13 procent. År 2000 räknar man dock med att denna siffra skall ha ökat till 40 procent. National Coal Boards (NCB) huvudkund är elkraftsindustrin, som tar hand om ca 70 procent av produktionen eller ca 85 miljoner ton. Under 1981-82 har på grund av oljeprisökningarna kolandelen för elframställning ökat till 75 procent, vilket är högst i OECD-kretsen. Koksproduktionen för stålindustrin har dock minskat något i takt med minskad stålframställning. Det brittiska kolet är ekonomiskt fördelaktigt jämfört med priserna på kontinenten, även om det ej kan konkurrera med amerikanskt och australiensiskt kol. Den statliga subventioneringen av kolproduktionen är vidare än i övriga EG-länder. lägre i Storbritannien Den uppgick enligt uppgift 1979 till 1,50 pund per ton jämfört med 11,50 pund i Förbundsrepubliken, 15,80 pund i Frankrike och 23,70 pund i Belgien. Också den engelska industrin lider emellertid av överkapacitet och osäkra marknadsutsikter. I den plan for Coal som antogs 1974 var målsättningen att öka kolbrytningen till 135 mt 1985, en siffra som dock sedermera reviderades nedåt något. Kärnkraften svarar för 10-12 procent av den elkraft som produceras i landet, och enligt regeringens planer (1981) skulle andelen öka till ca 30 procent vid sekelskiftet. I praktiken skulle detta innebära att man under den närmaste måste beställa 18-årsperioden ungefär en ny reaktor per år vilka tillsammans skall kunna producera 15 Gigawatt (GW). Regeringen var dock noga med att understryka att vad man gav uttryck för i sitt policy-uttalande skulle betraktas som ett uttryck för en viljeinriktning snarare än som ett absolut åtagande. Det förefaller synnerligen osäkert om denna expansion verkligen kommer att genomföras. Danmark erbjuder ett intressant exempel på ett land där omställningen Danmark bort från oljeberoende genomförts med stor beslutsamhet och framgång. Danmark var i början på 1970-talet extremt beroende av importerad olja.

106 OECD-länderna

Den stod för nära 90 procent av den totala energiefterfrågan. Under 1970-talet har energieffektiviteten i ekonomin ökat dramatiskt, delvis genom medvetna styråtgärder, delvis genom förändring i industrins struktur. Den ekonomiska tillväxten har varit låg. Sammantaget har det medfört ett totalt minskat behov av tillförd energi samt en kraftig nedgång av oljebehovet. Oljeberoendet har emellertid minskat också genom en synnerligen kraftfull 1973 stod kolet för nära 11 procent av den totala kolpolitik. energiförbrukningen och har nu ökat till nästan en tredjedel. Kolet används främst för produktion av elektrisk kraft, mest i mottrycksproduktion. I början av 1970-talet baserades 38 procent av elproduktionen på kol. Idag är motsvarande siffra dryga 80 procent. Danmark är, med sin import på ca 10 milj ton kol per år, en av världens största importörer av ångkol. Före 1973 kom kolet väsentligen från Europa men den transatlantiska importen har därefter ökat starkt och står nu för över 50 procent av tillförseln (USA, Sydafrika och Australien). 1980 tillsattes en särskild kommitté, med representanter bl a från och energidepartementet, i syfte att åstadkomma en större kraftföretagen spridning på kolimporten, genom långtidskontrakt. Under 1980-talet kommer Danmark börja utnyttja sina gas- och oljetillgångar i Nordsjön. Kring 1990 beräknas olja/gas (väsentligen gas) stå för ca 25 procent av landets energiförsörjning. Gasen skall utnyttjas inom industrin och för hushållens värmeförbrukning. Ca 300 000 hushåll kommer anslutas till gassystemet. Ca lmiljon av landets dryga två miljoner hushåll skall enligt gällande värmeplan anslutas till som väsentligen förses med värme från mottrycksverk, och i viss fjärrvärme, utsträckning gaseldade värmeverk. De lokala myndigheterna har lagliga till de kollektiva värmenämöjligheter att tvinga husägare till anslutning ten. som Finland Finland är till ca 75 procent beroende av importerad energi. Oljan, väsentligen köps från Sovjetunionen, står för drygt hälften av förbrukningen. Kolet är traditionellt en viktig energiråvara och dess betydelse har ökat under 1970-talet. Landet är i likhet med Sverige väl elektrifierat och el baserad på vattenkraft och kärnkraft har stegvis tagit över en del av bränslebehovet. Den officiella målsättningen är att minska landets oljeberoende till ca 25 procent av den totala försörjningen i mitten på 1990-talet. Viktigaste ersättningen är kolet; kolimporten skall enligt planeringen två- till tredubblas vilket kräver stora investeringar i infrastruktur. under en femtonårsperiod, Den inhemska energiproduktionen väntas också öka något, främst genom av torv. har minskat under ökad produktion Oljeförbrukningen kraftigt senare år. är helt reglerad. Det statliga företaget Neste Den finska oljemarknaden Oy har ett importmonopol och priserna på marknaden regleras. Neste har en stor egen raffineringskapacitet och förser således såväl nationella företag som dotterföretag till internationella bolag med oljeprodukter. Prisregleringen syftar till att söka utjämna svängningarna i världsmarknadspriserna. Detta sker bland annat genom en s k import-handelsfond, som finansieras med avgifter. Neste har en betydande överkapacitet på sina raffinaderier och i praktiken stora lönsamhetsproblem, även om dessa inte alltid är synliga, beroende på

sou 1983:19 OECD-länderna 107

den invecklade prisbildningen på oljeprodukter. Det finsk-sovjetiska handelsutbytet är omfattande och delvis särpräglat. Den sovjetiska energiexporten - främst olja, något gas och el- prissättes till världsmarknadspriser. Men den finska betalningen sker i praktiken genom export till Sovjet av verkstadsprodukter. Högre oljepriser medför således ökad efterfrågan inom finsk industri; prisvågorna får därmed en mot-cyklisk effekt, vilket givetvis hittills varit till gagn för den finska ekonomin. Den dramatiska av handeln mellan Finland och Sovjetunionen har alltså ökningen sin bakgrund i 1970-talets oljeprishöjningar. Omvänt innebär emellertid detta att sjunkande realpris och sjunkande oljekonsumtion i Finland kan medföra begränsningar av exportutrymmet. En kraftig neddragning av oljeförbrukningen, i enlighet med den nuvarande perspektivplanen för energipolitiken, kan således ställa den finska industrin inför allvarliga strukturproblem.

5.4 OECD-länderna inför framtiden

1970-talets prishöjningar på energi har, som vi sett, medfört en dramatisk av industriländernas energiförbrukning. Tillväxten i energiförförändring brukningen har praktiskt taget avstannat. OECD-ländernas totala förbrukning 1981 låg på 1977 års nivå. Den stora frågan är givetvis i vilken utsträckning nedgången i förbrukningen väsentligen är tillfällig och en följd av den ekonomiska nedåtgången eller om den är varaktig beroende av strukturella förändringar inom ekonomi samt medveten energipolitik. Tyvärr synes det inte möjligt att idag få något säkert svar på den frågan. Energiexperter runt omkring i världen har gjort uppskattningar och gissningar men kvar står till sist en grundläggande osäkerhet. Den översiktliga analysen av ett antal viktiga konsumentländer har visat att man dock i flertalet industriländer räknar med en fortsatt, om ock något avtagande, förbättring av energieffektiviteten samt ersättning av olja med andra energikällor. Det finns också, som påpekats i det föregående, åtskilliga faktorer som pekar i denna riktning. Investeringsbeslut under senare delen av 1970-talen har ännu inte kunnat mogna ut i färdiga nya anläggningar. Effekten av bl a den amerikanska bilindustrins övergång till mer bensinsnåla fordon har ännu inte helt gjort sig gällande på marknaden. Konsumenterna har på allvar att energikostnaderna tar en stor del av deras privatbudgetar och är upptäckt mer systematiska i sina ansträngningar att begränsa utgifterna. Många OECD-länder har en ambitiös och genomförbar energipolitik som rimligen bör leda till resultat under 1980-talet. I många länder sker en omställning av industrin i mindre energiintensiv riktning. Enligt en undersökning som gjorts vid det internationella forskningsinstitutet IIASA C,. The Growth of Energy Consumption and Prices in (Doblin, the USA, FRG, France and UK 1950-1980; 1982) är emellertid en betydande del av de stora industriländernas s k besparingar i själva verket ett resultat av recessionen samt förskjutningar i industrins struktur. I undersökningen framhålles att de mest energikrävande branscherna -järn, stål, aluminium,

108 OECD-länderna

papper, cement, raffinaderiindustri, kemisk industri - med något undantag drabbats särskilt hårt av recessionen, vilket givetvis sammanhänger just med energiprisernas uppgång. Särskilt den mycket energikrävande stålindustrin ligger långt under totalt kapacitetsutnyttjande, dess produktion ligger på 1970-talets nivå. Dessa förhållanden är, enligt Doblin den viktigaste orsaken till energiförbrukningens stagnation och man kan därför befara att energiförbrukningen på nytt kommer att öka när konjunkturerna vänder uppåt. Det finns också andra faktorer som pekar i samma riktning. De besparingar som nu gjorts har varit förhållandevis lätta. För att uppnå en fortsatt ökad energieffektivitet krävs alltmer omfattande och dyrbara investeringar, dels inom industrin, dels för nya energianläggningar. Den ekonomiska stagnationen och genomgående låga investeringsaktiviteten inom industrin medför att energiinvesteringar skjuts på framtiden, om inte särskilda statliga insatser görs. Höga räntenivåer försvårar energiinvesteringar. särskilt i ett läge då oljeprisets utveckling förefaller mer än vanligt osäker. Realprissänkningar på olja gör ersättningsinvesteringar mer tveksamma från företagsekonomiska utgångspunkter. Till detta kommer att genomförandetiderna - ledtiderna” - för större energianläggningar tenderar att bli allt längre, bl a beroende på politiska problem, vilket i sin tur ökar kapitalkostnaderna och gör projekten mer osäkra från ekonomiska utgångspunkter. Den allmänna osäkerheten om den framtida ekonomiska utvecklingen i kombination med fn sjunkande realpriser på olja samt den rådande osäkerheten om de tillgängliga alternativen - allt detta samverkar på ett olyckligt sätt till att fördröja eller förhindra beslut om energihushållning, investeringar i gas och olja respektive oljeersättning. Den ekonomiska stagnationen försvårar och fördröjer omställningen på energiområdet. För att i detta läge motverka marknadens långsiktigt missvisande signaler, respektive häva osäkerheten krävs en mycket kraftfull energipolitik som tidvis måste arbeta mot marknaden och som garanterar företagen en rimlig avkastning på gjorda energiinvesteringar. Många länder har betydande svårigheter att genomföra sina energiprogram beroende på en kombination av ekonomiska svårigheter och politiskt motstånd. De flesta industriländer har visserligen som vi sett traditionellt reglerat oljehanteringen och kontrollerat oljepriset. De skiftande oljepolitiska strategierna och de stora skillnaderna mellan olika länder vad avser oljeprodukternas konsumentpris har på ett irrationellt sätt bidragit till att fördjupa 1970-talets oljekriser. För närvarande synes utvecklingen gå mot ett större genomslag för de internationella marknadspriserna också i den inhemska prisbildningen, dvs en avreglering av marknaden. Den stora frågan är emellertid om detta också innebär att ett sjunkande oljepris får slå igenom i konsumentledet eller om regeringarna genom ökad beskattning kommer att hålla konsumentpriset uppe, av rent fiskala skäl eller för att därigenom vidmakthålla hushållning och oljeersättning. Detta är givetvis i grunden en helt politisk fråga, som avgörs av regeringars politiska och ekonomiska kalkyler. Som läget ter sigi dagsläget år det svårt att tro att särskilt många av industriländerna verkligen kommer gå in för en beslutsam oljeersättande skattepolitik.

OE C D-länderna 109

Elsektorns utveckling är särdeles viktig. Hela 12 procent av IEAländernas oljekonsumtion används för elproduktionen; målet är att kraftigt minska denna konsumtion och mer eller mindre fasa ut oljeeldad kraft. Men detta kräver betydande investeringar i kol eller kärnkraft och det är mycket osäkert om de kommer till stånd. Kombinationen av vikande efterfrågan, stigande investeringskostnader och ofta betydande miljömotstånd medför att många projekt skrinläggs eller skjuts upp. Dagens betydande reala prissänkningar på olja kan således medföra att de energipolitiska strävanden att minska oljeberoendet mattas. Det kan sägas att oljepriset likväl är mycket högt jämfört med läget för ca 5 år sedan, och att denna höga prisnivå är tillräcklig för att driva fram ersättningsinvesteringar och oljebesparing. Men på oljemarknaden har förväntningar och föreställningar mycket stor betydelse och de kan leda beslutsfattare inom regeringar och näringsliv i fel riktning. Förändringarna på energimarknaden och den stora osäkerheten medför svåra och stora strukturproblem för praktiskt taget all energiindustri. Oljeindustrin har en väldig överkapacitet i anläggningar för förädling, marknadsföring och distribution. Investeringar i dyrbara nya oljeprospekteringsprojekt ter sig riskabla. Kolindustrin har svåra avsättningsproblem och kan tvingas lägga ned också moderna anläggningar för att bringa kapaciteten i nivå med efterfrågan. Kärnkraftsindustrin i snart sagt varje kärnkraftsland har mycket magra orderböcker. Denna strukturkris försvårar självfallet genomförande av en rationell energipolitik. Den vikande efterfrågan inom alla energisektorer gör det helt enkelt svårt att få fram de investeringar som krävs för en långsiktig ersättning av oljan. För att få fram tillräckligt stora marknader för oljesubstituion krävs många gånger att regeringar, via stimulanser eller regleringar ”tvingar” konsumenterna över till de alternativa energislagen (t ex i form av lagstadgad skyldighet att utnyttja kol i stället för olja för elproduktion eller skyldighet för hushållen att ansluta till kollektiva värmesystem). Detta förutsätter i sin tur en omfattande energiplanering. Omställningen bort från oljesamhället“ är således en process, där de avgörande problemen inte är tekniska utan politiska. OECD-länderna har både tekniska och ekonomiska resurser att göra omställningen. Men den försvåras av olika trögheter, som i sin tur är intimt sammanvävda med samhällenas politiska och sociala struktur. En kraftfull energipolitik förutsätter också kraftfulla regeringar, som har brett folkligt stöd, och det är idag en typisk bristvara i de flesta industriella samhällen.

6 Norge

6.1 Allmänt

Norge producerade 1982 från kontinentalsockeln i Nordsjön totalt nästan 50 miljoner ton oljeekvivalenter (toe). Detta fördelar sig relativt jämt på olja och gas. Det är också i huvudsak den nivå på produktionen som har gällt sedan 1979. Norsk olja som producerades i en takt av ca 0,5 mbd, svarade för något mindre än 1 procent, och gasen ca 2 procent av världsproduktionen. Andelen av världshandeln med olja och gas var 2 procent. Norge har 8 procent av världshandeln med den alltmer efterfrågade lätta, lågsvavliga råoljan. Den norska produktionen av naturgas motsvarade ca 13 procent av den västeuropeiska förbrukningen 1980. Norge har därmed intagit platsen som en av världens största exportörer av naturgas. Norge intar en unik ställning som producentland. Detta kan belysas med förhållandet dels mellan produktion och reserver, dels mellan produktion och egna behov. Officiellt redovisade, utvinningsbara reserver olja och gas enbart söder om den 62:a breddgraden anges till 4 000-5 000 miljoner toe. En produktion på dagens nivå ur dessa kända reserver kan alltså fortsätta i ca 100 år. Norges egen förbrukning av olja var 1982 mellan 6-7 miljoner ton, vilket betyder att närmare 90 procent av den växande olje- och gasproduktionen är tillgänglig för export. Norge är därmed OECD-områdets största nettoexportör av energi. Storbritannien, som producerar tre gånger mera olja och drygt 50 procent mera gas, exporterar mindre olja och är som tidigare nämnts nettoimportör av gas. Både ifråga om uthållighet och utrymme för export av olja och gas intar Norge alltså en särställning bland OECD-länderna.

6.2 Reserver

Undersökningar på norsk kontinentalsockel i Nordsjön började 1963. Tre år senare började de första provborrningarna. 1980 borrades de första provhålen utanför nord-Norge. Utvecklingen har under 1970-talet gått snabbt från undersökning till utbyggnad och till stabil och växande produktion. En karta över norsk kontinentalsockel med de viktigaste prospekterings- och utvinningsområdena återges nedan. I Nordsjön söder om den 62:a breddgraden gjordes de första produktionsvärda fynden 1968 och 1969, båda i Ekofiskfältet. Fem år senare gjordes Statfjordfyndet, vilket ensamt svarar för drygt hälften av oljan som beräknas

112 Norge

7120/8 Tromsöflaket Troms | U

Troms H O Tmmsö

Harstad

Tränabanken

Haltenbanken

Trondheim l Kristiansund

Murchison Statfjord 34/10 6 Frigg Heimdal Kårstö Stavanger Sleipner

Karta 6.1 Prøspekterings- och utvinningsomräden på norsk Ekofisk køminentalsockel

finnasi de fält som i mitten av 1982 var utbyggda eller under utbyggnad. Från det femtontal fält som det är fråga om anser man att ca 1 200 miljoner toe olja och gas sammanlagt kommer att kunna utvinnas. Av detta hade drygt 200 miljoner toe utvunnits vid årsskiftet 1982-83. Återstående kända utvinningsbara reserver i fält som är utbyggda eller under utbyggnad framgår av nedanstående tabell. Av dessa år det Ekofisk och Statfjord som dominerar den norska produktionen. Ekofisk har hittills givit mest. Men Statfjord, som har större reserver och längre tids återstående avkastning, har redan gått om i produktion per år. Frigg, Odin och Heimdal är praktiskt taget rena gasfält. Olja dominerar Statfjord och Gullfaks, som är under utbyggnad.

Årsproduktionen, som 1982 alltså låg på nästan 50 miljoner toe, ger ca 20

års uthållighet för dessa fält.

Norge

Tabell 6.2 Återstående utvinningbara reserver i fält som är utbyggda eller under utbyggnad (per 15.6.1982) Olja Gas (milj. ton) (miljarder m3) Ekofiskområdet

i endast norska delen (60,82 %) b endast norska delen (60,25 %) ?endast norska delen (84,09 %) Källa: Oljedirektoratet.

Övriga bekräftade reserver söder om den 62:a breddgraden, alltså sådana

som ej är utbyggda eller beslutade utbyggda, är enligt oljedirektoratets beräkningar mer är dubbelt så stora som vad som hittills har utvunnits samt vad som anses finnas i beslutade projekt. Gas dominerar stort i de ännu ej beslutade fälten. Beräkningar om reserver utvinningsbara bygger på uppgifter från de bolag som har prospekteringsverksamhet i områden. Som regel är bedömningarna från norska myndigheter något mera återhållsamma än bolagens.

Tabell 6.3 Fält på norsk kontinentalsockel som vid årsskiftet 1982/83 var i produktion, beslutade för utbyggnad, resp. under övervägande

I produktion Under utbyggnd Diskuteras

Ekofiskområdet: Albueskjell Valhall Ula Cod Tommeliten Edda Hod Ekofisk Eldfisk Tor

Friggområdet: Frigg Heimdal Odin NÖ Frigg

Statfjordområdet: Statfjord Gullfaks (fas 1) Oseberg Murchison 33/9 Gullfaks (fas 2)

Övriga: Balder Sleipner Troll samt övr. 31området Askeladden

Norge

Det norska har på grundval av faktiska letningsresultat oljedirektoratet bedömt de sammanlagda sannolikt utvinnbara reserverna olja och gas söder om den 62:a breddgraden till totalt mellan 4000 och 5 000 miljoner toe. Detta gäller alltså både beslutade projekt och nya projekt och inkluderar bedömningar om ännu ej bekräftade fynd i området. Med dagens produktionstakt toe/år skulle uthålligheten för produktion från på ca 50 miljoner sockeln i Nordsjön då bli uppemot 100 år. Gas dominerar stort i de fynd, som ännu inte är utbyggda. Starkt bidragande till att gasreserverna nu redovisas till så höga tal är de nordväst om utomordentligt stora fynd som har gjorts i det s k 31-området, Bergen. Den utvinningsbara gasvolymen bara i detta område, anses uppgå största till ca 500 miljoner toe gas och har därmed troligen Västeuropas återstående reserver. Den utsedda operatören Shell, Statoil och andra rättighetshavare utreder för en utbyggnad i block 31/2, Trollfältet. Detta är dock förutsättningarna tekniskt sett mycket komplicerat. Vattendjupet är stort, 300-350 meter, vilket kan jämföras med Ekofisk (ca 70 meter) och Statfjord (ca 150 meter). Dessutom ytligt under havsbottnen med ett tunt ligger hela fyndigheten oljelager under gasen. Det stora Vattendjupet och den ytligt liggande gasen kräver en helt annan utvinningsteknik och plattformsutformning än i hittills utbyggda fält i Nordsjön. Nya utbyggnads- och produktionslösningar behöver utvecklas och de ekonomiska förutsättningarna är därför ännu osäkra. Fortsatt och fältavgränsning i grannblocken behövs prospektering också. Någon produktion från detta fält, som alltså är större än samtliga hittills tillsammans, kan tidigast komma igång en bit in på utbyggda 1990-talet. av de mycket stora gasfyndigheterna i Trollfältet Frågan om en utbyggnad har ett särskilt intresse med tanke på debatten om de västeuropeiska kontinentstaternas beroende av naturgasimport. De nu aktuella sovjetiska kontrakten omfattar ca 2/3 av vad den totala årsproduktionen skulle kunna bli från ett fullt utbyggt Trollfält i Nordsjön. Norsk gas kan från 1990-talet visa sig bli ett intressant komplement till den försörjning som man på västeuropeiskt håll nu tänker sig från Sovjetunionen.

6.3 Norr om den 62:a breddgraden

kontinentalsockelområde norr om den 62:a breddgraden är 8-10 Norges mer grundligt undersökta området i syd. gånger så stort som det hittills Denna gräns saknar geologisk eller politisk betydelse. Skälet till att den ändå använts är att söder om denna gräns finns en mittlinje framförhandlad mellan norsk och brittisk sockel. Blockindelningen på båda sidor går också där helt ut till mittlinjen. Norr om den 62:a breddgraden är den yttre gränsen för norsk sockel snarare begränsad av havsdjup än avstånd till närmaste egen och främmande kust. Blockindelningen där är också ännu begränsad till vissa områden där geologi och djupförhållanden är lämpliga. De områden i norr som kan ha potential för fynd av olja och gas anses utgöra minst 6-7 gånger så stor yta som norsk kontinentalsockel i Nordsjön, det södra området.

Norge

Norge och Sovjetunionen har inte kunnat enas om en gemensam gränslinje på kontinentalsockeln i de östra delarna av Barents Hav. Skillnaden mellan norsk och sovjetisk tolkning motsvarar ca 150 000 kmz, eller ett område som är något större än hela den norska kontinentalsockeln söder om den 62:a breddgraden. Området bedöms vara klart prospektivt och det är känt att Sovjetunionen har utfört bl a seismiska mätningar även inom den omstridda delen. Under 1980-1982 har de första provborrningarna ägt rum norr om den 62:a breddgraden. De områden som hittills har varit aktuella för letning ligger norr om Troms (Tromsöflaket), på Haltenbanken nordväst om Trondheim samt fr 0 m 1983 på Traenabanken, alldeles norr om Polcirkeln. De första borrsäsongerna norr om den 62:a breddgraden har visat god potential för fynd, särskilt av gas. Några beslut om produktion har inte fattats. Med något enstaka undantag har operatörsansvaret för provborrningarna norr om den 62:a breddgraden hittills reserverats för norska företag. Särskilt beträffande Tromsöflaket längst i norr har områdets säkerhetspolitiskt känsliga karaktär varit avgörande. Regional- och sysselsättningspolitiska skäl har ökat det norska intresset för att bedriva verksamhet också utanför mittoch nord-Norge. En klar prioritering av nya projekt till detta område kan vara att vänta på sikt. Samtidigt måste särskilt stränga säkerhetskrav gälla för all offshoreverksamhet under de svåra förhållanden som det här är fråga om. Fiskerinäringen har nödvändiggjort särskilda hänsyn vid provborrning och annan olje- och gasverksamhet norr om den 62:a breddgraden. Norska myndigheter har hittills medgivit verksamhet på kontinentalsockeln i norr endast under sommarhalvåret. Helårsverksamhet på Haltenbanken är dock nu tillåten och frågan om en utsträckt verksamhetsperiod också på Tromsöflaket och på Traenabanken är under övervägande. Sysselsättningsintresset, liksom bolagens intresse för rimlig planering samt jämnt och ekonomiskt utnyttjande av sina resurser, talar för helårsalternativet. Miljöintressena å andra sidan och åberopar avstyrker att de fysiska betingelserna blir allt svårare ju längre norr ut man kommer och att floran och faunan där är känsligare än i syd. Hittills gjorda fynd samt andra resultat från undersökningar och prospektering norr om den 62:a breddgraden har ännu inte givit tillräckligt underlag för beslut om ev produktionsvärda fält. Om tillräckligt underlag framkommer och beslut om utbyggnad fattas under de närmaste tre åren skulle utvinningen kunna börja någon gång under 1990-talet. Detta är den allra Tidigaste De vikande kan komma tidpunkten. oljepriserna att fördröja prospektering och beslut om produktion. Beslut om ilandföring och transportalternativ kommer att fattas i samband med beslut om produktion och utbyggnad. Här gäller alltså, på samma sätt som det stora gasfyndet i och omkring Trollfältet i Nordsjön, att produktion och transport av naturgas till köpare på den europeiska kontinenten knappast kan ske förrän i mitten eller slutet av 1990-talet.

116 Norge

6.4 Produktion

Produktionen av olja och gas 1982 var alltså knappt 50 miljoner toe, eller nära nog exakt lika stor som 1981. Volymema har ökat kontinuerligt från den första blygsamma produktionen under de 10 åren sedan utvinningen började. Mellan 1976 och 1977 fördubblades produktionen från 16 till drygt 30 miljoner toe, bl a genom nya produktionsplattformar på Ekofiskfältet och första gasleveranser från Friggfältet. Beräknad framtida produktion från fält i produktion eller under utbyggnad kan anges med någorlunda stor säkerhet. För 1983 väntas en ökning av oljeproduktionen genom att Statfjord B då för första gången kommer att vara i drift ett helt kalanderår. Statfjord C beräknas vara i produktion ca 1985 och Gullfaks A något eller några år senare. Nedanstående diagram ger en bild av förväntad produktion för tiden fram till sekelskiftet. Det framgår att en produktionstopp på mellan 60 och 70 miljoner toe olja och gas kommer att nås under andra hälften av 1980-talet. Detta hänger samman med att två nya stora produktionsplattformar då kommer att vara i drift, Statfjord C och Gullfaks A, samt att första produktion då också har kommit igång från ett antal mindre fält. Den 40-procentiga ökningen från dagens nivå sker trots att Ekofiskfältet redan nu har passerat sin produktionstopp och fortsättningsvis ger snabbt sjunkande volymer fram till sekelskiftet. Fördelningen mellan olja och gas är relativt jämn under perioden. Beslut under tiden fram till 1985 om nya projekt är en förutsättning för att en nivå omkring 70 miljoner toe skall kunna stå sig efter 1990. Det mycket stora gasfyndet i Trollfältet och områdena norr om den 62:a breddgraden intar därvid en särställning.

Mil Toe -IIZ- Totalproduktion 0000000000 Gas 60- 11:1 Olja l NGL

40*

30. o.. ° 0000000 \ O_

#3.” f -.

20- Diagram 6.4 Förväntad

f?

produktion av olja och gas från fält som är i o 10 - produktion och där ut-

:f

byggnad är beslutad : - Källa: Stortingsmelding o - I 1 I l l I nr 40 (1982-83) 1970 7 5 80 85 90 9 5 2000 År

Norge

Det norska olje- och energidepartementet har till Stortinget (St. meld. nr 40, 1982-83) framlagt ett perspektiv över olje- och gasverksamheten fram till sekelskiftet. Man konstaterar att produktionen av olja och gas från fält som är i produktion eller beslutade för utbyggnad kommer att öka gradvis från nuvarande knappt 50 till drygt 60 milj ton oljeekvivalenter per år i slutet av 1980-talet. Utan nya utbyggnader skulle nedgången sedan vara mycket snabb från ca 1990. Norska myndigheter anser att utbyggnad av några av de större fälten som nu övervägs är trolig. De fält man i första hand pekar på är Oseberg (i Silverblocket, 30/6), gasfältet Sleipner, Troll och Gullfaks, fas 2 (i ”Guldblocket” 34/10). Troll, med sina utomordentligt stora reserver, men också höga utbyggnadskostnader, anges som det mest osäkra av dessa. Till dessa kan komma ett antal mindre projekt. Utbyggnad av framförallt gasproduktion utanför Nordnorge diskuteras också som möjlig mot slutet av 1990-talet, men anses mera osäker än något av de aktuella fälten i Nordsjön. Förutom att upprätthålla produktionen finns det flera andra intressen som de norska myndigheterna har att tillse i samband med utbyggnadsplanerna. Bland dessa intressen märks jämn investeringsnivå, ökade leveranser från norsk industri och regionalpolitiska hänsyn. Dessa påverkar samtliga sysselsättningen. Jämn produktionsnivå är ett mål som påverkar avsättningsplaneringen. Ett önskemål om jämna inkomster från olje- och gassektorn påverkar statens budgetplanering och olika samhällsekonomiska mål, men sätts inte före övriga hänsyn. Andra mål är hänsyn till säkerhets-, fiskeri- och miljöintressen samt rationellt utnyttjande av existerande infrastruktur i oljesektorn. I meldingen framhålls att summan av redan beslutade projekt och nya produktionsvärda fynd är sådan att en fortsatt gradvis ökning av oljeverksamheten även in på 1990-talet och senare bör vara möjlig.

6.5 Norsk och

olje- gaspolitik

Norsk oljepolitik utgår från det grundläggande synsättet att all olja och gas på norsk kontinentalsockel skall användas till största nytta för hela det norska samhället. Stor politisk enighet råder kring detta synsätt. För utnyttjandet av resurserna har man beslutat att folkvalda organ skall styra alla viktiga sidor av politiken, t ex prospektering, utvinningstempo, säkerhet och lokalisering. För att uppfylla kravet på nationell styrning och kontroll över alla aspekter på verksamheten har ett omfattande lagstiftnings- och regelsystem skapats. Den norske stats oljesellskap a.s., Statoil, samt olika och förvaltningskontrollorgan har byggts upp. Skilda meningar har ibland rått om vilken nivå som skall eftersträvas för olje- och gasproduktionen sett på lite längre sikt, liksom om Statoils roll. Två särskilda parlamentariska utredningar har under 1982 arbetat med hithörande frågor. Det är ett norskt intresse att såväl ägande som praktiskt arbete med prospektering, produktion och vidare disposition av olje- och gasresurserna så långt möjligt skall drivas av norska företag och helst förläggas inom Norge. Statoil och övriga norska oljeföretag - Norsk Hydro och Saga Petroleum -

118 Norge

söker bygga upp kompetens på alla nödvändiga, och från början i Norge i stort sett nya, uppgifter. I denna kompetensuppbyggnad har stora utländska oljebolag spelat och spelar fortfarande en betydande roll. Koncessionspolitiken i bred bemärkelse är ett centralt instrument för den norska oljepolitiken. Själva tilldelningen av koncessioner sker efter ett s k förhandlingssystem. Ett särdrag för norsk koncessionspolitik är att man i linje med kravet på nationell styrning och kontroll anser att utdelning av nya koncessionsandelar skall vara en fråga för Stortinget. De förslag som regeringen förelägger Stortinget har dessförinnan beretts i olje- och energidepartementet, bl a genom omfattande remissarbete till övriga departement och olika regionala organ. Man har genom succesiv utbyggnad av koncessionsavtalens struktur och detaljbestämmelser fastlagt de formella förutsättningarna. Valet av parter sker med klart uttalade krav: a) att sökande bolag har tillräcklig erfarenhet och kompetens för offshoreverksamhet b) att sökande företag har tillräcklig finansiell styrka för att uppfylla sina förpliktelser c) sökande företags erbjudande om uppräkning av Statoils deltagarintresse (glidskala från minst 50 procent) vid eventuella kommersiella fynd d) sökande företags vilja till en grundlig geologisk kartläggning av koncessionsområdet e) i vilken utsträckning sökande företag kan bidra till att stärka norsk ekonomi, industriell tillväxt och sysselsättning f) sökande bolags tidigare verksamhet på norsk kontinentalsockel, särskilt då i vilken utsträckning man har köpt norska varor och tjänster.

I koncessionerna är Statoil som regel fritaget från att bära några kostnader i själva letningsfasen. Dessa kostnader får istället delas av deltagande utländska bolag. Avtal om koncessioner ger som regel norska myndigheter

möjligheter till en omfattande kontroll. Det är tex ett villkor att norska

myndigheter kan senarelägga utbyggnaden av ett fynd. Minst 50 procent av den forskning och utveckling som krävs för utforskningen inom koncessionsområdet skall utföras i Norge. Koncessionsavtalen ger företräde för norska företag att vid senare tidpunkt överta operatörsansvaret i de fall ett utländskt bolag till att börja med har tilldelats operatörsuppgiften. Ett viktigt instrument för norsk oljepolitik är Statoil. Företaget, som till 100 procent ägs av norska staten, bildades 1972. Detta var 7 år efter koncessionen och 3 år efter det första fyndet i Ekofiskfältet. Statoil, och därmed norska staten, är därför inte heller med bland delägarna i Ekofisk. Enda norska deltagande i produktionen där består i en andel på 6,7 procent för Norsk Hydro. Statoil äger numera emellertid till hälften det rörtransportoch terminalsystem som för olja och gas från Ekofisk till brittisk respektive tysk kust. Statoil innehar norska statens ägarintressen i oljeutvinningen. Företagets roll har ökat starkt under 1970-talet. I utvinningstillstånd givna efter 1974 har Statoil, genom systemet med s k glideskala, haft andelar på minst 50 procent med möjlighet till ökning upp till 85 procent. Statoil har också haft till uppgift att för norska statens räkning ta emot och

Norge 119

marknadsföra s k avgiftsolja från olika andra rättighetshavare på norsk kontinentalsockel. Länge var i själva verket avgiftsoljan Statoils viktigaste tillgång på råolja. Större delen användes för raffinaderiet i Mongstad, där Statoil, delvis genom dotterbolaget Norol, har en majoritetsandel. Leveranserna till Mongstad i sin tur betydde att Statoil och andra norska oljeföretag först under de senaste åren har haft några större kvantiteter råolja till salu på världsmarknaden. Den norska hemmamarknaden och viss produkthandel i samband med raffinaderidriften dominerade. En vändpunkt kom 1980 i och med att Statfjordfältet började producera. Genom Statoils andel där hade företaget 1981 tillgång till drygt 5 milj ton olja, varav knappt hälften var av s k avgiftsolja. En ungefär lika stor andel av Statoils råoljetillgång raffinerades i Mongstad. Resten, ca 3 milj ton såldes till utländska kunder. Statoils tillgång på råolja beräknas 1985 ha ökat till mellan 10 och 12 milj ton. För 1990 kan det bli uppemot 16 milj ton. Som jämförelse kan noteras att detta motsvarar Sveriges samlade oljebehov samma år enligt energipropositionen (1980/81:90). Statoil beräknas ha en konstant och relativt låg gastillgång fram till 1985 (ca 0,5 milj toe/år), medan export av gas därefter beräknas ge en allt större del av driftsintäkterna. Statoil har en skyldighet att varje år inkomma till norska myndigheter med företagets planer för kommande år. Denna, s k paragraf 10-plan, är relativt detaljerad och dessutom unik i den meningen att ett större (i detta fall statligt) oljebolag offentligt diskuterar bl a marknadsföringsstrategi och prisförväntningar. Planen går med olje- och energidepartementets kommentarer till Stortinget som fattar beslut i en rad tillstånds- och lnvesteringsfrågor. Med oförändrad inriktning, där både gängse kommersiella uppgifter som helintegrerat oljebolag och uppgiften att förvalta statens avgiftsolja fortsätter att ingå, har Statoils intäkter beräknats till 30-40 miljarder norska kronor/âr under slutet av 1980-talet och 80-100 miljarder norska kronor/år närmare sekelskiftet. Uppenbarligen kan dessa stora inkomster på sina håll skapa farhågor för att Statoil skulle kunna få ett alltför dominerande inflytande. Detta är ett av skälen till att den norska höyre-regeringen, som tillträdde hösten 1981, har beslutat om en utredning för översyn av Statoils uppgifter. Utredningen skall även i övrigt se över Statoils roll bl a inom marknadsförings- och raffinaderiverksamheten, försäljningen av avgiftsolja samt företagets deltagande i prospektering och produktion. En huvuduppgift för utredningen är att föreslå hur viktiga uppgifter på kontinentalsockeln ska fördelas mellan Statoil och andra norska oljebolag.

Andra tecken på en omprövning av Statoils roll finns. Överföringen från:

Statoil till Norsk Hydro av operatörsansvaret i Oseberg eller silverblocket (30/6) är ett. En tillbakadragen proposition från den förra arbeiderpartiregeringen om att ge Statoil operatörsansvaret och 85 procent andel i de intressanta blocken 31/3, 31/5 och 31/6 i Trollområdet är ett annat. Regeringens avslag på Statoils ansökan, enligt en option i gällande koncession, att 1985 få ta över operatörsansvaret i Statfjord-fältet från Mobil går i samma riktning.

120 Norge

6.6 och

Marknadsföring transport

Fördelningen på mottagarland av norskproducerad råolja påverkas i hög grad av vilka bolag som deltar i produktionen. Transportlösningar från olika fält är en annan faktor. Fram till 1979 utskeppades viktig all råolja producerad på norsk kontinentalsockel från Teeside på brittisk kust. Detta gällde produktionen från Ekofisk-fältet, varifrån en rörledning för olja gär till Teeside. Rättighetshavarna i Ekofisk-fältet, Phillips-gruppens företag, har sedan funnit avsättning för oljan på sina respektive hemmamarknader. Behovet av råolja till norska raffinaderier skeppades endast i liten mån från Teeside tillbaka till Norge. Storbritannien, Förenta staterna, Frankrike och Västtyskland var därför länge främsta mottagarländer för norsk råolja. Tillsammans har dessa länder tagit emot över 75 procent av den norska råoljeexporten. För Statfjord-fältet är förhållandena annorlunda i två viktiga avseenden. Dels lastas oljan där direkt till fartyg från särskilda plattformar ute i Nordsjön. Dels innebär Statoils 50 procentiga andel i produktionen att företaget i praktiken fr 0 m 1980 har haft tillgång på egen olja, utöver avgiftsoljan och vissa inköpta mängder. Den mycket stora ökningen av Statoils råoljetillgång, i praktiken en fördubbling, mellan 1985 och 1990 kan tillskrivas Gullfaks, som fr o m 1987 har en första plattform i produktionen. Detta betyder i sin tur att utrymmet för långsiktiga leveranskontrakt ökar. Dessa skulle, åtminstone under de närmaste åren, gälla råolja. Intresset av riskspridning och handlingsfrihet vid den snabbt ökande produktionen gör att en växande del av avsättningen bör ske i form av produkter. Särskilt om detta gäller drivmedel leder detta i sin tur till ett intresse för Statoils del att gå in i egen detaljmarknadsföring utanför Norge. Diskussion pågår om en utbyggnad av raffinaderiet i Mongstad, där Statoilkoncernen äger 70 procent och Norsk Hydro 30 procent. Nuvarande kapacitet är 4 milj ton råolja/år. Statoil har föreslagit en utvidgning till en sammanlagd årskapacitet på 6,5 milj ton. Samtidigt med en kapacitetsökning skulle anläggningen uppgraderas så att utbytet nästan helt kommer att bestå av lätta produkter. Anläggningens egen förbrukning av energi kommer också att minska. Beslut om utbyggnad väntas under 1983. En utbyggnad av Mongstad i den nu diskuterade etappen beräknas ta ca fem år. Norska regeringen och myndigheter samt Stortinget har tagit på sig ett mycket ingående engagemang i oljepolitiken. Detta gäller beslut om koncessioner, utbyggnadstakt och investeringar och även delar av Statoils marknadsföring. Någon direkt möjlighet att fastställa försäljningspriser finns däremot inte för norska staten. Det bolag som disponerar oljan får här agera självständigt på marknaden och anpassa sig efter världsmarknadens utveckling. Norska myndigheter har för att få en bas för bl a skatteberäkningen för integrerade internationella bolag skapat ett system med vilket s k normpriser fastställs. Syftet är att kunna ange ett rimligt värde på avsatt olja med hänsyn tagen till faktiska marknadspriser på de aktuella eller liknande råoljorna, transportfördelar och andra kontraktsvillkor. Systemet medger endast att

Norge

normpriset fastställs med viss eftersläpning, i regel ca ett halvår. Dess betydelse anses kunna minska i takt med allt fler parter inklusive de norska bolagen deltar i löpande försäljning, varför allt bättre och mer aktuell information skapas om de faktiska marknadspriserna på norska råoljor. Normpriset bildar dock fortfarande underlag för beskattning, produktionsavgifter och avräkning med Statoil för dess köp av statens avgiftsolja. Normpriset nådde en topp under första kvartalet 1980 då råoljan från Ekofisk-fältet noterades till 40 dollar/fat. Detta reflekterade en motsvarande kraftig uppgång både av OPECs kontraktspriser och av noteringarna på spotmarknaden. En bild av realprisvecklingen ges i nedanstående diagram. I tider med efterfrågeöverskott, stigande priser och alltså osäkerhet hos de konsumerande länderna, har särskilt transport- och säkerhetsfördelen givit ett starkt prisgenomslag uppåt för nordsjöoljan. Omvänt har de saudiska priserna då varit förhållandevis stabila. I det motsatta marknadsläge, som har gällt bl a från 1982, har nordsjöproducenterna varit angelägna att bibehålla en oförändrad produktion och därför sänkt sina priser i en anpassning till prisfall på världsmarknaden. Priserna har därmed varit förmånliga i jämförelse med de vanligaste OPEC-oljorna. På en krympande världsmarknad för råolja har en konstant, eller i det brittiska fallet t o m något ökande nordsjöproduktion inneburit ökade marknadsandelar. De oljebolag som är engagerade på kontinentalsockeln i Norge och Storbritannien har alltså inte önskat minska sin produktion. Ett huvudskäl till detta är de synnerligen stora investeringar som är gjorda för utvinningen i Nordsjön. den höga andelen fasta kapitalkostnader och alltså krav på fullt kapacitetsutnyttjande och intresset att därför att behålla volym och marknadsandel. Strukturella skillnader i utgångspunkt m m gör att den norska oljan följer med OPEC-priserna uppåt vid tider med efterfrågeöverskott. Det är då de

Dollar/fat

O- Diagram 6.5 Prisutveckling för råolja av nordovvvllllflvllillvvlllll IIIII sjötyp (spot). Uttryckti 1950 55 60 65 70 75 75 76 7å §30 82 34 se År reala priser (basår 1982)

122 Norge

kvalitetsmässigt närmast jämförbara nordafrikanska och nigerianska oljorna som blir riktmärke. Priserna blir då också bland de allra högsta på marknaden. Vid utbudsöverskott kan emellertid den brittiska och norska oljan få en prisnivå under dessa. Statoil har i sin, hösten 1982 inlämnade, årliga s k paragraf 10-plan till norska regeringen räknat med att realpriset på råolja kommer att stiga något även i reala former sett på längre sikt. Man säger samtidigt att prisändringarna sker ojämt och att tidpunkterna för ryckvisa steg uppåt eller (tillfälligt) nedåt är omöjliga att förutse. Ytterligare förändringar i kursrelationen till dollar kan ändra förutsättningarna. En viss gardering ligger i att Statoil redovisar två alternativ, ett övre och ett nedre. Enligt det övre skulle realprisökningen vara 1 procent/år under 1983 och därefter 2 procent/år t o m 1986. Enligt det nedre räknar man med oförändrade nominella priser 1983, alltså en viss real nedgång, och ett konstant realt oljepris under perioden 1984-1986. Mätt i ton oljeekvivalenter har något mera naturgas än olja producerats på norsk kontinentalsockel. Detta kommer att gälla fram t o m 1983, då gasens andel minskar. Villkoren för marknadsföring, transport och prissättning av gas skiljer sig mycket från vad som gäller för oljan. Hittills har kontrakt funnits för försäljning av gas från norsk kontinentalsockel innan, eller i samband med att respektive fält har byggts ut. Dessa kontrakt har normalt en varaktighet som är lika lång som fältets planerade livstid. Med andra ord täcks ofta 25-30 år av perioden från förhandling till sista leverans för samma gaskontrakt. Ekofiskfältet har svarat för den största gasproduktionen hittills. En rörledning till Emden i Västtyskland, färdig 1977, för gasen till köpare på kontinenten. Från Friggfältet går gas i två rörledningar, en brittisk och en norsk, till Szt Fergus i Skottland. Gasen i Statfjordfältet har hittills återinjicerats. Ett rörsystem, Statpipe, är beslutat så att gasutvinning från Statfjord kan börja vid årsskiftet 1985-86. Ledningen skall gå från Statfjord till Kårstö på norsk kust norr om Stavanger, varifrån en anslutning görs till Ekofisksystemet och ledningen till Emden. Statpipesystemet kommer att ha kapacitet att transportera gas också från Gullfaks och andra fält som nu är under utbyggnad eller under planering. Köparna för Ekofiskgasen finns i Västtyskland, Nederländerna, Belgien och Frankrike. Kontrakt har tecknats med motsvarande köpargrupper om gas från bl a Statfjord, Heimdal och Gullfaks. Dessa leveranser, som kommer i slutet av 1980-talet, ersätter minskande utbud från såväl Ekofisk som den nederländska Groningen-fyndigheten. British Gas Corporation köper all gas från Frigg. Dessa leveranser motsvarar 1/3 av den brittiska gasförbrukningen. För Ekofiskgasen, som säljs enligt det äldsta av gaskontrakten från norsk kontinentalsockel, och för Friggasen finns en viss koppling till råoljepriserna. Men gasen därifrån kostar ändå mindre än råolja, mätt efter energiinnehåll. Norska myndigheter anser att en anpassning av gaspriserna till s k oljeparitet bör eftersträvas. De har därför välkomnat att bl a Statoils senaste kontrakt om försäljningen av Statfjord-gas till köpare på kontinenten har närmat sig denna nivå. Särskilt efter sekelskiftet kan gasen antas få en allt större andel av

Norge 123

utvinningen på norsk kontinentalsockel. Gasen dominerar nämligen storleksmässigt i de återstående reserverna. Att utvinningen hittills till så stor del har bestått av olja beror delvis på en medveten satsning av berörda bolag. Många av dessa har varit sedan länge etablerade oljebolag. De har därför säkerligen funnit produktion, transport och marknadsföring av olja lättare i ett tidigt skede av verksamheten. De rörledningar som nu finns för transport av gas till den europeiska kontinenten och till Storbritannien räcker för planerad produktion och har viss ytterligare kapacitet för nya fält söder om 62:a breddgraden. En ny stor utbyggnad antingen i detta område, exempelvis det s k ”Trollfältet” eller, framför allt, i områdena utanför Mitt- eller Nordnorge norr om 62:a breddgraden skulle emellertid kräva nya transportalternativ. Den transitgasledning genom Sverige som Vattenfall förprojekterar i samarbete med Statoil och Swedgas är ett av alternativen och skulle vara aktuell om en ny, relativt omfattande utbyggnad skulle koncentreras till Tromsö-flaket längst i norr. Tidpunkten för ev utbyggnadsbeslut där är dock osäker. På Tromsö-flaket behövs ytterligare prospektering och utredning av tekniska Produktionsstart i Tromsö utvinningsalternativ. före 1995 ter sig inte sannolik. En avvägning måste också ske mellan olika alternativ för ilandföring och vidare transport.

6.7 Ekonomi

Olje- och gasverksamheten på norsk kontinentalsockel genererar betydande intäkter. Dessa tillfaller norska staten och de bolag som är operatörer eller rättighetshavare i de producerande fälten. Utvinning och rörtransport, de båda huvudsakliga intäktskällorna, har under tioårsperioden 1971-1981 givit bruttointäkter för berörda företag på

sammanlagt 165 miljarder norska kronor. Ökningen har varit mycket snabb

under den korta tid som det rör sig om. 1975 var bruttointäkterna drygt 4 miljarder kronor. Motsvarande siffra 1980 var drygt 40 miljarder eller tio gånger större. Oljesektorns andel av BNP har vuxit och uppgick 1981 till drygt 16 procent. Siffran för 1982 beräknas till ca 12,5 procent. Intäkterna är beräknade på grundval av företagens bruttointäkter minus varuinsats för verksamheten. De totala investeringarna faktiskt gjorda fram t o m 1981 var nästan lika stora som norska statens intäkter från oljeverksamheten det året, alltså mellan 60 och 70 miljarder norska kronor. Totalsumman för kommande investeringar i beslutade projekt uppgår till ytterligare 112 miljarder, eller investeringar upp emot 176 miljarder norska kronor sammanlagt. Oljesektorns andel av norsk export har 1980 och 1981 legat omkring 30 procent, vilket beräknas bli nivån också för 1982. Denna andel är räknad på bruttoexporten, som har varit praktiskt taget lika med hela Nordsjöproduktionen. Norge har hittills importerat både råolja och framför allt oljeprodukter för egen konsumtion. Norska statens intäkter i form av skatter och avgifter från oljesektorn var 1981 drygt 27 miljarder kronor eller nästan exakt 50 procent av bruttoproduktionsvärdet 1981 som var 55 miljarder. De beräknas för 1982 till ungefär

124 Norge

samma belopp eller något mindre på grund av lägre oljepriser. Skatter och avgifter kan ge marginaleffekter för rättighetshavarna upp emot 90 procent. I den norska statsbudgeten svarar oljesektorn för ca 20 procent av intäktssidan. Också här har utvecklingen varit mycket snabb både när det gäller absoluta tal och andel. Självfallet måste norska myndigheter göra beräkningar om sina framtida intäkter från oljesektorn. Varje förändring av marknadspriset på olja får stora genomslag i norska statens inkomster och överhuvudtaget i de samhällsekonomiska förutsättningarna. Verksamhetens omfattning och producerad volym kan nu förutses relativt väl för minst ca 5 år framåt. Vad som däremot är betydligt mera osäkert är dels prisutvecklingen, dels valutaförhållanden, särskilt kursförhållandet mellan amerikanska dollar och norska kronor. Dessa osäkerheter kan få stora konsekvenser, vilket visas av den omräkning som nyligen måste göras i norsk långtidsbudget. Arbejderpartiregeringen hade så sent som våren 1981 beräknat norska statens intäkter från oljesektorn för perioden 1980-1985 till 170 miljarder kronor. Oljepriset när den beräkningen gjordes var 40 dollar/fat och antagen prisnivå 1985 var 60 dollar/fat. När höyreregeringen gjorde motsvarande beräkning ett år senare (mars 1982) var priset på norsk råolja 31,50 dollar/ fat. Prisantagandet till grund för budgetarbetet var att denna nivå skulle stå sig fram to m 1983 för att sedan öka lika mycket som inflationen. Priset skulle alltså vara konstant i reala termer fram till 1985. Med dessa helt andra antaganden om oljepriset skulle norska staten inte kunna räkna med att få in mer än 60 miljarder från oljesektorn under perioden. Detta är en dryg tredjedel av vad man räknade med bara ett år tidigare. Stigande dollarkurser har hittills kompenserat mycket av priseffekten. Valutafaktorn kan givetvis slå också i motsatt riktning och då orsaka intäktsbortfall. Norge började få oljeintäkter ungefär samtidigt som drastiskt höjda oljepriset för flertalet andra industrialiserade länder skapade allvarliga ekonomiska strukturproblem. Norge har också under 1970-talet haft hög sysselsättning, bättre tillväxt än flertalet OECD-länder, handlingsfrihet i utrikesbetalningarna och möjlighet att minska statsskulden. Detta har skapat intressanta möjligheter och stora förväntningar. Men problem har inte saknats. Trots alla politiska strävanden i motsatt riktning har den norska ekonomin blivit alltmer dominerad och styrd av oljeinkomsterna. Norge utgör därvid inget undantag från andra länder med stora oljeinkomster. Inflation och minskande marknadsandelar för norsk fastlandsindustri inom konkurrensutsatta sektorer är karaktäristiska följdeffekter. En expansiv, konjunkturpolitiskt betingad finanspolitik har, tillsammans med de mycket höga löneanspråken i offshoresektorn, bidragit till överhettning. Betydande inteckningar har därför gjorts i förväntade framtida intäkter. Med oljeintåkternas hjälp skapas en ökad köpkraft utan motsvarande mobilisering av produktion och produktivitet i fastlandsindustrin. Övervägande delen av tillskottet i de norska statsintäkterna kommer från avyttring av kapitalvärden (oljereserverna) och alltså inte ersättning för ökad inhemsk produktion. Den norska tillverkningsindustrins problem har sin grund i den

Norge

konkurrensnackdel som följer av inflation och höjda kostnader i produktionen. Dessa beror i sin tur på överhettning som följer av den expansiva budgetpolitiken, där norska staten inte bara har omfördelat inkomster inom samhället, utan dessutom har ökat köpkraften genom fördelning av intäkter utifrån, nämligen från oljeimporterade länder. Effekterna har delvis förstärkt varandra. Oljeintäkterna skapar inflation och ökade kostnader. Normalt skulle detta leda till strukturändring. Men i det norska fallet har dessa verkningar delvis neutraliserats genom stöd till näringsgrenar som har drabbats av denna kostnadspress. Oljeintäktema ger möjligheter att uppskjuta eller helt hindra strukturrationalisering och import ersätter inhemsk produktion. Statsbudgetens beroende av oljeintäkterna skapar ökad sårbarhet. Prisfall på världsmarknaden för olja slår snabbare och hårdare på statsintäkterna än på oljebolagens resultat.

7.

Sovjetunionen, övriga SEV-länder

samt Kina

7.1 Allmänt

Sovjetunionen, de östeuropeiska staterna samt Vietnam, Nordkorea, Mongoliet och Cuba, SEV-länderna behandlas i energipolitiska sammanhang gärna som en enhetlig grupp. Deras främsta gemensamma drag är ett visst beroende av Sovjetunionen för sina behov av importerad energi. Kina är ett u-land, men genom att vara energimässigt oberoende passar landet inte särskilt väl in vare sig som ett av de oljeexporterande u-länderna vid sidan av OPEC, eller, än mindre, bland de oljeimporterande u-länderna. Kina tas här med i detta kapitel. Sovjetunionen producerar 1/4 av världens kol och naturgas och 1/5 av världens olja. Den sovjetiska produktionen av olja är större än något annat enskilt land. Det är bara Förenta staterna som producerar mera naturgas. Sovjetunionen är också bland de allra största producenterna av kol. Statistiken är dock här mera osäker. Sovjetunionen är självförsörjande på energi och därtill en nettoexportör. Med bara 6 procent av världens befolkning och med mycket stora reserver av olja, kol och naturgas har Sovjetunionen också ett mycket gott utgångsläge för sin framtida energiförsörjning. Landet är i det avseendet bättre rustat än flertalet andra industrialiserade länder. Trots att Sovjetunionen alltså har en mycket stor produktion av energi, är dess plats på de internationella energimarknaderna relativt liten. Nästan 3/4 av landets oljeproduktion används inom Sovjetunionen. Exporten på omkring 3 mbd under 1980 motsvarar 1/10 av den totala världshandeln i olja. Drygt hälften av den sovjetiska oljeexporten går som subventionerad internhandel inom SEV-blocket. Sovjetunionens nuvarande och framtida roll på de internationella energimarknaderna måste anses viktig och intressant. Utvecklingen av produktion och export av olja kan få konsekvenser för Västeuropas försörjning i övrigt, för de politiska relationerna mellan öst och väst samt internt inom SEV-blocket och inte minst för Sovjetunionens ekonomi.

Olja

Oljeproduktionen i Sovjetunionen har ökat under hela efterkrigstiden. Åren 1981 och 1982 uppnåddes rekordhöga nivåer. Produktionen 1981 var

128 Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina

610 miljoner ton. Plansiffran för 1982 var 613 miljoner ton, motsvarande 12,2 mbd. Den faktiska produktionen kom mycket nära denna nivå. Som jämförelse kan nämnas att Saudiarabien 1981 producerade knappt och USA är således världens största oljeproducent, en drygt 10 mbd. Sovjetunionen position som man övertog från Förenta staterna 1976. För 1985 anvisar gällande femårsplan en ökning av den sovjetiska

till mellan 620 och 645 miljoner ton. Ökningstakten har

oljeproduktionen emellertid successivt minskat och är nu nere vid någon procent per år. De officiella planerna erkänner detta. Försök att bättre förstå och analysera dessa frågor måste ske med ett i källmaterial. Kända och publicerade reserver av viktiga avseenden bräckligt olja vid årsskiftet 1981-82 skulle enligt Oil and Gas Journal vara 8,6 miljarder ton. Andra källor ger en något högre siffra. Detta motsvarar ca 9,3 procent av världens kända reserver. Motsvarande siffror för Förenta Staterna är 4,7 miljarder ton, med 5,4 procent av de globala reserverna. Med ca 613 miljoner ton, skulle en produktion på 1982 års nivå, av de kända sovjetiska oljereserverna vara cirka 14 år. Kvoten livslängden mellan reserver och årsproduktion 1981 ger för USAs del en uthållighet på knappt 10 år. Definitionsproblem och förhållandet att Sovjetunionen hemlighåller uppgifter om sina reserver gör att uthållighetstalen är osäkra. Uthållighetsi olika talen påverkas också av vilken bedömning som görs om utvinningsgrad fyndigheter. De egna sovjetiska uppgifterna på denna punkt har ofta visat sig vara överskattningar. reservernas storlek är naturligtvis viktig för Frågan om de återstående om den sovjetiska energisituationen och dess konsekvenser varje bedömning för omvärlden. också kvalitet och tillgänglighet i Väl så viktigt är emellertid tillkommande reserver under den kommande 10-15-årsperioden. Kostnaderna för att utveckla nya fyndigheter och den tid som det tar för att få igång en produktion beror direkt på fyndigheternas karaktär och geografiska läge. i produktionen från vissa av de nuvarande, mycket stora och Nedgång behöver kompenseras. Sannolikt måste detta högavkastande fyndigheterna ske med reserver, där varje enskilt borrhål ger betydligt mindre mängder. Dessa nya fyndigheter kan också befinna sig i områden med ogynnsamt ” klimat och andra svåra geografiska betingelser. Under 1970-talet ökade de kända sovjetiska oljereserverna med ca fat/år. En förutsättning för att nuvarande produktionsnivå skall 3,6 miljarder kunna upprätthållas utan att kvoten mellan kända reserver och produktion minskar skulle vara att tillskottet till reserverna under 1980-talet blir större än vad det var under 1970-talet. Detta kan ske med hjälp av prospektering och nya fynd samt genom ökad utvinning från hittillsvarande fyndigheter. Många bedömare menar emellertid att det kommer att visa sig svårt för att upprätthålla tillskotten till reserverna på l970-talets nivå Sovjetunionen och att det kommer att bli nära att överträffa dessa. nog omöjligt Sannolikheten för ytterligare mycket stora fynd av det slag som gjordes under mindre. Ökad utvinning i hittillsproducerande fält 1970-talet är nu betydligt har redan drivits mycket långt. för Sovjetunionens har Den geografiska tyngdpunkten oljeproduktion Före andra världskriget dominerade områdena kring Kaukasus och flyttats.

Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina 129

Kaspiska Havet. Sedan dess har produktionen i dessa områden minskat kraftigt. Från 1950-talet hade området mellan Volga och Ural övertagit -rollen som främsta produktionsområde. Ännu 1970 kom största delen av oljan från den europeiska delen av landet. l 1970-talets början upptäcktes stora fyndigheter i västra Sibirien. Detta område svarade 1979 för hälften av all sovjetisk oljeproduktion. Det stora Samotlorfâltet svarade ensamt för 1/4 av totalproduktionen. framtida

Den

utvecklingen blir i hög grad beroende på Sovjetunionens möjligheter att upprätthålla och utveckla detta gigantiska fält och andra liknande i Sibirien. Inget nytt fynd i motsvarande storleksordning har gjorts sedan 1974. Tillgängliga uppgifter om den framtida sovjetiska och oljeproduktionen om landets roll på världsmarknaden för är ofta av olja påverkade politiskt-taktiska överväganden i konflikten mellan stormakterna. Delvis av dessa skäl har vitt skilda spekulationer och mycken oenighet förekommit i bedömningarna om den framtida sovjetiska oljeproduktionen. Särskilt uppmärksammade var vissa prognoser 1977 av den amerikanska underrättelsetjänsten CIA. Den sovjetiska oljeproduktionen hade enligt dessa redan nått en absolut topp och skulle enligt CIA sedan sjunka från 11-12 mbd till mellan 10 och 11 mbd 1985 samt till cirka 8 mbd år 1990. Östblocket skulle därvid övergå från att vara en nettoexporterande till att bli en nettoimporterande del av världsmarknaden för olja. Denna prognos avvek kraftigt från officiella plansiffror, analyser gjorda i Västeuropa och inom FNs ekonomiska kommission för Europa (ECE) och dessutom från andra amerikanska studier. CIA-prognosen betecknas numera allmänt som ett pessimistiskt ytterlighetsexempel. Det har t o m antytts att prognosen var beställd av den amerikanska regeringen för att ge stöd åt regeringens strävanden att stärka den amerikanska energipotentialen. CIA har också sedermera reviderat sin egen prognos, men också deras senare uppgifter om beräknad produktion av olja i Sovjetunionen ligger under flertalet andra analyser. Slutsatsen för CIAs del är ändå att en utveckling enligt deras prognos skulle leda till svåra problem, dels på världsmarknaden för olja, dels säkerhetspolitiskt för USA och västvärlden. En annan prognos av ytterlighetskaraktär tillskrivs företaget Petrostudies med adress i Sverige. Deras uppgifter om mycket stora möjliga ökningar för Sovjetunionens oljeproduktion har allmänt ansetts överdrivna och orealistiska. Uppgifter från FNs ekonomiska kommission för Europa (ECE) talar om något ökande eller åtminstone konstant oljeproduktion. Dessa uppgifter betraktas visserligen bl ai Förenta staterna som väl optimistiska. Men de har visst intresse då de till stor del bygger på officiell statistik och har tagits fram med sovjetisk medverkan. För att upprätthålla en konstant produktion av olja eller att uppnå den planerade ökningen måste Sovjetunionen söka komma till rätta med olika problem. Ett av dessa är teknologiska brister och otillräcklig kapacitet inom produktionen av utrustning för oljeutvinningssektorn. En viss import av sofistikerad utrustning från väst blir säkerligen nödvändig, särskilt om man vill uppnå en mera effektiv utvinningi äldre fält. Vidare torde Sovjetunionen kontinuerligt behöva importera stålrör med lämplig diameter för de stora

SEV-länder samt Kina

130 Sovjetunionen, övriga

rörledningar som ofta är en förutsättning för att avsätta produktionen. Snabb uttömning av äldre fält och otillräcklig prospektering efter nya fyndigheter bidrar till osäkerheten. Att upprätthålla produktionen av olja, är mål i officiella Kostnaderna för att klara emellertid ett prioriterat planer. detta kommer dock snabbt att öka. OECD/IEA Energy Outlook publicerad hösten 1982 gör i senaste World bedömningen att den nuvarande produktionsnivån på cirka 12 mbd kommer därefter att kunna vidmakthållas under ytterligare några år. En minskning betraktar man som närmast Produktionen vid 1980-talets mitt oundviklig. skulle enligt IEA ligga någonstans mellan 10 och 11 mbd. En fortsatt minskning förväntas enligt IEA ske efter 1980-talets mitt så att man 1990 skulle ligga på en nivå mellan 8 och 10 mbd, eller 25-30 procent nivå. Denna utveckling skulle kunna förhindras enbart lägre än nuvarande om Sovjetunionen snart gör nya fynd av mycket stora oljefält av det slag som nu är i produktion. Situationen idag är nämligen att praktiskt taget samtliga områden utom dem i Sibirien har större oljeproducerande i Sovjetunionen minskande produktion. Det största sovjetiska oljeområdet, Samotlor, ligger

förmodligen mycket nära eller vid sin högsta produktionsnivå.

Kombinationen av en snabb nedgång i produktionen från nuvarande fält, låga genomsnittstal för oljeflödet i nya fynd i västra Sibirien samt det faktum att inga nya mycket stora oljefält har hittats sedan 1974, bekräftar intrycket kommer att ha det svårt att upprätthålla nivån på att Sovjetunionen produktionen. En stor av borrningsaktiviteten är dock planerad. mycket ökning Investeringsbehoven är utomordentligt stora. Redan under 5-årsperioden totala mellan 1975 och 1980 ökade oljesektorns anspråk på Sovjetunionens Att upprätthålla eller t o m investeringar från 1-2 procent till 7-8 procent.

öka produktionsnivån skulle kräva en ännu större andel av landets totala

investeringar. delar inklusive kontinentalsockelområden i Många av Sovjetunionen, öster och i norr, är ännu otillräckligt undersökta. Ytterligare stora fynd kan Men de teknologiska krav som ställs mycket väl finnas inom dessa områden. vid prospekteringen och vid eventuell framtida utvinning är utomordentligt stora. Tiden innan något tillskott från fynd av detta slag skulle kunna bidra till den sovjetiska produktionen är därför mycket lång. Den inhemska konsumtionen av olja i Sovjetunionen kommer, tillsammans med utfallet direkt att avgöra utrymmet för på produktionssidan, sovjetisk oljeexport. har vuxit kontinuerligt under Förbrukningen av olja inom Sovjetunionen

de senaste 20 åren. Ökningstakten har varit praktiskt taget identisk med den

ekonomiska tillväxten. Denna paritet har inte på samma sätt som i väst ändrats till följd av de kraftigt ökade relativpriserna på energi från mitten av 1970-talet. Många faktorer medverkar till denna olikhet. Västekonomiernas minskande oljeförbrukning beror bl a på att ökade har stimulerat fram ökad effektivitet i energianvändningen och priser påskyndat övergången till alternativa energislag samt övergång till mindre industri. Varken eller reaktionsmönster har energikrävande utgångsläge Således konsumerar en varit detsamma i Sovjetunionen. Sovjetunionen

Sovjetunionen, övriga SE V-länder samt Kina 131

avsevärt större andel olja i industrisektorn och den användningen är betydligt mindre effektiv än i väst. Omvänt används i Sovjetunionen relativt sett mindre mängder flytande bränslen för transporter. Liknande gäller uppvärmning av bostäder som tar en mindre andel av den totala energiförbrukningen än vad som är vanligt i väst. Kvar är industri- och jordbrukssektorerna, där största delen av Sovjetunionens energi förbrukas. Här begränsas möjligheterna till hushållning och effektivisering av strukturella problem. Stor del av industrin är energiintensiv. Vidare har effekterna av prisökningar och andra energipolitiska åtgärder blivit begränsade till följd av trögheterna i det ekonomiska systemet. Sovjetunionens konsumtion av olja kommer att fortsätta att växa. Hur mycket kommer bl a att bero pä utvecklingen inom ekonomin. En lägre tillväxt än förutsett ger också mindre volym olja som förbrukas internt. Viss hushållning borde dessutom vara möjlig att uppnå i en ekonomi där kampanjer och mobilisering är traditionellt förekommande. Industrin är uppenbarligen ineffektiv bl a ur energisynpunkt och olja används på många håll där kärnkraft, kol eller gas borde kunna användas i stället. En fortsatt satsning på dessa energislag kan förväntas. Transportsektorn kommer å andra sidan troligen att växa. Särskilt landsvägstransporterna har nämligen varit eftersatta, vilket hämmat industriproduktion m m. Den inhemska konsumtionen av olja kommer alltså förmodligen att öka även i fortsättningen. Troligen blir dock detta i lägre takt än hittills. Detta innebär inte nödvändigtvis att Sovjetunionens självförsörjning beträffande olja är hotad. Marginalen mellan produktion och konsumtion verkar nämligen fortfarande betryggande. Vad som står på spel är utrymmet för export av olja. Om den sovjetiska konsumtionen av olja tillåts växa snabbare än produktionen måste exporten minska. En avvägning om detta skall ske i förhållande till övriga SEV-länder eller till väst måste då göras. Exporten har hittills varit någorlunda jämnt delad mellan stater inom respektive utanför SEV-blocket. Intressant i perspektivet av ett stagnerande, eller troligen to rn minskande utrymme för export är om denna fördelning kommer att bibehållas eller inte. Avgörande blir en avvägning mellan å ena sidan gjorda åtaganden internt inom det egna blocket och å den andra förhållandet till väst och inte minst behovet av hårdvaluta. Politiskt påverkas alltså både beroendeförhållanden inom östblocket och relationerna öst-väst. Därtill kommer viktiga konsekvenser för både den sovjetiska ekonomin och de östeuropeiska ländernas ekonomi. OECD-länderna har sedan slutet av 1970-talet importerat i genomsnitt ca 1,4 mbd per år, från Sovjetunionen och de östeuropeiska staterna. 1981 var nivån något högre med 1,6 mbd. Oljeexporten till väst utgör en mycket viktig inkomstkälla för Sovjetunionen. Det är sannolikt att Oljeexporten till väst kommer att vara högt prioriterad också i framtiden. Sovjet behöver hårdvaluta bl a för att finansiera livsmedelsimporten och oljan står för närvarande för nästan 60 procent av exportinkomsterna. Sovjetunionen har gynnats av oljeprishöjningarna under 1970-talet. I motsvarande mån är varje försvagning av de internationella oljepriserna en belastning för Sovjetunionen.

132 SEV-länder samt Kina

Sovjetunionen, övriga

Ökade intäkteri hårdvaluta från försäljning av stora nya mängder naturgas är inte att förvänta förrän någon gång efter mitten av 1980-talet. Fram till dess kommer det därför att vara ytterst angeläget att ha tillgång till intäkterna från oljeexporten. Detta kan innebära att den inhemska efterfrågan måste ges en lägre prioritet. De avvägningsproblem som detta naturligtvis skapar ä: svåra, men tecken tyder på att man vill gynna exporten av olja til. hårdvalutaländerna, även om det måste ske på bekostnad av inhemsk konsumtion. Mera olja blir tillgänglig för exportändamål. Denna politik kan emellertid få följder för oljeexporten till de Östeuropeiska länderna. De är starkt beroende av den sovjetiska oljan, som säljs til. delvis rabatterade priser och i byteshandel, dvs utan krav på hårdvaluta Minskat sovjetiskt exportutrymme kan innebära att Sovjetunionen prioriterar försäljningen till de internationella marknaderna och att de östeuropeiska länderna tvingas kompensera bortfall av de sovjetiska leveranserna genom köp från andra leverantörer till världsmarknadspris och i hårdvaluta. Detta

kan skärpa de redan betydande ekonomiska problemen i Östeuropa och

bristen på hårdvaluta kan här, liksom i u-länderna, medföra faktisk brist på olja. Detta får i sin tur ekonomiska konsekvenser. Sovjetunionen står här inför ett svårt dilemma, eftersom den sovjetiska oljan av tradition utgjort en viktig del av Sovjets ekonomisk-politiska förhållande till dessa stater. Många osäkerheter finns således när det gäller den framtida sovjetiska oljeexporten. Det mesta talar för att de kampanjer som drivsi Sovjetunionen för att införa och i högre grad använda energibesparande åtgärder inom industrin, i hushållen och inom transportväsendet ger vissa resultat. Den sovjetiska oljeexportens omfattning till väst skulle därmed kunna upprätthållas på ungefär hittillsvarande nivå eller t o m öka om Sovjetunionen väljer att prioritera hårdvalutabehovet framförde östeuropeiska ländernas ekonomiska stabilitet.

7.3 Kol

Sovjetunionen och övriga SEV-länder har tillsammans utomordentligt stora reserver av kol. Kolet står för 31 procent av den totala engergianvändningen i Sovjet, resp 57 procent i de östeuropeiska länderna. Kol är därmed den viktigaste energiråvaran och dessutom det största energislaget i blockets energikonsumtion. Utvinningen av kol ökar inte i samma takt som tidigare och planmålen har kraftigt underskridits. Produktionen 1978 var den största för ett enskilt år. Den sovjetiska produktionen måste successivt flytta allt längre österut. med kraftigt ökade utvinnings och transportkostnader som följd. Därtill är det fråga om ett energifattigare brunkol. Allt större transportproblem från produktionsområdena i öster till användningscentra i väster har medfört sovjetiska satsningar dels på produktion av flytande bränsle ur brunkol, dels på långväga överföring i form av kolbaserad elkraft. Kraftiga minskningar av produktionen i Polen, som tidigare exporterade 9-10 miljoner ton/år till industricentra i västra Sovjetunionen, har under de senaste åren varit en

SOU 193349 Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina

annan försvårande faktor. Kolets relativa andel i förbrukningen väntas visserligen minska något under tiden fram till sekelskiftet. Men för att inte denna skall bli alltför stor krävs nedgång viss kontinuerlig ökning av produktionen. Målen för den framtida sovjetiska kolproduktionen är mycket klart angivna i plandokumenten för den elfte femårsplansperioden (1981-85). År 1985 skall den totala kolutvinningen uppgå till 770-800 milj ton. Denna produktionsnivå är t o m lägre än tidigare planmål för 1980. Detta visar hur kolutvinningen har börjat stagnera. Förutsatt att nu planerad tillväxttakt för kolproduktionen 1981-85 kan uppnås innebär detta att kolets andel i den totala inhemska tillförseln av primärenergi upphör att sjunka och under 1980-talet till ca uppgår 25 procent. Mot bakgrund av den avmattade oljeproduktionen i landet är detta av central betydelse för den inhemska energisituationen. Nära nog 65 procent av kolproduktionen används för närvarande för elproduktion och för framställning av järn och stål samt andra metaller. En fallande kolproduktion får således snabbt allvarliga konsekvenser för landets nyckelindustrier och energiproduktion. Den dåliga energihushållningen i landet och den ständigt ökande efterfrågan på energi accentuerar detta förhållande. Kolproduktionen är av avgörande betydelse för tillväxten i hela den sovjetiska ekonomin. Kolfrågorna ägnas därför stor uppmärksamhet. En ökad kolproduktion är således ur många aspekter mycket angelägen. I officiella beslut från oktober 1981 anges de åtgärder som i framtiden anses bli

avgörande för den sovjetiska kolproduktionens fortsatta utveckling. Ökning-

en i kolproduktionen under 1980-talet beräknas komma från dagbrotten i Sibirien. År 1985 beräknas kolutvinningen i dagbrotten uppgå till 315 milj ton, vilket motsvarar 40 procent av den totala planerade kolproduktionen. År 1981-85 uppgår derma ökning enligt planen totalt till 55-85 milj ton. På fem års sikt finns det inte någon anledning tro att den dämpade tillväxten i den sovjetiska kolproduktionen på något avgörande sätt påverkar Sovjetunionens nuvarade export med kol och kolprodukter. Denna uppgick 1980 till cirka 23 miljoner ton, varav huvuddelen internt till övriga

Östeuropa.

Naturgas

Landets naturgasreserver är enligt samstämmiga uppgifter utomordentligt stora. Omräknat i energiinnehåll skulle Sovjetunionens beräknade reserver av naturgas närmast vara att likna vid Saudiarabiens oljetillgångar. Beroende på framtida produktionstal skulle nu kända reserver räcka för 50-80 års uttag, vilket är ett betydligt högre uthållighetstal än för oljan. De sovjetiska naturgasreserverna skall enligt vissa beräkningar uppgå till nästan 20 miljarder ton oljeekvivalenter eller närmare 10 procent av jordens totalt kända reserver. Naturgasen har svarat för den mest dynamiska tillväxten bland de olika

energislagen i Sovjetunionen. Ökningstakten i gasutvinningen var i genom-

134 SEV-länder samt Kina Sovjetunionen, övriga

snitt 8,5 procent årligen under tiden 1976-80. Produktionssiffran 435 miljarder m3 vid slutet av planperioden lär ha varit bland de få i hela den sovjetiska industrin som överträffade, eller ens nådde upp till, de mål som var formulerade i femårsplanen. Enligt västliga bedömare förutsätter en fortsatt ökning att Sovjetunionen får tillgång till utrustning från väst för att utvinna och transportera gasen. Stålrör i grova dimensioner märks särskilt bland behoven. Den stora m fl västeuropeiska länder, innebär naturgasaffâren med Västtyskland, för att sådan västimport kan komma till stånd. ökade förutsättningar Nuvarande till ligger på ca 25 miljarder m-l/år. export Västeuropa Leveransavtal om ytterligare 40 miljoner m3 under 1980-talets senare hälft m3 1990 och kanske tre finns redan. Ett exportutrymme på ca 65 miljarder gånger så mycket, alltså omkring 200 miljarder m3 år 2000 anses inte helt skulle då vara en viktig energikälla för orimligt. Sovjetisk naturgas ekonomi särskilt vad Västeuropa och en avgörande faktor i Sovjetunionens avser betalningsbalansen. Mycket talar alltså för att naturgas kommer att spela en allt större roll dels i egen energiförsörjning, dels som källa till hårdvaluta genom Sovjetunionens För framtiden är naturgasen det mest lovande energislaget för export.

Sovjetunionen. Ökningar av produktionen på omkring 7-8 procent/år

förutses under resten av 1980-talet.

7.5 Kärnkraft

Kärnkraft avses spela en ökande roll i Sovjetunionens och de övriga SEV-ländernas försörjning. Dess andel av totalt tillförd elektrisk energi beräknas till 14 procent 1985, mot bara 6procent år 1980. Kärnkraftens andel av totalt tillförd energi var 1981 drygt 1 procent. Vissa förseningar i industrikapacitet för utrustning för utbyggnaden har orsakats av otillräcklig del uteslutande nya kärnkraftverk. Ny kärnkraft planeras för Sovjetunionens är helt självförsörjande när iden europeiska delen av landet. Sovjetunionen det gäller kärnbränsle. Även anrikning och andra viktiga sk bränslecykeltjänster finns inom landet. Kapaciteten därvidlag anses tillräcklig även för andra SEV-lânders behov.

7.6 Östeuropa

De sex östeuropiska länderna är alla förhållandevis fattiga på energiråvaror. De existerande oljereserverna är små och produktionem stagnerande. Energiomvandlingen är i allmänhet ineffektiv och efterfrågan ökar i takt med till ökad industrialisering och stigande levnadsstandard. Omställningen har medfört ekonomiska svårigheter i högprisenergi mycket betydande flertalet av de östeuropeiska länderna, dels direkt genom stigande kostnader i handeln med för den importerande oljan, dels indirekt genom svårigheter västvärlden. De östeuropeiska länderna befinner sig här i samma situation restriktion för som många u-länder och energiproblemen utgör en uppenbar

Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina 135

deras ekonomiska utveckling. Länderna är starkt beroende av Sovjetunionen som leverantör av olja, gas samt utrustning och tjänster på kärnkraftsområdet. Rumänien var länge en stor oljeproducent och tillgångarna började utnyttjas mycket tidigt under 1900-talet. Landet var fram till mitten på 1970-talet oljeexportör. Tillgångarna är nu snart uttömda och det finns inga förhoppningar om nya stora fynd. Oljeimporten ökar i takt med att produktionen stagnerar eller minskar. Landet satsar hårt på ökad kol- och kärnkraftsproduktion, men planerna ligger långt före verkligheten. Polen har obetydliga olje- och gasreserver, men betydande kolreserver. Polen har länge varit kolexportör, både till öst och väst, men exportansträngningarna fick sig en allvarlig knäck i samband med oroligheterna 1980-82. Exporten för 1983 planeras nå 33 miljoner ton, varav cirka 13 beräknas gå till övriga SEV-området. Planmålet för 1985 är 245 miljoner ton årlig kolproduktion, men det är mycket osäkert om denna siffra kan nås. Investeringsbehoven är betydande. Landets egen energibalans domineras helt av kol, cirka 75 procent. Oljan importeras så gott som uteslutande från Sovjet. Tyska Demokratiska Republiken (DDR) har stora reserver av brunkol, av dålig kvalitét. Den används väsentligen för elframställningen, där förbränningen skapar betydande miljöproblem. Oljeimporten är stor - cirka 20 miljoner ton - och kommer väsentligen från Sovjet. DDR har ett omfattande och ambitiöst kärnkraftsprogram, liksom också de övriga östeuropeiska länderna. Den stora frågan för 1980 och 1990-talen är i vilken utsträckning de östeuropeiska länderna också fortsättningsvis kan räkna med att köpa sin olja och gas från Sovjet till priser som ligger under världsmarknadspriserna. Det finns som vi konstaterat en del tecken som tyder på att Sovjetunionen

kommer att minska sin export till Östeuropa för att kunna upprätthålla sin

valutainbringade export till väst. Detta kommer att medföra växande

problem i Östeuropa.

7.7 Kina

Oljeproduktionen i Kina 1981 var drygt 2 mbd. Landet är för närvarande självförsörjande med olja, naturgas och kol. En mindre del av oljan, ca 0,3 mbd och obetydliga mängder naturgas exporteras. Landets andel av reserver och världsproduktion, båda ca 3 procent, samt av världshandeln av olja, ca 1 procent, är dock mycket blygsam. Kina har en ytterst låg oljekonsumtion per capita. Med denna måttstock är Kina att likna vid de fattigaste bland de oljeimporterande u-länderna. 1979 var den egna konsumtionen av olja per capita i Kina ca 0,75 fat/år. Detta kan jämföras med Förenta staterna, där samma siffra var 30 fat/år och individ eller ca 40 gånger högre. Nuvarande produktion av olja, ca 2 mbd, placerar Kina bland världens tio största producenter. Denna nivå uppnåddes 1978 och har, liksom konsum-

tionen, varit nära nog konstant sedan dess. Ökningen var snabbare i början

av 1970-talet. Under tioårsperioden 1971-81 var uppgången i oljeproduktio-

136 Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina sou 193349

nen i genomsnitt 10,7 procent per år. Kinas egen konsumtion var fram till 1978 praktiskt taget lika med produktionen. Kina har kontinuerligt haft och sökt utländskt stöd och bistånd för oljeprospektering och oljeutvinning. Till en början var det Sovjetunionen som bidrog med utrustning och teknisk expertis. Under senare år har Kina sökt sig mer till Japan, USA och Västeuropa för hjälp. Detta märks särskilt i den verksamhet på kinesisk kontinentalsockel som nu planeras. Ett 40-tal västerländska oljebolag deltar i anbudstävlan om koncessioner för detta område. Norska Statoil bistår kineserna med rådgivning om bl a koncessionsvillkor och i kontakterna med de stora internationella oljebolagen. Det råder optimism om att stora reserver av olja skall påträffas på kontinentalsockeln utefter Kinas kuster. Högre produktionstal från 1980talets slut ter sig därför fullt möjliga. Landets exportpotential blir självfallet beroende av konsumtionsutvecklingen. En fortsatt komindustrialisering mer, tillsammans med en förväntad ökning av percapitaförbrukningen från nuvarande mycket låga nivå, att avsevärt öka energiefterfrågan inom landet. Det är dock inte uteslutet att efterfrågan kan hållas inom måttliga gränser. Sparmöjligheterna inom landets processindustrier torde vara mycket goda, liksom möjligheterna att ersätta olja med kol eller kärnkraft i produktionen av värme och elkraft. Inhemskt kol svarar idag för cirka 70 procent av landets förbrukning av kommersiell energi. Kolet tros behålla eller t 0 m befästa denna dominerande ställning. Produktionen planeras 1983 nå 670 miljoner ton och landet har vissa förutsättningar att öka sin kolexport. Efter att under nâgra år ha tvekat kring kärnkraften synes regimen nu inställd på att introducera denna energikälla i Kina. Naturgasen och icke kommersiell energi - den senare har i stor utsträckning kommit till användning på landsbygden - torde också kunna medverka till en begränsning av oljeefterfrågans tillväxt. Sammantaget får det anses sannolikt att Kina någon gång efter 1990 skall kunna öka sin export av olja, baserad på utvinningen offshore. Exporten kommer med tanke på hårdvalutabehoven att vara högt prioriterad. Sett ur den internationella oljemarknadens perspektiv kan man dock inte idag förutse mer betydande exportvolymer av olja. Produktionsborrning och prospektering kan dock redan inom något eller några år medföra att denna prognos måste omprövas.

8 De stora

oljebolagen

8.1 fram till

Utvecklingen 1973

Den internationella handeln med råolja och oljeprodukter har under större delen av 1900-talet dominerats av ett fåtal mycket stora företag. De största av dessa har benämnts de sju systrarna och ägs huvudsakligen av amerikanska, brittiska och holländska intressen. De är:

Exxon, tidigare Standard Oil (New Jersey), amerikanskt.

Shell (Royal Dutch/Shell), brittiskt (40 procent), holländskt (60 procent).

BP (British Petroleum), tidigare Anglo-Persian Oil

resp Anglo-lranian Company, brittiskt. Texaco, tidigare Texas Oil Company, amerikanskt.

SoCal (Standard Oil Company of California), amerikanskt.

Mobil, tidigare Socony Vacuum, resp Socony Mobil, amerikanskt, Gulf, amerikanskt. Ibland talar man också om det franska CFP (Compagnie Francaise des Pétroles) som en åttonde ”syster. Genom sin absoluta storlek och långvariga dominans på marknaden har de framstått som från sina moderländer relativt aktörer och självständiga kommit att bli symbolen för vad som avses med multinationella företag. Denna relativt fristående position har emellertid inte uteslutit en tidvis intim samverkan mellan och deras hemländer bolagen främst med avseende på försörjningspolitik och utrikespolitiska strävanden. De stora bolagens långvariga dominans har kraftigt försvagats det senaste decenniet. En förståelse för de sju systrarnas centrala roller i oljemarknadens historia är likväl nödvändig för varje bedömning av dess nuvarande och framtida utveckling. Den internationella oljeindustrin kännetecknades tidigt av koncentrationen till ett litet antal företag och långtgående vertikal integration av olika hanteringsled från oljeutvinning till detaljistförsäljning. Genom att inrikta sig på att monopolisera raffinaderiledet kunde således J. D. Rockefeller vinna kontroll också över råoljeutvinning och transporter i 1800-talets År 1880 kontrollerade Pennsylvania. han härigenom 90 procent av de amerikanska raffinaderierna och över 70 procent av världens oljehantering. Rockefellers skapelse Standard Oil upplöstes sedermera p g a sin alltför starka marknadsställning i bl a följande tre systrar:

De stora

138 oljebolagen

Standard Oil of New Jersey (nuvarande Exxon) Standard Oil of New York (nuvarande Mobil) Standard Oil of California

(SoCal eller Chevron)

De två övriga amerikanska systrarna Texaco och Gulf (bildade år l90l respektive 1907) kunde bryta Standard-trustens monopolställning på den amerikanska marknaden genom att de redan från starten integrerade framåt från råoljeproduktionen i Texas och Oklahoma. På den internationella marknaden mötte Standard Oil konkurrens från främst Shell och holländska Royal Dutch, vilket baserade sin engelska verksamhet i nuvarande Indonesien. Dessa företag på råoljeutvinning fusionerade stora fyndigheter i Mellersta 1907. Ett år senare upptäcktes Östern. För att exploatera dessa bildades Anglo Persian Oil Company staten som hälftenägare år (sedermera BP). I detta företag ingick brittiska hade de 1913 för att säkra den engelska flottans behov av olja. Därmed dragen i marknadsstrukturen för de närmaste decennierna grundläggande etablerats. För de ickeamerikanska ”systrarna”, Shell och BP, kom den direkta kontrollen över produktionen av råolja att spela en mera avgörande roll som konkurrensfördel, vilket sammanhängde med att deras fyndigheter låg långt från konsumtionscentra och förutsatte stora kapitalinvesteringar. Inför en befarad inhemsk brist på råolja efter första världskrigets slut etablerade de amerikanska företagen med Exxon i spetsen oljeproduktion i Mellersta Östern, där konsortier bildades tillsammans med Shell och BP, samt i Venezuela, där nya fyndigheter och en hög produktionstakt snart att vända den befarade bristen på olja till ett överskott. Detta bidrog överskott växte ytterligare under 1930-talet, då nya rika fyndigheter påträffades i Texas. Den utomamerikanska oljehandeln dominerades under mellankrigstiden av BP, Exxon och Shell och företedde oligopolmarknadens karaktäristiska svängningar mellan intensiv priskonkurrens och konkurrensbegränsande överenskommelser. Samma strävanden och tendenser att i gemensamma söka exploatera en stark marknadsposition och prisöverenskommelser enskilt kan ”i smyg” frångå dessa överenskommelser genom tex rabatter, bland OPEC-länderna. Genom de s k ”red line” och ”as is idag iakttas (syftande på marknadsandelar) avtalen år 1928 sökte bolagen begränsa konkurrensen på såväl produktions- som avsättningssidan. På den internationella marknaden lyckades de stora företagen genom dessa avtal till stor del stabilisera Sedan Texaco, SoCal pris och produktion. och Gulf erhållit återstående koncessionsområden i Mellersta Östern, etablerades nät av joint ventures och av de sju systrarna ett invecklat samarbetsavtal för produktion och transport, genom vilket bolagen kunde kontrollera sina inbördes positioner på marknaden. Därmed kontrollerade Östern och de också pris och utbud av den billiga oljan från Mellersta således en helt dominerande ställning på marknaden, som i uppnådde huvudsak kom att bestå ända in på 1970-talet. kontroll över de väldiga reserverna i Mellersta Östern, jämte Systrarnas

SOU\1983:19 De stora oljebolagen 139

den samverkan som förekom i raffinaderi- och marknadsföringsleden, innebar att den expansion av utvinningen som dessa reserver medgav i viss mån kunde begränsas och anpassas till slutefterfrågans tillväxt. Härigenom kunde prisutvecklingen kontrolleras. Det centrala problemet för de stora företagen under de första efterkrigsdecennierna blev att reglera och kanalisera det hastigt växande utbudet av råolja från Mellersta Östern och Nordafrika utan alltför kraftiga prisfall. Producentländernas ersättning baserades på produktionsvolymen, varför deras intresse främst inriktades på en ökande marknadsandel. En sjunkande real ersättning per utvunnet fat kompenserades med volymökningar, vilka ytterligare bidrog till ett sjunkande realpris. Detta system, i vilket det potentiella utbudet ökade hastigare än efterfrågan, möjliggjorde även att bolagen i konflikter i pris- och produktionsfrågor gemensamt kunde utmanövrera enskilda länder genom att förändra den totala produktionens fördelning på enskilda producentländer. Sådana konflikter uppkom bl a med Iran 1952 och med Irak tio år senare. Det för konsumenterna gynnsamma förhållandet mellan reserv- och konsumtionsutveckling gjorde också att bolagen, under tex Suezkrisen 1956, kunde kompensera bortfallet av olja från Mellersta Östern med en ökad produktion från västra halvklotet, dock först efter den amerikanska regeringens godkännande. Den globala omfattningen av systrarnas verksamhet bidrog då till att försörjningskrisernas effekter dämpades. Vid oljeembargot 1973 hade efterfrågan vuxit i kapp produktionskapaciteten och de stora bolagens möjligheter att motverka krisen minskat i motsvarande grad. Även då kunde emellertid de stora bolagen åstadkomma en fördelning av leveranserna, som vid en senare utredning av EGkommissionen kom att karaktäriseras som rättvis. De stora bolagens dominans av den internationella oljehandeln under de första decennierna efter andra världskriget medförde att endast omkring 10 procent av totalproduktionen gick ut på den öppna världsmarknaden. Resten av råoljan förmedlades inom de stora bolagens distributionsnät. Bolagens internprissättning innebar att vinster kunde tas fram i den del av förädlings- och distributionskedjan där det var skattemässigt mest fördelaktigt. Härigenom uppkom i många falls k downstream losses, dvs bokföringsmässiga förluster i marknads- och raffinaderileden, vilka kompenserades av motsvarande vinster i råoljeledet. De stora bolagens mycket goda lönsamhet under denna period, jämte oljeförsörjningens alltmera strategiska betydelse, framkallade motreaktioner till bolagens dominans som efterhand kom att underminera eller åtminstone reducera deras maktposition. I konsumentländerna uppstod eller utvecklades i flera fall nationella och statliga företag, vars uppgift blev dels att skapa insyn och ökad konkurrens i distributions- och raffinaderiledet, men också att söka öppna nya alternativa försörjningsmöjligheter. Exempel på sådana företag är bl a italienska ENI och japanska AOC. Från producentländernas håll bildades som en direkt reaktion på den av bolagen sänkta styckeersättningen år 1960 OPEC, vars främsta mål blev att åstadkomma en ökad kontroll av pris- och produktionspolitik i råoljeledet.

140 De stora oljebolagen sou 1983:19

Sammanfattningsvis innebar utvecklingen åren före oljekrisen 1973-74 att systrarnas totala dominans av den växande internationella oljehandeln alltmer kom att inskränkas genom OPEC-ländernas agerande. men också p g a den ökande konkurrensen från nationella och amerikanska oberoende företag. Avsåttningen från de senare kom till följd av USAs importreglering 1959 att inriktas främst på den västeuropeiska marknaden. En översikt av de stora oljebolagens relativa ställning i olika produktionsoch förädlingsled ges i tabell 8.1. Uppgifterna för år 1981 är uträknade på grundval ur data från bolagens årsredovisningar. De sju systrarnas marknadsandelar minskade kraftigt i samtliga led under perioden fram till oljekrisen. Detta skedde dock inom ramen för en snabb ökning av den totala konsumtionen och produktionen. Sålunda ökade under perioden de sju största bolagens reserver och utvinning med 9 procent årligen och produktförsäljningen med 13 procent årligen. Denna systrarnas tillväxt, kompenserades dock mer än väl av övriga företags expansionstakt, som i genomsnitt var ungefär dubbelt så hög. De stora bolagens reserver femdubblades dock i absoluta tal under perioden och uppgick år 1972 till cirka 35 gånger årsproduktionen. Dessa väldiga reserver representerade därmed ett potentiellt utbudsöverskott, som delvis läckte ut på marknaden till följd av värdländernas krav på högre produktionstakt. För bolagen representerade reservsituationen ett dilemma. Inför hot om nationaliseringar borde de befintliga framtagna oljereserver ”realiseras”, å andra sidan skulle en sådan utförsäljning leda till sjunkande priser. Dessutom tillkommer det faktum att systrarnas reservtillskott under perioden till drygt 80 procent fanns i Mellersta Östern och därigenom ”lästes in i gemensamma konsortier. De mindre nytillkomna bolagen saknade eget inflytande över prisbildningen, hade mindre reserver och kunde följaktligen bedriva en mera ”ansvarslös utvinnings- och prispolitik. Följden härav blev att deras andel av produktionen ökade mer än vad som svarade mot deras andel av fastställda tillgångar och att det reala råoljepriset föll. Råoljefraktledet har uppvisar en relativt låg grad av koncentration, vilket förklaras av att frånvaron av etableringshinder i detta led. Större delar av tankerflottans tillväxt har härigenom kommit att falla på företag som inte bedriver annan oljeverksamhet.

Tabell 8.1 De sju största bolagens andelar av olika led i oljeindustrin 1953, 1972 och 1981 (procent) (exkl. USA, SEV-länder och Kina)

1953 1972 1981

Källa: Jacoby N.. Multinational Oil. New York 1974. Uppgifterna för år 1981 grundar sig på data från bolagens årsredovisningar.

De stora

oljebolagen 141

Tillkomsten av mindre och nationella oljebolag i Västeuropa -jämte den amerikanska importregleringen - ledde således till en ökad konkurrens i oljeindustrin. Både ”uppströms” och nedströms uppkom då större utbud och lägre priser än vad som annars skulle bli fallet. En indikation på systrarnas minskande dominans är lönsamhetsutvecklingen under denna period. Chase Manhattan Enligt Bank sjönk oljebolagens avkastning på kapital investerat utanför USA från cirka 30 procent 1955 till cirka 10 procent 1972. Under oljekrisen 1973-74 uppgick avkastningen till drygt 20 procent vilket främst berodde på lagervinster.

8.2 De stora förändrade situation

oljebolagens efter

1973 års

oljekris

De stora internationella oljebolagens position mellan konsument- och producentländer antas ofta utgöra en stabiliserande faktor i den allt mera politiserade internationella oljehandeln. Samtidigt har denna mellanställning tidvis betraktats med misstro av såväl konsumenter som producenter, vilka angriper företagen för att gå motpartens ärenden. Under oljekrisen 1973-74 synes denna misstro främst ha emanerat från konsumentländerna. riktade vissa arabiska länder kritik Visserligen mot bolagen för att söka mildra eller kringgå det oljeembargo som OAPEC-länderna lagt på oljeleveranser till främst USA och Nederländerna, men till stor del förefaller bolagen ha funnit för gott att gå OAPEC-ländernas krav till mötes. De multinationella hemländer bolagens sökte under oljekrisen erhålla särskild tilldelning från sina egna USAs bolag. regering uppmanade sålunda att ”ta hem så mycket bolagen som möjligt”. Den brittiska regeringen krävde utan framgång oförändrade leveranser från bolagen åberopande att man stod på OAPECs prioritetslista. Inte ens det till hälften statsägda BP avvek dock från bolagens officiella linje att fördela leveransbortfallet likformigt på de enskilda konsumentländerna. Trots att enskilda konsumentländer genom priskontroller och exportförbud för oljeprodukter, sökte begränsa de internationella företagens rörelsefrihet synes den fördelning av råolja och produkter som de facto resulterade i stort sett svara mot bolagens deklarerade mål att minska leveranserna proportionellt. I själva verket kan man kanske t o m konstatera att konsumentländernas avsaknad av gemensamt agerande utgjorde ett större problem än de stora bolagens marknadsdominans. Varken amerikanska eller undersökningar den ovan åberopade EG-studien kunde sålunda belägga att bolagen med få undantag otillbörligt utnyttjat situationen. De stora oljebolagen kunde alltså sägas inta en självständig hållning gentemot konsumentländerna, inklusive sina hemländer. När det gällde bolagens relationer med producentländerna återstod nationaliseringsfrågan att lösa. Den gradvisa utveckling av gulfländernas som inletts under 1970-talets delaktighet första år kom snart att påskyndas. För de gamla koncessionsinnehavarnas - dvs huvudsakligen ”de sju systrarnas - del gällde det att förutom ersättning för sina anläggningar

142 De stora oljebolagen

främst söka uppnå en förmånlig ställning beträffande den fortsatta tillgången

på råolja. Utformningen av avtalen mellan bolagen och de olika producentländerna till varierade, men vanligen erhöll bolagen rätt till viss del av produktionen ett fördelaktigt pris eller tillgodoskrevs s k serviceavgifter. Sedan nationaliseringsfrågorna var lösta sammanföll bolagens och producentländernas intressen delvis. De multinationella världsomfattande distributions- och förädsystrarnas tillförsel av råolja. lingsnät kräver för att driften skall förbli lönsam en ständig växte betydelsen av att I takt med att deras tillgång till egen olja minskade, försäkra sig om möjligheter att köpa råolja till förmånliga priser. För producentländerna innebär bolagens fortsatta drift av produktionsanläggningarna väsentliga fördelar. Förutom att de stora företagen har tillgång till teknik och personal, som känner de lokala produktionsförutsättningarna, innebar minskade risker för deras tillgång till egna avsättningsmarknader uppkomsten av oljeöverskott och därav följande press på råoljepriserna. OPEC-ländernas nationaliseringar och ökade skatter och avgifter för för bolagen minskade marginaler i produktionsledet och ett råoljan innebar ökat intresse för lönsamheten i verksamheten nedströms, dvs raffinering och distribution. I dessa led hade man tidigare ofta noterat bokföringsmässiga förluster, mot vilka alltså svarade vinster i råoljeledet. De första åren efter krisen kunde de ökande råoljepriserna övervältras på konsumenterna. Efter förlusterna nedströms i en i hand blev de tidigare bokföringsmässiga förhållande till efterfrågan nu överdimensionerad raffinaderiindustri alltmer besvärande. Denna utveckling innebar bl a att BP och Shell drog sig tillbaka från Italien och Gulf från Västtyskland. minskade under perioden 1973 till 1978 med nästan Systrarnas raffinering 4 mbd och deras andel totalt sjönk från ca 50 till 40 procent av raffinaderii den icke-kommunistiska världen. produktionen av OPECs oljepoduktion innebar även att Den gradvisa nationaliseringen de stora internationella vidareförsäljning av råolja minskade bolagens Systrarnas råoljeöverskott uppgick således år 1978 till 3,7 mbd, kraftigt: vilket innebar en ungefärlig halvering på fem år. Denna volym hade huvudsakligen ersatts av en ökad bilateral statlig handel mellan producentländer och konsumentländer. De stora bolagen var dock alltjämt viktiga marknaden när Irankrisen bröt leverantörer av råolja på den internationella ut i slutet av år 1978. Händelserna i Iran 1978-79 fick en djupgående effekt på de sju systrarnas i råoljeledet. De långfristiga avtalen mellan Iran och de stora ställning Följden blev att de senares råoljetillgång minskade bolagen upphävdes. och deras vidareförsäljning till oberoende bolag (third party sales) ytterligare halverades mellan 1978 och 1979. De tidigare köparna av denna olja fick nu gå ut på marknaden, liksom några av systrarna. Detta ökade konkurrensen på efterfrågesidan och drev upp spotmarknadspriserna. ledde också till att flera OPEC-länder bröt eller avstod Prisutvecklingen från att förnya de stora bolagens långtidskontrakt. Istället sökte man avsätta växande i volymer till spotmarknadspriser. Systrarnas gynnade ställning dessa OPEC-länder försämrades. I stället växte producentländernas nationella bolags andelar, liksom antalet direkt mellanstatliga råoljeavtal.

l

De stora oljebolalgen 143

Systrarnas andel av den internationella råoljehandeln sjönk med en femtedel från 50 till drygt 40 procent.Bolagens position påverkades olika av Irankrisen. Gulf och i synnerhet BP, vilka tidigare hade haft ett överskott på råolja, fick kännas vid de största minskningarna och uppträdde som nettoköpare på spotmarknaden. För BP tillkom, förutom förlusten av en mycket stark ställning Iran, även nationalisering av tillgångarna i Nigeria, vilka tillsammans gav en nettominskning av råoljetillgången med 12 procent. För de bolag som under krisen hade tillgång till saudisk Aramcoolja, och då särskilt SOCal, Texaco och Mobil, försämrades inte tillgången på råolja i samma utsträckning. Härtill kom att Aramcosystrarna gynnades av Saudiarabiens strävan att dämpa prisutvecklingen genom att de kunde tillgodogöra sig skillnaden mellan spotmarknadspriser och de låga officiella saudiska priserna. Utvecklingen under Irankrisen innebar att de stora bolagens fördelar av vertikal integration och flexibilitet minskades. Detta skedde dels genom att flera OPEC-länder sålde direkt till systrarnas dotterbolag i konsumentländerna, dels genom att producentländerna i flera fall försåg bolagens råoljeleveranser med bindande föreskrifter angående raffineringsort och vidareförsäljning av produkter. Likartade klausuler formulerades även i den hastigt ökande bilaterala statliga oljehandeln. Den totala effekten blev en minskande flexibilitet för den internationella marknaden, Den förändring som de sju systrarnas ställning har undergått sedan oljekrisen 1973-74 med avseende på råoljeförsörjning och produktförsäljning sammanfattas i tabell 8.2.

Tabell 8.2 De sju systrarnas råoljetillgång och råoljeanvändning (mbd)

1973 1978 1979 1981

Tillgång

Användning

Övrigt Totalt 30,0 23,3 23,0 19,6 Produktfärsäljning

Andel av världsmarknadens handel med produkter (%) 51 44 43 41 Andel av raffinering i världen (%) 51 41 41 38

Källa: IEA.

144 De stora oljebolagen

Tabellen visar att de tendenser till minskad dominans för de stora bolagen som kunde skönjas redan före oljekrisen förstärktes under 1970-talets sista år. Den förändrade ställningen nedströms i raffinering och produktförsäl jning är mindre markant än i råoljeledet. Systrarnas tillgång på egen eller långfristigt kontraktsbunden råolja har sedan 1973 minskat med en tredjedel genom att försörjningen utanför OECD-området halverats. Främst har detta skett genom att OPEC-ländernas nationella bolag ökat sin direktförsäljning på systrarnas bekostnad. Dessa har härigenom praktiskt taget upphört med vidareförsäljning av råolja, vilket i rådande överskottsmarknad är en fördel. Samtidigt innebär denna relativa balans mellan verksamheten uppströms och nedströms att systrarnas flexibilitet i eventuella krislägen har minskat. Särskilt viktigt är här Aramcobolagens beroende av Saudiarabien. Deras reducerade roll i råoljehanteringen ger därför en större vikt för IEAsystemets funktion i ett sådant tänkt krisläge. Bolagen saknar sålunda nu möjligheter att själva fylla den övergripande fördelningsroll som de fyllde 1973. Nationaliseringen av de stora bolagens råoljetillgångar förefaller ha nått sin slutfas. En viss tillgång till ”egen” olja för bolagen torde vara ett nödvändigt incitament för fortsatt utvinning och reservutveckling. Den växande graden av statlig och politisk intervention i råoljehandeln har inte reducerat de stora oljebolagens marknadsandelar i de IEA-anslutna länderna. Den växande statliga oljehandeln har i stället dels gått ut över fristående företag, dels resulterat i vidareförsäljning till de etablerade bolagens raffinaderi- eller distributionsnät. Tendenserna till en ökande andel bilaterala statliga avtal i råoljehandeln bromsades i viss mån av krigsutbrottet mellan Iran och Irak, som illustrerade de inneboende riskerna med sådana arrangemang. Stat - till stat - avtalens betydelse behandlas mer utförligt i kapitel 10.

8.3 lönsamhet och

Bolagens investeringmönster

Under perioden före oljekrisen 1973-74 ledde den ökande konkurrensen på oljemarknaden till att de stora bolagens nettointäkter och avkastning på investerat kapital visade en sjunkande tendens. Den kraftiga efterfrågeökningen under 1970-talets första år, som kulminerade i oljekrisen 1973-74, vände denna trend. Fyradubblingen av oljepriserna innebar att bolagen kunde tillgodoskriva sig stora lagervinster, vilka svarade för ungefär halva vinstökningen. Oljekrisen innebar också höga tankfraktkostnader, vilka gav ett väsentligt bidrag till bolagens intäkter. Under 1970-talets mellankrisår föll bolagens intäkter ånyo, såväl i absoluta belopp som i relation till totala tillgången, bl a till följd av en vikande efterfrågan. Irankrisens utbrott i slutet av år 1978 innebar återigen kraftiga vinstökningar för de stora bolagen. Nettointäkten ungefär fördubblades och avkastningen på aktiekapitalet ökade i genomsnitt från 13 till 24 procent. Nedan sammanfattas de enskilda bolagens avkastning (nettointäkter i relation till totala tillgångar) för tiden mellan 1968 och 1980. Dessutom anges bolagens rangordning bland de största industriföretagen i världen år 1980.

De stora 145

Oljebolagen

Tabell 8.3 De sju systrarnas nettointäkter i procent av totala tillgångar och rangordning bland världens industriföretag 1968-73 1974 1975-78 1979-80 1968-80 Rang e

Källa: IEA.

BP, Mobil och Gulf uppvisar lägsta genomsnittliga avkastningen över perioden. En jämförelse mellan systrarna och vissa europeiska oljebolag visar att de förra har haft en högre lönsamhet, trots att de senares försäljning har ökat väsentligt. Likaså uppvisar de stora bolagen en relativt hög avkastning jämfört med storföretag utanför oljeindustrin. Oljebolagen har under åren efter oljekrisen 1973 främst inriktat sina investeringsprogram på att kompensera sig för den försvagade ställningen i OPEC-länderna genom att söka olja i andra områden. De högre oljepriserna medförde även ett ökande intresse för andra energislag.

För ett tjugotal ledande oljebolag ökade den totala investeringen från

14,6 miljarder dollar år 1973 till ungefär det fyrdubbla år 1980. Omkring 30 miljarder av den ökningen föll på produktionsledet, vars andel växte från 50 till 67 procent. I absoluta tal var satsningen på övriga energislag relativt liten, 0,5 respektive 4,6 miljarder dollar åren 1973 och 1980.

Prospektering

En följd av OPEC-ländernas gradvisa Övertagande av kontrollen av sina råoljetillgångar blev att de stora bolagen i högre grad kom att inrikta sin oljeletnings- och utvinningsverksamhet till andra områden. Bolagens prospekteringsverksamhet inom OPEC begränsades i huvudsak till länderna med små oljereserver och stora inkomstbehov, medan oljeletningen i Mellersta Östern praktiskt taget avstannade. Utanför OPEC koncentrerades bolagens letningsverksamhet till vad som betraktas som politiskt stabila och kommersiellt gynnsamma områden. Bolagens investeringar i prospektering och utvinning kom således till övervägande delen att förläggas till konsumentländerna USA (Alaska), Canada, Nordsjön och Australien. Dessa områden hade visserligen börjat undersökas och i viss mån utvecklas före oljekrisen, men strävandena att exploatera dem kom att intensifieras. Samtidigt framstod det allt klarare för bolagen att dessa fyndigheter varken volym- eller kostnadsmässigt utgjorde något alternativ till OPEC-ländernas tillgångar, särskilt som utvinningen delvis kom att kontrolleras av nybildade statliga bolag (BNOC, Statoil, Petr0Canada). Snarare utgjorde OPECländernas makt över prisbildningen åtminstone på kort sikt en förutsättning

146 De stora

oljebolagen

för den goda lönsamheten i tex Nordsjöutvinningen. För exempelvis BP innebär utvecklingen att man 1981 erhöll drygt hälften av sin råoljeförsörjning från egna fyndigheter i Nordamerika och Nordsjön. och sjunkande reala oljepriset under Den kraftiga efterfrågeminskningen tiden sedan dess har emellertid redan påverkat bolagens investeringsplaner i dessa områden. Delvis kan dessa förändrade planer uppfattas som ett inslag i ett ständigt pågående spel mellan bolag och producentländer angående de ekonomiska villkoren för letning och utvinning. till prospektering och utvinning i icke OPEC- Oljebolagens inställning anslutna u-länder synes alltjämt kännetecknas av en ömsesidig misstro. Varken 1973-74 eller Irankrisen 1979 förefaller tills vidare ha haft oljekrisen någon större effekt på prospekteringen i dessa länder. En viss ökning av antalet länder i vilka några av systrarna aktivt letar efter kan iakttas. Exxon bedrev 1982 prospektering i bl a olja exempelvis Malaysia, Thailand, Zaire m fl afrikanska länder och har i likhet med bl a BP ansökt om tillstånd att leta olja i Kina. i de stora bolagens letningsverksamhet väntas dock inom Tyngdpunkten överskådlig tid ligga i industriländerna. En viktig bidragande orsak härtill är av de tidigare reglerade amerikanska oljepriserna till världanpassningen smarknadens nivå samt förändringar i det amerikanska skattesystemet.

8.5 i andra energislag Oljebolagens investeringar

påträffas och utvinns ofta i samband med oljeproduktion och har Naturgas därför sedan länge utgjort ett naturligt komplement till de stora bolagens De stora mängder av s k associerad gas, som har utvunnits i oljehantering. samband med oljeproduktionen i Mellersta Östern har tidigare facklats, då lokala avsättningsmöjligheter har saknats. Förutom den lokala användning som kommit till stånd under senare år sker även numera en viss export av kondenserad naturgas (LNG). Sålunda är exempelvis BP och Shell involverade i LNG-projekt i Förenade Arabemiraten. Av transportkostnadsskäl är det dock i världen utanför SEV-länderna främst gas från fyndigheter i Västeuropa och Nordamerika som konsumeras. De amerikanska oljebolagen behärskar cirka en tredjedel av den amerikanska gasmarknaden. I Västeuropa har främst Exxon och Shell en stark Gasunie. Systrarnas andelar av ställning genom sina andelar i nederländska och reserverna i Nordsjön är också betydande, även om de gasproduktionen har en dominerande ställning. Bolagen har vidare statliga oljeföretagen andelar av gasdistributionen i vissa västeuropeiska länder bl a betydelsefulla Belgien, Västtyskland och Nederländerna. Främst Exxon, Shell och BP är genom deltagande i olika köparkonsortier för nordsjögasen engagerade såväl på köpar- som på säljarsidan. Sammanlagt uppgick de sju systrarnas försäljning av naturgas till cirka 26 miljarder kubikfot/dag år 1979, vilket ungefär svarade mot en femtedel av världskonsumtionen (eller en fjärdedel om SEV-länderna exkluderas). Under 1960-talet den amerikanska oljeindustrin investera i började koltillgångarinom USA. Vid 1970-talets mitt hade flertalet stora oljebolag på ett eller annat vis etablerat sig i kolhanteringen. Vid denna tidpunkt

De stora 147

oljebolagen

kontrollerades ungefär 20 procent av utvinningen och 15 procent av kolreserverna i USA av oljebolag. Bakom dessa investeringar låg från bolagens sida ett intresse av att bredda basen för verksamheten inför en befarad oljebrist. Bolagens intresse för kol torde till stor del ha betingats av intresse för kolförvätskning och kolförgasning. Under senare år har dock kol kommit att framstå som ett allt mera attraktivt substitut till eldningsoljan för framställning av elkraft och värme. Även om de amerikanska systrarnas kolhantering hittills huvudsakligen har inriktats på hemmamarknaden, kan de genom sin internationella inriktning och uppbyggnad komma att få en mycket betydelsefull roll för den växande internationella handeln med ångkol. Omfattningen av de amerikanska kolreserverna har medfört att döttrarna till amerikanska oljebolag är mindre aggressiva än sina europeiska motsvarigheter i jakten efter reserver. Ett undantag finns dock: Exxon som har investerat såväl i Colombia, som i Canada och Australien. De mest internationella bolagen är förmodligen Shell och BP, vilka har stora intressen i de tre största kolproducerande länderna - USA, Sydafrika och Australien. Shell intresserar sig även för investeringar inom transportområdet, och då särskilt sjötransporter. har bl a investerat i Bolaget hamnanläggningar och fartyg. År 1980 uppgick Shells handel med ångkol till knappt 10 procent av OECD-ländernas förbrukning. Från fyra länder utskeppades cirka 9 miljoner ton till 36 köpare i 12 olika länder. I likhet med BP avser Shell att uppnå en marknadsandel på 10-15 procent av den internationella ångkolshandeln vid sekelskiftet. Oljebolagen har också intresserat sig för kärnbränslecykeln. Främst Exxon och Gulf har investerat i prospektering, utvinning av uran samt anrikning och bränsleproduktion. Omkring 70 procent av de mera lättillgängliga amerikanska uranreserverna kontrolleras av oljebolag. Gulf och Shell har tillsammans arbetat med ett eget reaktorkoncept (HTR). Exxon har som enda utanförstående företag tagit upp konkurrensen med reaktorleverantörer och producerar själv bränsleelement. Dessutom arbetar Exxon med avancerade anrikningsmetoder (laseranrikning). I ett tidigare skede funderade man också på upparbetning. BP är med i ett australiskt projekt för (eventuell) urananrikning. Gulf har intresserat sig för uranbrytning. Bolagens investeringar i denna sektor har emellertid till stor del varit förlustbringande och är i flera fall under avveckling. Flertalet av de stora bolagen har i olika omfattning investerat även i

nya

energikällor och då särskilt i forskning och pilotanläggningar för oljeutvinning ur tjärsand och skiffrar. Dessa investeringar väntas inom överskådlig framtid ge mycket marginella bidrag till energiförsörjningen och äri flera fall föremål för omprövning. Exxon har sålunda awecklat sina intressen i de amerikanska projekten Colony (skiffer) och Cold Lake (tjärsand) projekten. Shell och Gulf har likaledes dragit sig ur det kanadensiska Alsandsprojektet, vars fullt utbyggda kapacitet skulle ge en produktion av olja på omkring 0,13 mbd, men till en produktionskostnad på cirka 60 dollar/fat. Mobil har utvecklat en process för tillverkning av syntetisk bensin ur naturgas. En produktion på 0,14 mbd inleds 1985 i Nya Zeeland. Bolagen har även projekt för kolförgasning såväl i Nordamerika (Exxon,

148 De stora oljebolagen

Texaco, Gulf), som i Västeuropa (Shell). När det gäller förnybara energikällor har bolagen främst inriktat sig på solenergi. De har sålunda redan nått en så stark ställning på den amerikanska marknaden för solceller, att de anklagats för monopolsträvanden. Oljebolagens verksamhet utanför energisektorn domineras naturligt nog av petrokemisk industri, t ex framställning av basplaster och konstgödsel. I början av 1970-talet gick omkring hälften av de stora bolagens nyinvesteringar till petrokemiledet. Dessa investeringar uppvisade till en början god lönsamhet, men de höjda oljepriserna jämte lågkonjunkturen i industriländerna har sedan gett upphov till en situation påminnande om raffinaderiindustrins; ett lågt kapacitetsutbyggande jämte en växande framtida konkurrens från OPEC-länderna framtvingar en omfattande strukturrationalisering. Exxon och Shell har exempelvis skurit ner sin kapacitet för framställning av eten i USA och Västeuropa med 25, respektive 20 procent. I stället har de tillsammans med saudiska intressen investerat i en etenproduktion i Saudiarabien, vars årsproduktion väntas komma att motsvara knappt 10 procent av världens behov. Under senare år har flera av systrarna även investerat i gruv- och metallindustrin, ofta genom uppköp av andra företag. Ett av de främsta exemplen på denna utveckling är BPs förvärv av Kennecott. BP har därmed blivit världens största privatägda kopparproducent. Ett annat exempel är att Shell genom Billitongruppen svarar för mer än 20 procent av världshandeln med tenn. Låga metallnoteringar har på sistone dock inneburit en kraftig avmattning i dessa strävanden till diversifiering. Oljebolagens investeringsmönster under tiden efter oljekrisen 1973-74 har dominerats av satsningar på oljesektorn, främst letning och produktion. Oljans andel av totala investeringsvolymen uppgåri allmänhet till cirka 80-90 procent. Även om satsningarna på en horisontellt diversifierad verksamhet till andra energislag och utvinning av mineraler i absoluta tal representerar avsevärda belopp, utgör de tills vidare en begränsad del av bolagens totala verksamhet.

8.6 under 1980-talet

Oljebolagen

Utvecklingen på den internationella oljemarknaden efter Irankrisen 1979 accentuerar tidigare latenta tendenser. Prisökningarna, den kraftiga efterfrågeminskningen och de strukturella förändringarna skapade nya och delvis annorlunda förutsättningar för systrarnas framtida roll, såväl på efterfrågesidan, där antalet köpare ökade, som på utbudssidan där systrarnas position kraftigt försvagades till förmån för OPEC-länderna. Av grundläggande betydelse för såväl pris som framtida försörjningstrygghet är de stora bolagens kraftigt minskade roll i Mellersta Östern. Om inte OPEC-länderna förmår ersätta bolagens vittomfattande nät av gemensamma konsortier i råoljeledet med något annat system för produktionsfördelning kan en intern konkurrens om marknadsandelar mellan OPEC-länderna leda till lägre och mera fluktuerande priser på råolja. Den nya marknadssituation, med flera och mindre informerade aktörer, kan väntas leda till en ökad konkurrens, men också kraftigare prisfluktuationer.

De stora

oljebolagen 149

Strukturförändringarna torde också ha inneburit att de stora bolagens tidigare konkurrensfördelar genom en total vertikal integration avsevärt har reducerats. Denna fördel baserades på systrarnas möjlighet att kanälisera och kontrollera ett kontinuerligt flöde av råolja och produkter till de mest lönsamma marknaderna. Härigenom uppnåddes ett högt genomsnittligt kapacitetsutnyttjande av industrins mycket kapitalintensiva anläggningar. Systemet medgav en omedelbar anpassning till förändrade efterfråge- eller utbudsförhållanden och därmed en stabil marknadsutveckling. Värdet av systrarnas vertikala integration har reducerats genom att utsikterna för en kontinuerlig råoljetillförsel minskat då långfristiga avtal med OPEC-länderna ensidigt brutits. Vidare kompenserar förmånlig tillgång på råolja inte längre låg lönsamhet i förädlings- och marknadsledet. Detta har, jämte minskad produktefterfrågan, lett till omfattande strukturförändringar i raffinaderiledet. Exempelvis håller Gulf på att nästan helt aweckla sin marknadsföringsapparat och raffinaderiverksamhet i Västeuropa. Texaco och SoCal har likaledes dragit sig ur Frankrike och Spanien. Vidare har BP minskat sin raffineringskapacitet i Västeuropa med ungefär en fjärdedel. Vissa OPEC-länder har genom processavtal med systrarna kunnat skaffa sig tillträde till den västeuropeiska produktmarknaden, där systrarna har cirka 3/4 av sin utomamerikanska raffinaderikapacitet. Samtidigt har en motsatt tendens gjort sig gällande. Shell och Mobil har gått in i joint ventures med saudiska Petromin för exportraffinaderier, vars produktion delvis kommer att avsättas på den europeiska marknaden. Utfallet av den förestående strukturomvandlingen i västeuropeisk raffinaderiindustri, jämte systrarnas möjligheter att etablera samarbete med OPEC-länderna och nytillkomna producentstater, tex Norge och Mexico, blir av avgörande betydelse för de stora bolagens framtida ställning. Systrarnas möjligheter att kompensera den vikande efterfrågan i de industrialiserade delarna av världen med en ökad aktivitet i u-länderna förefaller begränsade av bl a politiska skäl. De stora oljebolagens försäljnings- och distributionsföretag i konsumentländerna kan i högre grad än tidigare komma att stå fria gentemot de internationella koncernernas överväganden. På statligt reglerade och av nationella företag försörjda marknader kan de i bästa fall verka för ökad konkurrens i en tid av minskande efterfrågan. De stora bolagens oljeprospektering och -utvinning utanför OPECländerna förefaller alltjämt vara koncentrerad till vad som bedöms som politiskt säkra områden, främst Nordamerika och Nordsjön. Viktiga orsaker till det växande intresset för USA från bolagens sida, är dels att deras rätt att göra skatteavdrag för utländska kostnader begränsats, dels att den tidigare amerikanska prisregleringen upphört. Deras finansiella styrka samt grundläggande teknologiska och geologiska sakkunskap torde i dessa högkostnadsområden ge dem en väsentlig konkurrensfördel jämfört med mindre företag. Detta förhållande balanseras dock i flera fall av nya statliga företags dominans, tex brittiska BNOC eller norska Statoil. Nordsjöproduktionen av olja på brittisk och norsk kontinentalsockel, som ju är av särskilt intresse för Sverige av flera skäl, väntas få följande fördelning på olika bolag:

150 De stora oljebolagen

Tabell 8.4 Nordsjöproduktionen av olja fördelad på bolag 1981 och 1986 1981 1986 (1 000 b/d) (1 000 b/d)

Källa: Petroleum Intelligence Weekly

Systrarnas andel av oljeproduktionen i Nordsjön väntas alltså öka från 67 till 75 procent de närmaste åren. Oljebolagens inställning till prospektering och utvinning i icke OPECanslutna u-länder synes alltjämt känntetecknas av en ömsesidig misstro. Av grundläggande betydelse för såväl oljebolagens ställning, som oljemarknadens framtida utveckling blir oljebolagens möjligheter att finansiera sina investeringar. En studie av Chase Manhattan Bank visar att oljeindustrins investeringsbehov kommer att öka från 90 miljarder dollar 1980 till ungefär det femdubbla realt beräknat år 1990. Samtidigt ökar den andel som går till letning och produktion av olja från 70 till 80 procent under denna tid. Denna väldiga investeringsvolym reflekterar en gradvis övergång till högkostnadsolja, som måste utvinnas under ogynnsamma yttre betingelser. Vikande efterfrågan, högt ränteläge och sjunkande priser har på sistone inneburit att flera av bolagens investeringsprogram kommit att omprövas. I första hand har som nämnts de ändrade planerna inneburit att satsningar på oljeersättande energislag, och särskilt syntetbränsle, avbrutits. En fortsatt svag marknadsutveckling i oljesektorn minskar dock investeringbenägenheten även för konventionell olja, en utveckling som redan kan skönjas i vissa fall, tex programmen i Alaska och i viss mån Nordsjön. Sammanfattningsvis: De sju systrarna tillhör alltjämt de allra största företagen i världen, vars omsättning kan jämföras med åtskilliga nationalstaters BNP. Deras dominerande positioner på den internationella oljemarknaden har dock reducerats kraftigt. De tidigare helintegrerade bolagens kapitalintensiva globala transport- och raffineringssystem har i en tid av vikande efterfrågan och instabila marknadsförhållanden kommit att te sig som en försvagande faktor. Bolagens anpassning till den nya situationen innefattar en omfattande strukturrationalisering nedströms, vilket i vissa fall innebär ett återtåg till den amerikanska kontinenten. Särskilt markerat har detta återtåg varit när det gäller bolagens prospektering, vilket i sig kan komma att resultera i en lägre total oljeutvinning i världen än vad som annars vore möjligt. Systrarnas investeringar i andra energislag har på sistone i allt högre grad inriktats på

De stora oljebolagen 151

traditionella sådana: kol och naturgas, medan satsningarna på kärnkraft och syntetiska bränslen inte drivs lika starkt som tidigare. Under överskådlig framtid kommer dock systrarna att basera huvuddelen av sin verksamhet på oljan. De förblir med andra ord oljebolag.

sou 1983:19 153

9. nationell säkerhet

Energiförsörjningen,

och sårbarhet

9.1 och internationella konflikter

Energi

Energiråvarorna är strategiska råvaror. En trygg och säker energiförsörjning är ett livsvillkor för varje nation. Strävanden att vinna kontroll över energiråvaror eller handelsflöden med energiråvaror har sedan lång tid tillbaka varit en viktig del i den internationella politiken och förorsakat åtskilliga internationella konflikter. Fram till 1970-talets början ansåg sig västländerna ha god kontroll över oljeflödena. De oljeproducerande ländernas försök att skaffa sig nationell kontroll över sina tillgångar eller utnyttja oljeproduktionen som ett politiskt vapen hade dittills framgångsrikt bekämpats. 1973 års händelser medförde ett närmast chockartat uppvaknande. Maktpositionerna försköts. Ett litet antal länder fick plötsligt en betydande finansiell industrivärlden maktposition, försvagades och de oljeproducerande länderna tycktes dessutom ha förmåga och kraft att utnyttja kontrollen över oljan i politiska syften. De multinationella bolagen, som dittills spelat en så central roll för att vidmakthålla västs försörjningsintressen, blev mindre betydelsefulla än regeringarnas agerande, både på producent- och konsumentsidan. Marknaden blev i hög grad politisk. Oljefrågorna skapade motsättningar såväl mellan export- och importländer som mellan och inom de båda stormaktsblocken. De senaste decenniets internationella politik har således i hög grad kommit att präglas av nationernas skilda förutsättningar och intressen på energi- och särskilt oljeområdet. För USA har den internationella energipolitiken och vad som brukar kallas för ”energy security blivit en allt viktigare del av landets säkerhetspolitik, naturligtvis i första hand vad avser Mellarsta Östern. Men de energipolitiska frågorna spelar också stor roll i förhållande till grannländerna Mexico och Canada, liksom till Europa. De västeuropeiska NATO-länderna har med sitt stora importberoende delvis andra energipolitiska intressen än det råvarurika USA. Inom Europa har de oljerika Nordsjöländerna, Storbritannien och Norge, en viktig position och har t ex utsatts för politiskt tryck att öka sin produktion mer än vad som förestavas av det nationella intresset. Inom SEV-gruppen kan de östeuropeiska ländernas besvärliga energisituation i kombination med brist på hårdvaluta leda till ökande ekonomiska problem och spänningar med oberäkneliga följder. Detta bildar i sin tur ett

154 Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet

säkerhetspolitiskt dilemma för Sovjetunionen som dels önskar bibehålla sin export till hårdvalutamarknaderna i väst, dels självfallet vill undvika ökande

ekonomiska och politiska problem i Östeuropa.

Flertalet oljeimporterande u-länder, har vad gäller oljepriser andra intressen än de oljeproducerande länderna, även om dessa motsättningar hittills till stor del har kunnat hållas nere i en gemensam u-landsfront mot i-världen. Skilda politiska intressen skapar problem mellan OPEC-länderna och försvårar eller förhindrar en gemensam oljepolitik.

De politiska problemen och konfliktriskerna är således många, men det är

självklart att Mellersta Östern med dess väldiga fyndigheter står i förgrunden för uppmärksamheten när det gäller sambandet olja, internationell säkerhet och energiförsörjningens sårbarhet. Oljeflödenas sårbarhet och riskerna för att oljan skulle kunna utnyttjas i politiska syften sammanhänger här med främst följande faktorer: El de hårda motsättningarna mellan vissa oljeproducerande länder, främst mellan å ena sidan Iran och å den andra Irak och de övriga gulfländerna D konflikten mellan Israel och arabvärlden samt de krigshandlingar respektive politiska äktioner denna kan leda till D de inre spånningarna i oljeproducerande länder, vars samhällen genomgår en snabb förändring D sabotage och terrorhandlingar riktade mot oljeförsörjningssystemen.

Oktoberkriget 1973, arabstaternas samtidiga embargobeslut och de därpå följande flerdubblingarna av oljepriserna visade med all önskvärd tydlighet västvärldens sårbarhet. Embargot hade ringa om ens någon direkt politisk effekt, men blev en symbol för västvärldens beroende av Mellersta Östern. Konflikternai denna region fick en omedelbar och för alla tydlig återverkan i industrivärlden. För USA innebar självfallet oktoberkriget och den därpå följande oljeblockaden ett hot mot västliga intressen. Den svaga punkten var, återigen enligt amerikansk uppfattning, de västeuropeiska allierade, som var väsentligt mycket mer beroende av oljan från Mellersta Östern och för vilka oljeprisökningarna var en ekonomisk belastning av utomordentligt stora dimensioner. Europeerna hade redan under krisen - bl a genom EG-mötet i Köpenhamn december 1973 - visat sig väsentligt mer känsliga för den arabiska positionen. Det var uppenbart att flera europeiska nationer, bl a Frankrike, eftersträvade bilaterala avtal med oljeländerna för att därigenom säkerställa oljeflödet. De var mer intresserade av sina långsiktiga ekonomiska intressen än av att understödja den amerikanska diplomatin i Mellersta Östern. De intog också en mer kritisk hållning till Israel. Allt detta utgjorde enligt amerikansk uppfattning ett svårt problem och man såg med oro på en bilateralisering av oljehandeln. För att motverka dessa tendenser inbjöd USA sina allierade till en konferens i Washington i februari 1974. De västeuropeiska länderna hörsammade inbjudan med det uttryckliga förbehållet att konferensen inte skulle få leda till en konfrontation med de arabiska oljeproducenterna eller störa europeiska bilaterala förbindelser med dessa länder. Konferensen kom emellertid helt och hållet att domineras av den amerikanska diplomatin och

Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 155

fick mer vittgående resultat än vad de europeiska länderna tänkt sig. Den lade grunden för tillkomsten av det internationella energiorganet, IEA samt det gemensamma fördelningssystemet mellan OECD-länderna. Washington-konferensen blev något av en triumf för Kissingers energipolitiska diplomati även om Frankrike ställde sig utanför IEA. (Beträffande IEAs organisation och uppgifter, se nedan avsnitt 9.3.) Konferensen ägnade emellertid de ekonomiska följderna av oljeprisökningarna ett förhållandevis ringa intresse; huvudproblemet gällde enligt amerikansk uppfattning att skydda västvärlden mot oljeembargon och politiska påtryckningar via hot om oljeembargon. Under 1974 och 1975 blev det emellertid alltmer uppenbart att prisökningarnas ekonomiska följder var huvudproblemet för industriländerna, likaväl som för de oljeimporterande u-länderna. OPECs framgångar gav styrka åt u-ländernas krav på djupgående förändringar i det ekonomiska systemet (ny ekonomisk världsordning), men det dröjde innan västvärlden var berett att diskutera energiproblemen i ett bredare sammanhang. _ Under denna tid diskuterades i stället OPEC-ländernas strupgrepp” på industrivärlden och vad som kunde göras mot detta. Oron och aggressiviteten steg i USA och kulminerade i Henry Kissingers uttalanden i januari 1975 att en amerikansk militär intervention kanske skulle bli nödvändig i Mellersta Östern om oljeproducenterna försökte sig på ”economic strangulation of US allies in Europe and the Far East. Så småningom dämpades denna retorik och i september 1975 höll Kissinger ett stort tal i FN där han framhöll energifrågornas samband med andra ekonomiska problem och utvecklingsfrågor och efterlyste samverkan i stället för konfrontation. Nya vägar måste finnas för att ge utvecklingsländerna ”a greater role in the institutions and negotiations by which the world economic system is evolving. Ekonomisk utveckling, energiförsörjning och fred och stabilitet hör samman. Denna nya hållning banade väg för the Conference on Economic Co-operation (CIEC) som samlades i Paris i december 1975 och som arbetade i ca 18 månader. Dess slutresultat blev tunt, och någon fortsättning på den globala dialogen, iFNs regi, kom som bekant aldrig till stånd. Perspektiven försköts på nytt. Under åren 1976-78 sjönk oljepriserna något och energiproblemen upplevdes inte längre lika akuta. Stämningen slog hastigt om i och med energikrisen 1978-79, men oron gällde nu mindre än de enorma ekonomiska konsekvenserna embargohot av oljeprisökningarna. Vid toppmötena mellan de stora industriländerna stod energifrågorna främst på dagordningen och man enades om bl a en kraftfull besparingspolitik och ökning av kol- och gasproduktionen inom OECD-området. I och med att marknadsbilden förändrades 1981 mattades emellertid uppmärksamheten på nytt. Rivaliteten med Sovjetunionen och öst/väst-perspektivet har nu alltmer kommit att dominera de amerikanska övervägandena. Det är, konstateras det i en rapport överlämnad till den amerikanska kongressen, två risker förenade med västvärldens beroende av olja från den Persiska viken: Den ena är givetvis de ekonomiska konsekvenserna av fortsatta prisökningar och framför allt avbrott i försörjningen. Den andra

156 Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet

risken är att Sydvästasiens oljetillgångar kan ”komma under politisk kontroll av regeringar som är fientliga mot Förenta Staterna och dess allierade och att denna kontroll kan komma att systematiskt utnyttjas gentemot våra intressen. Enligt den rådande amerikanska doktrinen utgör Sovjetunionens avsikter de största hoten mot Mellersta Österns stabilitet och därmed västvärldens oljeförsörjning. Följden har blivit en omprövning av den amerikanska Mellanösternpolitiken, där behovet av att kunna använda egen militär styrka kommit att betonas på ett helt annat sätt än tidigare. Strategin har i hög grad inriktats på avskräckning gentemot Sovjetunionen. Genom den s k Carterdoktrinen har Gulfen förklarats som ett amerikanskt intresseområde, där Förenta Staterna är berett att i nödfall använda vapenmakt för att förhindra sovjetiska framstötar. En skyndsam uppbyggnad har inletts av snabbt insatsberedda amerikanska interventionsstyrkor, avsedda att användas i Mellersta Östern både vid lokala kriser och mot sovjetiska hot. USA har också gjort enträgna försök att tillsammans med Israel och västvänliga arabstater skapa ett s k strategiskt samförstånd i regionen mot Sovjetunionen. Dessa försök har dock i stort sett strandat. Arabstaterna anser av naturliga och lätt begripliga skäl att det är Israel, inte Sovjet, som utgör det främsta

hotet mot regionens säkerhet. Överhuvudtaget verkar det amerikanska

stödet till Israel starkt försvarande för Förenta Staternas möjligheter att uppnå ett gott förhållande till arabvärlden. I en rad olika sammanhang har den nuvarande amerikanska administrationen tillskrivit Sovjetunionen aggressiva och expansionistiska avsikter i Mellersta Östern och planer på att på sikt införliva området med sin intressesfär. Denna syn delas i allmänhet inte av Förenta Staternas europeiska allierade. Det torde finnas all anledning att förhålla sig skeptisk inför svepande generaliseringar om sovjetiska planer och avsikter. Önskan att undvika en väpnad konflikt har hittills fått supermakterna att respektera varandras vitala intressen och ålagt dem vissa ramar för sitt handlande. Att också Sovjetunionen i framtiden efter bästa förmåga kommer att försöka utnyttja de politiska konjunkturerna i Mellersta Östern till att främja egna intressen är närmast en självklarhet. Därifrån är emellertid steget långt till att Sovjet där skulle vilja överge de regler, som hittills varit grundläggande för beteende gentemot varandra i deras strävan att undvika en supermakternas konfrontation. Det förefaller osannolikt att Sovjetunionen av försörjningsmässiga skäl skulle vara berett att riskera en storkonflikt. Sovjetiska aktioner av typ försök att ta över Saudiarabiens oljekällor med våld framstår i detta perspektiv helt enkelt inte som tänkbara annat än i samband med utbrottet av ett tredje världskrig. De verkliga riskerna för en storkonflikt i Mellersta Östern har knappast att göra med någon önskan hos supermakterna att direkt konfrontera varandra där. De kommer snarare från möjligheten att de båda parterna på grund av sitt engagemang i regionen råkar in i händelseförlopp som de sedan inte förmår kontrollera. Det är tydligt att de ekonomiska, politiska och religiösa motsättningarna

Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 157

inom och mellan länderna i regionen är av större betydelse för oljeförsörjningen än det sovjetiska hotet. Kriget mellan Iran och Irak har således haft djupgående effekter på framförallt Irans och Saudiarabiens oljepolitik - och därmed OPEC och oljepriserna. Perspektiven på riskerna och problemen i regionen förskjuts i tak-t med förändringar på oljemarknaden. Sjunkande priser och en OPEC-produktion som ligger långt under kapacitetstaket gör att hoten mot störningar i oljeförsörjningen ter sig mer avlägsna. Hade någon för fyra år sedan förutspått att Saudiarabiens produktion 1982 skulle vara nere i ca 4 mbd och Iran-Irak tillsammans producerat dryga 3 mbd hade vederbörande blivit betraktad som en pessimist av värsta sorten; återverkningarna på västvärlden skulle, enligt allas mening, ha blivit förödande. Likväl är det idag närmast OPEC-ländernas maktpositioner som är hotade. Det är därför ingen tillfällighet att Israels attack och ockupation av Libanon sommaren 1982 - ett efter regionens förhållanden ovanligt långvarigt krig - kunde försiggå utan att tanken på oljeblockader riktade mot väst aktualiserades. Erfarenheterna visar entydigt att tendenserna till politisering av oljehandeln är starkast när marknadsläget är stramt och efterfrågan hög. Producenterna har ingen makt över marknaden i nuvarande läge. Idag ter sig tvärtom hoten om oljeblockader som ganska avlägsna, vilket givetvis också har ett samband med den politiska och ekonomiska utvecklingen inom och mellan de oljeproducerande länderna. Oenigheten är betydande och många oljeländers ekonomier är så ansträngda att blockadåtgärder skulle drabba dem själva mycket hårt. Därtill kommer att konsumentländernas oljelagring och samarbete inom IEA minskat möjligheten att använda nedskärningari oljeleveranserna som ett selektivt politiskt vapen. Det hindrar givetvis inte att det på nytt kan uppstå en politisk och ekonomisk situation där hot om oljeblockader eller störningsaktioner på nytt kan ges trovärdighet. Erfarenheterna visar hur snabbt läget kan förändras Kriget mellan Iran och Irak är en god illustration till hur svårt det är att göra förutsägelser om utvecklingen: D Kriget kom helt överraskande 1980 D När kriget inleddes förutspådde de flesta bedömare att kriget skulle bli kort, bland annat och främst beroende på att Iran ansågs vara ekonomiskt och militärt utmattat efter revolutionen. Kriget har nu pågått i över två ar. D Det var likaså en allmän bedömning i väst att de krigförande parterna av självbevarelsedrift skulle avstå från att skada varandras oljeanläggningar respektive störa trafiken i gulfen. Redan efter några få veckor riktade emellertid Irak de första angreppen mot iranska och oljeanläggningar förstörelsen har sedan dess blivit allmer omfattande, främst då de stora raffinaderierna i Abadan och Korramshar. Båda parter har sökt störa trafiken i gulfen och Iraks rörtransporter via Syrien har avstängts. D När kriget bröt ut fruktade flertalet bedömare att det skulle bli en ny prisökningsvåg. Insiktsfulla pessimistiska analytiker talade om ett oljepris på 45 dollar. I stället började oljepriset att sjunka redan i senare delen av 1981. På ett paradoxalt sätt bidrog kriget till att öka Irans oljeproduktion. Den iranska regimen hade alltsedan revolutionen förespråkat en mycket återhållsam utvinningspolitik, också i detta avseende en markering mot

158 Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet

shah-politiken och mot väst. Iran skulle, hävdade man, i stort sett vara oberoende av väst. Under 1982 ändrades denna politik i grund. Det är genom att Iran nonchalerat OPECS kvoteringspolitik samt rabatterat oljan som prisspiralen inom OPEC startat. De oljeimporterande länderna har således snarast gynnats av kriget!

När kriget väl tar slut kommer nya förutsättningar att gälla, beroende på utgången och de politiska maktförhållanderna. En ökad efterfrågan på olja från industrivärlden i kombination med yttre och inre störningar inom Gulf-området kan på nytt skapa en situation där oljeblokader eller störningar i oljeflödena kan förorsaka betydande prisökningar. Det är också värt att observera attOPEC-överskottet i allt mer markerad kommer att koncentreras till de oljerika länderna kring Gulfen omfattning och att deras inbördes relationer liksom deras inre situation därigenom kan få än större betydelse. Samarbetet inom IEA (se nedan) samt de oljeimporterande ländernas minskade oljeberoende och i viss mån ökande oljereserver har emellertid skapat betydande buffertar mot direkta störningar i oljeflödena. De stora i samband med störningar i flödet kommer också i framtiden problemen hänga samman med de ekonomiska konsekvenserna. Känsligheten från störningar inom gasområdet är betydande, dels genom att bundenheten genom rörtransporterna, dels genom att gas är förhållandevis dyrbar att lagra. De flesta gasimporterande länderna har emellertid från flera olika håll för att därmed minska riskerna för störningar i gasimport Det europeiska gasnätet år knutet såväl till Nordsjön, försörjningen. inhemsk on-shoreproduktion, samt gas från Nordafrika och Sovjetunionen. Gasimportens politiska risker har stått i förgrunden för de säkerhetspolitiska diskussionerna under 1982, genom USAs strävanden att stoppa de europeiska avtalen om import av sovjetisk gas. Den amerikanska internationella energipolitiken har traditionellt sökt bekämpa sovjetisk export av olja och gas till framför allt de västeuropeiska allierade. Så skedde redan när Italiens nationella oljebolag i mitten på 1960-talet började importera olja från Sovjetunionen och därvid kom att bli utsatt för repressalier och påtryckningar från amerikanskt håll. Den amerikanska regeringens benägenhet att anlägga ett öst/västperspektiv på energihandel har uppenbarligen skärpts under senare år, vilket framför allt belyses av den utdragna konflikten med västeuropeerna om den sovjetiska gasledningen. Det finns emellertid traditionellt olika skolor i den amerikanska synen på dessa förhållanden. Enligt en uppfattning är det framför allt själva energiberoendet, som är farligt för västvärlden; Sovjetunionen kan genom sin export tänkas få en hållhake på importörerna. Enligt en annan är huvudproblemet att Sovjet genom exporten förstärker sin uppfattning ekonomi och därigenom kan satsa mer på sina militära rustningar och blir en större fara i världspolitiken. En strikt embargopolitik, som också syftar till att undandra tillgång till modern oljeteknologi, ses som en Sovjetunionen metod för att tillfoga Sovjetunionen ekonomisk och politisk lämplig skada.

Energzförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 159

Enligt en tredje uppfattning är det tvärtom angeläget att underlätta Sovjetunionens energiproduktion, såväl av olja som gas, och därigenom dels säkerställa dess bidrag till västvärldens energibehov, dels möjliggöra en bättre ekonomisk utveckling i Sovjet vilket antas bidra till en mer avspänd inoch utrikespolitik. Inställningen i dessa frågor har ett mycket nära samband med förhållandet mellan USA och Sovjetunionen i största allmänhet. Det är uppenbart att de västeuropeiska bedömningarna om såväl Sovjetunionens avsikter, som de risker som är förenade med import från OPEC respektive Sovjet, skiljer sig från dem som för närvarande är förhärskande i USA. Det är emellertid lika klart att den amerikanska politiken härvidlag kan förändras och att det ingalunda är givet att 1980-talets energihandel mellan öst och väst behöver präglas av nuvarande motsättningar och misstänksamhet. En mer samarbetsinriktad utveckling skulle givetvis vara till fördel för den framtida energiförsörjningens stabilitet.

9.2 sårbarhet

Oljeflödets

Oljeinstallationer hör till de mest utsatta målen under väpnade konflikter. De har dessutom blivit föremål många gånger i historien för Sabotagehandlingar. Oljedepåer, tankfartyg och bunkringsplatser var under hela det andra världskriget prioriterade militära mål. Under Suez-krisen 1956 tvingades de internationella oljebolagen att snabbt dirigera om sina laster och ”tänja för att förhindra en allvarlig bristsituation lagren i Europa. Under oktoberkriget 1973 bombade Israel raffinaderier och kraftanläggningar, rörledningar i Syrien. Under kriget mellan Iran och Irak har anfall utförts mot utskeppningshamnar och raffinaderier på bägge sidor. Sabotagehandlingar har under årens lopp utförts främst mot de rörledningar för transport av råolja som finns i Mellersta Östern. Den av ARAMCO byggda Tapline från Saudiarabien till Libanon och de irakiska ledningarna till Banias i Syrien och Dortyol i Turkiet har alla någon gång varit föremål för sabotage. kan dessutom Oljeinstallationer störas utan att de utsätts för en avsiktlig fysisk åverkan. Strejker bland oljearbetare likt dem som förekom i Iran under revolutionens början är ett exempel. Ett uttåg av utländsk expertis i samband med politiska spänningstillstånd är ett annat. Kriget mellan Iran och Irak har inte bara påtagligt illustrerat oljeanläggningars sårbarhet för militärt våld. Det har också visat att man inte, som tidigare antagits på många håll, kan räkna med återhållsamhet från parterna i en lokal konflikt i fråga om att skada varandras oljeproduktion. Den politiska oroni Mellanöstern gör att konsumenterna måste räkna med att krig, kriser, omvälvningar, terrorist- eller sabotagedåd kan komma att störa oljeproduktion och leveranser därifrån. Sådana störningar kan beröra regionen i dess helhet eller något producentland av central betydelse, som tex Saudiarabien. Ungefär hälften av all den olja som varje dag förs ut på världsmarknaden kommer från Mellersta Östern. För att hantera detta väldiga flöde utnyttjas ett nätverk av känsliga installationer. I produktionsledet återfinns, förutom oljekällor till lands och till havs, rader av pumpar samt anläggningar för att

160 nationell säkerhet och_ sårbarhet

Energiförsörjningen,

separera gas från olja och för att rena havsvattnet innan det i tryckhöjande syfte injiceras i de oljeförande lagren. I distributionsledet återfinns rörledningar, pumpstationer, lagringscisterner, oljehamnar, tankfartyg och raffinaderier. Störningar på en eller flera i detta nätverk får normalt konsekvenser bakåt såväl som framåt i punkter oljeflödet. Det är dock ingen överdrift att betrakta sjötransporterna genom Hormuz-sundet och de långa landtransporterna med rörledningar som de mest kritiska punkterna. Ca 7,5 milj fat olja transporteras under 1981 dagligen genom en ca 3 km bred ränna i det 40 km breda Hormuz-sundet. Det sker ombord på över 100 runt Persiska viken till tankfartyg på väg från utskeppningshamnarna destinationer runt om i världen, huvudsakligen Europa och Japan. Enbart farhågor om att sundet kan utsättas för militära hot har visat sig få effekter på oljeflödet genom att redarna får betala högre riskpremier till försäkringsbolagen eller förhindras av de ombordanställdas fackföreningar att gå in i Persiska viken. De fem rörledningarna från oljefält i Irak och Saudiarabien till Medelhavet till sjötransport genom sundet. De har tillsamutgör de enda alternativen mans en kapacitet på 4,6 mbd. Från Kirkuk-fälten i Irak går en ledning över turkiskt territorium till Dortyol i Turkiet medan två andra över syriskt territorium i Banias i Syrien och Tripoli i Libanon. I ett löper till hamnarna normaltillstånd har Irak en potential att transportera ca 2 mbd i dessa ledningar till Medelhavet eller ungefär två tredjedelar av genomsnittproduktionen under senare år. På iransk begäran har Syrien under kriget mellan Iran och Irak stängt av ledningarna till Banias och Tripoli, något som sannolikt kommer att leda till att Irak efter kriget söker Öka kapaciteten i den ledning territorium. Irak har dessutom sitt som går över turkiskt tillkännagivit intresse av att konstruera en rörledning tvärs över saudiskt territorium till terminalerna i Yanbu vid Röda havet. De andra två rörledningarna i regionen utgår från saudiska oljefält. Den s k Tapline byggdes redan på 1950-talet och går från Qaisuma-fälten genom Jordanien till hamnstaden Sidon nära Beirut. Dess kapacitet är ca 470 000 fat störningar på denna rörledning har under åren varit så per dag. Antalet för att täcka den inhemska efterfrågan i många att den endast utnyttjats Jordanien och Libanon. Den andra saudiska rörledningen har nyligen färdigställts. Den löper från oljefälten i Abqaiq västerut, tvärs över den arabiska halvön, till Yanbu vid Röda havet. Fullt operationell får den en varit den kapacitet på 2,45 mbd eller drygt 25% av vad som under senare år Från Yanbu saudiska genomsnittsproduktionen. transporteras oljan norrut genom Röda havet och Suez-kanalen eller genom rörledning från Suez till Alexandria vid Medelhavet (SUMED-ledningen). Möjligheten att skeppa olja genom Röda havet och upp genom Suez- Dels minskar trycket på Hormuz-sundet och kanalen har två viktiga effekter. dels etableras en viktig kommersiell och i viss mån strategisk länk mellan Saudiarabien och Egypten. Saudiarabien har offentliggjort planer på en andra transkontinental rörledning, denna gång från oljefälten i Ghawar till Yanbu. De sex arabländer Kuwait, UAE, Qatar, Bahrein och (Saudiarabien, som ingår i Gulf Co-operation Council lär dessutom umgås med Oman)

nationell säkerhet och sårbarhet 161

Energzförsörjningen,

planer på en rörledning till Oman, som skulle föra olja från Kuwait, Saudiarabien. Qatar och Förenade Arabemiraten till en utskeppningshamn i Oman. Behovet att sjöfrakta genom Hormuz skulle därmed ytterligare reduceras. I vilken grad olika utbyggnadsplaner gällande kommer att rörledningar realiseras beror självfallet på den säkerhetspolitiska i området. utvecklingen Om Iran även efter ett krigsslut verkar destabiliserande på läget runt Persiska viken kan man förutse att incitamenten för att genomföra en del av projekten starkt ökar. Detsamma skulle gälla om fraktsatserna för sjötransporter kraftigt skulle stiga, vilket dock är mindre troligt med tanke den på prognosticerade relationen mellan tillgängligt tankertonnage och efterfrågan på råolja under de närmaste åren. Även rörledningarnas sårbarhet är uppenbar. Så länge Israels konflikt med arabstaterna och palestinierna består kan man åtminstone inte betrakta de irakiska ledningarna över syriskt och libanesiskt territorium som pålitliga. Inte heller den nya öst-västliga saudiska rörledningen kan effektivt skyddas mot sabotage eller väpnade aktioner. Dessa förhållanden bidrar givetvis också starkt till att eventuella försök från konsumentländernas sida att skydda sina intressen med militära medel måste bli förenade med enorma svårigheter och risker. Oljeanläggningar på andra håll i världen och bl a i Nordsjön är givetvis känsliga mål för terroristhandlingar eller direkta militära aktioner. En mer omfattande skadegörelse, av betydelse för oljeflödet, kan emellertid bara tänkasi samband med regelrätta militära operationer, dvs i samband med en väpnad storkonflikt mellan stormakterna då oljeflödena givetvis också av andra skäl är avbrutna eller allvarligt störda.

9.3 International - IEA

Energy Agency

Inom OEECs och sedermera OECDs ram fanns vissa bestämmelser om beredskapslagring av olja och, från 1967, ett system för fördelning av olja mellan de europeiska OECD-länderna. för Förutsättningarna att utvidga systemet att även omfatta de utomeuropeiska medlemsländerna var under diskussion. Trots att oktoberkriget 1973 förorsakade visst bortfall i oljetillförseln utlöstes emellertid aldrig OECDs fördelningssystem. För att sätta detta system i verkställighet krävdes enhälligt beslut av OECDs råd, och då de politiska förutsättningarna saknades, fattades aldrig det nödvändiga beslutet. Det visade sig inte heller möjligt att via OECDs informationssystem få fram tillfredsställande uppgifter om försörjningssituationens utveckling. Washingtonkonferensen 1974 ledde fram till International Pro- Energy gramme (IEP). Syftet med programmet är att garantera en erforderlig energiförsörjning till rimliga kostnader. Programmet behandlar åtgärder vid krissituationer, information om den internationella oljemarknaden, långsiktigt samarbete i energifrågor samt förhållandet till ojeproducerande och oljekonsumerande länder. Programmet undertecknades och ratificerades sedermera av totalt 21 länder. beslutade om svensk Riksdagen ratificering av programmet i maj

162 nationell säkerhet och sårbarhet

Energiförsörjningen,

1975. Parallellt upprättades inom OECD ett internationellt energiorgan, International Energy Agency, IEA, med uppgift att genomföra programmet. Av länderna inom OECD står Frankrike, Island och Finland utanför samarbetet inom IEA. Sverige, Schweiz och Österrike avgav vid anslutningen till IEP s k neutralitetsdeklarationer. IEA har en styrelse (Governing Board) samt tre ständiga grupper och en tillfällig grupp som vardera behandlar ett av IEAs fyra huvudområden, nämligen: Krissystemet (Standing Group on Emergency Questions, SEQ), Information om oljemarknaden (Standing Group on the Oil Market, SOM), Långsiktigt energisamarbete (Standing Group on Long Term Cooperation, SLT), samt Relationerna med producentländer och andra oljekonsumerande länder

(Ad Hoc Group on International Energy Relations, IER).

Dessutom har en kommitté tillsatts för att främja forskning och utveckling på energiområdet i medlemsländerna, Committee on Energy Research and Development (CRD). Fler undergrupper eller tillfälliga grupper har under åren tillkommit för att assistera i speciella frågor. IEA har till sitt förfogande ett sekretariat på ca 125 personer och en budget på ca 65 milj francs. IEPs system för krisåtgärder består av rättigheter och förpliktelser i tre avseenden. 1. Försörjningsberedskap. Medlemsländerna skall upprätta s k fredskrislaminst 90 dagars förbrukning utan nettoimport av ger motsvarande olja. 2. Konsumtionsbegränsningar. Deltagarländerna skall enligt IEP-avtalet upprätthålla effektiva program för konsumtionsbegränsningar. Dessa skall kunna sättas i omedelbar verkställighet vid en oljekris och göra det möjligt för ett enskilt land, eller en grupp av länder, att minska oljekonsumtionen med 7 procent om tillförseln skärs ned med minst 7procent och med 10 procent om tillförseln skärs ned med mer än 12 procent. 3. Oljetilldelningssystemet. Detta syftar till att underlätta en likvärdig fördelning av oljetillförseln mellan medlemsländerna under en oljekris. Det utgår ifrån att varje land har byggt upp sina lager i enlighet med IEP och har förmåga att åstadkomma den angivna konsumtionsbegränsningen. Det utlöses automatiskt när tillförseln till ländergruppen eller till ett eller flera anslutna länder minskar, eller kan förmodas minska, med minst 7 procent i förhållande till basperioden. IEAs sekretariat utför beräkningen av bortfallets storlek. Vissa länder kan alltså i händelse av kris tilldelas försörjningsrätter medan försörjningsskyldigheter uppkommer för andra. Omfördelningen tänkes ske genom att inkommande laster omdirigeras genom medverkan av oljebolagen.

Inom ramen för IEP-avtalet har ett permanent informationssystem upprättats. Informationssystemet har en allmän del och en särskild del. Inom den allmänna delen insamlas historiska data över oljeindustrin och oljemarknadvn. Bl n re .wistreras månatligen priserna på importen av olika råoljetyper till

Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 163

länderna inom IEA. Kvartalsvis registreras oljebolagens fob av inköpspriser råolja. Bolagen lämnar årligen finansiell information till sina respektive regeringar vilkai aggregerad form presenteras inom IEA. Inom den särskilda delen av informationssystemet insamlas uppgifter som behövs för att krissystemet skall kunna fungera. Månatligen insamlas uppgifter om oljeförbrukning och oljetillförsel i enskilda länder, storleken av fredskrislagren samt den förutsedda storleken på utbud och efterfrågan internationellt sett. Huvudsyftet med det långsiktiga energisamarbetet inom IEA är att minska medlemsländernas beroende av importerad olja genom ökade satsningar på energisparande och genom utveckling av alternativa energikällor. Vid ett ministermöte i oktober 1977 antog IEA tolv Principles of Energy Policy. IEA har också antagit särskilda aktionsprogram för energisparande och oljeersätttning samt för kolanvändning. l samband med antagandet av de tolv principerna beslöts också om årliga länderexaminationer av medlemsländernas energipolitik i syfte att få en uppfattning om vilka framsteg medlemsländerna gör inom de områden principerna berör. Examinationerna utgör numera en stor del av SLTs arbete. Nyligen har en översyn av kolanvändningen inom IEA avslutats liksom studier av naturgasens och kärnkraftens roll fram till år 2000. Dessutom har ökande uppmärksamhet visats frågan om prissättning och taxesättning i syfte att åstadkomma en prisstruktur som uppmuntrar sparande och investeringar i alternativa energislag. I IEAs arbete ingår även att i dialogform söka främja ett samarbete med oljeproducerande länder och med andra oljekonsumerande länder. IEA har i viss mån kommit att fungera som ett forum för konsultationer mellan

medlemsländerna inför energifrågornas behandling i andra internationella

organ. Något samlat uppträdande mellan IEAs medlemsländer i förhållande till producentländerna har dock inte blivit följden. Framför allt har divergenserna varit stora mellan USA och vissa av de europeiska medlemsländerna. I oktober 1977 utpekade IEAs ministermöte tre lämpliga samarbetsområden, nämligen informationsutbyte om totalt utbud och efterfrågan på energi, stöd till utvecklingsländernas utveckling av inhemska energiresurser samt u-landsdeltagande i vissa av IEAs forskningsprojekt. Ett projekt pågår för att förbättra energidata om utvecklingsländerna. Viss seminarieverksamhet planeras. Endast ett utvecklingsland deltar i ett gemensamt forskningsprojekt inom IEAs ram. i Vad och demonstration gäller forskning, utveckling har ett mycket omfattande och konkret internationellt samarbete växt fram inom IEA. En för medlemsländerna gemensam gruppstrategi för FoU-arbetet antogs vid IEAs ministermöte i maj 1980 som vägledning vid planering av nationella energiforskningsprogram. Inom CRDs ram sker årliga länderexaminationer av medlemsländernas FoU-politik på energiområdet. Under senare år har CRD ägnat särskild uppmärksamhet åt utvecklingen vad gäller s k strategiska teknologier som tex värmepumpar och kolförvätskning. IEA korn till i en speciell politisk situation och mot bakgrund av det arabiska oljeembargot. Tillskyndarna, särskilt USA, såg dess främsta uppgift i att åstadkomma ett fungerande vars blotta existens allokeringssystem.

164 nationell säkerhet och sårbarhet sou 193349

Energiförsörjningen,

kunde minska risken för framtida embargon och därmed minska risken för att västvärlden utsattes för politiska hot (oljevapnet). Organisationens och syften har emellertid efterhand vidgats och alltmer kommit att uppgifter inriktas på allmänt energipolitiskt samarbete. Organisationens analyser av de internationella energimarknaderna, de grundliga utvärderingarna av medlemsländernas energipolitik, de många policydokumenten, de uppsatta sparmålen samt satsningarna på forskning och utveckling har aktivt påverkat medlemsländernas energipolitiska insatser. Den önskade med OPEC-länderna liksom andra u-länder har dialogen emellertid inte kommit till stånd. De politiska förutsättningarna för en sådan dialog var från början ganska dåliga och i dagsläget är de viktigaste industriländerna av den typen av multilaterala diskussioföga intresserade ner. Allokeringssystemet och krisberedskapen enligt IEP utgör emellertid fortfarande för organisationen. har alltsedan en viktig uppgift Systemet tillkomst kontinuerligt byggts ut och också testats i organisationens övningar. Det grundläggande problemet är emellertid att det är uppbyggt som ett rent allokeringssystem där man inte tagit hänsyn till prisfrågorna. IEP-avtalet således medlemsländerna deras ”oljeandelar i en garanterar krissituation oavsett prisnivån i respektive land. Erfarenheterna från krisen 1978-79 visar emellertid att prisdifferenserna kan bli mycket stora mellan olika länder, beroende på vilken prispolitik respektive land driver. Dessa nog de internationella oljeflödena och prisdifferenser påverkar naturligt bolagens agerande. Vissa länder kan komma att gynnas starkt på andras bekostnad. Många kritiker anser att detta gör att hela systemet i själva verket inte kommer att fungera. Frånvaron av en gemensam prispolitik kommer i en krissituation mycket snabbt att leda till konflikter mellan medlemsstaterna, mellan dem som vinner respektive förlorar på affären. Systemet hänger sist och slutligen på medlemmarnas politiska vilja. Saknas den kommer inget fördelningssystem att fungera. Men samtidigt är det givetvis så att ett förberett och väl genomdiskuterat system måste finnas i förväg. Flera studier utförda av bl a den amerikanska kongressen och dess General Accounting Office har pekat på ofullkomligheter i IEAs fördelningssystem och särskilt då prisproblemen. Det är också huvudkritiken i bl a Philip

Verlegers arbete (Oil Markets in Turmoil) samt Edward Krapels analys

(Pricing Petroleum Products). Organisationen saknar också, enligt kritikeratt styra eller ens påverka den sortens ”priskriser” vi na, möjligheter upplevde 1978-79. IBA-sekretariatet har gått i svaromål mot denna kritik och bl a visat att organisationen förbättrat krissystemens teknik och informationsunderlag och vidare erinrat om att IEA i samband med Iran-Irak-kriget 1980 bidrog till att dämpa bolagens och medlemsländernas oljeuppköp. Men prisproblemet är fortfarande olöst. Skärpan i problemet har dock mildrats något genom att IEA-ländernas prispolitik i viss utsträckning blivit mer likartad. Frågan har utretts och diskuterats många gånger såväl inom sekretariatet som mellan medlemsländernas representanter. Olika förslag har presente-

Energiförsörjningen, nationell säkerhet och sårbarhet 165

rats, bl a att organisationen skall fastställa ett särskilt allokeringspris som skall utnyttjas som villkor för fördelning. Man har också diskuterat åtgärder för att påverka spotmarknaden och hanteringen av priskriser. Diskussionerna har emellertid inte utmynnat i några beslut, bl a beroende på ett växande motstånd från framför allt USA. Ingrepp i marknaden strider mot den rådande filosofien i USA och man är såväl inom administrationen som kongressen rätt kritisk mot IEAs fördelningssystem och i viss mån också dess verksamhet i övrigt. OPEC-ländernas alltmer försvagade maktposition och utsikterna att oljepriserna kommer att sjunka har bidragit till denna inställning. Den amerikanska politiken synes i högre grad prioritera bilaterala förbindelser och kontakter, i synnerhet med de ledande oljeproducenterna i Mellersta Östern samt Mexico och Venezuela. Det stora problemet i samband med störningar i oljehandeln är att det snabbt uppstår förväntningar om oljebrist och prisökningar, och att dessa förväntningar just driver fram både bristen och prisökningarna. Panik sprider sig på marknaden och det är svårt att stoppa denna utveckling genom allmänna vädjanden eller ens med fysiska omallokeringar om sådana vore möjliga. Enligt vissa forskare, tex Philip Verleger, är det bästa botemedlet i krislägen att importländerna snabbt och gemensamt överenskommer om införande av en hög gemensam extra importavgift på nyimporterad olja. Därmed stiger priserna på ny olja, dvs det blir lönsamt att sälja ut gammal (= lagerminskning) och lönsamt att hushålla. Genom att på detta sätt mycket snabbt höja priserna kan man, menar Verleger, bryta av och begränsa en eljest ofrånkomlig prisökning som sedan OPEC kan vidmakthålla genom produktionsbegränsningar. Härigenom begränsas krisens negativa ekonomiska följder för konsumentländerna. I nuvarande politiska läge är det emellertid osannolikt att IEA-länderna kan enas om att planera för åtgärder av detta eller liknande slag. IEAs fördelningssystem har sannolikt haft viss betydelse även om det aldrig tillämpats. Genom systemet har medlemsländerna tvingats tillse att lagerhållningen är tillräckligt stor för att möta eventuella kriser och detta i förening med själva allokeringssystemet har sannolikt minskat intresset för nya oljeblockader. IEAs hittills främsta betydelse torde dock i ligga informationsinsamlandet och informationsspridningen. Genom gemensamma policydokument har medlemsländerna dessutom stimulerats till en mer långsiktig energipolitik samtidigt som informations- och planeringsinsatserna förstärkts. IEAs ”granskning” av medlemsländernas energipolitik ger värdefulla impulser och kan bidra till effektivare energipolitik. Under 1982-1983 har IEA delvis kommit att dras in i de öst-västliga motsättningarna på ett för organisationens ursprungliga syften nytt sätt. Bakgrunden är konflikten mellan USA och de europeiska NATO-allierade rörande de sovjetiska gasleveranserna. I den kompromiss som så småningom uppnåddes i denna fråga beslöts bl a att frågor rörande Västeuropas sårbarhet vad avser energiförsörjningen skulle studeras vidare av IEA. Från amerikanskt håll eftersträvas att IEA bör göra rekommendationer i syfte att begränsa framtida sovjetiska gasleveranser. I skrivande stund (mars 83) är det emellertid oklart hur detta kommer att utvecklas.

10 Stat-till-stat-avtal

En viktig förändring i den internationella oljehandeln sedan 1973 är ett väsentligt ökat antal bilaterala leveransavtal mellan oljeproducerande länder och oljekonsumerande länder, s k stat-till-stat-avtal. Avtalen gäller i allmänhet mellan nationella, ofta statliga bolag såväl i de oljekonsumerande som de producerande länderna. Detta har främst skett på bekostnad av de internationella oljebolagens andel av världshandeln. En bild av de omfattande förändringar som har skett ges i nedanstående diagram, som visar hur OPEC-ländernas oljeproduktion har fördelat sig på olika bolag. En närmast förkrossande dominans för de stora internationalla oljebolagen både 1960 och 1970 visar sig 1980 ha förbytts i nästan lika stora andelar av produktionen som förs ut på marknaden av producentländernas egna nationella oljebolag.

1960 1970 dCD (X) O

vvyyvvvyyvyyyvy

vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv

vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv

vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv vvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv vvvvvvvvvvvvvvvxvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvvv

vvvvvvvvvvvvvvvvvv

Figur 10.1 OPEC-Iän- Stora internationella Oberoende › › Å dernas oljeproduktion Nationella __ Mag Mag gg; oüebmag 1960-1980 fordelad på bolag.

168 Stat-till-stat-avtal

Den statliga andelen av den producerade oljan i OPEC-länderna ökade från 20 procent 1973 till 80-90 procent 1980 enligt en av IEA gjord uppskattning. Den andel av den producerade oljan som exporterades av nationella oljebolag i OPEC-länder ökade från 5 procent 1973 till 50- 55 procent år 1980. Den del av OPEC-ländernas export som gick från statliga bolag i producentländerna till statliga bolag i konsumentländerna har dock uppvisat en lägre ökningstakt. Utvecklingen under senare år framgår av tabell 10:2. OECD-länderna svarade för den största delen av ökningen i stat-till-stat-avtalen under mitten och slutet av 1970-talet. Frankrike, Italien och Spanien har traditionellt haft ett starkt statligt engagemang i råoljeförsörjningen, någonting som har utvidgats. Ett antal mindre OECD-länder har tillkommit med stattill-stat-avtal. Bland dessa länder märks Sverige, Belgien och Danmark. Japan var tidigare det största mottagarlandet för de stora oljebolagens försäljning till tredje part. Med de japanska myndigheternas stöd har de oljebolag och handelsbolag som tidigare köpte denna olja nu i stället slutit avtal direkt med de producerande länderna. Stat-till-stat-avtalen tillkom i hög grad på de inblandade regeringarnas initiativ. Exportländerna sökte minska sitt beroende av de stora bolagen och få tillgång till industriländernas teknologi och i vissa fall även militär utrustning. Konsumentländerna såg dessa avtal som en metod att säkerställa den egna försörjningen med råolja, vilket betraktades som särskilt värdefullt i händelse av en bristsituation på marknaden. Den framtida utvecklingen kommer att bli beroende av de erfarenheter man vunnit på båda sidor. Det finns att tro att intresse för ingen anledning säljarländernas stat-till-stat-avtal kommer att mattas. De torde fortsätta att se avtalen som en väg att bryta de stora internationella bolagens dominans, öka sitt eget kunnande inom oljesektorn och skapa bättre förutsättningar för teknologisk kunskapsöverföring från i-länderna till oljeländerna. Samtidigt innebär det ökade antalet köpare att incitamenten för rabattering och priskonkurrens inom OPEC växer. Denna för OPEC ogynnsamma effekt kan dock hänföras till den totala marknadsstrukturens förändring snarare än bilateraliseringen i sig. För importländerna har man ansett att direktavtalen är försörjningsmässigt fördelaktiga genom att de är långsiktiga, samt att antalet handelsled är mindre. Särskilt i händelse av kris på oljemarknaden kan försörjningstrygg-

Tabell 10.2 Stat-till-stat-avtal 1977-1981 (mbd)

1977 1978 1979 1980 1981

Total export från nio OPEC-länder 24,4 22,9 23,7 20,8 17,4 Stat-till-stat-avtal (hög uppskattning) 4,0 4,3 5,7 7,6 6,0 Andel Stat-till-stat-avtal export 16 % 19 % 24 % 37 % 35 %

Källa: IEA 1982.

Stat-till-stat-avtal 169

heten öka om exportlandet håller fast vid avtalet. Huruvida de dessutom kan

antas hålla fast vid den ursprungliga prissättningen är mera osäkert. Stat-till-stat-avtal som strikt håller sig till kontraktspris kan dock vara fördelaktigare under kortare perioder med höga spotmarknadspriser. Erfarenheterna av de bilaterala avtalen är inte entydiga. De kan ge stabilitet, särskilt för mindre länder, men kan också bli mycket dyrbara. I flera fall har prisutvecklingen efter Irankrisen medfört att avtalens prissättning blivit dyra för köparländerna. Kontrakten ingicks många gånger 1979-1980 och har sedan blivit mycket förlustbringande. Detta hänger samman med övergången till en oljemarknadssituation präglad av överskott. Den aktuella marknadssituationen, erfarenheten av tidigare stat-tillstat-avtal och rent politiska önskemål kommer att påverka inriktningen och takten när det gäller regeringars fortsatta engagemang i oljehandeln. Kostnader respektive fördelar värderas kontinuerligt. Här som i andra sammanhang inom oljesektorn påverkas bedömningarna starkt av det rådande marknadsläget. I en överskottssituation, ter sig direktavtalen som mindre värda; i ett läge då marknaden stramas åt blir bedömningen en annan. Syftet med avtalen är att både exportörer och importörer skall uppnå en stabil, säker och ömsesidig förbindelse, som håller också när oljemarknaden förändras. Men förutsättningen för detta är att både producentländer och konsumentländer är beredda att acceptera vissa kortsiktiga merkostnader eller förluster. Exportörer måste således vara beredda på att avstå från möjliga prisökningar i ansträngda utbudssituationer och förlorar därigenom möjliga intäktsökningar. Importlandet måste å andra sidan vara berett att betala ett relativt sett högre pris för oljan när utbudet är stort, och när det föreligger goda möjligheter att göra fördelaktiga spotköp. Det kan ifrågasättas om det är möjligt för regeringar i såväl export- som importländer att acceptera stora kortsiktiga kostnader för att möjligen nå långsiktiga fördelar, särskilt när dessa senare är ovissa. Det har i praktiken visat sig mycket svårt för ett oljeimporterande land att i längden försvara en stor merkostnad för ett statligt avtal under en överskottssituation. Utvecklingen 1981-82 ger många exempel på uppsagda avtal eller avtal som helt enkelt inte utnyttjas. På samma sätt kan ett exportörsland svårligen just vid stat-till-stat-avtal göra undantag från praxis vid oljekontrakt och avstå från att höja priserna, som när marknadssituationen är mera ansträngd. Detta kan ske antingen genom en höjning av de officiella priserna eller genom olika slag av pristillägg. Konflikten mellan avtalens långsiktiga prissättning och kortsiktiga marknadsfluktuationer kan emellertid minskas, om man separerar försörjningsrespektive avsättningstryggheten å den ena sidan och priset för dessa säkrare leveranser å den andra. Genom att knyta avtalens prisklausuler till marknadsutvecklingen behåller man leveranstryggheten, men undgår de påfrestningar marknadsutvecklingen medför för många avtal. Oljebolagens minskade maktposition genom de bilaterala avtalen kan ses som en fördel såväl från export- som importsidan. Å andra sidan medför den

170 Stat-till-stat-avtal

ökande bilateraliseringen av marknaden nya restriktioner och begränsningar som gör försörjnings- och prissystemet mindre flexibelt. Dit hör bestämmelser i stat-stat-avtalen som bl a har varit av följande slag: D köparen eller köparlandets regering får ej anlita mellanhand; D köparen förbinder sig att inte ha betalat någon avgift till tredje part; D köparen förbinder sig att förädla råolja i egna eller för egen del kontrakterade anläggningar; D köparen förbinder sig att inte exportera oljan från destinationslandet; D destination av oljan skall vara hamnar som anges i kontraktet.

Kontraktsvillkor av detta slag kan skapa svårigheter. Detta gäller bl a vid snabba efterfrågeförändringar eller generellt när marknadsanpassning kräver åtgärder utanför den ram som villkor av dessa slag sätter upp. Vissa exportörers kontrakt innehåller politiska bestämmelser (köparen eller hans regering får ej smutskasta landet i fråga”), men om dessa verkligen har haft eller kan komma att få någon betydelse i praktiken är osäkert. En rad politiska kostnader kan alltså förekomma dels genom den statliga bilateralismen som sådan, dels genom olika mer eller mindre underförstådda klausuler i avtalen.

11. Raffinaderiindustrin i

Västeuropa

11.1 och av

Västeuropas försörjning förbrukning oljeprodukter.

Den västeuropeiska raffinaderiindustrins nuvarande kris är en oundgänglig följd av de stigande oljepriserna och den sjunkande efterfrågan på olja. Krisen är världsomfattande. Såväl i USA som Japan har oljeindustrin strukturproblem. Värst utsatt är dock raffinaderibranschen i Västeuropa. Denna strukturkris utgör samtidigt ett exempel på vådan av felslagna prognoser och en skärningspunkt för ändrade relationer mellan olika aktörskategorier: oljebolag, konsument- och producentländer. Tillgången på billig Mellanösternolja var en av förutsättningarna för den kraftiga ekonomiska tillväxten i de västliga industriländerna under efterkrigstiden. Under 1960-talet trefaldigades Västeuropas oljeförbrukning och oljan övertog i 1960-talets mitt kolets ställning som den främsta energiråvaran. Raffinaderibranschens expansion byggde på att denna efterfrågetillväxt skulle fortgå, men 1970-talets utveckling blev som bekant en annan. Konsumtionens fördelning på olika produkter har också förändrats över tiden. Före det andra världskriget utgjorde bensinefterfrågan den helt övervägande delen, medan tunga oljeprodukter kunde omsättas endast i mycket begränsad omfattning. Den västeuropeiska produktefterfrågan tillgodosågs i huvudsak genom införsel från exportraffinaderier i Mellersta

Östern, det karibiska området samt USA. Framför allt raffinaderiernai USA

utrustades med krackningsanläggningar för att öka utbytet av den mest efterfrågade produkten, bensin. Efter kriget kom den västeuropeiska marknaden att utvecklas i annan riktning. Drivmedelsförbrukningen ökade i måttlig takt, medan efterfrågan på eldningsoljor ökade synnerligen snabbt. Jämfört med USA korn därför Västeuropa att uppvisa en efterfrågan på tyngre produkter. Den mycket kraftiga efterfrågeökningen, jämte en ökad differentiering på olika oljeprodukter utgjorde de främsta drivkrafterna till den snabba utbyggnaden av raffinaderiindustrin i Västeuropan. Dess kapacitet tjugofaldigades under perioden 1940-1960. Bland de övriga faktorerna som bidrog till den europeiska raffinaderiindustrins hastiga expansion, kan nämnas: EI Utvecklingen på transportområdet med allt större tankfartyg, som gav större möjligheter att utnyttja stordriftsfördelar vid råoljetransport än vid transport av färdiga produkter.

172 Raffinaderiindustrin i Västeuropa

D Bristen på dollarvaluta under den första uppbyggnadstiden efter kriget gynnade egen förädling i förhållande till produktimport. E! Säkerhets- och försörjningspolitiska överväganden i samband med avkolonialiseringen och det labila politiska läget i Mellanöstern. E1 Strävandena från konsumentländernas sida att försvaga de stora oljebolagens maktställning.

Från mitten av 1950-talet kunde till följd av denna utveckling Västeuropas produktefterfrågan tillgodoses av europeiska raffinaderier. Detta innebar emellertid inte att de relativt fixa proportioner i vilka raffinaderiutfallet fördelas på skilda produkter fullständigt kunde anpassas till efterfrågans sammansättning. Denna balansbrist, med tidvisa bensinöverskott, som delvis utjämnats genom interregional handel med färdiga produkter, hävdes dock under 1960-talets senare hälft genom att naturgasen till viss del ersatte eldningsoljorna för uppvärmning och industriella ändamål. Den snabbt ökande bilismen och den petrokemiska industrins framväxt bidrog till en snabbt stigande efterfrågan på lätta destillat. På utbudssidan kom under 1970-talet samtidigt tyngre oljor från Mellersta Östern att svara för en allt större del av råoljeutvinningen, medan produktionen av lätt råolja i Libyen kraftigt minskade jämfört med de höga nivåerna i slutet av 1960-talet. Prishöjningarna på råolja under 1970-talet, kom att innebära nya balansproblem. Ansträngningarna att minska det västeuropeiska oljeberoendet har hittills främst inriktats på de tunga fraktionerna, där relativt lättillgängliga konkurrenskraftiga substitut föreligger. Det gäller på elproduktions- och uppvärmningssidan, där alternativen till olja är kol, naturgas och kärnkraft. Alternativ till drivmedel - bensin och diesel - är däremot svårare att åstadkomma. Att efterfrågan på drivmedel i Västeuropa, trots råoljeprisökningarna, har uppvisat en fortsatt kraftig tillväxt förklaras även av att realprisökningen i konsumentledet har varit relativt obetydlig. De ökade råoljekostnaderna motverkades av en realt minskade beskattning. Förskjutningen av efterfrågans fördelning mot en högre andel drivmedel och en minskad användning av eldningsolja har medfört att det produktutfall, som erhålles vid flertalet raffinaderier i allt lägre grad överensstämmer med avsättningsmöjligheterna. Härtill kommer att den nu befintliga raffinaderikapaciteten är dimensionerad på basis av rekordårens optimistiska prognoser om en fortsatt kraftig efterfrågetillväxt under 1970-talet. Till följd av de ökande oljepriserna och låg ekonomisk tillväxt realiserades detta aldrig. Under perioden 1973 till 1981 ökade Västeuropas raffinaderikapacitet med nästan en femtedel. Samtidigt minskade den totala efterfrågan på oljeprodukter med drygt 10 procent. Följden av denna utveckling blev ofrånkomligen ett allt lägre genomsnittligt kapacitetsutnyttjande. Nedgången var från cirka 90 procents bruk av tillgänglig destillationskapacitet vid decenniets början till drygt 60 procent vid dess slut. Särskilt lågt blev kapacitetsutnyttjandet i Nederländerna och Italien, vars raffinaderier till stor del inriktats på export. Vid raffinering innebär ett lågt

i

Raffinaderiindustrin Västeuropa 173

I 00

90-

80*

70-

60 - Figur 1I .1 Kapacitetsutnyttjandet i den västeuropeiska 50 l , , l , , I l 1 , raffinaderiinduslrin I

1970 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 År

1970-I980(Pr0cem)

kapacitetsutnyttjande ofrånkomligen höjda styckkostnader. Därtill kom dyrare raffinaderibränsle. Lönsamheten i industrin försvagades kraftigt. Förskjutningen i efterfrågemönstret mot en ökad andel lätta produkter, såsom bensin, fotogen och gasoljor innebar dock fortsatt goda vinster för anläggningar i vilka utbytet av lätta oljeprodukter kunde ökas genom s k krackning. Många raffinaderier i Västeuropa utgörs dock alltjämt av enkla s k hydroskimming anläggningar, i vilka produktutbytet i stort sett är givet av den inmatade råoljans beskaffenhet. Genom att i sådana raffinaderier t ex ersätta Arabian Light med Nordsjöolja kan många fördelar vinnas. Bensinandelen ökas betydligt, samtidigt som svavelhalten går ned. En anpassning till den förväntade efterfrågeutvecklingen genom investeringar i olika typer av vidareförädling, främst krackning, inleddes under slutet av 1970-talet. Den traditionellt låga krackningskapaciteten i Europa - betingad av tidigare efterfrågemönster och råoljeutbud ger en fortsatt stor potential för en sådan utveckling. En jämförelse av det genomsnittliga produktutbytet för europeiska respektive amerikanska raffinaderier visar detta. År 1979 anges de katalytiska krackningskapaciteten till 8 respektive 30 procent av primärdestillationskapaciteten i Västeuropa och Nordamerika, där andelen för övrigt fallit sedan 1950-talet.

Tabellll.2 Genomsnittligt produktutfall 1980 vid raffinering av råolja (viktprocent)

Nordamerika Västeuropa

Källa: BP

174 i Västeuropa

Raffinaderiindustrin

Om man bortser från att den i USA vanliga råoljan är något lättare, vilket ger ett marginellt bättre utbyte, skulle man alltså med given råoljeinsats med en amerikansk raffinaderipark i Västeuropa nästan kunna fördubbla bensinproduktionen, samtidigt som utbudet av eldningsolja skulle mer än halveras. En ökad efterfrågan på bensin skulle då med andra 0rd väl kunna tillgodoses också om råoljeförbrukningen minskar så länge tjockoljeanvändningen faller ännu mer. En utveckling i denna riktning är redan på väg, stimulerad av den goda lönsamheten för krackning och andra typer av vidareförädling av råvaran under slutet av l970-talet. Den totalt sett sjunkande oljeefterfrågan under 1980-talets första år har emellertid även träffat de lätta produkterna, varför lönsamheten för nytillkomna krackningsanläggningar kan komma att äventyras. Även om tillgänglig kapacitet i raffinaderiledet har varit tillräcklig för en fullständig självförsörjning med färdiga produkter i Västeuropa under 1970-talet, har produktionen inom regionen balanserats med import på mellan 2 och 6 procent av totalförbrukningen. Denna handel har utjämnat säsongsmässiga svängningar i tillgång och priser för olika oljeprodukter i olika delar av världen, vars marknader härigenom knyts samman till en världsmarknad. Främst har den västeuropeiska importen av färdiga produkter kommit från exportraffinaderier i Västindien, USA, OPEC-länderna och SEV-länderna. I förhållande till råoljeexporten spelar alltjämt exporten av färdiga produkter från OPEC-länderna en blygsam roll. Den relativa andelen har dock vuxit, trots en mycket expansiv hemmamarknad i många av producentländerna. OPEC-ländernas andel av den globala primärdestillationskapaciteten har under perioden 1975 till 1980 ökat från 5 till 8 procent. Handeln med oljeprodukter på spotbasis är för Västeuropas del centrerad till det s k ARA-området (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen), där cirka 20 procent av Västeuropas raffinaderikapacitet är belägen, men den sk Rotterdammarknaden omfattar också laster som överhuvudtaget aldrig når detta område. Denna marknads främsta funktion har traditionellt varit att balansera de över- eller underskott på olika raffinerade oljeprodukter som de stora bolagen inte har kunnat avsätta inom sina interna system. De senaste årens utveckling har emellertid inneburit ett ökat utbud också av råolja på spotbasis från OPEC-ländernas sida. Samtidigt har spotmarknadens andel av oljehandeln ökat från cirka 5 procent i början av 1970-talet till grovt räknat det dubbla i 1980-talets början. Spotmarknadens karaktär av marginalmarknad, jämte den låga efterfråge- och utbudselasticiteten på kort sikt, medför att relativt små volymmässiga förskjutningar kan ge upphov till kraftiga prisfluktuationer. Härigenom har spotmarknaden kommit att tjäna som en känslig indikator för rådande förväntningar om tillgång och efterfrågan på kort sikt. Den förändrade marknadsstrukturen under de senaste åren kan väntas medföra att spotmarknadens svängningar kanske inte blir lika kraftiga som tidigare. Men däremot kan de hastigare föras vidare till kontraktspriserna.

Raffinaderiindustrin i Västeuropa 175

11.2 Framtidsutsikterna för raffinaderiindustrin

Problemet för raffineringsindustrin har under flera år varit att vänta in den tid då efterfrågan skulle växa ifatt kapaciteten och att ta förlusterna under tiden. Situationen kan uppfattas som typisk för en tämligen oligopolartad bransch med lågt kapacitetsutnyttjande och kapitalintensiv teknik. I sådana situationer kan kapacitetsöverskott ofta leda till långa perioder av förlustbringande I konkurrens. De multinationella företagens situation var under denna period något mera gynnsam än övrigas, eftersom deras råoljeförsörjning skedde under förmånliga villkor. Många enkla hydroskimming”- raffinaderier blev bl a på grund av höga bränslekostnader föråldrade, om ej tekniskt så dock ekonomiskt. En omfattande strukturomvandlig blev därmed nödvändig och har till stor del redan kommit igång. Exempelvis BP har under de senaste åren minskat sin raffinaderikapacitet i Västeuropa med 30 procent. Den förestående krympningen av Europas raffinaderiindustri betingas, förutom av förlustår även av de alltmera negativa prognoserna för den framtida efterfrågan på oljeprodukter. Nu aktuella prognoser talar således om en stagnerande, eller möjligen t o m vikande, efterfrågan även för lätta destillat, vars volym tidigare antogs skulle komma att öka kraftigt. IEA presenterade år 1982 en kvantitativt inriktad studie av framtidsutsikterna för raffinaderbranschen inom OECD-området. En grundläggande förutsättning för denna studie var att realpriset på råolja de närmaste tio åren ligger kvar på 1982 års nivå, en måhända något orealistisk förutsättning. För Västeuropas del förutsågs i så fall följande efterfrågeutveckling: Fram till 1980-talets mitt skulle efterfrågan komma att falla med cirka 12 procent. Därefter skulle en viss återhämtning ske. Särskilt minskar förbrukningen av tjockolja, där volymen går ner till mindre än hälften i betydelsefulla länder som Frankrike, Västtyskland och Storbritannien. I anslutning till efterfrågeprognosen kan dock konstateras att den totala produktefterfrågan redan 1981 synes ha fallit till den nivå, som förutses för år 1985. Detta betyder naturligtvis inte utan vidare att efterfrågeminskningen kan komma att bli ännu större fram till år 1985. IEA-rapporten anger inte någon prognos för 1990-talets utveckling. En likartad studie för EG-länderna anger dock för dessa en oljekonsumtion vid sekelskiftet på mellan 505 och 373 milj ton, dvs 96 respektive 71 procent av

Tabell 11.3 Förbrukning av oljeprodukter (exkl NGL) inom OECD Europa (milj. ton)

Årlig 1979 1985 1990 förändring Nafta 42 34 38 - 0,9 %

Källa: IEA.

176 i Västeuropa

Raffinaderiindustrin

Tabell 11.4 Oljefrågans fördelning på olika produkter inom EG (procent)

År Produktkategori 1979 1985 1990 2000

Källa: IEA och EG-kommissionen

nivån år 1980, där åtminstone den lägre siffran förutsätter ett fortsatt högt råoljepris. Den relativa fördelningen av efterfrågan på olika produkter får följande utseende. En fullständig balansering av det genomsnittliga raffinaderiutbytet gentemot den antydda efterfrågeutvecklingen skulle alltså kräva att utbytet av tjock på tjugo år. Eftersom man i IEA-rapporten eldningsolja per fat halveras räknar med att den kommande exporten av raffinerade produkter från OPEC-länderna främst skall bestå av tjockolja, ställer detta ytterligare krav av olika typer av uppgraderingsanläggningar vid de på en utbyggnad europeiska raffinaderierna. Till en liten del underlättas denna anpassning av ett ökat utbud av lågsvavlig nordsjöolja under första delen av 1980-talet, samtidigt som den amerikanska efterfrågan i högre grad än tidigare inriktas råoljor. På mycket lång sikt väntas dock enligt samstämmiga på tyngre prognoser råoljeutbudet i allt högre grad komma att bestå av tyngre och mera svavelrika Dessa utsikter förstärker således de omställnings- och råoljor. som efterfrågeutvecklingen leder till. investeringsproblem, Nu kända och påbörjade uppgraderingsanläggningar, som sammantaget ökar med cirka 50 procent år 1985, ger enligt krackningskapaciteten IEA-studien då ett marginellt underskott på mellandestillat och ett visst överskott I Europas raffinaderibalans år 1990 markeras denna på tjockolja. tendens tydligare, vilket dock förklaras av att man inte har räknat någon ytterligare tillkommande vidareförädlingskapacitet under denna period. En väntas emellertid ske på marknadsmässiga Ett sådan anpassning grunder. fullt av den nu förutsedda uppgraderingskapaciteten vid mitten utnyttjande av 1980-talet kan dock leda till ett underskott på eldningsolja, vilket skulle de ekonomiska incitamenten för fortsatta investeringar. försvaga Uppkomna obalanser kan också utjämnas genom en ökad produkthandel mellan de europeiska länderna. Ett sådant handelsmönster är sedan länge etablerat av de multinationella bolagen, vilkas raffinaderier ofta omsörjer flera nationella marknader. Transocean handel med färdiga produkter mellan olika OECD-regioner, som i dag omfattar någon eller några enstaka av total efterfrågan, väntas inte öka nämnvärt, men kommer procent även fortsättningsvis att påverka prisbildningen på spotmarknaden. Den kraftiga nedgången för bensinefterfrågan i USA kan dock enligt vissa bedömningar komma att medföra ett lågt kapacitetsutnyttjande i krackningsledet i amerikanska raffinaderier. En möjlig följd skulle kunna bli en amerikansk export av lätta produkter till Europa. Av större betydelse för den framtida utvecklingen på den västeuropeiska

Raffinaderiindustrin i Västeuropa 177

marknaden är inflödet av färdiga produkter från Östeuropa och de

OPEC-anslutna länderna i Mellanöstern och Nordafrika. till Importen OECD-länderna i Europa av färdigprodukter från vilken

Östeuropa,

exempelvis har haft stor vikt för den svenska gasolje- och tjockoljeförsörjningen, har de senaste åren legat kring 20 milj årston. Bedömningarna av OPEC-ländernas framtida export av färdiga produkter till Västeuropa är inte lika samstämmiga. Redan under 1970-talet hade flera OPEC-länder långtgående planer på en mera omfattande i etablering raffinerings-, transport- och petrokemileden. Dessa projekt har p g a tekniska, politiska och marknadsmässiga problem kunnat realiseras endast i begränsad skala. OPECs raffinaderikapacitet har vuxit med drygt 50 procent sedan 1973. Nu aktuella projekt pekar på en kraftig expansion av raffinering och petrokemisk industri, främst i Mellersta Östern. Kuwait, som i dessa avseenden kan betraktas som ett föregångsland inom OAPEC, har dessutom investerat i raffinaderikapacitet i bl a Tunisien, och USA. Man Sydkorea förhandlar dessutom med Gulf om ett Övertagande av bolagets raffinaderier och marknadsföring i Europa. T v är Kuwaits strategi tämligen enastående. En viss legoraffinering förekommer dock nu, bl a av nordafrikansk råolja. Det främsta skälet därtill är sannolikt strävanden att säkra avsättningen på råolja. Genom att sälja produkter i stället för råolja kan man också kringgå den officiella prissättningen och alltså lämna rabatter i smyg. Sammantaget skulle OPECs primärdestillationskapacitet komma att öka med närmare hälften till mitten av 1980-talet och fördubblas till årtiondets slut. Vilken inverkan detta får på den europeiska raffinaderiindustrins situation beror på flera osäkra faktorer: D I vilken omfattning projekten realiseras samt vilken sammansättning produktutfallet från dessa raffinaderier kommer att få; Utvecklingen av OPEC-ländernas egen efterfrågan på produkter;

ElElClU

OPEC-ländernas exportmöjligheter till andra utvecklingsländer; Efterfrågeutvecklingen i Västeuropa; Prissättningen på OPEC-ländernas produkter i förhållande till råolja.

I IEA-studien, vars kapacitetsuppskattning är lägre än ovan angivna, förutsätts OPECs till OECD-länderna export ökar med cirka 10 procent fram till 1985 och sedan åter falla till ungefär dagens nivå år 1990. Exporten som huvudsakligen antas bestå av tjock eldningsolja skulle då svara mot ungefär 3 procent av OECD-områdets totala konsumtion och till synes bli av marginell betydelse. Andra studier pekar på att importen av färdiga produkter från nya anläggningar, främst i Mellersta Östern skulle kunna spela en väsentligt större roll i OECD-ländernas under 1980-talet. oljebalans Sådana prognoser utgår från att OPEC-ländernas primärdestillationskapacitet grovt räknat skulle kunna fördubblas under denna tid. Man förutser också att de nya raffinaderierna skulle medge framställning av en hög andel lätta produkter. Huvudsakligen antas produktionen från dessa anläggningar avsättas på exportmarknaden och utförseln av oljeprodukter från de OPEC-anslutna länderna skulle härigenom kunna nästan fyrfaldigas. En sådan utveckling skulle för OPEC-länderna innebära att 1970-talets ambitioner att etablera sig nedströms i oljeindustrin till stor del skulle realiseras; redan vid 1980-talets

178 Raffinaderiindustrin i Västeuropa

mitt skulle ungefär en tredjedel av totalutvinningen raffineras i egna anläggningar och vid 1990-talets början skulle denna andel kunna stiga till inemot hälften. av färdiga produkter väntas till större delen riktas mot Exporten industriländerna. Särskilt den västeuropeiska marknaden förväntas svara för och produktimporten från OPEC-länder skulle en stor del av efterfrågan kunna uppgå till mellan 10 och 20 procent av den totala konsumtionen, eller betydligt mer än vad IEA-studien anger. Ett sådant marknadsförlopp förutsätter naturligtvis bl a att de restriktioner som delar av den västeuropeiska marknaden för färdiga kriggärdar produkter kan undanröjas. Man kan räkna med att stora OPEC- producenter, med betydande investeringar i egna raffinaderier, kan ställa krav på av färdiga produkter. Sådana krav kan t ex utformas som OECD-import där OECD- av industrivaror knytes till köp av bytesaffärer, export raffinerade produkter, snarare än råolja. Jämfört med IEA-studiens perspektiv accentueras i detta fall problemet med den europeiska raffinaderiindustrins låga kapacitetsutnyttjande ytterligare. OPEC-ländernas förhandlingsposition samt möjligheten att prismässigt gynna egen raffinering, talar för att den europeiska produktimportens omfattning kommer att bestämmas av exportraffinaderiernas avsättningsbehov, snarare än kapacitetsutnyttjandet inom europeisk raffinaderiindustri. En ofrånkomlig konsekvens av de kommande utvecklingen blir därför att en stor del av primärdestillationskapaciteten i Europa måste läggas ner. måste omfattande investeringar i kracknings- och andra Samtidigt sekundärprocessanläggningar genomföras i syfte att anpassa ett tyngre råoljeutbud till en allt lättare” efterfrågan. Denna strukturomvandling kommer att främst styras av bolagens företagsekonomiska medan nationella försörjningsaspekter komöverväganden, mer i andra hand. Storleksfördelar vid nyinvestering kan också leda till en tilltagande geografisk koncentration av raffinering och vidareförädling. Förutsättningarna för denna strukturomvandling skiljer sig åt för olika företagskategorier. De nationella europeiska företagens konkurrenssituation har i flera fall starkt försämrats under 1970-talet. Orsakerna till denna utveckling står att finna i nackdelar beträffande bl a storlek och logistik samt en ibland ogynnsam ställning när det gäller råolje- och kapitalförsörjning. Härtill kommer att dessa företag nästan uteslutande verkar på nationellt avgränsade delar av den europeiska marknaden. Resultatutvecklingen för de stora internationella bolagen har genom deras verksamhet inte varit lika känslig för den relativt världsomspännande i Västeuropa. De internationella företagen är ogynnsamma utvecklingen dessutom i flera fall engagerade på ”joint venture-basis i producentländernas raffinaderiprojekt, vilket kan komma att bli en konkurrensfördel. Det ter att strukturomvandlingen i första hand kommer att beröra de sig sannolikt stora företagens raffinaderier i Västeuropa, medan de nationella företagens framtid blir mera beroende av lokal konkurrenskraft, finansieringsmöjligheter och statliga åtgärder. Den antydda övergången till en större andel produkter i de oljeproducerande ländernas export väntas också få betydelse för prissättningsdiskussio-

Raffinaderiindustrin i Västeuropa 179

nen inom OPEC. För att garantera den egna raffinaderiindustrins konkurrensmöjligheter kan de länder, som har etablerat sig nedströms t ex komma att förespråka högre råoljepriser till externa köpare än andra OPEC-länder. Motsättningarnai prisfrågan skulle därmed få delvis annan karaktär. Främst kan dock ett större inslag av aktiv priskonkurrens mellan olika OPEC-länder väntas bli följden av en ökad produktandel i totalutbudet. Särskilt uttalad blir denna tendens om rådande överskottssituation på oljemarknaden består. OPEC-ländernas strategi när det gäller vidareförädling av den egna råoljan framstår i en sådan situation som än viktigare och kommer därför att fullföljas också vid fallande efterfrågan på OPEC-olja och motsvarande minskning av oljeintäkterna.

Del III

Prognoser

12 Om prognoser

Händelseförloppet på den internationella oljemarknaden, särskilt under de senaste åren har fått många att misströsta om möjligheterna att med någon grad av säkerhet uttala sig om den framtida energimarknaden. Den tidvis dramatiska marknadsutvecklingen under denna period har i flera viktiga avseenden inneburit starka avvikelser gentemot de förväntningar och förutsägelser, vilka utgjorde dagens sanning helt nyligen. Medan utvecklingen till synes kullkastat tidigare prognoser och givit upphov till viss uppgivenhet framstår behovet av sådana säkra framtidsbedömningar, som allt starkare. I figur 12:1 illustreras exempelvis hur Exxons uppfattning om världens framtida energiförbrukning reviderats de senaste decenniet. År 1981 befanns de grundläggande prognosförutsättningarna vara så instabila, att man från Exxons sida fann för gott att dra tillbaka sin projektion för utvecklingen fram till sekelskiftet. Denna åtgärd illustrerar hur den kortsiktiga utvecklingen påverkar såväl förutsättningarna för långsiktsbedömningar som tilltron till dem.

Mbdoe 200-

*

1975 1979 / o f -

/ 1197-, ,/,1980

I, ,III z:

- /I o

/ I; fa l Iz rå Id gr /

100- p 3:e

Figur 12.1 Exxons energiprøgnoser från åren 1973 till 1980 l I 1955 70 80 90 2000 År Källa: Schwarz 1982

184 Om prognoser

Grunden för sådana framtidsbedömningar uppfattas nu ofta som mindre stabil än tidigare. Oljemarknadsutvecklingen påverkar inte endast energiförsörjningen, utan även den internationella konjunkturen och förutsättningarna för ekonomisk tillväxt i industri- och utvecklingsländer. Dessa faktorer har i sin tur avgörande betydelse för energiförbrukning och -försörjning Föränderlighet och instabilitet samt starka ömsesidiga samband mellan strukturomvandling och energiförbrukning gör framtidsbedömningar komplicerade. Fallande reala oljepriset har exempelvis fött förväntningar om fortsatta prissänkningar och kommit att äventyra de oljeersättande investeringar, vilka enligt flera prognoser utgör viktiga förutsättningar för just prissänkningar på olja. Dessa investeringars långsiktiga karaktär jämte oljemarknadens minskade stabilitet ställer krav på att åtskillnad görs mellan kort- och långsiktiga utvecklingstendenser i analysen av den framtida marknadsutvecklingen. Av stor betydelse för denna distinktion är prognosernas tidsbundenhet, d v s i vilken mån de återspeglar förväntningar baserade på i prognostidpunkten nyss förflutna skeenden. Dessa frågor, jämte träffsäkerheten och uppbyggnad hos tidigare prognoser diskuteras nedan. Därefter ges i kapitel 13 en översikt av några representativa prognoser, vilka publicerats efter Irankrisen. IEAs nyligen utkomna World Energy Outlook diskuteras mera utförligt, medan övriga prognoser redovisas översiktligt. I det därpå följande kapitel 14 genomförs en jämförande analys av de aktuella prognoserna i syfte att undersöka vilka bedömningar som är gemensamma eller särskiljande och därigenom framstår som mer eller mindre osäkra. I vissa hänseenden dras jämförelsen ut bakåt i tiden för att undersöka graden av tidsbundenhet i det aktuella urvalet. Prognosmakarna har alltmer gått över från enkla trendframskrivningar till mera komplicerade och villkorliga förutsägelser och scenarier. Flertalet prognosmakare reserverar sig numera- på goda grunder- mot att derasutsagor om framtiden tolkas som exakta förutsägelser genom att arbeta med begrepp som projektioner eller scenarier o d. I många fall anger man då att dessa får tolkas som mera preciserade prediktioner endast om de förutsättningar på vilka prognoserna vilar uppfylls av den verkliga utveck- i lingen. Icke desto mindre tolkas ofta dessa betingade utsagor om framtiden som mer eller mindre exakta förutsägelser om hur utvecklingen kan bli. Denna tolkning sker genom att prognosmakarna eller någon annan väljer ut ett ”most likely case”, vilket sedan lever sitt eget liv som spådom om framtiden i artiklar och betänkanden. Den terminologiska och begreppsmässiga skillnaden mellan projektioner, scenarier, etc upprätthålls inte strikt i den följande framställningen. Prognos har till stor del använts som en samlingsterm, trots att detta begrepp inte alltid rymmer de distinktioner och reservationer som varje enskild studie är försedd med. Prognoserna för världens framtida energiförsörjning har vissa gemensamma uttalade syften. Även om de skiljer sig i beträffande metodik, utgångsförutsättningar, tidshorisont och geografisk omfattning etc, söker de på ett systematiskt vis belysa en eller flera aspekter på den framtida

Om prognoser 185

energiförsörjningen i kvantitativa former. Genom en sådan kartläggning av förväntade, möjliga eller troliga framtidsbilder av energimarknaden blir framtidsförvåntningarna tillgängliga för diskussion och konsistensprövning. Utifrån den förväntningsbild som sålunda framkommer kan berörda aktörer vidta anpassningsåtgärder av olika slag. Prognoser ger vanligen uttryck för mer eller mindre troliga utvecklingsförlopp sedda från någon viss intressegrupps särskilda perspektiv. Den redovisade avsikten kan ofta vara just att söka skapa en realistisk uppfattning om den framtida energisituationen, vad gäller priser, kostnader, efterfrågan och tillgänglighet, etc. Utöver sådana syften kan emellertid i prognosen tillkomma mer eller mindre outtalade rekommendationer eller inslag av strategiskt betingade förutsägelser. Prognosen blir då ett styrmedel, vars syfte inte endast blir att redovisa vissa förväntningar eller farhågor inför framtiden utan också att aktivt påverka förväntningsbilden och aktörsbeteendet. Själva prognosverksamheten syftar då till att skapa föreställningar om framtiden, vilka i sin tur väntas påverka beteendet hos olika aktörer i önskad riktning. Sådana dolda eller åtminstone inte uttalade målsättningar med prognoser är naturligtvis svåra att belägga, men bör just därför hållas i åtanke vid varje bedömning av förutsägelser om framtiden. Detta resonemang kan illustreras med ett par exempel. Prognoser från Förenta Staternas underrättelsetjänst, CIA, om en fallande sovjetisk oljeproduktion kan ha syftat till att underlätta genomförandet av Carteradministrationens energipolitik. En annan avsikt kan ha varit att knyta producentländerna i Mellanöstern närmare USA genom att väcka farhågor om en hotande sovjetisk aggression i området. De oljemarknadsanalyser, som pekar på att oljepriserna är alltför höga för att harmoniera med OPEC-ländernas långsiktiga intressen kan av dessa ha uppfattats som ett uttryck för senkommen och delvis missriktad välvilja från avnämarnas sida. Å andra sidan kan OPECs förutsägelser om en annalkande brist på olja naturligtvis vara grundad i ett behov att rättfärdiga den enastående inkomstoch förmögenhetsomfördelning som skett under det senaste decenniet, snarare än i faktisk oro för industriländernas framtida energiförsörjning. De förväntningar som en prognos ger upphov till kan i vissa fall leda till reaktioner som motverkar att förutsägelserna förverkligas. Detta är ofta ett uttalat syfte när det gäller energiprognoser. Således innefattar exempelvis flera av IEAs energiprognoser starkt normativa slutsatser, vilka betonar nödvändigheten av att kraftfulla åtgärder vidtas för att undvika att det händelseförlopp som prognosticeras blir verklighet. I den händelse sådana motåtgärder kommer till stånd och är verkningsfulla blir resultatet att prognosens förutsägelser om en kommande energikris inte uppfylls. Avsikten med en sådan Villkorlig om inte så”-studie är således att den inte skall besannas. Av grundläggande betydelse vid en utvärdering av de prognoser som gjorts i det förgångna blir därför en analys under vilka villkor förutsägelserna gäller och i vilken mån dessa villkor verkligen uppfyllts. För den internationella oljemarknadens utveckling kompliceras samban-

186 Om prognoser

det mellan prognos och prognosutfall ytterligare av oljans karaktär av lagerresurs, samt möjligheterna för de dominerande OPEC-länderna att agera under kartelliknande former. Sambandet mellan prisförväntningar och prisutveckling på en vanlig varumarknad kan enligt enkel ekonomisk teori beskrivas på följande vis. Om väntas falla leder detta till en ökning av efterfrågan och en priset i framtiden minskning av utbudet, d v s reaktionerna på såväl utbuds- som efterfrågesidan motverkar att prognosen (förväntningarna) uppfylls och verkar stabiliserande för marknaden. På en marknad för lagerresurser (eller uttömbara resurser) blir reaktionsmönstret emellertid asymmetriskt. Förväntningar om ett fallande råoljepris leder till en ökande förbrukning i likhet med vad som gäller för andra varor. Inför utsikterna av fallande råoljepriser kommer emellertid utbudet av råolja betraktad som lagerresurs att öka, fastställda befintliga reserver ”realiseras” om oljan i framtiden väntas sjunka i värde. Jämfört med en vanlig marknad, där såväl efterfråge- som utbudsreaktionerna verkar stabiliserande på prisbildningen, har man alltså på oljemarknaden en situation där efterfrågans anpassning motverkar förväntningarna, medan anpassningen på utbudssidan verkar för att dessa besannas. Nettoeffekten av ändrade marknadsförväntningar blir i denna enkla analys därför oklar när det gäller prisutvecklingen. Kvantitetsmässigt verkar dock efterfråge- och utbudssidan i samma riktning. Det senaste decenniets utveckling har troligtvis inneburit att lager- och spekulationskaraktären hos oljemarknaden fått ett ökat genomslag. Marknadens fragmentisering, särskilt på konsumentsidan, kan därför leda till större kortsiktiga prisfluktuationer än tidigare. Prognosernas inverkan på den faktiska prisbildningen betingas även av marknadsformen. Under fri konkurrens motverkar således en av förväntningar om ökande priser betingad efterfrågeminskning i sig att dessa besannas. Om oljemarknaden antas vara föremål för monopolprissättning blir efterfrågeeffekten inte lika entydig. En minskad efterfrågan kan då påverka det för OPEC-sammanslutningen optimala priset antingen uppåt eller neråt. Sambandet mellan förväntningar och faktisk marknadsutveckling är relativt komplicerat och kan inte ses isolerat från övriga aspekter på marknaden. De försök till överblick av den framtida utvecklingen som vissa globala energistudier representerar är med avseende på siktlängd tämligen enastående. På få andra områden förekommer en lika genomgripande prognosverksamhet, vars tidshorisont förläggs bortom sekelskiftet. Energiförsörjningens särställning i detta avseende förklaras naturligtvis av flera faktorer: D Energins roll som grundläggande drivkraft i utvecklingsprocessen och industrialiseringen. D Råoljans karaktär av uttömbar resurs. D Stora investeringskostnader. D Mycket långa ledtider för introduktion av nya energislag i betydande omfattning. D Sjuttiotalets oljekriser.

Om prognoser 187

Gör tankeexperimentet att någon prognosmakare för femtio år sedan försöker förutsäga den globala ekonomins ställning eller energiförbrukning i början av 1980-talet! Det klargör vidden av de antaganden, som är förknippade med de mera långtgående energistudierna idag. Studier med kortare siktlängd förtjänar möjligen en högre grad av tilltro. Knappast på något annat område än energiförsörjningens förekommer det emellertid att man söker yttra sig med någon högre grad av precision beträffande pris- och marknadsutveckling under ens en tioårsperiod. Exempelvis för en i energisammanhang så central variabel som BNPutvecklingen saknar vi tillförlitliga metoder att förutsäga utvecklingen för i bästa fall mera än några år. De prognosmetoder som tillämpas för energi- och oljemarknaden är därför tämligen originella. Jämförelsemöjligheter med likartade ansatser saknas till stor del. Att basera energipolitiken på någon viss prognos medför betydande risker. Prognosen kan slå fel och leda till effektivitetsförluster. Den ymniga förekomsten av förutsägelser pekande i olika riktning har inte enbart negativa konsekvenser. I motsats till en mera ensartad framtidsbedömning utgör den ett incitament till flexibilitet, såväl på makro- som mikroplanet. Värdet av väl underbyggda prognoser ligger alltså i möjligheten att avgränsa det möjliga utfallsrummet och därmed ge en föreställning om graden av osäkerhet.

12.1 hos

Tillförlitligheten tidigare prognoser

Den framtida energiförsörjningens problem har diskuterats intensivt. De långsiktiga uttömningsproblem, som aktualiserades i samband med den hastigt ökade kolförbrukningen under förra seklet gav således upphov till en omfattande försörjningsdiskussion. Den allt större råoljeförbrukningen under efterkrigstiden fram till oljekrisen understöddes av vad som i dag ter sig som tämligen optimistiska kalkyler när det gäller den möjliga förbrukningsökningen under lång tid framåt. Ett möjligt tillvägagångssätt, när det gäller att bedöma tillförlitligheten i aktuella prognoser (dessa må kallas scenarier, projektioner eller något annat) är att undersöka graden av tillförlitlighet i tidigare förutsägelser. De prognoser, som utformades under tiden före oljekrisen 1973-74 baserades i regel på föreställningen om en fortsatt, kontinuerlig och tämligen krisfri ekonomisk tillväxt, främst i de rika länderna. Erfarenheterna när det gällde att styra och bedöma den ekonomiska utvecklingen och därmed energiförbrukningen under 1950- och 1960-talen gav grund för föreställningen att prognossvårigheterna var relativt begränsade. Tilltron till möjligheten att göra goda prognoser var m a o stor. En utvärdering av då förekommande energiprognoser ger dock ett mera dystert facit. I en nyligen publicerad fransk studie” gör man exempelvis en analys av tiotalet prognoser för energiefterfrågan åren 1965-1980 sett från 1950-talet och framåt, huvudsakligen för OECD-länderna. Resultatet av denna studie kan sammanfattas i följande punkter: *l Cassette-Carry M 1982

188 Om prognoser

E Mindre än 10 procent av samtliga prognoser är i närheten av det verkliga utfallet när det gäller energiefterfrågan. E! De konstaterade avvikelserna är inte obetydliga. Ungefär en fjärdedel av prognoserna karaktäriseras som direkt dåliga när det gäller träffsäker- het. D Prognoserna bygger - före år 1973 - inte på några explicit redovisade antaganden, när det gäller prisutveckling för energi eller olja, och redovisar inte heller några sådana resultat. Inte heller genomförs någon analys av olika aktörers handlingsalternativ. EI Man kan fråga sig om inte de mera långsiktiga prognoserna är bättre när det gäller träffsäkerhet än de som gjordes på 1960-talet med en tidshorisont på 5-10 år. U En genomgående tendens i urvalet är att energiefterfrågan underskattas, samtidigt som bidragen från kol och kärnkraft överskattas. Sammantagna leder dessa tendenser till en kraftig underskattning när det gäller efterfrågeutvecklingen på råolja.

En amerikansk undersökning av prognoser från det tidiga 1960-talet och fram till oljekrisen visar att träffsäkerheten ökat med siktlängden, när det gäller att förutse energiförbrukningen under den senare delen av 1970-talet“. Detta, i förstone överraskande resultat, förklaras av att man vid prognostidpunkten under 1950-talet främst tagit fasta på den ekonomiska utvecklingen åren strax innan prognosen gjorts. Antagandena om den framtida utvecklingen bygger på erfarenheter från det nyss förflutna, det allmänna ekonomiska konjunkturläget s a s “lever kvar i prognosen. Efterfrågeprognoserna från det tidiga 1960-talet avspeglar den relativt låga ekonomiska tillväxttakt och energiintensitet som den amerikanska ekonomin uppvisar strax innan prognoserna gjordes. Det sena 1960-talets och tidiga 1970-talets gynnsamma ekonomiska klimat förledde däremot prognosmakarna till att överskatta energiförbrukningens tillväxt. Följaktligen framstår i efterhand de förra prognoserna som bättre eller mera rättvisande. I själva verket kan denna utveckling ses som en illustration av det principresonemang som tidigare förts beträffande förväntningarnas roll för marknadsutvecklingen. Fram till den första oljekrisen kan förväntningar om svagt fallande realpriser antas ha varit dominerande. Prishöjningarna 1973-74 ledde efterhand till förväntningar om höjda priser men korrigerade” eller motverkade även det tidiga 1970-talets tillväxtantaganden, som legat till grund för höga efterfrågeprognoser. Denna återkoppling mellan förväntningar och verkligt marknadsutfall stabiliserar den långsiktiga “ Se Franssen 1978. Som men bidrar till utvecklingen, samtidigt att göra den mera kortsiktiga ett kuriosum kan tillägutvecklingen till ett cykliskt förlopp. Långsiktiga prognoser som baseras på gas att 1951 års svenska bränslekommitté år 1956 att någon fas i denna cykliska utveckling skall förlängas linjärt ut i en avlägsen

nästan exakt lyckades framtid har då små utsikter att besannas eftersom de bortser från de starka

förutse 1980 års svenska balanserande som marknadskrafterna, främst på efterfrågeåterverkningar oljeförbrukning, medan sidan, innebär. prognoser från det tidiga 1970-talet överskattade Slutsatsen av dessa iakttagelser är naturligtvis inte att prognoser blir bättre denna med upp till ju längre siktlängden är. Dock skulle man kunna konstatera att förutsägelser 100 procent. om den framtida energiförbrukningen inte utan vidare kan karaktäriseras

Om prognoser 189

som inaktuella eller överspelade p g a oförutsedda händelser efter prognostidpunkten. Perioden före oljekrisen 1973 karaktäriserades av förväntningar om en allt mera ökande energiefterfrågan i takt med den ekonomiska tillväxten. På utbudssidan ansågs allmänt kärnkraftens framtidsutsikter som ljusa. Kolet behövdes inte längre, och det fanns alltjämt tillräcklig produktionskapacitet för att tillgodose den växande efterfrågan på olja. Dessa bedömningar underbyggdes av uppskattningar av de framtida produktionsmöjligheterna, d v s prognoser för de påvisade reservernas utveckling över tiden, som väsentligt avviker från den uppfattning som idag är den dominerande. Iden tidens framtidsperspektiv spelade möjligheten av resursmässiga eller ekonomisk-politiska begränsningar av oljeutvinningen en tämligen undanskymd roll. Man räknade tex inom FN år 1970 med en sjuprocentig årlig ökning av oljeefterfrågan under resten av seklet. Innebörden av en sådan utveckling är en fördubbling av konsumtionen vart tionde år. Den sammanlagda förbrukade volymen under 1970-talet skulle enligt denna prognos motsvara hälften av 1970 års fastställda reserver eller mer än den totala ackumulerade historiska förbrukningen fram till detta år. Några resursmässiga restriktioner för att denna utveckling skulle kunna fortgå till sekelskiftet befanns enligt ovan nämnda FN-studie inte föreligga, även om en ökad insats av prospektering och exploatering av nya områden efterhand bleve nödvändig. År 2000 skulle förbrukningen ha stigit till 200 mbd och reserv/produktionskvoten sjunkit från 30 till ungefär 8. Ökade produktionskostnader skulle leda till sakta och gradvis ökande oljepriser.

12.2 efter 1973-74.

Framtidsbedömningarna oljekrisen

Metoder och

förutsägelser

Oljekrisen år 1973 kom att på ett genomgripande vis påverka bedömningarna av den framtida globala energiförsörjningen. Den nya prisnivån kom i vissa fall att ligga på en nivå nära 100 gånger över den marginella produktionskostnaden. Denna väldiga skillnad mellan pris och kostnad medförde en ökad osäkerhet, som bl a tog sig uttryck i vittgående skillnader i bedömningar av pris- och marknadsutvecklingen och möjligheterna att förutse denna. Skillnaderna i bedömningarna av den framtida prisutvecklingen kan renodlas i två synsätt, vilka tillsammans uttrycker den spänning som under hela oljemarknadens historia funnits mellan potentiellt utbudsöverskott på kort sikt och den på lång sikt befarade uttömningen. En utbredd uppfattning var - och är - att oljans karaktär av lagerresurs återspeglas i den rådande prisbildningen. En i framtiden växande knapphet i ansågs komma att ge upphov till allt högre priser och oljan i takt därmed allt mera förbehållas användningsområden, på vilka den är svår att ersätta. En annan delvis motsatt förutsägelse var att prisnivån, till följd av efterfrågans priskänslighet (elasticitet), men framför allt samarbetsvårigheter inom OPEC, snart skulle återgå till det lägre realpris som den ökande

i

prognoser

190 Om

konkurrensen under 1960-talet hade medfört. Skillnaden mellan pris och produktionskostnad skulle enligt denna hypotes utgöra ett oemotståndligt incitament för OPEC-medlemmarna att var för sig öka sin produktion och därmed underminera prisnivån. Denna osäkerhet om den framtida prisbildningen, jämte felslagna prognoser, gav upphov till en betydande villrådighet.

Energibalansmodeller

Prognosmetoderna anpassades först långsamt till den nya situationen på Även om prisfrågan kommit dominerade de

oljemarknaden. i förgrunden,

kvantitativt inriktade energibalanserna prognosverksamheten trots att denna ansats är föga lämpad för analys eller förutsägelser av prisutvecklingen. Kännetecknande för flertalet av de internationella energiprognoserna under denna tid - inklusive de stora oljebolagens kalkyler - är att oljeprisutvecklingen betraktas som på förhand given i kalkylerna. Man kan var för sig arbeta med flera, alternativa förutsättningar om visserligen prisutvecklingen, men priset är inte en variabel, som bestäms inom modellerna. Om man låser priserna - t ex vid en konstant real nivå - blir inkomstutvecklingen den mest betydelsefulla bestämningsfaktorn för efterfrågeutvecklingen. I de flesta internationella energiprognoser knyts den totala energitill inkomstutvecklingen genom beräkning av kvoten mellan användningen tillväxt i energianvändning och tillväxt i BNP (energiefterfrågans inkomsteller BNP-elasticitet eller den marginella energiåtgångskvoten). Tidigare var denna kvot för OECD-länderna ungefär lika med ett, d v s energiefterfrågan växte i takt med bruttonationalprodukten. Efter oljekrisen har kvoten efterhand justerats ner i prognoserna som ett uttryck för besparingsåtgärder och stigande prisers påverkan på efterfrågans omfattning och struktuella fördelning. I dessa prognoser framkommer således energiefterfrågans tillväxt som en produkt av antagen BNP-tillväxt och marginell energiåtgångskvot. Från denna efterfrågan dras sedan det mer eller mindre priskänsliga utbudet av energislag som kol, naturgas, etc, varefter efterfrågan på råolja fås som en residual. Det innebär att oljan betraktas som den ”marginella” energiråvaran, och att oljemarknaden antas få ”ta stötarna” om den faktiska avviker från den förväntade. Prognoserna för tillväxten i efterfrågan oljeefterfrågan blir därmed än mer känsliga för valet av antagande beträffande exempelvis BNP-tillväxten än motsvarande skattningar av total energiefterfrågan. Då det gäller utbudet görs i allmänhet en uppdelning i OPEC-ol ja och olja från andra länder. Utbudet för den senare kategorin skattas på ungefär samma sätt som för Man utgår m a o från produktionskapaciteten i länder som övriga energislag. USA, Canada, Norge och Storbritannien och från allmänna bedömningar av SEV-ländernas produktions- och exportpolitik. Efterfrågan på olja från OPEC-länderna blir i dessa projektioner således en restpost, som kontrasteras mot vad OPEC-länderna, under olika

Om prognoser 191

förutsättningar om kapacitet och kapacitetsutnyttjande, kan väntas producera. Med en på kort eller lång sikt begränsad produktionskapacitet uppstår då förr eller senare, beroende på den antagna BNP-utvecklingen, ett gap mellan efterfrågan och utbud, varav epitetet gapkalkyl. Den mot OPEC-länderna riktade, residuellt bestämda, efterfrågan på råolja blir i denna analys en post där alla prognosfel ackumuleras. Som exempel på den stora betydelsen av antagandena om BNP-tillväxten kan nämnas att en förändring av den genomsnittliga årstakten med 0,5 procentenheter för denna variabel kan ge upphov till en förändrad efterfrågan på 13 mbd 1990, vilket kan jämföras t ex med hela OPECs produktion 1982 på ca 18 mbd. En förändring av den marginella energiåtgångskvoten med en tiondel (0,1) ger i samma projektion en efterfrågeförändring på 9 mbd. Eftersom OPEC-länderna svarar för ca en fjärdedel av världens energiförsörjning fyrdubblas det relativa prognosfelet på efterfrågesidan, när det återförs på efterfrågan på OPEC-olja. Genom att alla anpassningsmöjligheter till en ökad energiefterfrågan - och i synnerhet prisutvecklingens jämviktsskapande funktion - saknas i denna typ av förutsägelser, överskattas osäkerheten när det gäller oljemarknadens volymutveckling. Tillgången (bristen) på olja framstår som det centrala, problemet, snarare än priset. Ett resonemang av denna typ leder också fram till att oljeförsörjningen utgör en restriktion på den ekonomiska tillväxten, utan att detta samband diskuteras eller formuleras i pristermer. Gapkalkylerna kan ses som ojämviktsmodeller, såtillvida att priset är exogent givet och inte tillåts skapa jämvikt genom att sluta det gap som i dessa kalkyler uppkommer mellan utbud och efterfrågan. En följd härav är naturligtvis att deras värde som prognoser för prisutvecklingen inskränker sig till utsagor om att det pris som ligger till grund för kalkylen inte kommer att realiseras, i alla fall inte bortom den tidpunkt då efterfrågekurvan passerar kapacitetstaket. Styrkan hos dessa prognoser ligger främst i den detaljerade analysen av efterfrågan och utbud i olika sektorer och regioner och den hänsyn som kan tas till institutionella och politiska faktorer. Avsaknaden av en explicit, kvantitativt formulerad modell innebär dock samtidigt att svårigheter uppstår vid utvärdering av slutsatser och vid jämförelser med andra beräkningar. Syftet med prognoserna var dock -igen - att de inte skulle slå in. Man var medveten om att gapet skulle slutas, antingen genom prisökningar och/eller efterfrågeminskningar och ökad alternativ produktion.

Marknadsmodeller

För att kunna göra förutsägelser och analyser av i första hand prisbildningen - främst vid akademiska institutioner på råolja har också och forsknings- - utarbetats som är baserade grupper prognosmodeller på ekonomisk jämviktsteori. Sådana modeller utgör i ovannämnda avseenden raka gapkalkylernas motsats. De kännetecknas sålunda av långtgående förenklingar med avseende på både utbud och efterfrågan på olja. Dessa ges dock en explicit

192 Om prognoser

formulering som funktionssamband, i vilka pris och inkomstutveckling utgör variabler. Genom att produktion och konsumtion antas vara priskänsliga, åtminstone i någon utsträckning, medger dessa marknadsmodeller en samtidig bestämning av pris, efterfrågan och utbud. Det bör dock anmärkas att inkomstutvecklingen vanligen ges exogent, varför samspelet mellan konjunkturutveckling och oljeprisbildning blir reducerat till ett ensidigt orsakssamband. För de allra senaste åren har man i ökande omfattning börjat ta hänsyn till det ömsesidiga sambanden mellan ekonomisk utveckling och Den feed back-effekt oljeprishöjningar eller -sänkningar oljepriser. förorsakar på världskonjunkturen är dock självfallet svåra att kvantitativt uppskatta. “ñê modeller som innefattar denna koppling ger dock ett mera begränsat spelrum” för den framtida oljeprisutvecklingen än övriga marknadsmodeller. Marknadsmodellerna är ofta partiella, d v s de utesluter eller behandlar mycket översiktligt pris-och marknadspåverkan mellan olika energislag. De vilar dessutom oftast på ett relativt bräckligt empiriskt underlag, särskilt när det gäller skattningar av efterfrågans och utbudets priskänslighet. De elasticitetsmått man kommer fram till på basis av historiska data rör ju en väsentligt lägre prisnivå än efter oljekrisen och dessutom ett förlopp med en ökande oljeförbrukning. Att sådana skattade elasticiteter utan kontinuerligt vidare skulle vara ägnade att beskriva en framtida utveckling bort från oljan är knappast självklart. Till sin struktur påminner jämviktmodellerna vanligen om energibalanserna, med den skillnaden att den mot OPEC riktade efterfrågan till sin storlek är beroende av vilket eller marknaden sätter. pris OPEC-länderna Ofta antas OPEC-länderna tillsammans agera som ett monopol, d v s och därmed sitt kapacitetsutnyttjande så deras anpassa sin prissättning sammanlagda vinst under kommande år maximeras. Ofta förutsätts då bivillkor, tex beträffande årliga intäkter eller ”uttömningens” tidsprofil. Ibland tillämpas prissättnings- och produktionskvoteringskriterier, som antas återspegla den centrala motsättningen mellan olika ländergrupper och stora intäktsbehov inom OPEC. Länder med stor befolkning och Indonesien - har förhållandevis små återstående exempelvis Nigeria oljetillgångar och kan antas förorda en högprislinje. Länder med stora oljetillgångar i förhållande till sitt intäktsbehov antas däremot vara intresserade av en prisnivå som garanterar en framtida marknad, d v s en lugnare prisutveckling. Till denna grupp hör exempelvis Saudiarabien.

12.3 för 1980-talet

Efterfrågeprognoser

Även av framtidsbedömningar som utarbetades under den generation perioden mellan den första oljekrisen 1973 och Irankrisen 1979 bär spår av eller vissa för den i varje ögonblick rådande närsynthet eftergifter tidsandan”. Det är därför av stort intresse att iaktta de systematiska förändringar av för 1980-talet under viktiga förutsättningar i energiprognoser publicerade

Om prognoser 193

”mellankristiden. Dessa förändringar återspeglar naturligtvis delvis nya rön om sambanden mellan ekonomi och energiförbrukning, men också ändrade förväntningar om framtiden. En studie av närmare ett hundratal olika energiprognoser med inriktning på OECD-länderna gav underlag för följande slutsatser”. Energiefterfrågans utveckling bestäms i prognoserna av:

0 ekonomisk tillväxttakt 0 marginell energiåtgångskvot 0 oljeersättning 0 oljepriser

Prognoserna för den ekonomiska tillväxttakten i framtiden (BNPutvecklingen) har gradvis reviderats nedåt under 1970-talet och återspeglade i decenniets slut den faktiskt noterade tillväxten. Från en årstakt på nära 5 procent för studier före krisen sjönk den antagna BNP-tillväxten p g a höjda oljepriser och recession till 3,75 procent årligen före Irankrisen och 3,5 för de studier som publicerades 1979-80. Den marginella energiåtgångskvoten för OECD-området har likaså fallit från ca 1 före oljekrisen till 0,3 räknat på de senaste sju åren, vilket delvis kan antas återspegla ett lågt kapacitetsutnyttjande i energiintensiv industri, men även visst energisparande. I framtidsprognosema har denna utveckling inneburit att kvoten reducerats från 1 till 0,7. Den totala effekten av dessa förändringar i antaganden om ekonomisk tillväxt och åtgångskvot blir på 10 år en relativ efterfrågeminskning med ca 20 procent. När det gäller produktionen av energi inom OECD-området har projektionerna kännetecknats av en tilltagande pessimism, som mer än väl de förutsedda uppväger minskningarna i efterfrågan, åtminstone för prognoser gjorda t o rn 1970-talets slut. Delvis återspeglar denna utveckling från början alltför optimistiska antaganden om utbudets priselasticitet, främst för olja och naturgas. Kolets och kärnkraftens bidrag har skrivits ner till följd av längre ledtider än väntat, bl a på grund av en växande oro för dessa energislags inverkan på miljö och hälsa. Mot bakgrund av de långa ledtiderna torde de senaste uppskattningarna kunna betraktas som någorlunda säkra prognoser för år 1985. Utvecklingen sammanfattas i nedanstående tabell.

Tabell 12.2 Interna bidrag till OECD-områdets energiförsörjning år 1985 enligt

prognoser från olika år (genomsnitt uttryckt i mbdoe)

194 Om prognoser

Den förutsedda av råolja och oljeprodukter till OECD-länderna importen år 1985 var enligt uppskattningarna gjorda strax efter oljekrisen 1974 ungefär 31 mbd. Under åren före Irankrisen ökade det förutsedda behovet till ca 36 mbd till av reviderade prognoser främst för USAs inhemska följd och energisparandets framtida utveckling. energiproduktion Studierna från perioden 1979-80 bygger på att OPEC-länderna begränsar sitt kapacitetsutnyttjande och att konsumentländerna tvingas anpassa sin efterfrågan, dels genom lägre ekonomisk tillväxt, men också genom ett mera aktivt energisparande. Till följd av denna anpassning skulle importefterfrågan år 1985 i genomsnitt falla till 28,9 mbd. olja från OPEC-anslutna länder bestäms, Efterfrågan på exporterad förutom av OECD-ländernas importefterfrågan, även av utvecklingen i SEV-länderna och icke oljeproducerande utvecklingsländer. Når dessa länders framtida är de studerade det gäller efterfrågan prognoserna färre och uppvisar större spridning. För kategorin utvecklingsav nettoimportefterfrågan år 1985 länder varierar sålunda uppskattningarna från 0 till ca 4,5 mbd. Osäkerheten härrör från skilda uppskattningar såväl av som av den ekonomiska tillväxttakten och den dessa länders energitillgångar därmed förenade energiförbrukningen. En grundläggande brist på empiriska kan antas bidra till osäkerheten. Vanligtvis data för utvecklingsländerna antas dessa länder komma att ha en väsentligt högre BNP-tillväxt och än industriländerna under 1980-talet. marginell energiåtgångskvot av östblockets framtida varierar Också bedömningarna oljeefterfrågan år 1985. kraftigt- från en nettoexport på 4 mbd till en lika stor nettoimport Genomsnittet för samtliga studier i materialet sedan 1973 är 0,2 mbd, men spridningen förhållandevis störst av samtliga analyserade poster. Osäkerheten rör främst Sovjetunionens framtida exportmöjligheter. Någon entydig tendens i bedömningarnas utveckling över tiden kan inte spåras. En översikt av den explicit redovisade nettoefterfrågan på OPEC-olja år 1985 enligt de studerade prognoserna ges i figur 12:3. Jämfört med den före 1973 års kris förutsedda efterfrågan på drygt 51 mbd från OECD-länderna den första mellankristiden kraftigt ändrade återspeglar när det såväl efterfrågan, som utbud från icke förväntningar gäller OPEC-anslutna länder. från åren 1979-80 minskade det förutsedda mot OPEC- I prognoser länderna riktade vilket får ses mot bakgrund av de fördubblade gapet, samt nedgången i den iranska produktionen. Man kan också se oljepriserna detta minskade för en växande insikt om att OPECgap som uttryck i framtiden kan komma att bestämmas av deras ländernas produktionspolitik politiska och ekonomiska intressen snarare än av konsuegna, långsiktiga mentländernas behov”. l En händelse som skul- Denna insikt ledde till lägre efterfrågeprognoser och en strävan att göra le kunna ha befordrat ”gapets” storlek mera rimlig. Dessa erfarenheter pekar då på en av en sådan insikt är Sau- bristerna avsaknaden av analys av OPEC- ländernas i tidigare prognoser; diarabiens beslut att inte produktions- och prissättningspolitik. bygga ut sin produktionskapacitet i tidigare planerad takt. Dessa Prisutvecklingen planer har stegvis redu- den vid De ovan diskuterade prognoserna utgår i stort sett från att cerats neråt från 20 mbd till fn ca 13. rådande oljeprisnivån består eller förändras realt i någon prognostidpunkten

Om prognoser 195

Efterfrågan (mbd) på OPEC olja

O 50- O

O _ O . .

0 2

Q . 41,0 40- 0 O

38,5 t 9

° 0 . . . O _ 34.3 g O

áj-e-

O O O . 30-

l I I I l 1972 73 74 75 76 77 78 79 1980 Fig 12.3 Projektioner för Prognosår världsefterfrågan på OPEC-olja år 1985. Anm.: De horisontella linjerna anger medelvärden för prognoser från resp år. Källa: Deagle m fl

viss förutbestämd takt. De kan eller kunde därför inte tjäna som annat än grova indikationer på rådande föreställningar om hur den framtida prisbildningen skulle komma att utveckla sig. Något längre för de prognosmodeller som bygger på ett explicit formulerat samspel mellan priser samt förbrukade och producerade oljevolymer. Den svaga empiriska basen och de långtgående förenklingar som kännetecknar dessa modeller från mitten av 1970-talet innebär att slutsatserna när det gäller det framtida oljepriset i stor utsträckning kan karaktäriseras som villkorliga gissningar. Vanliga resultat från dessa analyser är: Den sedan oljekrisen 1973 rådande prisnivån för råolja var alltför hög i förhållande till den, som svarar mot OPEC-ländernas intressen på lång sikt. Detta resultat innebar emellertid inte, att ytterligare prishöjningar på kort sikt skulle strida mot OPEC-ländernas intresse. Den optimala prisnivån härledd utifrån producentlåndernas långsiktiga målsättningar ansågs ligga mellan 7 och 10 dollar per fat, räknat i 1973 års prisnivå. Det motsvarar ungefär 14-20 dollar i 1981 års penningvärde. OPEC-ländernas möjligheter att upprätthålla en sådan prisnivå genom kartellsamarbete bedömdes som goda.” Senare, mer utvecklade prisbildningsmodeller byggde i allmänhet på försiktigare antaganden när det gäller reaktioner på de höjda oljepriserna. såväl på efterfrågesidan, som för produktionen av olja utanför OPEC. Dessa prognoser visade att något högre prisnivåer vore mera gynnsamma för “ Se Björk 1978

196 Om prognoser

OPEC-ländernas intressen. Strax före Irankrisens utbrott - då långsiktiga - bedömdes således det priset på Arabian Light ännu låg på ca 12 dollar/fat långsiktigt optimala priset för OPEC-länderna ligga mellan ca 15-30 dollar (i 1981 års dollarvärde).2) Det faktiska priset väntades röra sig sakta uppåt; en real långsiktig ökning med ett par procent om året var en vanlig bedömning innan krisen i Iran bröt ut. Jämfört med de energibalanser som diskuteras i det föregående ger en väsentligt lägre efterfrågan på OPEC-olja. Med prisbildningsansatsen ungefär samma grundläggande förutsättningar kom man med dessa analyser fram till att exporten från OPEC-ländernai mitten av 1980-talet skulle kunna installerade kapacitet blir en ligga på ca 25 mbd och att OPEC-ländernas begränsande faktor först vid 1990-talets början. kan konstateras att flertalet av de gapkalkyler som Sammanfattningsvis före Irankrisen utgår från en realprisnivå på råolja som är genomfördes från samma ungefär halva den som rådde år 1982. Också i jämviktsmodeller prisnivån i allmänhet väsentligt under det som period ligger den resulterande rådde i slutet av 1982. Med utgångspunkt i situationen efter Irankrisen, d v s då de kortvariga ekonomiska konsekvenserna ebbat ut. skulle alltså dessa kalkyler och projektioner tala för att en realprissänkning från denna nivå skulle ligga i 2) Se Nordhaus 1981 OPEC-ländernas långsiktiga intresse.

13 Framtidsutsikter i 1980-talet

början

av

Bakgrund

Förutsägelser om den framtida energimarknadsutvecklingen är starkt tidsbundna. Verklighetsbakgrunden till de prognoser som analyseras i det följande har skildrats i utredningens inledande kapitel. Prognoserna har tillkommit under en period då framtidsutsikternas främsta kännetecken kan sägas ha varit osäkerheten. Oljemarknadens utveckling styrdes under denna period mera av oförutsedda politiska händelser och - överdrivna - om dessa konsekvenser farhågor för försörjningen snarare än av ”faktiska” behov och produktionskapacitet. I det följande redovisas centrala antaganden och huvudslutsatser för ett urval av de prognoser och framtida projektioner, som publicerats under åren 1981-82. Urvalet av de studier som presenteras i det följande har styrts av följande s kriterier: Aktualiter. skall åtminstone Prognoserna i princip vara publicerade åren 1981-82. Detta betyder inte alltid att de är utarbetade under dessa år (IIASA studien är t ex huvudsakligen utarbetad under senare delen av 1970-talet). Dataunderlagets tillgänglighet sätter likaledes gräns för aktualiteten. Transparens. Det skall vara möjligt att följa huvuddragen i analysgång från förutsättningar till slutsatser. Detta för att möjliggöra diskussion, analys och jämförelse. Detta kriterium innebär ett krav på systematiska och kvantitativt angivna prognoser. Representativitet. Sammantaget skall urvalet ge en överblick av hur olika intressenter ser på den framtida energiförsörjningen. Studierna kan i stora drag anses uppfylla de krav som formulerats ovan. I flera fall försvåras dock jämförelser mellan olika studiers scenarier. Främst beror detta på att man arbetar med olika geografiska grupperingar, men också med olika tidpunkter, måttenheter eller framställningssâtt. Det är uppenbart att publiceringsåret inte alltid är en god indikator på prognosens aktualitet. Särskilt för stora internationella organisationer är perioden mellan fastläggandet av analysförutsättningar och publikation ofta lång. Den aktuella och genomarbetade studien från IEA; World Energy

Outlook (WEO) diskuteras tämligen utförligt. Övriga studier redovisas mera

summariskt.

198 Framtidsutsikter i början av 1980-talet sou 198349

13.2 IEAs World Energy Outlook (WEO)

IEA har under flera års tid förberett en studie av världens framtida energiförsörjning. Denna publicerades hösten 1982. Detta arbete har flera gånger kommit att revideras eller fördröjas av den dramatiska utvecklingen på främst oljemarknaden under senare år. En central slutsats i WEO är att vilseledande marknadssignaler (dvs fallande oljepriser) kan skapa en bedräglig tillförsikt hos konsumenter och tveksamhet bland investerare. Följdverkan blir att de problem som förutses i slutet av 1980-talet - av IEAs sekretariat- inte tillräckligt angrips medan tid är”. På kort sikt blir det med andra 0rd terrängen det är fel på snarare än kartan (prognosen). WEO, vars tidsperspektiv sträcker sig fram till sekelskiftet, betonar den Inför den grundläggande osäkerhet som karaktälångsiktiga utvecklingen. riserar såväl den allmänna politiska som ekonomiska utvecklingen avstår man också från att lämna prognoser i strikt mening. De uttryckligen kvantifierade efterfråge- och utbudsutvecklingar som utgör WEOs huvudsakliga innehåll vill man istället betrakta såsom scenarier, vilka på sin höjd utgör framtidsförutsägelser om de grundantaganden, som görs, förverkligas. Intetdera av dessa scenarier avses sålunda förutsäga den framtida utvecklingen, utan endast alternativa förlopp med nu aktuella marknads- och politiska förhållanden som grund. Till yttermera visso drar man slutsatsen att varken det ena eller det andra av de båda huvudscenarier man arbetar med i WEO representerar en möjlig eller önskvärd framtid. - ett I det ena fallet - högtillväxtscenariot uppstår i slutet av 1980-talet att den där förutsätta efterfrågeöverskott på råolja. Detta skulle innebära - I det andra fallet - lågtillväxtkonstanta prisnivån inte ter sig realistisk. scenariot - och utbud förrän under uppstår inget gap mellan efterfrågan l990-talet. Denna mera balanserade oljemarknadsutveckling kan vinnas till tillväxt och en som oacceptabel betraktad priset av lägre ekonomisk arbetslöshet. Det måste dock noteras att WEO saknar någon närmare analys av sambanden mellan energiförbrukning och sysselsättning. Båda scenarierna i OECD-länderna drivs bygger på att energipolitiken enligt nuvarande riktlinjer. Det normativa innehållet eller budskapet i IEAs framtidsstudie blir därför att energipolitiken måste intensifieras, särskilt som de kortsiktigt verkande marknadskrafterna förrädiskt nog pekar i motsatt riktning. De gynnsamma effekterna av en sådan mera aktiv energipolitik, främst syftande till oljeersättning, illustreras i IEAs lågoljeförbrukningsfall (low oil reference case - lorc). I detta scenario undviker man större framtida kriser såväl när det gäller sysselsättning som energiförsörjning. Oljeförbrukfalla till ca en fjärdedel av OECD-ländernas ningen skulle vid sekelskiftet energiförbrukning mot ca hälften idag. OECD-ländernas oljeimportbehov skulle likaledes falla från ca 20 mbd till 15 mbd. I det följande redovisas och diskuteras de väsentliga delarna av förutsättningar, tillvägagångssätt och resultat av WEOs analys.

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 199

Efterfrågan på energi

En utgångspunkt för WEOs efterfrågeprojektioner är att den tidigare stabila relationen mellan ekonomisk tillväxt och energiförbrukning brutits och förändrats till följd av oljekriserna 1973 och 1979 och de därmed förenade prishöjningarna. Dessa strukturella förändringar sammanfattas i följande uppställning.

Procentuella förändringar 1973-80 inom OECD-området av:

Real BNP + 20 % Totalt energibehov + 4 % - 3 % oljebehov - 14 % oljeimport - 13 % Energiförbrukning per BNP-enhet - 20 % Oljeförbrukning per BNP-enhet Egen energiproduktion + 13 % varav olja + 9 % kol + 23 % kärnkraft + 206 %

Utvecklingen 1980-81 accentuerar ytterligare dessa tendenser. Den specifika energi- och oljeförbrukningen per BNP-enhet föll då ytterligare med fem respektive sex procentenheter. Fundamentalt för efterfrågeanalysen blir mot denna bakgrund dels att energiefterfrågan är känslig (elastisk) för pris- och inkomstförändringar, dels att denna känslighet är föränderlig. Man kan m a o inte utan vidare utnyttja de historiska statistiska samband som beskriver industriländernas väg in i ett växande oljeberoende till att också beskriva vägen ur detta beroende. IWEOs efterfrågescenarier har dessa förhållanden behandlats påföljande vis. OECD-ländernas energiefterfrågan de närmaste decennierna antas vara en funktion av pris- och inkomstutvecklingen i dessa länder. För vart och ett av de större länderna samt grupperingar av de mindre länderna har ekonometriska modeller konstruerats, .i vilka energiefterfrågan fördelad på industri-, transport- och uppvärmningssektorerna kan härledas som funktioner av pris- och inkomstutveckling. Genom denna jämförelsevis långtgående disaggregering kan man åtminstone delvis fånga in den strukturomvandling, som industriländerna undergår också i framtiden. WEOs disaggregerande ansats fångar till en del också in priselasticitetens förändring över tiden. Priskänslighetens historiska trend har således fått påverka de elasticitetskoefficienter som utnyttjats. Efterfrågans uppmätta priskänslighet har dock endast delvis fått slå igenom. Istället har i framtiden återstående priseffekter av redan inträffade prisförändringar på olja och energi delvis fått komma till uttryck i avtagande inkomstelasticiteter. Innebörden av detta förfarande blir då att den antagna prisutvecklingen på oljemarknaden får mindre betydelse än annars för efterfrågeutvecklingen i de olika scenarierna.

200 Framtidsutsikter i början av 1980-talet sou 1983:19

För de större OECD-länderna används följande genomsnittliga inkomstelasticiteter:

Transporter

Innebörden av detta är exempelvis att en tioprocentig realinkomstökning för den genomsnittliga OECD-medborgaren (vid konstant energipris) kommer att innebära en ökning av energiförbrukningen i uppvärmnings- och transportsektorerna med 8,6 respektive 8,3 procent.

Prisutvecklingens effekter på energiefterfrågan uttrycks i lång- och kortsik-

tiga priselasticiteter. För att förutsäga energiprisutvecklingen utgår man från en antagen oljeprisutveckling och ett visst spridningsmönster och hastighet till övriga energislag (gas, kol och el). Detta spridningsmönster är baserat på en analys av utvecklingen under tiden 1973-80. Följande priselasticiteter utnyttjades:

Kort sikt Lång sikt

Dessa siffror innebär tex att en hundraprocentig prisökning på industrins energiförbrukning leder till att efterfrågan faller med 16 procent på ett år och efter ytterligare fem år med sammanlagt 40 procent. Samma prisförändring innebär på lång sikt för hela OECD-området att efterfrågan faller med 50 procent (och 67 procent om den priseffekt som lagts på avtagande inkomstelasticitet inkluderas.) Den sålunda erhållna slutefterfrågan på energi inom olika sektorer kan genom särskilda antaganden om förluster (framför allt i elsektorn) översättas i efterfrågan på primärenergi. Denna efterfrågan fördelas sedan på olika energislag, varvid efterfrågan på råolja framkommer som en balanserande restpost. WEO arbetar på efterfrågesidan med två kvantifierade huvudscenarier. Båda dessa förutsätter att nuvarande energipolitik ligger fast samt att inga politiska kriser inträffar. Scenarierna bygger på följande förutsättningar:

Tabell 13.1 Förutsättningar för WEO:s efterfrågeprognoser

Oljepris Ekonomisk (1981 års dollarvärde) tillväxt (%)/år

1980-1985 1985-2000 till 1985 1985-2000

Hög tillväxt (Hi) Fall till Konstant 2,6 3,2 $ 28/fat Låg tillväxt (Lo) Fall till 2,4 2,7 S 29/fat 3 % ökn/år

Framtidsutsikter i av 1980-talet 201

början

Högtillväxtfallet återspeglar en världsekonomi, där fallande oljepriser under 1980-talets första hälft efterhand leder till en ekonomisk konjunkturuppgång, vilken inte bromsas av åtföljande prisstegringar på oljemarknaden. Priset på råolja skulle alltså från 1982 års nivå falla med ca 10 procent realt fram till mitten av 1980-talet och därefter förbli konstant till sekelskiftet. Den ekonomiska tillväxt som detta pris medger betraktas som nödvändig om arbetslösheten i OECD-länderna (som 1982 uppgick till ca 30 milj) skall kunna minskas. Den energiefterfrågan som detta scenario ger upphov till på 1990-talet är emellertid vida större än vad som rimligen kan tillgodoses. I lågtillväxtscenariot dämpas energiförbrukningen fr o m år 1985 av växande oljepriser och en långsam ekonomisk tillväxt. Liksom det första scenariot bygger detta fall på en ekonomisk återhämtning med en BNPökning 2,4 procent årligen fram till 1985 och 2,6 procent i genomsnitt de därpå följande 15 åren. Även om den årliga tillväxttakten kan ses som en förbättring jämfört med konjunkturläget f n, är den dock ej tillräcklig för att varaktigt minska arbetslösheten i konsumentländerna. Lågoljeförbrukningsfallet - LORC - som s a s utgör IEAs positiva rekommendation till vad som bör göras för att lösa det dilemma som skisseras i Hi- och Lo-scenarierna (valet mellan arbetslöshet och oljekris), rymmer en ekonomisk tillväxt som ligger högre än Hi-scenariots. En effektivare användning av den tillförda energin medger dock en primärenergiförbrukning, som vid sekelskiftet ligger mitt emellan Hi- resp Loscenariot. Genom ett konsekvent och varaktigt vidmakthållande av de incitament till energisparande och oljesubstitution, som den hittillsvarande oljeprisutvecklingen har inneburit, erhålls i LORC på lång sikt en lägre specifik oljeförbrukning per BNP-enhet. Detta framgår av nedanstående uppställning. Verkningarna av den, jämfört med övriga scenarier (förutsatta), mera aktiva energipolitiken märks uppenbarligen främst på lång sikt, d v s 1990-talet. Vid sekelskiftet skulle oljeförbrukningen per BNP-enhet ha sjunkit till en tredjedel jämfört med 1973 och oljeandelen halverats i OECD-ländernas energibalans. Den kraftigt minskade oljeandelen skulle främst ersättas av kol, vars andel i LORC växer väsentligt snabbare än vad den spontana utvecklingen i Hi- resp Loscenarierna anger. En utförlig sammanfattning av WEOs energibalanser för OECD i de olika fallen ges i tabell 13.3.

Tabell 13.2 Speciflk energi- och oljeförbrukning enligt WEO:s olika scenarier

1980 1985 1990 2000

Hi Lo Hi Lo LORC Hi Lo LORC

Primär energiförbrukning per BNPenhet (1973 = 100) 88 80,4 80,4 77,4 76,5 78,3 73,4 69,8 68,4

Oljeförbrukning per BNP-enhet (1973 = 100) 80,2 64,8 64,3 57 54 55 48 40,7 34.6

202 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

oo

mom mmm mmm .mm mmm o: mmm mmm mmo omm mmm mmo omm mm_ o_m

mmo_

ooom

m o m m m _ _

mm

oom :m mo_ omm mmm ooo mom mom omo oom m: m; mmm mmm

_oo_ oo.:

3.0._

o _ o

m m m

omo oom mom _om oom mom omm mmm mom mmm oom oom omm omm mmm mmm

moo_

ooom

m o m _ m _ _

eo mm

oom omo oom ooo mmo mmm mmo mmm mmo omo moo moo mmm Em mom mmo

ooo_ m _ m _ m _

:mmoäåo om

omo mom mmm o_m mmo oom mmm mmm mom moo moo omm oom mmm mm_

mm.. mmo_ m m _ m m _oo_

coennmwa_ oom m: oom _mm mom omo omo mo_ mom moo omo moo ooo omo omm oom mmm

ooom

m o m m _ m _ _ _

uåzqummuø.. E: oo

mmm _mm mmo mmm omm ooo omm moo omo ooo mmo mmm omm omm om_

:eo mmo_ o _ _ _

ooo_

m m m

:mmmcsoo

u=_=o_=.5.5.=u..o=v

mm

ooo ooo mmm omm mmo mmm mmm omm :m moo moo omm mom mmm mm_ mmo

mo: mmo_ m m _ m m _

omm

masa”.

mm

m_m mom mmm moo moo mmm omm mmm mmm mom omo mmm mm_ mmm mo_

omoo

RQOHO

m m _ m _ _

å.. m

.E1558

:ozeåooåm

:oo

;whose

.E

om. m.E

mscocmäm

.E

Amman»

.E

8.0_

mczncoâmoo

möm? ?Små

aoizooxo

ä...

mmozzzxmsmåm .m:_==:moo: “Eoooåoeoå

.cm:_=o:m

.ÃECQ mzêm

?så

:ooêüm momämz .mmzåmx

_mecmaoxom cooêozoz

nä_

2823_ §50 êäzom _mäste_ _msmoam ...§0 moo

zummmbmmmm

_S_

720.nu .som :omm

:aaah mås

SOU 1983 :19 Framtidsutsikter i början av 1980-talet 203

.R

omm

mvm

00m od

...om å_ 0.3 .13 5a

mo os

som

3 Nm

Hd com

I

50m 0.0_

ä_

mo- S: _mm

OH

omm vd

m.. Nm

mdm

E

Q: .lm 0.2 m.: S- va. »dv E0

mä

2 ms wa

cvm mmm

n; v;

.Em mdm

m8 0.0_ m6» o: od: o

vw mv

cs

mmv

än å E i

:m m.mm om- :om 0% å..

w

oz

mmm omm

0.0 m.m 5._ 3

o.: ...om 5.0_ va. å.. mo»

8 .i ca

mvm osm

v.m fm

E_ ;m M32 S: v.55 så

o_

mm mv

mmv mmm mmm

E f»

ma_ ...om mä

w

.cuücwhn

I | - | gotouncaua.

om vm

mxmcoää

wow mvm

3 md

ä.. md_ mä m5 :oo

n

:oo

Eoåumñkoco

...oiwämuoao

qmwcivcmöwm_

302V

n

:.58

.onäEEV

?öv ma:

EoE

m: &

mänbzâ

wizncmåm

mZm owe .U1S

...ä

mcâüäå

.E

_mmcuncogmmwgåmc

.E55

cosEzwcoxwu

.E

mzm\w=_=v_=.eøåm.o=m mzmascvazgkoaozo

vcmâä

:oo

.Eoxcsn

mcexaxzomyzo

so_

umEca

NEBUCNuOEOE

:så min?

cocEnmcouzm

530 u S?

33:32

mmmbømz aEES. .zm§=o:m micxsktâ

;mhucm

_S_

.SoH

.EE .EE .EE .EE

»Emvfx

.50 220% nä:

.ââs

_S_

& C Am Am Av Am

204 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

Utbudet av energi

Uppskattningarna av användning och produktion av oljeersättande energislag i scenarierna bygger, särskilt när det gäller utbudet, på en relativt detaljerad inventering av möjligheter och begränsningar i enskilda länder. En sådan ansats kan med beaktande av den, jämfört med efterfrågesidan, relativt koncentrerade besluts- och produktionsstrukturen, vara att föredra framför - osäkra - ekonometriska tämligen elasticitetsuppskattningar. För de oljeersättande energislagen görs följande konstateranden. Naturgasens andel väntas inte växa utöver dess nuvarande femtedel av OECD-ländernas energiförbrukning. Prissättningen utgör den kritiskt avgörande faktorn, såväl för efterfrågeutvecklingen, som produktionen inom OECD-området. Den internationella naturgashandeln kännetecknas av hög koncentration både på säljar- och köparsidan. De regionala delmarknaderna kan i flera fall karaktäriseras som bilaterala oligopol, eller t 0 m monopol, varför pris- och produktionspolitiken i hög grad kommer att bli en förhandlingsfråga med osäkert utfall. Skulle oljepriset inte öka kan gasens andel av energiförsörjningen falla till 15 procent. Också en marknadsandel för gasen på nuvarande nivå förutsätter en fem- till sexdubbling av importen till OECD-området (främst till Västeuropa och Japan). Kolets andel antas öka från ca 21 procent till upp till 30 procent av OECD-ländernas energiefterfrågan. Tillväxten under 1980-talet blir, trots ett fördelaktigt relativpris, tämligen långsam. Under 1990-talet ökar användning och utvinning väsentligt snabbare. Först vid sekelskiftet har kolförbrukningen fördubblats. Tillväxten sker främst i elsektorn och blir därför beroende av en fortsatt stark elpenetration. Industrins konventering till kol väntas under rådande ekonomiska utsikter bli begränsad och gå relativt långsamt. På utbudssidan förutses inga allvarliga begränsningar. OECD-området väntas bli nästan självförsörjande. Importen från icke OECD-länder kommer blott att uppgå till drygt 5 procent. Vid sekelskiftet kan kärnkraften ha uppnått en andel på ca 10 procent av

OECDs totala energiförsörjning. Politiskt motstånd kankomma att minska

kärnkraftens bidrag till energiförsörjningen i förhållande till prognosen. Den kostnadsfördel som kärnkraften fn anses uppvisa kan sålunda, särskilt om det höga ränteläget består, praktiskt taget elimineras. En avtagande tillväxttakt kan därför förutses, vilket delvis motverkas av ett efter hand ökat kapacitetsutnyttjande.

Övriga energislag väntas inte täcka mer än 10 procent av totalanvändning-

en vid sekelskiftet, vilket dock svarar mot en fördubbling av dagens absoluta nivå. Den hittills dominerande vattenkraften kan i slutet av seklet i ökande utsträckning kompletteras av främst energi från sol och biomassa. De projektioner av övriga energislags bidrag till OECD-ländernas energiförsörjning, som redovisats ovan resulterar i ett kvarstående, om än minskat, oljeberoende för OECD-länderna:

År 1980 1985 1990 2000

Mbd 38,7 35-36 34-37 33-43

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 205

Delvis tillgodoses detta behov genom produktion inom OECD-länderna, främst Nordamerika. Produktionen där väntas enligt WEO komma att avta under 1980-talets andra hälft, trots den anpassning till världsmarknadspriserna som nu genomförts på den amerikanska marknaden. USAs produktion väntas falla från 10,3 mbd 1980 till mellan 7 och 9 mbd 1990. Man räknar dock med att denna nivå upprättshålles till sekelskiftet. Den kanadensiska utvinningen bedöms i bästa fall komma att kunna upprätthållas ungefär på nuvarande nivå, dvs 1,5 mbd. Utvinningen i Nordsjön väntas under 1980- och 1990-talen ligga runt ca 2-3 mbd, för att vid seklets slut falla till mellan l,5-2,5 mbd. För hela OECD anger WEO följande produktion, inklusive bidraget från syntetiska bränslen:

År 1980 1985 1990 2000

Mbd 14,9 13,9-15,6 12,1-l5,6 l1,2-l4,9

Endast under förutsättning av fortsatt högre oljepriser - ca 45 dollar/fat vid sekelskiftet - kommer alltså utvinningen att ligga kvar på nuvarande nivå. Minskningen av efterfrågan kommer dock enligt WEO att under det närmaste decenniet innebära att OECD-ländernas importefterfrågan inte ökar. Under 1990-talet tilltar osäkerheten, främst på efterfrågesidan. Importefterfrågan varierar i scenarierna mellan 18 (Lo) och 30 (Hi) mbd år 2000. För att WEOs totala bild av den framtida oljemarknadens utseende skall framträda måste den kompletteras med utsikterna för SEV-länderna, icke OPEC-anslutna u-länder samt OPEC-länderna.

SEV-länderna och Kina

WEOs analys av SEV-ländernas framtida energiförbrukning och produktion leder fram till slutsatsen att såväl energiförbrukning som ekonomisk tillväxt i

Sovjetunionen och Östeuropa i framtiden kan komma att begränsas av en

alltmera dämpad tillväxt på utbudssidan. En följd av denna slutsats kan, enligt WEO, vara att SEV-blockets hittillsvarande position som nettoexportör på främst oljemarknaden _kan komma att vändas i sin motsats. Delvis kan denna utveckling bromsas av en ökad oljeexport från Kina, som enligt WEOs uppskattningar skulle kunna uppgå till 1-2 mbd de närmaste decennierna. Sovjetunionen, som alltjämt är världens största oljeproducent, hämtar större delar av sina intäkter av utländsk valuta från sin energiexport, vilket talar för att man i det längsta kommer att söka bevara denna inkomstkälla. I framtiden kommer emellertid en växande export av naturgas att utgöra en allt större andel av den totala energiexporten. På lång sikt kan nettoimporten av råolja och oljeprodukter därför komma att uppgå till ca 2 mbd.

* 206 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

Icke OPEC-anslutna u-länder”

När det gäller denna länderkategori utnyttjas i WEO en väsentligt mindre sofistikerad analys av efterfrågeutvecklingen än för OECD-länderna. WEOs analys är dessutom i allt väsentligt baserad på Världsbankens uppgifter. Världsbanken i sin tur utnyttjar i sin prognos EMFs (se nedan avsnitt 13.4) elasticitetsantaganden, ett förhållande som illustrerar det inbördes beroendet mellan olika prognoser. Utgångspunkten är de ekonomiska tillväxttakter som Hi- respektive Lo-scenarierna ger för industriländerna. U-ländernas ekonomiska utveckling bestäms av de rika ländernas tillväxt och ligger, till följd av bl a en kraftigare befolkningstillväxt, något över vad som antagits för OECDländerna i Hi- resp Lo-scenarierna:

År 1980-1985 1985-1990 1990-2000

Årlig BNP-tillväxt (%) 3,7-4.5 3,5-4,3 3,9-4.8

På dessa tillväxttakter har olika marginella energiåtgångskvoter tillämpats. Denna prognosmetod, vilken använts i brist på bättre dataunderlag, närmar sig den rena gissningen. Det kan dock konstateras att förbrukningen av kommersiell energi i utvecklingsländerna även i framtiden väntas växa snabbare än bruttonationalprodukten. Bakom dessa antaganden ligger en prognos om dels en fortsatt ekonomisk utveckling och industrialisering av dessa ekonomier, dels en fortsatt befolkningsökning och urbanisering. Särskilt den växande transportsektorn antas medföra att anspråken på olja från utvecklingsländerna utanför OPEC kommer att växa snabbare än produktionen. Ett utvecklingsförlopp enligt detta scenario kan dock komma att hämmas av NOPEC-ländernas bristande möjligheter att finansiera en växande oljenota. “ I det följande även Tillgången på andra energislag än olja väntas uppvisa en högre tillväxttakt. betecknade med förkort- av För naturgas och fasta bränslen förutses sålunda en tre-fyra-dubbling ningen NOPEC. WEO utvinningen under perioden 1979-2000. använder en annan kateav råolja och NGL (naturgaskondensat) för de icke goriindelning än den Utvinningen som utnyttjats i denna OPEC-anslutna u-länderna utvecklas enligt WEO på följande vis: utredning. I gruppen Den förväntade framtida inträffar, enligt WEOs produktionsökningen NOPEC innefattas av prognos, huvudsakligen under 1980-talet och är i hög grad koncentrerad till WEO således såväl oljeimporterande som ex- Mexico, vars andel uppgår till omkring hälften. Produktionsökningen under porterande u-länder. 1990-talet antas bli förhållandevis liten.

Tabell 13.4 Energiåtgångskvoter för utvecklingsländer i WEO:s scenarier

sou 1983:19 Framtidsutsikter i början av 1980-talet 207 Tabell 13.5 Oljeproduktion i icke OPEC-anslutna u-länder enligt WEO (mbd)

OPEC-länderna

WEOS analys av de OPEC-anslutna ländernas efterfrågan och produktion av råolja och gas är relativt ingående. Efterfrågan på olja inom OPEC-länderna själva väntas öka med omkring 7 procent årligen fram till sekelskiftet, vilket innebär en knapp tredubbling av per capitakonsumtionen. Även om naturgasanvändningen i vissa OPEC-anslutna länder kommer att öka mycket kraftigt, kommer den totala energiefterfrågan också vid sekelskiftet att till drygt hälften tillgodoses av olja och NGL. OPEC-ländernas interna oljeförbrukning väntas således enligt WEO undergå följande utveckling:

Tabell 13.6 OPEC-ländernas oljeförbrukning enligt WEO

År 1979 1935 1990 2000

Mbd 2,8 3,7-4,0 5,0-5,5 7,7-8,9

Bakom denna ungefärliga tredubbling av konsumtionen ligger, förutom en prisnivå under världsmarknadspriset, även en förutsägelse om en kraftigt ökad användning av råolja och NGL som industriella råvaror. Uppskattningarna av OPEC-ländernas totala produktionskapacitet bygger på en genomgång av reservernas sannolika utveckling för varje enskilt land. I vissa fall återspeglas även respektive lands produktions- och reservpolitik i den potential som anges. Någon utförlig diskussion av sambanden mellan prisutveckling, industrialiseringsplaner och kapacitetsutnyttjande genomförs dock ej, varken för enskilda länder, ländergrupper eller för hela OPEC. Kapacitetsutnyttjandet och produktionen bestäms dock till en del av resp länders inkomstbehov (absorbtionsförmåga). Produktionskapaciteten nu och i framtiden sammanfattas i tabell 13.7. Det framgår att kapaciteten för OPEC-länderna som helhet antas sjunka något. Fram till sekelskiftet skulle således kapaciteten p ga uttömning minska mellan 10 och 20 procent. Flertalet OPEC-länder visar enligt WEO sådana tendenser. Endast för Irak och Venezuela anges således någon ökning av kapaciteten. Irak skulle jämte Saudiarabien enligt WEO kontrollera ungefär hälften av OPEC-länderas kapacitet vid sekelskiftet, mot ca 40 procent f n. WEO fördelar OPEC-länderna på tre kategorier med avseende på

208 Framtidsutsikter i början av 1980-talet sou 1983:19 Tabell 13.7 OPEC-ländernas produktionskapacitet (mbd)

Förenade

1 Mellan Saudiarabien och Kuwait.

inkomstbehov eller absorbtionsförmåga samt återstående fastställda reserver. a) Länder med små oljeresurser men stora inkomstbehov, tex Indonesien; b) Glest befolkade länder med stora reserver, t ex Saudiarabien, men med låg absorbtionsförmåga; c) En mellankategori bestående av Irak, Iran och Libyen.

Kategori a) antas exportera så mycket som möjligt. Kapaciteten utgör, tillsammans med eventuella OPEC-överenskommelser, de enda restriktio-

nerna. Övriga länder anpassar produktionen till politiska och ekonomiska

målsättningar, men producerar mer olja än vad förväntade inkomstbehov motsvarar. På grundval av dessa förutsättningar redovisar WEO följande scenario för OPEC-ländernas oljeexport:

Tabell 13.8 OPEC-ländernas olieexport fördelad på länderkategorier (mbd)

Kategori 1980 1985 1990 2000

Högabsorberande länder 6,2 4,9 3,9 2,5 Mellangrupp 5,1 6,2 7,0 5,7 Lågabsorberande länder 13,5 10,5 11,7 10,2

Totalt 24,8 21,6 22,6 18,4

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 209

Det framgår att en relativt sett större del av totalexporten med tiden faller på

de lågabsorberande länderna i Mellersta Östern. På grund av sitt intresse av en långsiktigt bestående efterfrågan på olja kan dessa länder antas eftersträva en lägre prisnivå än övriga. Man kan därför fråga sig varför dessa länder i WEOs scenario inte ökar sin export av olja för att eliminera det gap som uppstår mellan efterfrågan och utbud i såväl Hi- som Lo-scenariot. En översikt av WEO-scenariernas implikationer för utsikterna för den framtida oljeförbrukningen ges i tabell 13.9 Efter en fallande oljeimport i 1980-talets början, leder högtillväxtfallet i decenniets slut till en ökande OECD-import, då det låga priset 28 dollar/fat inte är tillräckligt för att investeringar i syntetiska bränslen och oljeproduktion inom OECD skall komma till stånd i tillräcklig omfattning. Importen uppgår år 1990 till 24 mbd och vid sekelskiftet till ca 30 mbd. I det ”lägre scenariot (Lo) faller oljeefterfrågan väsentligt mera inom OECD-området. Något efterfrågeöverskott uppstår inte förrän vid sekelskiftet. Båda scenarierna innebär att importen faller under perioden 1980-1990. På längre sikt tilltar osäkerheten om efterfråge- och utbudssituationen samtidigt, som gapet mellan hög- och lågtillväxtfallet ökar. Sammanfattningsvis kan konstateras att den mot OPEC-länderna riktade efterfrågan enligt WEO inte under större delen av 1980-talet kommer att 9 Det kan noteras att vara i närheten av den tillgängliga kapaciteten. I slutet av decenniet ger WEOs scenarier förut- Hi-scenariot ett efterfrågeöverskott och därmed en prispress uppåt. I sätter ”bakâtlutande Lo-fallet, som alltså förutsätter en treprocentig realprisökning/år från och utbudskurvor för såväl NOPEC som OPECmed 1985, faller OECD-ländernas konsumtion kontinuerligt. Utvecklingsländer, dvs lågprisscenaländernas, jämte SEV-blockets, importefterfrågan uppväger emellertid riet Hi innebär ett större detta bortfall och, endast om OPEC-ländernas produktionskapacitet till fullo utbud än då oljepriset utnyttjas, kan marknaden balanseras vid sekelskiftet”. Annars leder även är högre (Lo).

Tabell 13.9 Efterfrågan och tillgång på olja i världen enligt WEO:s två scenarier (mbd)

1980 1985 1990 2000

Efterfrågan

Tillgång

a Antaganden: Hög efterfrågan Ekonomisk tillväxt med 2,6 procent/år 1980-1985, 3,2 procent/år 1985-2000; Oljepris $28 (1981 års dollar) per fat år 1985, därefter stabilt i reala termer. Låg efterfrågan Ekonomisk tillväxt med 2,4 procent/år 1980-1985, 2,7 procent/år 1985-2000; Oljepris $ 29 (1981 års dollar) år 1985, därefter ökande med 3 procent/år i reala termer.

210 Framtidsutsikter i början av 1980-talet SOU 19823219

denna utveckling till ett efterfrågeöverskott och stigande priser. För att garpet skall elimineras fordras en prisstegringstakt på kanske 5 procent/år rsealt räknat. WEO får därför betraktas som en - sofistikerad - som inte gapkalkyl, anger någon på lång sikt konsistent utveckling av utbud och efterfrågan. I lågtillväxtfallet kan dock det uppkomna gapet mellan efterfrågan och utbud betraktas som liggande inom osäkerhetsmarginalerna. M a o skulle de där angivna förutsättningarna sannolikt kunna leda till en balanserad oljemarknadsutveckling.

13.3 IIASA-studien

IIASA-studienz) är den mest omfattande av de studier av den framtida globala energiförsörjningen, som framkommit under de senaste åren. Huvuddelen av arbetet har bedrivits under “mellankristiden, varför förutsättningar och resultat knappast bär spår av de senaste årens utveckling på energimarknaden. Särskilt är antagandena om den ekonomiska utvecklingen i världen optimistiska jämfört med senare inledda studier. IIASAstudien är emellertid främst inriktad på de långsiktiga problem, som övergångsen från uttömbara till uthålliga energiresurser kan medföra. Analysen bygger på två huvudscenarier, i vilka världens energiförbrukning ökar till tre-fyra gånger dagens nivå. Tidshorisonten är satt till år 2030, då en fullständig anpassning av såväl energisystem, som realkapital i övrigt till nya och högre energipriser antas kunna ha skett. Under samma tid har folkmängden i världen ökat till 8 miljarder. Ett huvudresultat av analysen är dock att denna anpassning och övergång måste ske i två steg, först från billig gas och olja till dyra (=svårtillgängliga) olje- och gasreserver och först därefter till sol- och kärnkraft. Innebörden av detta resultat är bl a att oljans användning, via en övergång till huvudsakligen svårtillgängliga källor vid sekelskiftet, kommer att ha ökat till upp till 2,5 gånger 1975 års nivå. På mycket lång sikt blir därför energiproblemet i världen en fråga om att tillgodose behovet av flytande bränsle. Minskningen av oljans relativa andel i världens energiförsörjning sker främst genom att behovet av flytande bränslen i stället tillgodoses genom kolförvätskning, bl a innebärande att USAs produktion av likvifierat kol skulle uppgå till ca 30 milj fat oe/dag, eller ca halva världens nuvarande oljeförbrukning och att de globala behoven skulle uppgå till dubbla volymen. IIASA-studien arbetar med två huvudscenarier, låg- och högefterfrågetillväxt. Båda kännetecknas av en viss teknologisk optimism, men utesluter tekniska underverk. Scenarierna, som redovisas i nedanstående tabeller, utgår vidare från att världens energiproblem angrips i ett konfliktfritt och rationellt globalt samarbete. Efterfrågeökningen för tiden fram till sekelskiftet innebär ungefär en fördubbling av energiförbrukningen i världen under denna tid. Z) International Institute För de industrialiserade delarna av världen väntas den genomsnittliga for Applied Sciences falla under hela perioden. energiåtgången per BNP-enhet Utvecklingslän- Analysis: Energy in a derna däremot ökar sin specifika energiåtgång och antas i slutet av perioden finite world. A global systems analysis, Cam- ha en väsentligt högre kvot än industriländerna mellan energiförbrukning bridge Mass USA 1981. och BNP.

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 211 Tabell 13.10 Primär energiförbrukning 1950 och 1975 samt projektioner för år 2000 och 2030 (mbd)

II (Sovjetunionen och Osteuropa) 5,9 26,0 52,1 103,5 46,7 70,6 III (Övriga OECDländer + Sydafrika och Israel) 9,5 31,9 60,6 100,8 47,9 64,1 IV (Latinamerika) 0,9 4,8 18,9 52,0 13,7 32,6 V (Afrika/Syd0stasien) 0,9 4,7 20,2 65,7 15,1 37,6 VI (Mellanöstern och Nordafrika) 0,1 1,8 10,9 33,6 7,9 17,4 VII (Kina och övriga centralplanerade asiatiska stater) 0,4 6,5 20,3 63,0 13,8 32,3 Hela världen 33,8 113,1 237,9 503,6 191,8 316,3 Källa: IIASA

Tabell 13.11 IIASAs energiutbud fördelat på energislag (mbd) Faktisk High Scenario Low Scenario 1975 2000 2030 2000 2030

Ovrigt Totalt 116,1 237,7 503,1 191,8 316,2

Källa: IIASA

Den kontinuerliga tillväxten i energiefterfrågan som scenarierna beskriver innebär att i dag marginella energislag får spela en mycket framträdande roll i 2000-talets globala energiförsörjning. Sålunda anger tabellen ovan att kärnkraften om femtio år skulle svara för nära en fjärdedel av världens primärenergiförsörjning. Utvinningen av konventionella och icke-konventionella oljetillgångar antas under relativt optimistiska antaganden kulminera mellan år 2010 och år 2015 vid en nivå på mellan 77 och 95 mbd. Efterfrågan på olja och flytande bränslen kommer år 2030 nästan uteslutande att härledas till användning i transportsektorn och som råvara i

212 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

petrokemisk industri. Huruvida den framtida oljemarknaden följer de linjer IIASA anger, beror därför till stor del på i vilken mån transportsektorns expansion är en nödvändig förutsättning för ekonomisk tillväxt i de fattiga länderna. Prisutvecklingen på råolja bestäms i IIASA-studien av en mycket förenklad och bristfälligt redovisad optimeringsmodell. Från utgångsâret 1975 ökar råoljepriset med 4-5 procent årligen realt till år 1990, fr o m vilket år det ligger konstant till år 2030, vid resp 32 och 36 dollar (1982). Detta innebär att ungefär 1982 års faktiska reala råoljepris skulle bestå under hela denna period. Verkligheten har s a s gått före IIASA-studien i detta avseende, eftersom det pris studien förutsätter för år 1990 de facto hade uppnåtts ett decennium tidigare. Det handelsmönster, som dessa förutsättningar leder fram till kan sammanfattas på följande vis: D Nordamerikas oljeförbrukning är ungefär oförändrad fram till sekelskiftet. Den egna utvinningen, vilken räcker till de egna behoven, kulminerar då på en nivå av ca 15 mbd.

D Övriga OECD-länder uppvisar i det lägre scenariet en svagt ökande

efterfrågan på olja under hela tidsperioden. Den inomregionala produktionen - främst Nordsjön - uppgår i slutet av 1980-talet till nära 7 mbd och avtar sedan sakta, för att praktiskt taget upphöra år 2030. En följd av denna utveckling är att importen växer kontinuerligt under 1980- och 1990-talen. Denna växande import måste i allt högre grad hämtas från Mellanöstern och Nordafrika. EI Utvecklingsländerna utanför Mellanöstern och Nordafrika svarar för en fram till sekelskiftet.Då kommer emellertid en begränsad nettoexport växande efterfrågan från afrikanska och asiatiska utvecklingsländer att i allt högre grad konkurrera med de industrialiserade länderna utanför Nordamerika om ett allt knappare råoljeutbud från OPEC-länderna i Mellanöstern. Möjligheterna att tillgodose denna efterfrågan under nästa sekel blir beroende av tillgången bränsle framställt i på syntetiskt Nordamerika och Sovjetunionen samt dessa länders vilja och/eller förmåga att föra ut dessa väldiga volymer på den internationella marknaden.

Flera förutsättningar som IIASA-studien bygger på ter sig idag osannolika. Den förutsätta produktionen av olja på upp till 100 mbd är hög jämfört med särskilt om man beaktar att det reala råoljepriset förutsätts övriga prognoser, ligga på ungefär 1982 års nivå. Den centrala slutsatsen i IIASA-studien blir därför tämligen pessimistisk. Energitillgången begränsar den möjliga ekonomiska utvecklingen. Inte ens under ett rationellt och krisfritt samarbete och resursflöde mellan världens än 2-3 procent årligen upprätthållas i länder kan en högre BNP-tillväxttakt längden. Utsikterna för utvecklingsländerna att komma i kapp den industrialiserade världen i materiella avseenden är därför begränsade. Endast om energieffektiviteten i främst de rika delarna av världen skulle kunna drivas längre, vilket är föga troligt, men möjligen tänkbart om oljepriserna steg över nuvarande nivå, skulle utsikterna ljusna.

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 213

En annan aktuell fråga som väcks av IIASA-scenarierna är om inte den fallande efterfrågan på OPEC-olja under de närmaste decennierna skulle kunna leda till lägre priser och därmed omintetgöra stora delar av de enorma investeringar i syntetbränsleanläggningar som förutsätts. Sammanfattningsvis antyder IIASA-studien att såväl energiproblemet som oljeberoendet är frågor som inte endast kvarstår, utan to m skärps ytterligare under det kommande seklet.

13.4 EMF-studien

Om pris- och marknadsmekanismer kan sägas spela en synnerligen undanskymd roll i den ovan refererade IIASA-studien, så utgör EMFstudien häwidlag dess raka motsats. EMF, Energy Model Forum vid Stanford University i USA genomförde under åren 1980-81 en jämförande studie av inte mindre än 10 stycken oljemarknadsmodeller. Dessa modeller är huvudsakligen baserade på ekonomisk teori, och avses på ett konsistent vis ange samband mellan prisutveckling, efterfrågan och utbud av i första hand råolja. Analysen i dessa marknadsmodeller fokuseras på den framtida oljeprisutvecklingen. Jämfört med IIASA-studien är följande skillnader värda att uppmärksammas: D Långtgående förenklingar bestående av efterfråge- och kostnadsfunktioner ersätter IIASA-studiens detaljerade, och huvudsakligen tekniskt orienterade, diskussion om energibehov och energiförsörjning i framtiden. E! Flertalet av EMF-studiens modeller är inriktade enbart på oljemarknaden. Behandlingen av andra energimarknader anger på sin höjd förutsättningarna för oljemarknadens utveckling.

EMF-projektet är den hittills mest omfattande studien baserad på prisbildningsmodeller, som företagits efter Irankrisen. Ett antal scenarier definierar en uppsättning olika förutsättningar som grund för körningar av modellerna. Analysen av förutsättningar och modellresultat belyser frågor av följande slag: El Kan man räkna med fortsatt ökande realpriser på råolja? E! Vilka blir de ekonomiska effekterna av utbudsstörningar och hur påverkas de av i förväg vidtagna motåtgärder?

Ett genomgående resultat av modellkörningarna, vilka betecknas som villkorliga förutsägelser, är att oljepriserna på lång sikt under alla förhållanden kommer att stiga. Detta kan ske snabbt eller långsamt, grad- eller ryckvis i olika scenarier, men huvudtendensen är klar: uppåt. Enkelt uttryckt förklaras detta av att vid 1981 års rådande oljepris kommer enligt EMFs förutsättningar efterfrågan att förr eller senare växa ikapp ett under 1980-talet tillfälligt rådande utbudsöverskott. Den efterfrågestimulans som den antagna ekonomiska tillväxten ger, överväger det höga oljeprisets efterfrågedämpande effekt.

liörjan

214 Framtidsutsikter i av 1980-talet

De prisbanor, som de olika modellerna genererar i studiens referensfall, återges i nedanstående figur. Viktiga förutsättningar i detta scenario är bl a en BNP-tillväxt på drygt 3 procent årligen i industriländerna samt en långsiktig priselasticitet för oljeefterfrågan på 0.6. vilket kan I vissa fall sjunker priserna något under 1980-talets början, tillskrivas konsumentländernas anpassning till Irankrisens prisstegringar. Under senare delen av decenniet kommer dock återigen den ekonomiska tillväxten att dominera, vilket leder till att prisnivån år 1990 kan komma att ligga kring 40 dollar/fat. På längre sikt uppträder kraftigare ökningar av priset, samtidigt som prisspridningen ökar i absoluta tal. Sålunda ökar priset i genomsnitt under 1990-talet med 50 procent eller till 60 dollar/fat. Detta förklaras främst av en ökad ekonomisk tillväxt, minskande oljeproduktion inom OECD samt att effekterna av tidigare oljekriser då har klingat av. I motsats till vad som antas i IIASA-studien utgör kostnaden för syntetbränsle under den studerade perioden inte någon övre gräns för oljepriset. Sedan referensscenariet definierades i början av år 1980 har realismen hos flera väsentliga förutsättningar ändrats. Lågkonjunkturerna har blivit längre och djupare än väntat. Oljelagren har minskat och Förenta staternas prisreglering avvecklats i motsats till vad som antas i EMFs referensscenario. Nettoeffekten av dessa förändringar pekar enligt EMF -studien på en lägre oljeprisutveckling de närmaste åren än vad referensscenariot anger. Den långsiktigt uppåtriktade pristrenden rubbas dock ej av denna utveckling. Figur 13:12 illustrerar även det bedrägliga i att alltför mycket fästa uppmärksamheten på en genomsnittlig utveckling. Också med de för scenariet gemensamma förutsättningarna återstår en höggradig osäkerhet

S/fat

* Gately ------ -- IEES-OMS ...J--- IPE 80.. “ * Kennedy-Nehring --*- OILMAR -uán OILTANK 70.4 Opeconomics -------- Salant-ICF

30*

Figur 13.12 Oljeprisut- 20.. veckling för olika modeller i EMFs referenssce- 10nario (1981 års dollarvärde) l I l

Källa: EMF 1980 19185 1990 1995 2000 År

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 215

Råoljeförbrukning (mbd)

80_ Hela världen exkl SEV-länder

60_

j

“FL OECD _-

LDC (NON-OPEC) -_- 20 1:3? o f 4* Figur 13.13 Råoljeföropsc brukning i EMFs referensscenario l

1980 1950 2050 2010 2020 Källa: EMF

om den framtida prisutvecklingen. Denna bestående osäkerhet sammanhänger med att modellerna till sin uppbyggnad skiljer sig åt-d v s på olika vis förenklar verkligheten. Betydelsefulla sådana skillnader är exempelvis bedömningarna av OPEC-ländernas agerande i pris- och produktionsfrågor samt hur oljemarknadens utveckling påverkar förutsättningarna för ekonomisk tillväxt.

Oljebesparande åtgärder får jämfört med referensscenariet en dämpande

effekt på prisutvecklingen. En efterfrågeminskning på 1 mbd per år fram till 1985 och i något lägre takt därefter innebärande en total minskning på En importminskning 10 mbd mellan år 1980 och år 2000 ger en sänkning av prisnivån enligt för OECD på 1 mbd vid

prisfall på 1 dollar/fat tillkommer en indirekt effekt på 9 miljarder Tex skulle då ett bortfall av hela den svenska importen, motsvarande dollar/år. Den indirekta ungefär 0,5 mbd påverka oljepriset neråt med någon enstaka dollar och spareffekten är i detta innebära att OECD-ländernas oljenota minskade med ca 10 miljarder fall något mindre och dollar/år. tillfaller naturligtvis OECD-länderna i rela- En lägre genomsnittlig BNP-tillväxt inom OECD - 2,2 procent/år i stället tion till deras resp andeför refere_nsfallet 3,3 - ger likaså efterfråge- och prisminskningar. De senare lar av total återstående uppgår för åren 1990 och 2000 till mellan 10 och 40 procent av respektive import, varav intresset för att andra konsumentvärden i referenskalkylen. Detta lågtillvåxtscenario ger för 1990 ett pris för som för de olika modellerna varierar mellan 20 och länder skall spara olja oljan omkring och energi. 40 dollar/fat. Vid sekelskiftet blir oljepriset mellan 30 och drygt 50 dollar/fat.

216 Framtidsutsikterii början av 1980-talet

I syfte att belysa konsekvenserna av ett plötsligt mer varaktigt produk-

tionsbortfall konstruerades ett scenario i vilket OPECs produktionskapacitet faller med 10 mbd fr o m 1985. Priseffekterna blir kraftiga: mellan 5 och 15 dollar per mbd i kapacitetsbortfall, d v s en total prisökning på upp till 100 dollar/fat. Beräknat på OECDs nuvarande importvolym skulle en störning av denna storleksordning kunna ge upphov till en direkt inkomstomfördelning på mellan 300 och 900 miljarder dollar, vilket svarar mot mellan 4 och 13 procent av OECDländernas bruttonationalinkomst. Härtill kommer indirekta effekter, arbetslöshet och andra störningar, vilka inte beaktas i modellerna. De stora skillnaderna mellan modellernas här prisprognoser hänger samman med olikheter när det gäller kortsiktig på utbuds- och anpassning efterfrågesidan, främst lageravveckling och kapacitetsutnyttjande inom OPEC. Ett oljebesparingsprogram påverkar utfallet av krisen väsentligt. Oljeersättning eller oljesparande på 1 mbd/år fram till 1985 skulle således, enligt dessa mycket grova beräkningar, kunna reducera den direkta ekonomiska förlusten för OECD-området med mellan 30 och 90 procent. Minskningen i de direkta störningskostnaderna uppgår i genomsnitt till nära 400 miljarder dollar. Lageravveckling framstår som ett mycket verksamt prisdämpande medel i en krissituation. Prisökningarna beräknas då kunna begränsas med 5- 15 dollar för varje mbd, som kan tillhandahållas ur tidigare uppbyggda beredskapslager. Osäkerheten om oljemarknadens utveckling är stor, särskilt på kort sikt. De långsiktiga tendenserna pekar dock enligt EMF studien på fortsatt stigande reala oljepriset. Denna slutsats är dock beroende av att studiens förutsättningar infrias, särskilt beträffande ekonomisk tillväxt och utvecklingsländernas förmåga att finansiera en växande oljenota. De marknadsmodeller, i vilka den ömsesidiga inbördes kopplingen mellan oljepris och ekonomisk tillväxt beaktas, ger således lägre prisbanor än övriga EMF-modeller. I EMF-studien konstateras också att konsumentländerna har relativt stora möjligheter att påverka den framtida utvecklingen, främst genom energisparande och lageruppbyggnad. Den i början av 1980-talet rådande marknadssituationen ger utrymme för sådana åtgärder. På lång sikt bromsas oljeprisutvecklingen av kostnaden för volymmässigt betydande substitut. Inom den tidsrymd EMF-studien rör sig kommer dock, under rimliga förutsättningar om tillgängligheten på sådan syncrude, som antas ha en kostnad på cirka 60 dollar/fat, denna begränsning inte att utgöra någon övre gräns för oljepriset.

13.5 Världsbanken

Världsbanken (IBRD) redovisade 1981 en energiprognos som i flera avseenden är väsentligt mindre ambitiös än ovan refererade studier: a) Tidshorisonten sätts till 1990.

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 217

b) Energiefterfrågeutvecklingen baseras på en mycket förenklad modell, där volymutvecklingen endast beror på antagen BNP- och prisutveckling.

Antagandena beträffande inkomst- och priskänsligheten hos energiefterfrågan innebär, i kombination med de pris- och tillväxtantaganden som görs för industrialiserade länder och utvecklingsländer, att de senares andel av den totala energiförbrukningen nödvändigtvis tilltar i framtiden. Denna tendens blir naturligtvis särskilt tydlig på den internationella oljemarknaden, där anpassningen s a s ackumuleras. En sammanfattning av pris- och inkomstutvecklingens betydelse för Figur 13.14 Energiförenergiefterfrågans utveckling för olika regioner ges i följande diagram. brukningens beroende av BNP- och prisutveckling 1960-1990 (mbd) enligt Världsbanken Industriländer SEV-länder 1 17 67 52 1990

1990 1985 87 1980 1985 69 1980 37 1973 1973

19 1960

35 1960 O 52 100 170 41 100 197 BNP index BNP index

Oljeexporterande u-länder Oljeimporterande u-länder

12 10 31 1990 24 1985 1990 I 198 5 1980 4 1980 1973 10 1973

1 1960 4

40 100 261 48 100 231

BNP index BNP index

Anmärkning: De skuggade ytorna anger minskningar i energiförbrukning till följd av ol jeprisöknin garna

218 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

I figuren anger de heldragna linjerna den efterfrågeutveckling som Världsbanken förutser, medan de prickade linjerna visar utvecklingen om ingen anpassning sker till redan inträffade och i framtiden förutsedda energiprisändringar. Under 1980-talet antas det reala råoljepriset öka med 3 procent årligen. Energiefterfrågan i de industrialiserade länderna väntas enligt projektionerna växa med 1,9 procent årligen, vilket är baserat på en ekonomisk tillväxt på 3,2 procent årligen och alltså ger en marginell energiåtgångskvot på ca 0,6. Oljan väntas ännu 1990 svara för fyra tiondelar av den totala energiförbrukningen. Den ökande efterfrågan kommer att i allt högre grad tillgodoses av kärnkraft och kol. Utvecklingsländerna tillhandahåller f n ca 30 procent av energiutbudet i världen, men förbrukar själva endast hälften av denna kvantitet. Den låga utgångsnivån antas ge utrymme för en kraftig efterfrågetillväxt. Utrymmet för energibesparande åtgärder bedöms för dessa länder vara väsentligt mindre än för de industrialiserade länderna, särskilt då det gäller ickeindustriell användning (transporter, jordbruk m m). Hur efterfrågan fördelas på olika energislag framgår ej av Världsbankens studie. De industrialiserade ländernas produktion av råolja och NGL ökar under decenniets gång med ca 2 mbd. Denna bedömning bygger sannolikt på en produktionsökning i Nordsjön på ca 4 mbd, medan den nordamerikanska utvinningen faller med sammanlagt 3 mbd. Bland de u-länder som under det kommande decenniet skulle kunna minska, eller i vissa fall helt eliminera, behovet av importerad olja nämns bl a Brasilien, Chile, Colombia, Ghana, Indien, Pakistan, Filippinerna, Thailand och Turkiet. Totalt väntas världsproduktionen av råolja och NGL öka med ca 2 procent årligen till 75 mbd år 1990”. De oljeexporterande utvecklingsländerna inkl OPEC-länderna minskar sin export av olja med ca lmbd till 27,5 mbd år 1990. OPEC-ländernas produktion väntas ej överstiga 32 mbd år 1990. De oljeimporterande u-ländernas produktion av råolja ungefär fördubblas till 2,8 mbd. Efterfrågan Ökar dock snabbare, varför denna ländergrupps import ökar från 2,1 till 2,7 mbd. En sammanfattande bedömning av Världsbankens energiprognos ger vid handen att efterfrågeförutsägelserna bygger på alltför förenklade och osäkra antaganden. Visserligen har efterfrågans priskänslighet beaktats genom tillämpning av skattade priselasticiteter, men någon konsistensprövning av det totala sambandet mellan utbud, efterfrågan, pris- och BNP-utveckling genomförs ej. Den angivna prisutvecklingen - en real ökning på 3 procent årligen - får betraktas som ett antagande snarare än en prognos. Det resonemang som ”I en senare prognos räknar man med en glo- ligger bakom detta antagande förefaller alltför enkelt och föga trovärdigt. De bal produktion på dynamiska aspekterna på 1980-talets energiprisutveckling kommer inte fram 60 mbd år 1990, trots statiska ansats, som har använts. genom den jämförande en lägre antagen råolje- När det gäller utbudet av energi och energiråvaror under 1980-talet prisutvecklirig + 2,5 procent/år. Se Världsbanken diskuteras överhuvudtaget inte priskänsligheten. Någon mera ingående 1982. analys av utbudssidan ges ej. Då balans mellan utbud och efterfrågan

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 219

föreligger 1990 - vid ett oljepris på ca 40 dollar per fat och en OPECproduktion på kanske 30 mbd - förefaller den omsatta energivolymen snarast vara styrd av grundantagandena på efterfrågesidan.

13.6 Chase Manhattan Bank

Denna studie” representerar det tilltagande intresset och aktiviteten, när det gäller energiprognoser från de stora bankerna. Chase-studien (CMB) omfattar tiden fram till sekelskiftet och exkluderar SEV-länderna. Man utgår från ett antagande om oljeprisutvecklingen, i basfallet en real ökning på 2,5 procent årligen. De energipriser som då uppstår ligger till grund för projektioner av dels den ekonomiska tillväxten i skilda regioner, dels förhållandet mellan ekonomisk tillväxt och energiförbrukningsökning (dvs den marginella energiåtgångskvoten). Sedan utbudet av andra energislag än olja prognosticerats framkommer ur dessa uppskattningar en residuellt bestämd efterfrågan på olja. Det framtida oljeutbudet utanför länderna kring Persiska Viken bestäms i en särskild modell, baserad på prospektering, reservutveckling och oljeindustrins kontantflöde. Vid givna priser på olja och energi återstår, sedan andra energislag

bidragit, i sista hand en efterfrågan på råolja från Mellersta Östern (Persiska

Viken). De oljeintâkter, som det antagna priset jämte denna resterande oljeefterfrågans fördelning på olika producentländer ger, jämförs med de intäkter som erfordras för dessa länders utvecklingsprogram. Härigenom kan den för producentländerna önskvärda pris- och produktionsutvecklingen gafflas m. Chase-studien arbetar med ett huvudalternativ baserat på en realprisökning på 2,5 procent årligen, räknat från 1980 års nivå. Detta alternativ betraktas som ett mellanfall, i det att sannolikheten för att prisutvecklingen skall beskriva en bana över eller under denna bedöms vara lika stor. Utöver huvudalternativet diskuteras ett högprisalternativ, innebärande en fyraprocentig årlig prisökning under hela tidsperioden fram till sekelskiftet, då priset skulle uppgå till ca 70 dollar (1980)/fat. En sådan prisutveckling tillskrivs en tioprocentig sannolikhet. Skälet härtill anges vara risken för åtminstone en politisk kris i Mellanöstern under 1980-talet. bas- och lågalternativ anges i sina huvuddrag i tabell Chase-prognosens 13.15. Oljans relativa andel i världens energibalans skulle enligt analysen falla ”The E“°SY Om1°°k från drygt 50 procent år 1980 till 40 procent 1990 och 35 procent år 2000. Den A Time

absoluta nivån för oljekonsumtionen ökar med totalt 4mbd under hela Thmughgoøo:

of Transition. A Study tiugoårsperioden- Conducted by the Natu- Beträffande den internationella oljemarknadens utveckling under 1980- ral Resource Economics talet räknar CMB Section

med en svag realprisökning för tiden fram till 1985, ?fthâ EPCFBY

0,6 procent årligen. Under andra hälften av decenniet ökar priset sedan med

åñâgåräâitâzzfflfgank

inte mindre än 4,5 procent/år. Efterfrågan på olja ökar under 1980-talet Om_ 1981, New York endast till följd av utvecklingsländernas växande förbrukning, som ökar från 1931

220 Framtidsutsikter i början av 1980-talet Tabell 13.15 Chase-studiens grundantaganden

11,8 mbd år 1980 till 14,2 1985 och 16,6 mbd 1990. De industrialiserade ländernas oljeförbrukning är i CMBs studie oförändrad till 1980-talets mitt, men faller sedan med 1 procent årligen. OECD-ländernas importefterfrågan framgår av följande tabell:

Tabell 13.16 OECD-ländernas oljeefterfrågan enligt Chase-studien (mbd)

från OECD-länderna uppvägs på världsmarknaden till Efterfrågebortfallet hälften nästan fördubblas de icke av import från SEV-länderna. Samtidigt OPEC-anslutna ländernas produktion. Två tredjedelar av denna ökning Utvecklingsländernas efterfrågan ökar ligger dock på ett enda land, Mexico. mera än de icke OPEC-anslutna ländernas produktion. Denna något är dock inte tillräcklig för att förhindra ett minskande efterfrågeökning hos OPEC och särskilt Saudiarabien. För de OPECkapacitetsutnyttjande anslutna länderna erhålls följande utveckling:

1980 1985 1990

Produktion (mbd) 27,6 28,7 25,8

Det förefaller ej sannolikt att, som CMBs analys förutsätter, Saudiarabien _ av ekonomiska skäl, för att åstadkomma en realprishöjning på drygt Sprocent årligen, skulle skära ner sin produktion till mellan 5-6 mbd, eftersom den långsiktiga efterfrågereaktionen på en sådan politik antagligen skulle strida mot landets intresse av en bevarad avsättningsmarknad. I dagsläget, när den saudiska exportvolymen begränsats till denna nivå för att bibehålla ett nominellt pris på 34 dollar/fat och därmed ett sjunkande

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 221

realpris, förefaller därför CMBs prisprognos för 1980-talet för hög, givet efterfrågeförutsättningarna. En utgångspunkt för CMB-analysen är att OPEC-länderna kan behålla eller vidga graden av inbördes samverkan när det gäller pris- och produktionsbeslut. Man avfärdar således möjligheten av en kollaps för denna samverkan och förutser redan i 1980-talets början en mera formellt utvecklad och genomförd långsiktig strategi. Mot bakgrund av den efterfrågeutveckling som Chase förutser, och kanske ännu mera av den faktiska utvecklingen under år 1982, förefaller dessa antaganden osäkra. När det gäller den långsiktiga utvecklingen för olika energislag stämmer Chase-studiens uppgifter väl överens med de prognoser som exempelvis de internationella bolagen redovisar (Texaco). Ett undantag utgör nya förnybara energikällor, där Chase har en relativt optimistisk bedömning.

13.7 Texaco

Texaco - en av de sju systrarna - representerar här den utåtriktade prognosverksamhet, som bedrivs av de stora oljebolagen. Studien”, vars tidshorisont förläggs till sekelskiftet, publicerades sommaren 1981. Jämfört med andra oljebolags prognoser fäster Texaco stor vikt vid olje- och energipriser som bestämmelsefaktorer för den framtida efterfråge- och utbudsutvecklingen. En utgångspunkt i Texacos studie är att prisets roll som efterfrågebestämmande faktor när det gäller petroleumprodukter är mycket större än vad man tidigare trott, särskilt på lång sikt. Följande elasticiteter anges för olika petroleumprodukter:

Kort sikt Lång sikt

Bensin 0,l-0,4 0.5-0,9 Mellandestillat 0,l-0,5 0,3-1,4 Tjock eldningsolja 0,1-0,4 0,4-l ,6

Det framgår omedelbart att spännvidden när det gäller uppskattningar av oljeproduktefterfrågans priskänslighet är förhållandevis stor. Utifrån dessa uppskattningar och antaganden om en fortsatt ekonomisk tillväxt hos såväl rika som fattiga länder mynnar Texacos analys ut i följande slutsatser: E! Efterfrågan på energi väntas växa med 2-3 procent årligen i Texacos basscenario. För utvecklingsländerna väntas denna tillväxttakt bli nästan dubbelt så hög. E1 Oljeandelen i världens energiförbrukning faller från 52 till under 40 procent vid sekelskiftet. Detta innebär i absoluta tal att industriländernas förbrukning faller till en nivå motsvarande ca 1 mbd lägre än 1980. ”Free world En” Totalt skulle förbrukningen öka med drygt motsvarande 5 mbd under

Outlook? Economiåâ

1980-talet och ytterligare 5 mbd det följande decenniet. Efterfrågeök- Division Texaco, New ningen faller då helt på utvecklingsländerna. York 1981.

222 Framtidsutsikter i början av 1980-talet

En följd av basscenariots förutsättningar blir också att OPEC-ländernas export inte överstiger 25 mbd under prognosperioden. En växande intern - efterfrågan ungefär en fyrdubbling hos producentländerna medför emellertid att utvinningen uppgår till 34 mbd, d v s nära kapacitetsgränsen, vid sekelskiftet. Basscenariot bygger på och är konsistent med en prisökning på mellan 1 och 2 procent realt räknat. Under första delen av 1980-talet förutsätts prisutvecklingen bli lugn för att sedan accelerera. Basscenariots prisprognoser jämförs med två alternativa prisutvecklingar: konstanta realpriser och en fyraprocentig årlig ökning. Den efterfrågeutveckling som förutses under sådana förutsättningar redovisas i figur 13:17.

Mbd so.. Prisökningar

Basfall 60_

40:-

Figur 13.17 Alternativa 20färbrukningxprognoser för hela världen, exkl SEV-länder Källa: Texco 1960 1965 1970 1975 1980 1990 2000 År 1955

Texaco-studien avvisar båda dessa alternativa scenarier. Konstanta reala skulle enligt studien leda till en efterfrågetillväxt, som inte under råoljepriser rimliga förutsättningar kan tillgodoses av producentländerna. Begränsningar på utbudsidan kommer alltså att medföra ytterligare prisstegringar. En årlig realprisökning på fyra procent de kommande två decennierna skulle å andra sidan medföra ett oacceptabelt efterfråge- och inkomstbortfall för de viktigaste OPEC-länderna, Saudiarabien och Irak, vars sammanlagda produktion skulle bli lägre än 4 mbd, vilket kan kontrasteras mot en möjlig kapacitet på ca 14-18 mbd.

En slutsats av detta resonemang blir att en realprisökning på mer än några

förutsätter ett starkt utvecklat kartellsamarbete inom OPEC, eller procent att den oljeersättande investeringsprocess som har inletts avbryts till följd av förändrade framtidsförväntningar. Sådana reala prisökningar skulle dock ge

Framtidsutsikter i början av 1980-talet 223

så kraftiga återverkningar på världsekonomin att den efterfrågetillväxt prognosen bygger på skulle avbrytas. Texacostudiens slutsats blir därför att de reala prisökningarna inte kommer att bli mer än 1-2 procent/år.

13.8 DOE-studien

Denna studie”, utarbetad i mitten av år 1981 vid Förenta Staternas energidepartement, representerar en tämligen konventionell prognostyp. Siktlängden är begränsad till år 1990 och den geografiska omfattningen exkluderar SEV-länderna. Analysen inriktas i första hand på OECDländerna och världsefterfrågan på OPEC-olja. Man betonar att studien är tillkommen vid en tidpunkt då såväl kort- som långsiktiga energi- och oljeprognoser snabbt är overtaken by events”, d v s överspelade samt att händelseutvecklingen har lett till grundläggande förändringar i förväntningarna om den framtida utvecklingen. Marknadsutvecklingen sedan studien publicerades styrker denna tes. Tidsperspektivet anges såsom tillräckligt för att en fullständig anpassning till de nya förhållandena på marknaden skall kunna ske, vilket är ett antagande som strider mot de som görs i övriga prognoser. Världens energiefterfrågan förutses under decenniet öka med ca 1,5 procent årligen, medan OECD-ländernas förbrukningsökning uppgår till mellan 0,5 och lprocent årligen. Tillväxten för oljeersättande energislag väntas kunna tillgodose denna efterfrågeökning, varför efterfrågan på råolja faller marginellt under decenniet med 0,3 procent/år. Denna efterfrågeminskning drabbar OPECanslutna länder. OPECs produktion faller från ca 28 mbd år 1980 till 26 mbd år 1990. Jämfört med situationen 1982 innebär således prognosen en väsentlig ökning av efterfrågan på OPEC-olja. Större delen av OECDområdets efterfrågeminskning antas ha inträffat i början av 1980-talet. Omkring år 1983 räknar man därför med en real Ökning av råoljepriserna. I slutet av decenniet växer energiefterfrågan med en årstakt på 4 procent för utvecklingsländerna, men nettoeffekten på oljemarknaden globalt sett blir en fortsatt efterfrågeminskning. För OECD-länderna innebär den projicerade utvecklingen att oljeandelen i energiförsörjningen skulle falla från 50 till 40 procent, varav drygt hälften skulle importeras. Sammanfattningsvis förutser DOE-studien ett konstant realpris på råolja ”The Outlook for Ener_ från 1981 till slutet av 1982 och därefter en ökning på tre procent årligen gy supply and Demand under resten av decenniet. Prognosen om en fortsatt real ökningstakt på in 1985 and 1990. Office °f AmüYsis and

tre procent vilar på antaganden som kan starkt ifrågasättas: En obruten Mark?

Affairs

krafti g 0 nmg av u an e k -l d rn as ener i- och oleförbruknin g J g och att större Intçmatlonal

United States Departdelen av OECD-ländernas anpassning till tidigare prisstegringar redan skulle ment of Energy, Washa skett eller vara under genomförande. hington D.C. July, 1981

14 En översikt de aktuella

jämförande

av

energistudierna

Inledning

Detta kapitel ger en jämförande översikt av några huvuddrag- gemensamma eller särskiljande - hos de framtidsutblickar som redovisats ovan. Framställningen knyts i första hand till de kvantifierade scenariernas centrala antaganden och resultat. Särskilt uppmärksammas prognosernas analys av den framtida I viss utvecklingen på den internationella oljemarknaden. utsträckning genomförs även en återblickande jämförelse med tidigare projektioner. Syftet med detta är bl a att belysa hur den aktuella tidsandan påverkat framtidsutsikterna, såsom de anges i de olika studierna. I inledningen görs några allmänna iakttagelser. I avsnitt 14.2 diskuteras hur efterfrågan på energi kommer att utvecklas enligt föreliggande prognoser. Där ges också en kortfattad översikt av prognosernas bedömningar, när det gäller utbudet av andra energislag än olja. Avsnitt 14.3 behandlar den bild prognoserna ger av den framtida förbrukningen och försörjningen av olja. Därefter diskuteras oljeprisutvecklingen i avsnitt 14.4. I flertalet studier avvisar man att åstadkomma

möjligheten en prognos för

den framtida utvecklingen. I syfte att begränsa osäkerheten laborerar man nu i högre grad än under 1970-talet med olika scenarier. Man värjer sig också mot att de bedömningar eller projektioner som redovisas skall uppfattas som prognoser. Det uttalade syftet är således att utstaka möjliga framtida utvecklingar snarare än att åstadkomma exakta förutsägelser. De scenarier eller utvecklingsvägar, som skisseras är i allmänhet vad som benämns överraskningsfria och skildrar jämna förlopp. Man utesluter i flertalet fall - utom EMF - tvära kast i utvecklingen eller möjligheten av politiska händelser som påverkar energimarknaden. EMF-studien utgör ett undantag; 12 olika scenarier beskriver olika tänkbara med såväl förlopp positiva som negativa överraskningar. EMF-studien är även ett undantag i ett annat avseende. De modeller som använts i denna studie ger dynamiska marknadsförlopp, som beskriver en

tidsmässigt kontinuerlig utveckling. Övriga studier anger vanliga konsekven-

ser av scenarioförutsättningar vid vissa bestämda framtida tidpunkter (t ex år 1990 och 2000) och beskriver således tänkta tillstånd snarare än skeenden. Jämfört med 1970-talets tillhör energiprognoser de här presenterade studierna en metodmässigt väsentligt mera avancerad generation. Mycket kortfattat kan dessa framsteg beskrivas enligt följande:

226 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna

Efterfrågeuppskattningarna är vanligen baserade på ekonometriska metoder och kännetecknas av en långtgående disaggregering på användningssektorer och enskilda länder. För att till fullo fånga den strukturomvandling, som bl a ändrade relativpriser medför, skulle analysen helst drivas ännu längre; till industribranschnivå. Dessa mera detaljerade efterfrågeprojektioner är också beroende av energi- eller oljeprisutvecklingen. De elasticitetsuppskattningar eller antaganden som görs i samtliga här presenterade studier är visserligen osäkra och vitt skilda mellan olika studier såväl när det gäller priseffekternas varaktighet, absoluta storlek och fördelning över tiden. Likväl möjliggör de dock ett systematiskt studium av växelspelet mellan prisoch efterfrågeutvecklingen. Energiefterfrågans utveckling angavs tidigare ofta som direkt proportionell mot en utanför analysen given ekonomisk tillväxttakt. 1970-talets har inneburit att sambandet mellan ekonomisk tillväxt varken i utveckling verkligheten eller i aktuella prognoser framstår som ett ensidigt orsakssamband. I flera av de här presenterade studierna söker man på olika vis ta mellan ekonomisk tillväxt, oljeprisutveckling och hänsyn till sambanden energiförbrukning. En följd av denna strävan blir att efterfrågan på energi och i sista hand på OPEC-olja - inte längre tillåts skena iväg från utbudet somi 1970-talets gapkalkyler. FeedbackWeffekten från oljeprisutvecklingen på den ekonomiska tillväxten och vidare på energiförbrukningen sluter gapet eller åtminstone begränsar dess storlek (IEA Hi-scenariot). Flera av studierna utnyttjar också, jämfört med tidigare prognoser, mera sofistikerade ansatser, när det gäller att beskriva OPEC-ländernas utvinnings- och prispolitik. Dessa baseras ofta på överväganden angående dessa länders optimala utvinningstakt av ändliga resurser, inkomstbehov och absorbtionsförmåga. Sammanfattningsvis kan sägas att metoderna har utvecklats. Osäkerheten som finns kvar framstår dock som betydande, vilket bl a beror på den för oljemarknaden helt nya situation, som tiden efter Irankrisen inneburit. Den analys och jämförelse, som här genomförts har endast i begränsad omfattning kunnat ta hänsyn till särskilda förbehåll i de enskilda studierna och är i detta avseende en orättvis betraktelse. Att diskussionen koncentrerats till kvantitativa medelvärden och genomsnitt innebär också ett visst våld på de intentioner, som enskilda studier ger uttryck för. I själva verket betonas ofta att det främsta värdet med prognoser ligger i de insikter och förståelse för de centrala sambanden som studierna ger snarare än specifika tal för olika variabler. Dessa insikter gör det möjligt att formulera kvalitativa slutsatser och bedömningar, vilka har större möjligheter att besannas, dvs överleva verklighetens grova påfrestningar, än siffermässigt precisa utsagor om framtidens energimarknader. Energiprognosarbetet utgör alltså en inlämingsprocess för vilken verklighetsunderlaget blivit alltmera komplicerat. Mycket återstår dock att lära: D Bevekelsegrunderna för olika aktörskategorier är inte tillräckligt analyserade. EI Marknadens struktur och funktionssätt och då särskilt prisbildningen ges inte det utrymme som fordras. EJ De ömsesidiga sambanden mellan oljeprisutveckling och ekonomisk utveckling är inte tillräckligt uppmärksammade.

En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 227

Dessa reservationer innebär att en realistisk bedömning av de framtida oljemarknadens utveckling måste komplettera de kvantitativa långsiktsprognoserna med ett mera dynamiskt marknadsorientat och i den politiska verkligheten grundat synsätt. Innan några slutsatser av analysen redovisas skall ånyo understrykas att den tidsbundenhet, som varje prognos uppvisar kan göra att de analyserade studierna p g a de kortsiktiga marknadsutvecklingen under åttiotalet redan kan uppfattas som inaktuella eller föråldrade. Några exempel på att sådana bedömningar eller misstankar förelegat också hos de institutioner, vars prognoser här diskuteras är följande: IEA har till sin World Energy Outlook fogat en känslighetsanalys i vilket oljepriset till år 1985 faller till 25 dollar/fat. Härigenom uppkommer en ökning av oljeefterfrågan med drygt 1 mbd jämfört med IEA Lo scenariot, huvudsakligen på bekostnad av kolandelen. Denna relativa ökning av oljeanvändningen består även på längre sikt då oljeersättningsprocessen bromsas. Texaco redovisade i början av år 1982 en prognos, enligt vilken den kraftiga minskningen av oljeefterfrågan skulle kunna leda till ett prisfall till 15 dollar/fat eller lägre. Världsbanken har under sommaren 1982 reviderat sin prognos för oljeprisets utveckling. Från att tidigare ha räknat med i genomsnitt 3 procents ökning per år antar man fallande priser 1983-84 och därefter en årlig ökningstakt på 2,4 procent fram till 1995. Dessa ändringar uttrycker ett oroande och centralt problem för prognoser: Hur viktigt är det att de stämmer i början”? Ivilken mån kan den kortsiktiga utvecklingen tillåtas avvika från den som förutses på lång sikt? De föreställningsramar som skapas av de här analyserade prognoserna ger upphov till en viss tröghet i framtidsbedömningarna. De är ju vanligen baserade på antaganden och gissningar som är åtminstone årsgamla. De innefattar således inte de mest aktuella händelserna på marknaden. En viss bias“ i urvalet uppkommer nödvändigtvis då mera omfattande prognoser tar längre tid att utarbeta än enklare partiella analyser. De stora institutionerna har s a s längre bromssträcka än enskilda bedömare, vars prognoser också tenderar att bli mera opportuna. Detta fördröjda varseblivande är på gott och ont. Det minskar risken för att för stor vikt läggs vid kortsiktiga utvecklingstendenser, men påverkar användbarheten av och tilltron till utsagorna i det korta tidsperspektivet. I den mån kortsiktsfenomen påverkar den långsiktiga utvecklingen kan aktualitetsproblemet också gälla långsiktsprognosernas värde. Iden mån prognoser påverkar handlingsmönstret på såväl efterfråge- som utbudssidan torde detta främst gälla investeringar som får sin fulla effekt på lång sikt, medan mera kortsiktigt inriktade åtgärder i högre grad påverkas av den faktiska marknadsutvecklingen. En slutsats skulle kunna vara att de kortsiktiga awikelserna mellan prognos och verklighet inte i sig behöver rubba en långsiktig utsagas användbarhet som beslutsunderlag. Däremot kan självfallet sådana avvikelser medföra en minskad tilltro till tillförlitligheten

också på lång sikt och därför leda till att prognosen inte används.

Om det å andra sida är så att det på kort sikt uppstår ett alltför stort glapp mellan prognos och verklighet kan detta leda till att de förväntningar som till

228 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna

stor del styr oljemarknadens framtid (via sin inverkan på kolbrytning, bildesign, etc) avviker från prognosen. Denna betraktas som felaktig eller överspelad, vilket ger upphov till ett investeringsmönster, som verkar i riktning mot att den besannas. Det kan exempelvis noteras att efterfrågereaktionen på oljeprishöjningarna varit större än vad prognoserna antyder. Detta gäller både de direkta effekterna och de som indirekt uppkommit genom en lägre ekonomisk aktivitet i världen. En konsekvens av detta blir då att det finns anledning att s a s justera utgångsläget för prognoserna. Basåret för flertalet prognoser ovan är 1980. Den genomsnittliga tillväxttakten per år i industriländerna uppgår i urvalet till ca 3 procent, medan den faktiskt uppnådda tillväxten under perioden 1980-82 legat mellan 0 och 1 procent/år. Under i övrigt lika förhållanden betyder dessa “felaktiga” BNP-antaganden en överskattning av efterfrågan på OPEC-olja med ca 5 mbd. Ett sådant - teoretiskt och även praktiskt- efterfrågebortfall drabbar främst residualproducenten Saudiarabien. Konsekvenserna för OPEC, oljepriserna och prognoser framstår tydligt; den svacka eller cykel, som oljemarknaden genomgår efter Irankrisen blir längre och möjligen djupare än vad som tidigare förutsetts. Endast om den ekonomiska tillväxten ökar kraftigt kan oljemarknaden återhämta sig till andra hälften av 1980-talet.

14.2 för energiefterfrågan Projektioner

Ett genomgående drag i materialet är att samtliga scenarier pekar på att energiefterfrågan i världen kommer att öka. De drivkrafter som kan spåras bakom denna utveckling är fortsatt ekonomisk tillväxt, och för utvecklingsländernas del bakomliggande faktorer som befolkningsökning och urbanisering. I jämförelse med tidigare studier bidrar nu höga eller ökande ol je- och energipriser till att efterfrågeutvecklingen dämpas. Denna prisutvecklings dämpande effekt på förbrukningen kommer i längden att mer än uppvägas av de efterfrågeökningar som följer med ökande inkomster. En allt större andel av energiförbrukningen kommer att falla på utvecklingsländerna, medan industriländernas andel minskar p g a lägre ekonomisk tillväxt och större besparingsmöjligheter. Från nära 80 procent av hela världens - exklusive SEV-ländernas och Kinas - energiförbrukning år 1980, väntas således industriländernas andel sjunka till mellan 73 och 70 procent vid sekelskiftet. Den 9 I Världsbankens studie 75 procent år 1990” och till knappa är denna andel blott genomsnittliga, årliga tillväxttakten för den globala energiefterfrågan uppgår i de olika scenarierna till mellan och Den största 70 procent, beroende 2,5 3,5 procent. på en mera positiv be- förbrukningsökningen uppkommer då scenarierna utesluter fortsatt stigande dömning av u-ländernas oljepriset. En grov bild av detta samband mellan pris och förbrukningsvolym energisituation. ges i figur 14:1. 2) För EMF-fallet är De studier, som sträcker ut tidsperspektivet till nästa sekel - EMF- och denna utveckling förbun- - i energiefter- IIASA-rapportema anger för den tiden en global tillväxttakt den med ett oljepris på frågan mellan 1,7 och 2,5 procent årligen”. drygt 80 dollar/fat, medan IIASA förutsäter Jämfört med prognoser utarbetade under 1970-talet innebär den nu ca 35 dollar/fat. förutsedda, framtida energiförbrukningen betydande nedskrivningar och

En jämförande översikt av de aktuella 229

energistudiema

oljepris $1982lfat

100-

90-

t

80- | i 70- EM? + 60- |

5° _ 0 i

CMB 015A Lo 40- O TE XACO 30 .. C - IIASA H. ”ASA Lo EA H. 2G.. Figur 14.1 Energiförbrukning och oljepris år 10.. 2000 enligt olika scenarier för hela världen 1 -s/*l l I I I I I (exkl SEV-Iänder samt 130 140 150 160 170 180 190 mbd Kina)

även en minskad spridning i uppskattningarna. För ett urval energiprognoser avseende år 1990 från åren 1975-78 (se Franssen 1978) kan ett medelvärde för den globala energikonsumtionen (exklusive SEV-länderna och Kina) på 147 milj fat oe/dag beräknas. Motsvarande tal för det här aktuella_ urvalet är 127 milj fat oe/dag. År 1982 kan den samlade förbrukningen beräknas uppgå till ca 94 mbdoe. För sekelskiftets energiförbrukning angav t ex år 1977 den bekanta WAES-studien årsvolymer mellan 151 (låg tillväxt) och 187 mbd” A (hög tillväxt). Den lägre volymen ligger nära genomsnittet för scenarierna, som uppgår till 154 mbd. På lång sikt skulle således verkningarna av den senaste oljekrisens prishöjningar komma att överflyglas av den ökade energianvändning, som en fortsatt, om än lägre, ekonomisk tillväxt medför. För de OECD-anslutna länderna förutses en årlig ökning av energiförbrukningen på mellan 1 och 2 procent. För tiden fram till sekelskiftet anges medelvärde och skillnad mellan största och minsta värde i tabell 14.2. På kort sikt dominerar de höjda oljepriserna efterfrågeutvecklingen dels direkt, dels indirekt via verkningarna på den ekonomiska tillväxten. På längre sikt antas den ekonomiska tillväxten öka och därför påverka

Tabell 14.2 OECD-ländemas genomsnittliga energiförbrukning (mbd)

New York 1977.

230 En översikt av de aktuella energistudierna jämförande

efterfrågeutvecklingen mera än under 1980-talets början. Spridningen och spännvidden mellan olika scenarier ökar som väntat med tiden. Den ekonomiska tillväxten och priset på olja eller energi är i samtliga studier centrala bestämningsfaktorer på efterfrågesidan. Den ekonomiska tillväxttakt som förutsätts råda inom OECD-området under första hälften av 1980-talet är nu väsentligt lägre än tidigare. Medelvärdet för de här presenterade studiernas antaganden är således 2,9 procent, vilket är drygt en halv procentenhet lägre än de prognoser, som utarbetades 1979-80, och 1,5 procentenheter lägre än vad som förutsattes vid 1970-talets mitt”. De alltmera pessimistiska tillväxtprognoserna, vilka delvis kan ses som ett uttryck för den rådande tidsandan, är en viktig orsak till att OECD-områdets energiförbrukning i mitten av 1980-talet nu förutses bli lägre än tidigare. En jämförelse med den 1977 utgivna OECD World Energy Outlook visar att ungefär hälften av skillnaden mellan prognoserna för OECD-ländernas energiefterfrågan år 1985 kan förklaras av en antagen lägre ekonomisk aktivitet. Genom att efterfrågeprojektionerna styrs av antaganden om pris- och blir den ekonomiska tillväxtens energiinnehåll- dvs den inkomstutveckling marginella åtgångskvoten - ett resultat av analysen i stället för, som tidigare, en på förhand exogent ansatt konstant. En följd av detta är att den marginella energiåtgångskvoten i de studerade scenarierna uppvisar en väsentligt större “Exkluderas IIASA- än tidigare. Jämfört med studier från sjuttiotalets mitt har kvoten spridning studien vars tillväxtan- sjunkit med nästan hälften och uppgår i de aktuella studierna till 0,45. taganden gjordes i 1970- Samtidigt har spridningen ökat väsentligt. talets slut blir tidsbun- Detta kan tolkas så att osäkerheten har ökat om vilket energiinnehåll den denheten ännu tydligare. framtida ekonomiska tillväxten kan komma att ha men att samstämmighet Medelvärdet sjunker då till 2,7 procent. råder om att den blir mindre än tidigare. Oljepriset har här en avgörande

Procent/år G

4,95 5 -F-° 4,39

4- I

3,75 3,51

Figur 14.3 Projektioner 2,9 av OECD-ländernas 3

ekonomiska tillväxt till 0--4-0

I I I I år 1985 vid olika tid- 78 79 80 811982

197273 74.75 76 77

punkter (Procentuell Prognosår BNP-Ökning/år) De horisontella linjerna anger medelvärden för prognoserna från resp år.

En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 231

betydelse. En jämförelse mellan de olika scenarierna visar också att tillväxtens energiinnehåll ger upphov till större spridning när det gäller OECD-ländernas energiefterfrågan än tillväxtantagandena. De senare är jämfört med tidigare studier lägre, men också mera samstämmiga. Den främsta osäkerheten på efterfrågesidan består således i vilka effekter strukturomvandling och energisparande kan få, medan enigheten är större om vilken ekonomisk tillväxt OECD-länderna kommer att uppnå framover.

1973 1980 1990 2000 År 1 Index 100

80-

IEA (Hi) TEXACO _ 70- DOE IEA (Lo)

\ (Lok--

\.IIASA

\\ NASA (Hi)

60-

Figur 14.4 Genomsnittlig

2 energiförbrukning per

BNP-enheti OECD 0 enligt olika studier ä, I l 1980 1990 2000 År (1973 = 100)

232 En jämförande Översikt av de aktuella energistudierna

Sjunkande energikvoter kan i viss mening ses som ett uttryck för en frånkoppling av sambandet mellan ekonomisk utveckling och energibehov. En annan slutsats, som dras i flera studier, är dock att den ökade knappheten på energi nu och i framtiden kommer att begränsa den möjliga ekonomiska tillväxten. Enligt exempelvis IIASA-studien ligger denna långsiktiga övre gräns vid ca 3 procent/är. I flertalet studier ökar den ekonomiska tillväxten under 1990-talet. Sparåtgärder, strukturförändringar och höga energikostnader leder på lång sikt till en avsevärt lägre genomsnittlig energiåtgång per BNP-enhet. Några olika studiers syn på denna utveckling framgår av figur 14.4. När det gäller efterfrågans procentuella fördelning på olika energislag kan utvecklingen för OECD-området sammanfattas i följande uppställning:

Tabell 14.5 Fördelning av OECD-ländernas energiefterfrågan på olika energislag (procent)

Den mest dramatiska förskjutningen under 1980-talet är uppenbarligen kärnkraftens ökande andel. Under 1990-talet väntas oljan till stor del ersättas av kol inom främst el- och uppvärmningssektorerna. Naturgasens andel- och volym - är relativt stabil under 1980-talet, men kan komma att minska framemot sekelskiftet, då dess bidrag till OECD-ländernas energiförsörjning i hög grad beror på importmöjligheterna. Oljeandelen förutsätts falla från omkring hälften idag till ca en tredjedel vid sekelskiftet. I absolut volym svarar detta ungefär mot en oförändrad konsumtion. En genomgående uppfattning när det gäller utvecklingsländernas energiförbrukning är att den kommeratt öka hastigare än de industrialiserade ländernas. De bakomliggande orsakeräsom vanligen läggs till grund för denna uppfattning är följande: E Befolkningstillväxten

El Övergång från ”icke-kommersiell” (brännved, dynga, etc) till kommer-

siell energi EJ Industrialisering D Jordbrukets mekanisering E! Urbanisering

Utöver befolkningstillväxten, där samstämmiga bedömningar råder, redovisas inte dessa orsaker i kvantitativt formulerade termer. Efterfrågeprojektionerna för utvecklingsländerna bygger därför på jämförelsevis enkla och ofullständigt redovisade metoder, i vilka prisutvecklingen och framför allt den ekonomiska tillväxten ges en avgörande roll. Utvecklingsländernas ekonomiska tillväxt- procentuell BNP-ökning/år -i de olika scenarierna redovisas i följande sammanställning:

En jämförande översikt av de aktuella 233 energistudiema Tabell 14.6 Utvecklingsländernas ekonomiska tillväxt enligt olika scenarier (BNP-ökning %/år)

Under perioden 1960-73 uppgick de oljeimporterande u-ländernas tillväxt till 5,8 procent årligen, medan de under 1973-80 endast uppnådde 4,6 procent. Antagandena för åttiotalets första hälft kan mot bakgrund av dessa erfarenheter te sig optimistiska. Efter 1985 faller de antagna tillväxttakterna åter till de senaste årens nivå. Bakom denna utveckling bl a ligger föreställningar om att ökande kostnader för oljeimport begränsar tillväxtutrymmet. Ett genomgående drag i scenarierna är att den för utvecklingsländerna antagna tillväxten kopplas till industriländernas ekonomiska utveckling. Inom u-landsgruppen differentieras i flera fall den ekonomiska tillväxten efter inkomstnivå. OPEC-länderna antas exempelvis kunna åstadkomma en snabbare välståndsökning än låginkomstländer utan egen olja. Ett starkt inslag av ömsesidigt beroende kan noteras när det gäller elasticitets- och tillväxtantaganden för EMF, IEA och IBRD. Denna samstämmighet torde främst bottna i avsaknad av alternativa kunskapskällor och är därför knappast något uttryck för någon särskilt säker bedömning. En jämförelse mellan efterfrågeprojektionerna för i- och u-länder mellan olika scenarier för åren 1990 och 2000 visar att, trots att OECD-ländernas efterfrågan är ungefär 3 resp 2 gånger så stor som u-ländernas, så är standardavvikelserna av ungefär samma absoluta storlek. Detta kan tolkas så att osäkerheten om u-ländernas framtida relativt sett är energiefterfrågan större. I likhet med vad som gäller för i-länderna ökar mellan spridningen scenarierna över tiden. Om hänsyn dessutom tas till att tillväxtantagandenas mera är ett för bristande samstämmighet uttryck kunskap än enighet i bedömningen, framstår osäkerheten som ännu större. Speciellt rör denna osäkerhet u-ländernas växande andel av den internationella oljehandeln. För oljeimporterande u-länder tillkommer ett problem som nämns i flera studier, men inte explicit tillåts påverka den förutsedda oljeinförseln, nämligen finansieringen av oljenotan. Det kan ifrågasättas om inte såväl ekonomisk tillväxt som energiefterfrågan är mera känslig för oljeprisnivån än vad som förutsätts i flera av scenarierna. I de studier som explicit anger u-ländernas marginella energiåtgångskvot, varierar denna mellan 0,8 (CMB) och 1,31 (IEA). Dessa variationer kan delvis förklaras av olika prisantaganden. Effekterna av på energiefterfrågan variationeri denna kvot vid olika tillväxtantaganden framgåri nedanstående räkneexempel. En variation inom vad som kan betraktas som rimliga värden ger alltså på tio års sikt en skillnad på upp till 7 mbd, vilket motsvarar en tiondel exempelvis av världsproduktionen av råolja. Mot denna bakgrund ter sig den relativa

234 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna

Tabell 14.7 Utvecklingsländernas energiefterfrågan 1990 vid olika BNP-tillväxt och åtgångskvoter (mbd)

samstämmighet scenarierna uppvisar anmärkningsvärd, även sedan hänsyn tagits till att man arbetar med liknande antaganden för den ekonomiska tillväxten. En rimlig slutsats blir då att osäkerheten, när det gäller u-ländernas energiförbrukning, är större än vad som framkommer i scenarierna.

Utbud och användning av andra energislag än olja

När det gäller utbudet av andra energislag än olja inom OECD kan följande sammanfattning göras av framtidsutsikterna enligt de olika studierna. De bilder av den framtida tillförseln av oljeersättande energislag, som de olika studierna ger kan i huvudsak sägas stämma väl överens, åtminstone under innevarande decennium. OECD-ländernas interna tillförsel av naturgas väntas således öka med ca 5 procent under 1980-talet. Under 1990-talet ökar spridningen mellan de olika scenarierna för att vid sekelskiftet uppgå till 6 milj fat oe/dag. Kolproduktionen inom OECD, som 1980 uppgick till ca 15 milj fat oe/dag, växer under 1980-talet med mellan 25 och 35 procent och det därpå följande decenniet med ytterligare 50 procent. Kolet framstår som det i särklass

främsta substitutet till oljan. Ökningen av kolutbudet under resten av

århundradet svarar således mot nästan hälften av OECD-ländernas nuvarande oljeförbrukning.

Tabell 14.8 Utbud och användning av oljeersättande energlslag enligt olika scenarier (mbd)

Skillnad mellan största och minsta värde 1 3,3 6,1 1,9 2,2 5,4 1,5 2,1 5,1

En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 235

Kärnkraften svarar för närvarande för ca 12 procent av elproduktionen inom OECD. Denna andel väntas komma att mer än fördubblas under 1980-talet för att därefter förbli relativt stabil. Även om den relativa spridningen mellan olika scenarier är större för kärnkraft än för övriga energislag, påverkas inte den totala bilden av möjligheterna att ersätta olja särskilt mycket av detta. För såväl kol, naturgas som kärnkraft gäller att den s k ledtiden, d v s perioden mellan utbyggnadsbeslut och faktisk tillförsel, i allmänhet är relativt lång. Den samstämmighet som studierna visar när det gäller energislag för det närmaste decenniet är en följd av att prognoserna utgår från befintliga, påbörjade eller beslutade anläggningar och projekt. En följd av detta vore då att några positiva överraskningar knappast är att vänta under tiden fram till 1990. Däremot kan nedläggningar, förseningar, driftstörningar, etc medföra att de tillskott av energi som prognoserna förutser i verkligheten kan komma att bli mindre. Ovan presenterade genomsnitt för året 1985 kan relateras till liknande medeltal för prognoser från det sena 1970-talet (se tabell 12.2). För kol och naturgas är skillnaderna mycket små medan förväntningarna på kärnkraftens bidrag sedan slutet av sjuttiotalet minskat något.

14.3 Den framtida oljeförsörjningen och

oljeförbrukningen

En gemensam slutsats i de refererade studierna är att oljan fortfarande vid år 2000 kommer att vara det energislag, som balanserar utbud och efterfrågan på energi. För OECD-länderna sjunker oljeandelen av den totala primärenergiförbrukningen från ungefär hälften till ca en tredjedel. För utvecklingsländerna utgjordes den använda kommersiella energin år 1979 till ca 63 procent av olja. Denna andel väntas sjunka till ungefär 50 procent år 2000. Även om oljans andel alltså kommer att sjunka, utgör den år 2000 och långt in i nästa sekel enligt prognoserna alltjämt det viktigaste energislaget. Den internationella oljemarknaden kan därför även i fortsättningen väntas behålla sin buffertfunktion, och oljepriset kan väntas styra prisbildningen på övriga energislag. I nedanstående diagram sammanfattas scenariernas uppskattningar av oljeförbrukning och oljepris vid sekelskiftet. Även om IEA Hi-scenariot inkluderas - vilket ju resulterar i ett gap mellan utbud och efterfrågan på 21 mbd - kan man notera att spridningen när det gäller prisprojektioner är väsentligt större än när det gäller efterfrågad volym”. Detta skulle framgå ännu tydligare om genomsnittspriset i EMF-studien (referensscenariot) - 70 dollar - ersattes med dess 12 olika projektioner på mellan 50 och 90 dollar. I syfte att ange vägen till den sammanfattande bild, som diagrammet ger, ” Den relativa standardanalyseras scenarierna i det följande med avseende på oljeförsörjning för avvikelsen för priset olika länderkategorier: OECD-länder, utvecklingsländer samt SEV-länderuppgår ti 33 procent nas nettoexport av olja. Därefter sammanfattas studiernas diskussion av och för vo|ymen 14 prooch prisbildning. Centprisantaganden

236 En Översikt av de aktuella SOU 1983: 19

jämförande energistudierna

oljepris (3 81 /fatl

85-

80...

75-

70- g EMF 55-

60_

55-

50- CMB

45* O IEA Lo

40- 0 TEXACO 35- O _ IIASA H. O 30- IIASA Lo O IEA Hi 251

Figur 14.9 Oljeförbrukningen i hela världen llllIllTITT exkl SEV-Iänder samt 2530354045505560657075mbd oljepris år 2000 enligt olika studier 1) År 1981 uppgick oljepriset till ca 35 $/fat och förbrukningen till ca 47 mbd

OECD-ländernas framtida oljesituation

De OECD-anslutna länderna väntas enligt förutsägelserna i de olika studierna minska sin oljeförbrukning inom ramen för en totalt sett stagnerande energiförbrukning. Främst antas detta ske genom energisparande och ökning av kolförbrukningen. År 1980 såg oljeförsörjningsbilden för OECD-området ut på följande vis:

Tabell 14.10 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1980 (mbd)

En översikt av de aktuella

jämförande energistudierna 237

Tabell 14.11 OECD-ländernas olieförsörjning år 1985 enligt olika scenarier (mbd) Konsumtion Utvinning Import CMB IEA IEA DOE CMB IEA IEA DOE CMB IEA IEA DOE

Västeuropa svarade således för ungefär halva OECDs import medan Nordamerikas import uppgick till ungefär en tredjedel. För övriga OECDländer (Japan, Nya Zeeland och Australien) uppgick till importberoendet drygt 90 procent. Sedan 1980 har OECD-områdets efterfrågan på olja fallit med 15 procent och kan komma att falla ytterligare, främst i Västeuropa. För år 1985 anges uppskattningar i olika scenarier (mbd) i tabell 14.11. De scenarier, som explicit redovisar en kvantitativ uppskattning för 1985, har som synes en förhållandevis enhetlig syn på OECD-ländernas försörjningssituation. Chase-studien uppvisar en högre bedömning av konsumtionsoch produktionsutvecklingen i Nordamerika, men importnettot blir nästan detsamma som i övriga scenarier. Jämfört med situationen 1980 minskar

Västeuropas konsumtion något, samtidigt som produktionsökningen i

Nordsjön på drygt lmbd minskar importbehovet med till 1,5 mbd. upp

Övriga regioners import förblir oförändrad under denna period. En

jämförelse med tidigare prognoser visar att variansen för importprognoserna minskat betydligt. Detta förklaras främst av det kortare tidsperspektivet.

Tabell 14.12 OECD-ländernas oljeimport år 1985 enligt prognoser gjorda vid olika tidpunkter (mbd)

Medeltal för prognoser gjorda åren

1974-76 1977-78 1979-80 1981-82

Import 30,8 35,7 28,4 21,3

Jämfört med 1970-talets förutsägelser väntas nu således en minskning av importefterfrågan år 1985 med ungefär en tredjedel, vilket ungefär motsvarar Saudiarabiens hela produktionskapacitet.” Denna minskning är nästan helt ett resultat av en förutsedd minskning av efterfrågan p g a högre priser och lägre ekonomisk aktivitet. En jämförelse med tidigare prognoser “Det kan nämnas att när det gäller utvinningen visar således att de förväntade bidragen från nu aktuella uppskatt- Nordamerika (främst USA) och Nordsjön år 1985 minskat med vardera ningar stämmer väl öve- 2-31nbd. Sänkta har alltså mer rens med OECDs progefterfrågeprognoser än väl uppvägt lägre nos från 1974 (högprisförväntningar beträffande OECD-ländernas egen produktion av olja. fallet) som angav ett

En regional uppdelning av efterfrågan ,produktion och import ger följande

importbehov på ca bild för år 1990 uttryckt i milj fat/dag: 20 mbd år 1985.

238 En översikt av de aktuella

jämförande energistudierna

Tabell 14.13 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1990. Medelvärden från olika scenarier (mbd)

Samtliga OECD-länder

Under 1980-talets andra hälft väntas OECD-områdets oljekonsumtion förbli ungefär oförändrad till sin volym. Scenariema ger ett medelvärde på på 1,6 mbd), vilket kan jämföras med 35,7 mbd (med en standardavvikelse 35,9 mbd år 1985. Den största mellan olika scenarier noteras för Nordamerika och spridningen särskilt USA. Medelvärdet för den projicerade oljeutvinningen sjunker i såväl Västeuropa som USA, vilket leder till att den genomsnittliga blir ungefär oförändrad jämfört med fem år tidigare. importefterfrågan mellan olika scenarier tilltar dock över tiden också för den totala Spridningen importen. Det bör även noteras att den relativt enhetliga genomsnittsbild, som ges av den internationella oljehandeln, när det gäller efterfrågan, har sin grund i likartade för OECD-ländernas ekonomiska tillväxt. En förutsättningar större i dessa tillväxtantaganden skulle alltså ge upphov till en spridning större spridning i oljeefterfrågan. Scenariernas framställning av OECD-ländernas oljeförsörjning vid sekelskiftet uppvisar en större inbördes variation än vad som gäller för 1990. Särskilt gäller detta efterfrågeutvecklingen och då i synnerhet konsumtionsi Nordamerika. Där uppgår spännvidden mellan högsta och utvecklingen lägsta angivna volym till 6,6 mbd. Scenariema för OECD-ländernas situation år 2000 sammanfattas i tabell 14:14.

Tabell 14.14 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1990 och 2000 (mbd)

Största och minsta volym i Medelvärde olika scenarier

En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 239

Det framgår av uppställningen att de olika studierna inte förutser några dramatiska förändringar av industriländernas totala försörjningssituation, åtminstone inte på efterfrågesidan. Ännu vid sekelskiftet ligger således oljeefterfrågan enligt den genomsnittsbedömning, som scenarierna ger uttryck för, på en nivå som endast obetydligt överstiger förbrukningen 1980. Spridningen tilltar dock över tiden och osäkerheten ackumuleras i importefterfrågan, där skillnaden mellan olika scenarier maximalt uppgår till 15 mbd, vilket svarar mot ungefär OECD-ländernas totala import från OPEC för närvarande. Det bör dock framhållas att denna skillnad är ett resultat av scenarier, som i vissa avseenden ter sig extrema. Den höga importen - 30 mbd - härrör från IEA Hi-scenariot som ju enligt WEO utgör en orealistisk gapkalkyl (förutsättande konstanta oljepriset). Den lägre importvolymen är beräknad på basis av IIASAs Lo-scenario. Detta scenario förutsätter en oljeproduktion inom OECD på ca 20 mbd medan övriga studier i genomsnitt anger 14 mbd. Scenarierna pekar sammanfattningsvis på att OECD-ländernas oljeimport under 1990-talet kommer att bestå ungefär oförändrat jämfört med 1980. Oljeimporten blir dock en lägre andel av energiförbrukningen, och därmed möjligen en mindre källa till oro.

SEV-länderna och Kina

SEV-ländernas samt Kinas oljeförsörjning ges vanligen en mycket summarisk behandling i energiframtidsstudier trots att Sovjetunionen är världens främsta oljeproducent . I vissa studier begränsas diskussionen om dessa länders framtid till ett antagande om nettooljeexportens I andra utveckling. studier tex WEO och IIASA baseras samma antaganden på en utförlig analys av dessa länders totala situation och får därigenom mera karaktär av prognos. Det bör understrykas att energiförsörjningen (möjlig konsumtion, export till östländer etc) har den största betydelse för Sovjets egen ekonomiska utveckling och därmed också för omvärlden. En genomgående bedömning när det gäller östekonomierna är att utsikter saknas att åstadkomma den partiella ”frånkoppling av sambandet mellan energiförbrukning och ekonomisk tillväxt som förutses för de industrialiserade länderna i väst. Den nyligen kontrakterade naturgasexporten väntas enligt några bedömningar ersätta oljans betydelsefulla position i Sovjetunionens bytesbalans med västländerna. Kravet på att vidmakthålla skulle då minska oljeexporten i styrka. Andra anför studier, exempelvis Texaco, att Sovjetunionen i största möjliga mån kommer att upprätthålla oljeexporten av valutaskäl och att det värsta som kan hända är att exporten faller till noll. Flera scenarier har, som framgår av nedanstående uppställning, antagit att de centralplanerade ekonomierna som helhet, varken kommer att exportera eller importera någon olja i framtiden. I vissa fall är nog nollorna i nedanstående kolumner ett uttryck för bristande analys eller kunskap snarare än ett resultat av några ingående beräkningar.

240 En översikt av de aktuella

jämförande energistudierna

Tabell 14.15 Export från SEV-länder samt Kina i olika scenarier (mbd)

(negativt förtecken betyder import)

En jämförelse med tidigare prognoser visar att spridningen i uppskattningarna minskat för bedömningarna för åren 1985 och 1990 samt att nettoimport numera bedöms som mera sannolik än nettoexport när det gäller östblockets oljehandel med omvärlden.

Utvecklingsländerna

Utvecklingsländernas framtida oljeförsörjning framstår genomgående som en dunkel i de studier, som här diskuteras. Detta förhållande torde till punkt stor del förklaras av att de prognoser och framtidsstudier som redovisats i utsträckning utarbetats i de rika industriländerna, ofta främst i övervägande syfte att belysa den framtida olje- och energisituationen för dessa länder. U-ländernas efterfrågan på olja har hittills varit förhållandevis liten. År 1980 uppgick förbrukningen till ungefär en fjärdedel av de industrialiserade ländernas eller cirka 10 mbd. Inom ramen för en globalt sett stagnerande förbrukning antas dock u-ländernas andel växa, så att den efterfrågade volymen kanske tredubblas fram till år 2000. En stor del av denna ökning faller på OPEC-anslutna länder. Avsaknaden av empiriska data för enskilda länder och användningssektorer medför att en mera detaljerad analys av u-ländernas anspråk fått ersättas av förenklade och mycket aggregerade prognoser. När det gäller utvecklingsländernas oljeproduktion och möjliga utvinningspotential är studierna mera ingående, vilket återigen återspeglar ett av deras viktigaste syften; att för industriländerna belysa de framtida oljeimportmöjligheterna från dessa länder. Särskilt detaljerade är förutsägelserna när det gäller de oljerikaste länderna dvs OPEC-anslutna länder. För de här aktuella studierna innebär det övergripande angreppssätt, som används i synnerhet på efterfrågesidan, att möjligheterna till jämförelser

starkt begränsas.” Detta gäller i viss mån även OPEC-länderna. Endast i

“Genom att sinsemellan IEA-, EMF- och DOE-rapporterna redovisas OPECs produktion explicit. I olika länderkategorier studier antas vanligen några av OPEC-länderna, företrädesvis de i eller geografiska indel- övriga ningar definieras och Mellanöstern, vara ”residual suppliers eller ”swing producers, dvs används och detaljerade vilka balanserar av producenter, den oljeefterfrågan, som inte tillgodoses länderuppgifter sällan andra källor. redovisas, omöjliggörs Trots detta förbehåll kan dock vissa slutsatser dras. Först omräkningar och ”över- generella sättningar”. redovisas läget under 1980-talet.

En jämförande översikt av de aktuella 241 energistudierna

Utvecklingen under 1980-talet

De studier som redovisar för år 1985 visar således att

bedömningar förbrukningen i utvecklingsländerna då skulle ha ökat från drygt 10 mbd år 1980 till mellan 12,4 och 14,2 mbd dvs med 25-40 procent. Den ökningen skulle till ungefär lika delar falla på OPEC-länder och övriga u-länder. Skillnaden mellan efterfrågeprojektionerna motsvarar ungefär den skillnad som uppkommer om BNP-tillväxtantaganden varieras med en procentenhet, men de kan inte förklaras av skilda antaganden i det hänseendet utan får återföras på andra, lika osäkra, faktorer. De icke OPEC-anslutna utvecklingsländerna väntas fram till 1985 öka sin utvinning från 5,3 mbd (1980) till mellan 6,7 och 9,0 mbd, dvs med upp till 3,7 mbd. Omkring hälften av denna ökning faller på ett enda land, Mexico, vars produktion i 1980-talets mitt skulle kunna uppgå till mellan 3 och 4 mbd för att år 1990 nå en nivå på kanske 5 mbd. Mexico skulle då vara en av världens främsta oljeproducenter med åtföljande inflytande på marknadsut- Tillskott vecklingen. från övriga länder i denna kategori skulle kunna uppgå till 1-2 mbd, motsvarande några enstaka procent av världsproduktionen. Jämfört med situationen 1980 skulle de icke OPEC-anslutna utvecklingsländernas nettoimportefterfrägan falla till 1985 från drygt 2,5 mbd till 1 mbd. En sådan nettoposition innebär också jämfört med tidigare prognoser en väsentligt reducerad importefterfrågan riktad mot OPEC-länderna. I ett urval av prognoser från åren 1977-78 för dessa länder en förutsägs genomsnittlig efterfrågan på OPEC-olja på 4 mbd och i studier från 1979-80 hade detta genomsnitt sjunkit till 3,4 mbd. OPEC-ländernas egen efterfrågen väntas däremot öka från 3 till kanske 4 mbd år 1985. Denna ökning förutses främst ske i folktäta, ”högabsorberande” länder såsom Nigeria och Indonesien, samt i Saudiarabien, vars ökade inhemska delvis användning kan antas bestå i framställning av raffinerade produkter. Saudiarabiens utbud av råolja ersätts då till en del av ett motsvarande utbud av färdiga oljeprodukter. OPEC-ländernas interna konsumtionsökning utgör således det enda tillskottet till efterfrågan under de närmaste åren. Detta tillskott är inte tillräckligt för att uppväga den fallande exporten. För OPEC-länderna totalt innebär scenarierna att exportefterfrågan vid 1980-talets mitt skulle uppgå till mellan 21 och 24 mbd (vid en prisnivå på mellan 28 och 33 dollar (1981)/fat). Beroende på vilka antaganden som görs om tillgänglig produktionskapacitet innebär dessa scenarier ett kapacitetsöverskott inom OPEC på upp till 10 mbd. Förmågan att fördela detta överskott mellan OPEC- länderna, dvs kvotera produktionen, blir avgörande för prisutvecklingen snarare än tekniska eller geologiskt betingade restriktioner. Under det närmare decenniet blir utnyttjandet av befintlig installerad kapacitet avgörande för oljeproduktionen medan utbyggnad av ytterligare kapacitet utanför OPEC spelar en underordnad roll. Under andra hälften av 1980-talet skulle utvecklingsländerna i scenarier med stigande priser öka sin efterfrågan med 3 procent årligen och inemot det dubbla vid konstanta reala råoljepriser. OPEC-ländernas ökar förbrukning med ca 1 mbd och de* icke OPEC-anslutna ländernas med 1-2 mbd. För de

En översikt av de aktuella

242 jämförande energistudiema

senare antas inte produktionen öka i samma takt, vilket alltså leder till en växande u-landsefterfrågan på OPEC-ländernas produktion. År 1990 företer då OPEC-ländernas marknadssituation en viss ljusning med 1980-talets mitt: jämfört El Den interna OPEC-förbrukningen ökar något, ca l mbd. EI U-ländernas efterfrågan ökar också. El Industriländernas importefterfrågan upphör att falla. D Statshandelsländerna övergår från export till nettoimport av olja.

Detta är den allmänna bild scenarierna förmedlar. Om den skulle besannas att OPEC-ländernas kapacitetsöverskott minskar till ca betyder det sannolikt stärks. 5 mbd och möjligheterna till gemensam pris- och produktionspolitik innebär en sådan utveckling att behovet av samordning inom ,Samtidigt OPEC-organisationen minskar, liksom Saudiarabiens möjligheter att styra utvecklingen (åtminstone om Saudiarabien inte utvidgar sin utvinningskapacitet väsentligt). mellan de olika scenarierna och rapporterna visar att En jämförelse samstämmigheten är större på utbuds- än på efterfrågesidan, när det gäller de icke OPEC-anslutna länderna, medan motsatsen gäller för OPEC-länder. För de länder som står utanför OPEC kan oljeutvinningen till största delen anses bestämd av geologiska och tekniska faktorer, som är kända redan idag. Långa ledtider utesluter några större volymmässiga överraskningar. För OPEC-länderna bestäms produktionen i scenarierna oftast som en residual, och hänsyn tas dessutom ibland till kända, politiska produktionstak, varför spridningen för dessa länders produktion blir något större. Totalbilden av OPECs framtida produktion är jämfört med tidigare väl samlad - 27-28 mbd. Detta torde bero på den projektioner kring mellan utbud, efterfrågan och prisbildning som kännetecknar återkoppling de aktuella studierna.

Åren 1990 :m 2000

åren 1990 och 2000 Nedan ges en översikt av utvecklingsländernas oljebalans Den allmänna bilden är nu välbekant; som den anges i de olika studierna. olika scenarier med tiden, vilket kan ses genomgående ökar variansen mellan som ett tecken på växande osäkerhet. Vidare kan man återfinna de tendenser, som ovan påpekades för för tiden fram till 1990. För icke OPEC-anslutna u-länder ökar utvecklingen mera på efterfrågesidan än på utbudssidan både i absolut volym spridningen och relativt. Detta innebär att produktionsmöjligheterna för dessa länder under nittiotalet betraktas som mera säkra (och begränsade) än förbrukråder motsatt förhållande. Utöver den förklaningen. För OPEC-länderna ring till detta som tidigare givits kan man notera att länderkoncentrationen då är större, vilket gör situationen mera överblickbar och på utbudssidan därför kan öka graden av samstämmighet. visar flertalet scenarier en fortsatt, obruten När det gäller oljeförbrukningen under 1990-talet för u-ländernas del. Den årliga tillväxten i ökning

konsumtionen (Ett undantag är IIASA

uppgår till mellan 2 och 5 procent. som kombinerar en rationell tillväxt och Lo-scenariot, värld, låg ekonomisk minimering av oljeberoendet.)

En jämförande översikt av de aktuella energistudierna 243

Tabell 14.16 Sammanställning av utvecklingsländernas efterfrågan och utbud på olja år 1990 och 2000 enligt olika scenarier (mbd) Största Minsta Skillnad Medelvärde värde värde Samtliga utvecklingsländer

Icke OPEC-anslutna u-länder

OPEC-anslutna u-länder

talet som överträffar

övriga studier, så att volymen år 2000 ligger Större delen av efterfrågeökningen faller på kategorin icke OPEC- åtminstone 4 mbd över anslutna Denna visar andra scenarier trots låg utvecklingsländer. gruppering upp en spridning på ekonomisk tillväxt och 13 mbd i efterfrågad volym, vilket är mer än utvecklingsländernas samlade höga oljepriset. IEAs förbrukning år 1980.Spännvidden i efterfrågeprognoserna beror mycket på av dessa länbedömning IEAs WEO-scenarier. IEA Hi ger en femprocentig årlig förbrukningstill- ders framtidsutsikter

växt, som inte håller kontakt med ett oelastiskt utbud bortom år 1990”. kan därför karaktäriseras På utbudssidan kännetecknas den allmänna bilden av 1990-talet av en svag som välvilligt optimistisk. ökning för de icke OPEC-anslutna länderna på sammanlagt kanske 2 mbd”, varav skulle kunna Mexico, som häriupp till hälften fall på Mexico. OPEC-ländernas vid sekelskiftet skulle scenarierna genom försvarar sin unproduktion enligt der 1980-talet etablerade ligga kvar på ungefär tidigare - dvs 1990 års - nivå, strax under 30 mbd. Av position som en av värluttömningsskäl skulle dock en större del av denna produktion tillhandahållas dens främsta oljenatio-

av ett mindre antal länder med högre koncentration till Mellanöstern. Under ner, är kanske då forden - men kanske orealistiska - av mellt eller informellt att genomgående förutsättningen en räkna bland OPEC-län- ”överraskningsfri framtid till år 2000 skulle en sålunda ökad koncentration derna. på produktionssidan leda till förbättrade samarbetsmöjligheter för de ”Det bör noteras att oljeproducerande länderna. OPEC-ländernas pro- Avslutningsvis kan också u-ländernas oljebalans ses från industriländernas duktion i scenarierna i perspektiv. Givet att u-ländernas anspråk tillgodoses, ”Räcker” oljan då huvudsak bestäms av

också till industriländerna? Om scenarierna motsvaras av den efterfrågan snarare än verkliga så att u-länderna kapaciteten särskilt unutvecklingen, har råd att efterfråga olja och att deras der 1980-talet. Balansen ekonomier behöver olja och kan tillgodose sin efterfrågan, kommer för 1990 innefattar därnettoutbudet från utvecklingsländerna (inklusive OPEC-länderna) att ligga för ett visst kapacitetspå följande nivåer?) överskott inom OPEC.

244 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna

1990 2000

19-23 l5-30mbd

vilket kan jämföras med OECD-ländernas importanspråk enligt samma scenarier:

1990 2000

19-23 8-21 mbd

Enkelt uttryckt anger scenarierna växande risker för konflikter eller stigande priser under 1990-talet.

14.4 Det framtida antaganden och oljepriset;

prognoser

Det har redan konstaterats att oljeprisutvecklingen i de prognoser som publicerats och utarbetats sedan Irankrisen 1978-79 _fått en väsentligt mera framträdande och betydelsefull roll jämfört med tidigare studier. 1970-talets erfarenheter har kunnat utnyttjas för att uppskatta hur pass priskänslig efterfrågan och utbud är på kort och lång sikt. I de här aktuella studierna har framför allt priseffekterna på efterfrågesidan kvantifierats. Genom använd- - osäkra - kan man basera ning av skattade priselasticiteter visserligen diskussionen om den framtida energi- och oljeförsörjningen på prognoser, som ger utrymme för marknadsmekanismen. En över tiden växande förbrukning genererar, ställd mot ett oelastiskt oljeutbud, inte längre i första hand ett efterfrågeöverskott (gap), utan detta överskott får sitt utlopp i stigande priser. Flera aktuella studier tillvaratar också de insikter, som vunnits i de inbördes sambanden mellan ekonomisk tillväxt, oljeprisutveckling och energiförbrukning. Som ett resultat av denna växelverkan framkommer en mindre spridning än tidigare i uppskattningar av behovet av OPEC-olja. Å andra sidan betyder denna utveckling, i de fall prisutvecklingen anges som ett resultat av analysen, att spridningen i prisprognoserna blir ett uttryck för den osäkerhet, som råder om den framtida utvecklingen och sambanden mellan utbud och efterfrågan. Prognosbudskapet blir att uppmärksamheten bör riktas inte mot en befarad framtida brist på olja utan snarare mot vilket pris oljan betingar i framtiden. Förenklat uttryckt har en större del av prognososäkerheten flyttats från förutsett behov av OPEC-olja till det framtida priset för denna olja. Denna osäkerhet är stor”, vilket bl a påvisas av de olika prisutvecklingar, som EMF-projektets olika modeller genererar även med gemensamma förutsättningar för centrala ingångsdata. Den prisspridning som ändå uppkommer illustreras nedan i figur 14:18.

En jämförande översikt av de aktuella 245 energistudierna

Mycket förenklat kan de prisprognoser, som förekommer i det här diskuterade materialet; delas in i tre kategorier: Rena antaganden. Världsbankens studie utgår från att priset på oljeersättande substitut utgör en övre gräns för oljepriset år 2000. Detta pris antas ligga mitt i ett intervall på 45-65 dollar/fat oe, dvs 55 dollar. Räknat från 1980 års prisnivå krävs då en ökning på 3 procent årligen, vilket blir Världsbankens prognos.

Antaganden vars effekter prövas på utbud och efterfrågan eller OPECs

intäkter. I Texacos studie ansätts olika pristrender fram till sekelskiftet. Eftersom såväl efterfrågan som utbud är priskänsliga, erhålls som restpost för Irak och Saudiarabien (studiens ”swingproducers”) en exportefterfrågan som vid konstanta realpriser blir för stor (27 mbd) jämfört med kapaciteten och vid 4 procent årlig ökning blir för liten (4 mbd) i förhållande till inkomstbehoven i dessa länder. Basfallets prisantagande förläggs mittemellan, 1-2 procent ökning årligen. Formaliserade prisbildningsmodeller: dvs pris och produktion bestäms av (några av) OPEC-ländernas optimala utvinningstakt. I IIASA-studien balanseras det globala utbudet och efterfrågan på energi genom att regionen VI (Nordafrika-Mellanöstern) maximerar sina totala oljeintäkter fram till år 2030 under vissa restriktioner. Resultatet av denna optimering blir att priset from 1990 kommer att ligga strax under kostnaden för oljeersättande energislag (skifferolja etc), vilken antas ligga strax under 40 dollar/fat oe. Man betonar vanligen att scenariernas prisutvecklingar är långsiktiga trender och ej avsedda eller användbara för mera kortsiktiga förutsägelser. Man talar således ofta om projektioner snarare än prognoser. Hellre räknar” man med en viss prisutveckling än att ”förutspå” den. Ett annat sätt att nalkas denna fråga är att ansätta sannolikheter för olika alternativa prisbanor eller att ange något referensfall som mest sannolikt. Ett nästan genomgående drag i scenarierna är att prisutvecklingen anges som en jämn kontinuerlig trend - ofta stigande - samt att förbrukare och producenter av energi förutsätts handla på basis av denna trend om än med viss fördröjning. Det beslutsproblem, som uppstår i verkligheten, med starkt fluktuerande priser och osäkra förväntningar, ryms vanligen inte i scenarierna, utan är från början bortdefinierat. Dessa förenklingar är delvis motiverade av att det är den långsiktiga utvecklingen kring vilken intresset i huvudsak kretsar i här diskuterade studier. Även om prisprojektionerna i flera fall är antaganden får de ändå en prognosfunktion. Oundgängligen uppfattas de som uttryck för prisförväntningar och får därför effekt också på den faktiska prisutvecklingen. På få marknader styrs prisutvecklingen av förväntningar såsom på oljemarknaden, inte bara på kort sikt utan även på lång sikt. De studier, som här redovisas, antar eller förutser i huvudsak på lång sikt en fortsatt ökning av oljepriserna. Kostnaden för oljeersättande drivmedel; likvifierat kol, skifferolja etc, utgör i flera studier en viktig bakgrundsvariabel. Uppfattningarna går starkt isär om produktionskostnaderna för sådana energislag med praktiskt taget oändlig resursbas. De har vidare en tendens att förändras i takt med oljeprisets utveckling bl a p g a att utvinningen av t ex oljeskiffer är mycket energikrävande.

246 En översikt av de aktuella energistudierna jämförande

I det här aktuella urvalet är de äldsta och nyaste prisprojektionerna de enda som för år 2000 anger ett oljepris ungefär vid den nivå som rådde i mitten av år 1982, vilket möjligen styrker hypotesen om den rådande tidsandans betydelse för prognoserna. Det måste genast framhållas att i WEOs fall betraktas denna prisutveckling som osannolik eller oförenlig med scenariets övriga förutsättningar. i Prisutvecklingen för de olika scenarierna anges i tabell 14.17. (Det officiella priset för Arabian Light var sommaren 1982 34 dollar/fat, vilket svarar mot 32 dollar i 1981 års penningvärde.) Medelvärdet för 1980-talets mitt (drygt 32 dollar/fat) innebär ett ungefär oförändrat realpris, de närmaste åren, jämfört med prisläget sommaren 1982. För 1990 är medelvärdet omkring 36 dollar, vilket skulle innebära en prisökning på drygt 3 procent årligen. Vid sekelskiftet är genomsnittlig medelvärdet knappt 40 dollar. Jämfört med 1982 års prisnivå innebär detta

genomsnitt en årlig realprisökning på ca 2 procent. (Detta genomsnitt döljer

dock en spridning mellan -0,7 och +3 procent.) För tiden bortom sekelskiftet utgör priset på syntetbränsle i IIASAscenarierna en övre gräns för oljepriset. EMP-studien pekar dock på att realistiska bedömningar av den framtida syntetbränslevolymen inte inom framtid medför att kostnaderna för dessa nödvändigtvis skulle överskådlig utgöra någon övre gräns för oljepriset. anger scenarierna för 1980-talet möjligheter till såväl Sammantaget fallande som stigande realpriser - ner till ca 25 dollar och /eller upp till 50 dollar. Den på lång sikt bestående tendensen i scenarierna utesluter vidare några större sänkningar av oljepriset från nuvarande nivå. Man kan notera att den inbördes spridningen i prisprojektionerna är större för EMF-studien än för övriga studier. Medan variationsvidden för år 1990 mellan för övriga studier uppgår till 13 dollar varierar den i EMFs referensfall 38 och 60 dollar/fat dvs en skillnad på 22 dollar. Den inbördes variationen i - utifrån de prisbanor som EMP-studiens oljemarknadsmodeller genererar med avseende på ekonomisk tillväxt, elasticigemensamma förutsättningar, teter m m - är alltså större än de mellan övriga studiers priser, trots att de senare från sinsemellan olika förutsättningar i dessa avseenden. utgår EMF-modellernas förenklat den osäkerhet om den framtida priser uttrycker

Tabell 14.17 Oljeprisutveckling (dollar/fat) fram till år 2020 enligt olika scenarier

IEA Hi

(För EMP-studien har intervallet i referensscenariot angivits.)

En översikt av de aktuella energistudierna 247 jämförande

oljemarknadens utveckling, som skulle kvarstå även om vi hade visshet om centrala såsom ekonomisk tillväxt m m. förutsättningar överraskande osäkerheten när Denna möjligen iakttagelse understryker det gäller den framtida oljeprisutvecklingen. - med Den relativa samstämmighet som övriga studier uppvisar jämfört EMF-materialet - kan bero på att priserna där mera har karaktär av exogena antaganden än av analysresultat. Priserna eller prisantagandena anpassas då klokheten förefaller allmänt rimligt. till vad som enligt den konventionella I EMF-studien däremot framkommer priserna direkt ur givna förutsättningar via modellsimuleringar. trenden för oljepriset i EMFs referenssce- Den genomgående, långsiktiga nario är dock klar: uppåt! Fram till slutet av 1980-talet anges i flertalet fall tlacka prisutvecklingar och i vissa fall t o m fallande priser, vilka återspeglar den nu rådande marknadssituationen. År 1990 ligger emellertid samtliga över nuvarande prisnivå och når år 2000 ett projektioner betydligt medianvärde på 70 dollar/fat. resulterar EMFs I ett optimistiskt scenario analys i en mera gynnsam utveckling. Genom att ändra referensscenariots förutsättningar i optimistisk OPEC-ländernas riktning med avseende på OECD-ländernas oljesparande, produktionskapacitet och tillgången på “synfuels”, erhölls de prisutvecklingar som framgår av figur 14.18. Inte ens under dessa gynnsamma förutsättningar skulle 1990 års oljepris enligt någon modell ligga under 20 dollar/fat trots den samtidiga förekomsten och utbyggnad av såväl kapaciteten inom OPEC av ett kraftigt oljesparande för framställning av syntetbränsle. I verkligheten torde som kapacitet realiserandet av sådana satsningar vara åtminstone delvis varandra uteslutande. Den ökande trenden består; vid sekelskiftet skulle långsiktigt prisnivån ligga kring 45 dollar/fat och om 40 år (2020) kanske fördubblas.

I Oljeprisutveckling i EMF:s optimistiska scenario

*j* Gately 89- ------ -- usss-oms - Kennedy-Nehring ---- OILMAR 7° ----_--- OILTANK -------- Salant-ICF so_ K_

7\

50-

40-4

30- _

20-

Figur 14.18 Oljeprisutveckling i EMFs optimis- I tiska scenario enligt olika l I I 1980 1985 1990 1995 2000 År modeller

248 En jämförande översikt av de aktuella energistudierna

En genomgång av EMFs samtliga scenarier visar att den spridning, som oljepriset visar redan i referensscenariot vidgas då de yttre förutsättningarna varieras inom rimliga gränser. Medan oljepriserna det närmaste decenniet är mycket osäkra, kan man ändå på lång sikt - år 2000 - förvänta sig att de kommer att överstiga dagens nivå. Endast ett fåtal kombinationer av modeller och scenarier anger för år 2000 priser lägre än dagens. Om prishöjningarna blir blygsamma eller drastiska är mindre klart.

Del IV

De internationella

energimarknaderna;

en

sammanfattning

sou 1983:19 251

15 Uranmarknaden

15.1 uran

Naturligt

Uran förekommer i naturen i bl a malmer, skiffrar och i mycket låga koncentrationer i t ex havsvatten. Tillgångar av uran kan därför inte anges i absoluta tal utan brukar anges i kostnadsintervall för utvinning av urankoncentrat. Innan uranet kan användas som bränsle i kärnkraftreaktorer måste det konverteras och anrikas samt särskilda bränsleelement tillverkas. Dessa processer kan sägas ingå i bränsleförsörjningen. De åtgärder som erfordras för att ta hand om det använda kärnbränslet berörs inte i denna utredning. De uppskattade urantillgångarna som kan utvinnas till en kostnad mindre än 130 dollar/kg, uppgår till cirka 2,3 miljoner ton. Denna siffra avser världen, exklusive SEV-länderna. Någon uranstatistik för SEV-länderna offentliggörs inte. Tillgångarna på uran är koncentrerade till i första hand USA, Sydafrika, Australien och Canada. För fördelning på länder se tabell 15:1. Länderna är uppställda i storleksordning med avseende på de totala reserver/resurser som är utvinningsvärda under 130 dollar/kg.

Tabell 15.1 Uran; Resurser och reserver 1 januari 1981 (tusental ton) Utvinningsbart till en kostnad

under totalt $ 80/kg $ 130/kg

252 Uranmarknaden

Man noterar att vissa länder kan redovisa hela eller praktiskt taget hela sina tillgångar såsom utvinningsbara till kostnader under 80 dollar/kg uran. Bland dessa märks Australien, Canada och Niger. Betydande urantillgångar finns i Sverige. Kring Ranstad i Västergötland finns i ett område med alunskiffer cirka 300 000 ton uran i låga koncentrationer (i uranrik del 300 g uran per ton skiffer). På ett flertal andra ställen i landet finns dessutom mindre tillgångar av uran. I anslutning till verksamheten i Ranstad har sammanlagt cirka 200 ton uran utvunnits. De berörda företagen har emellertid konstaterat att ekonomiska förutsättningar för uranutvinning inte föreligger f n inom landet. Det svenska behovet av uran täcks således helt med import. De svenska reserverna är utvinningsbara i kostnadsskiktet 80-130 dollar eller däröver. Under 1981 uppgick produktionen av uran i världen exkl SEV-länderna till cirka 44 000 ton, varav USA svarade för cirka 13 500 ton. Produktionen i de länder som svarar för den helt övervägande produktionen, särskilt den avsedd för export, framgår av tabell 15:2. Enligt nuvarande planer räknar man med betydande produktionsökningar under kommande år i Australien och Canada. Efterfrågan på uran i världen exklusive SEV-länderna uppgick 1981 till cirka 30 000 ton. Efterfrågans utveckling är beroende av i vilken takt som nya kärnkraftstationer tas i drift och vilken teknik som används. För närvarande överstiger den internationella produktionen av uran efterfrågan. Det råder alltså överutbud. Investeringar i prospektering och produktion av uran grundade sig länge på förväntningar om en mycket snabb ökning av antalet kärnkraftverk. Så sent som i början av 1970-talet fanns fortfarande farhågor om att tillgången på uran skulle hämma kärnkraftens utveckling. På kort sikt ansågs då den utbyggda produktionskapaciteten för liten, på längre sikt gällde farhågorna resursernas omfattning. Alltsedan mitten av 1970-talet har prognoserna för kärnkraftens utbyggnad fått skäras ned betydligt. Den totalt redovisade uranresursen i världen ökade samtidigt som resultat av intensifierad prospektering. Stora projekt för utvinning av uran stod produktionsfärdiga vid en tidpunkt då efterfrågan i praktiken hade stagnerat. Detta har lett till sjunkande världsmarknadspriser för uran. Att produktionskostnaderna för uran under samma tid har fortsatt att stiga har inneburit

Tabell 15.2 Produktion av uran 1981 (vissa länder utanför SEV-länderna)

Niger

98%

Uranmarknaden 253

minskat intresse för prospektering och utveckling av nya fyndigheter. Vissa beslutade eller t 0 m inledda produktionsprojekt har lagts ned. NEA/IAEA räknar med att överskottsituationen på uranmarknaden kommer att bestå under större delen av 1980-talet. På 1990-talet räknar NEA/IAEA med att viss ny produktionskapacitet kommer att erfordras, varefter marknaden förväntas vara i balans mot slutet av seklet. Enligt nuvarande planer beräknar NEA/IAEA att produktionskapaciteten i världen, exkl SEV-länderna, kommer att öka från cirka 48 000 ton 1981 till cirka 70 000 ton 1990. Avgörande för i vilken takt nya produktionsanläggningar tas i drift blir marknadsutvecklingen och ränteläget. Ett högt ränteläge kan medföra att många kraftföretag minskar sina bränslelager på grund av de höga kapitalkostnaderna. Branschorganet Uranium Institute uppskattade i september 1981 det sannolika uranbehovet till 60 000 ton 1990, jämfört med 29 000 ton 1980 och cirka 44 000 ton 1980 och 1981. Uranmarknaden är säregen eftersom det endast finns ett fåtal exportländer med ett litet antal produktionsföretag och köparna är begränsade till ett antal stora kraftföretag. Flertalet avslut avser långsiktiga kontrakt och köp för omedelbara leveranser är mycket begränsade. Antalet länder med en nettoexport att tala om är ytterst litet. Bland OECD-länderna är det i praktiken bara fråga om Canada och Australien. Andra uranexporterande länder är Sydafrika, vars exportsiffror också innefattar utförseln från Namibia, samt Gabon och Niger. Import av uran sker till länder med kärnkraftsprogram, men utan egen utvinning av tillräcklig omfattning. Bland uranimportörer av betydelse märks således Japan, Frankrike, Västtyskland, Storbritannien, Schweiz, Belgien och Sverige. Marknaden är även speciell i det avseendet att den är mycket noga statligt reglerad inom och mellan länder. Särskilt tillstånd krävs som regel både för export och import och särskild internationell kontroll knyts till uran och annat klyvbart material för att förhindra att det avleds för framställning av kärnvapen. Ofta är bilaterala kontrollavtal på regeringsnivå villkor för internationell handel. Olika leverantörländers kontrollkrav kan påverka valet av leverantör eller skapa bindningar av andra slag. Regeringarna i ett litet antal länder kan om de så önskar kraftigt förändra uranmarknadens villkor. Uranbehovet styrs vidare av bindningar i påföljande förädlingsled. T ex styr omfattning och leveransplaner enligt ingångna anrikningskontrakt uranbehovet, även om det anrikade bränslet inte direkt behövs utan lagras inför kommande användning. Betydande lager av uran och kärnbränsle finns på många håll i världen. Enligt vissa bedömningar uppgår lagren till tre årsbehov enligt nuvarande förbrukning. Priset på natururan på världsmarknaden var lågt i början av 1970-talet, men steg kraftigt omkring år 1975 för att under åren 1976-79 stagnera kring 43 dollar per pund uranoxid. I september 1980 sjönk priset till cirka 31 dollar per pund. Under 1981 och 1982 har priset legat ännu lägre, eller vid cirka 24 dollar per pund.

254 Uranmarknaden

15.2 Bränslecykeltjänster

Internationell handel med naturligt uran är alltså väsentlig för flertalet länder Kärnkraft kräver dessutom internationellt som har kärnkraftsprogram. med teknologi och utrustning för själva kärnkraftverken. Vidare utbyte fordrar det naturliga uranet olika behandlingsled för att kunna användas som kärnbränsle. Dessa är också föremål för internationell handel i form av

Iegotjänster. Innan uran kan användas som bränsle i lättvattenreaktorer måste det bl a konverteras och anrikas. För många kärnkraftländer, inkl Sverige, kan dessa utomlands. Fem företag i processer inte ske i landet utan måste kontrakteras västvärlden konverterar urankoncentrat till uranhexafluorid. I samband med kontraktering av anrikningstjänster i Sovjetunionen kan även konvertering utföras där. En allmän är att konverteringskapaciteten är bedömning tillräcklig under 1980-talet. Svenska kraftföretag förutser inga svårigheter att kontraktera erforderliga konverteringstjänster. Leverantörer av anrikningstjänster (höjning av uranets halt av isotopen Sovjetunionen, Frankrike, Storbritannien och Neder- U-235) finns i USA, länderna. inom anrikningsområdet föreligger för Betydande överkapacitet närvarande. Anrikningskontrakt sluts som regel för lång tid, ofta för ett reaktorblocks vilket inflexibel. Priset hela uranbehov, gör anrikningsmarknaden mycket bestäms av myndigheter där anrikningsanläggningarna är belägna. Tillkommande anläggningar i Europa har skapat ett något ökat utbud. Anrikningsvarför teknologi är känslig när det gäller risken för spridning av kärnvapen, det internationellt funnits en strävan att begränsa antalet anläggningar. Både lättvattenreaktorer och tungvattenreaktorer (de senare kan drivas uran och är alltså inte beroende av anrikning) förutsätter med naturligt av bränsleelement i särskilda anläggningar. Tillverkningen är i tillverkning tekniskt sett inte lika komlicerad och anses inte jämförelse med anrikning heller innebära samma risker när det gäller spridning av kärnvapen. av bränsleelement för kärnkraftverk finns i Anläggningar för tillverkning många länder med egna kärnkraftsprogram, inkl Sverige. Det finns också på detta område till internationellt utbyte i form av köp och möjligheter har i allmänhet inte inneburit en försäljning av tjänster. Bränsletillverkning begränsande faktor i genomförandet eller planeringen av kärnkraftspro-

gram. Upparbetning är ett behandlingsled som kan äga rum sedan kärnbränslet har använts i reaktorn. Också här förekommer ett internationellt utbyte av tjänster. Handeln med upparbetningstjänster är hårt reglerad av politiska skäl och dess omfattning är blygsam. och driftskostnader, säkerhetsaspekter samt Höga investeringskostnader har det faktum att upparbetning är känslig från ickespridningssynpunkt också bidragit till att någon marknad för nya upparbetningsanläggningar

eller -tjänster ia praktiken inte finns.

Uranmarknaden 255

15.3 Uranmarknadens framtid och

särdrag

För närvarande karaktäriseras uranmarknaden avlutbudsöverskott. Denna

situation väntas bestå intill slutet av 1980-talet, varefter en stramare marknadssituation kan inträda. Några svårigheter väntas inte föreligga att tillgodose behovet av naturligt uran, konverteringstjänster eller anrikningstjänster. Försörjningssituationen kan dock förändras om en fortsatt svag prisutveckling medför att nya produktionsanläggningar inte i tid tas i drift eller genom politiskt betingade stopp i något av de större producentländerna. Frågor som försörjningstrygghet har ofta diskuterats i samband med olika länders kärnkraftsprogram. Men det har då inte på samma sätt som gäller för bl a olja och kol bara gällt tillgången på själva energiråvaran. Visserligen påverkas handeln med uran av politiska villkor som tidvis av det importerande landet uppfattas som så betungande att de likställs med att vara avstängd från leverans. Men i praktiken har det främst varit i samband med köp av kunskap eller utrustning för själva kärnkraftverken eller köp av konverterings- och anrikningstjänster som problem och osåkerheter har kunnat uppstå. De speciella politiska villkor som ofta knyts till leveranser av teknologi, utrustning, bränsle eller tjänster på den civila kärnkraftens område har av leverantörslandet motiverats med riskerna för spridning av kärnvapen. Många mottagarländer har tidvis fått vidkännas problem till följd av de bilaterala villkor som har knutits till deras import. Bl a har detta gällt bristande förutsägbarhet samt tids- och resurskrävande administration av olika bilaterala kontrollvillkor. De speciella komplikationer på det mellanstatliga planet som dessa icke-kommersiella villkor innebär samt de därmed förknippade ickespridningsfrågorna behandlas inte i denna utredning.

16 Kolmarknaden

16.1 kol

Energiråvaran

Brytning av kol kan spåras tillbaka till antiken. Användningen av kol spreds sakta genom romarriket och nådde bl a England där kol på 900-talet lokalt användes mycket. Den kontinentala kolgruveindustrin utvecklas i började Sachsen och Holland på 1100-talet och i Ruhrområdet på 1300-talet. Utanför Europa började kol brytas i Kina på 1200-talet. Kolbrytning i Amerika och Australien inleddes avsevärt senare i samband med den europeiska kolonisationen av dessa kontinenter. Kolets utvecklingshistoria som energiråvara är från början densamma som oljans. Ursprungsmaterialet är levande organismer samt träd- och växtrester, som avlagrats på sjö- och havsbottnar under olika geologiska tidsåldrar, i många fall sedan hundratals miljoner år tillbaka. Kolet självt har fått ge namn åt en sådan period - karbon. Kolets kemiska egenskaper bestäms bl a av mängden ingående oorganiskt material, det oorganiska innehållets sammansättning, kolets kemiska omvandlingsgrad samt det organiska ursprungsmaterialets kemiska sammansättning. En kolfyndighet kan vidare innehålla kollager, s k flötser, med sinsemellan olika egenskaper. Kol är med andra ord ingalunda något enhetligt begrepp. Kolet kan antingen uppdelas efter användningsområdet i tex kokskol (även kallade metallurgiska kol) och ångkol (för förbränning) eller geologiskt efter omvandlingsgraden. amerikansk standard Enligt uppdelas kol efter omvandlingsgrad vanligen i fem olika ”ranks. Inblandningen av oorganiska beståndsdelar i kolet är en av de faktorer som gör att kolanvändning är behäftad med miljöproblem. Exempel härpå är förekomsten av spårelement som kvicksilver och kadmium. Särskilt påtaglig är dock förekomsten av svavel. Svavelhalten uppgår till mellan 0,1 och 10 procent.

16.2 Reserver av kol

Av världens samlade kända fossila bränsletillgångar svarar kolet för mer än 90 procent. Mätt efter jämförbart värmeinnehåll är de reserver av kol som kan utvinnas till kostnad cirka rimlig 5 gånger större än motsvarande oljereserver. De totala, troliga tillgångarna på både brunkol och stenkol har på grundval av allmängeologiska förhållanden uppskattats till 15-20 000

258 Kolmarknaden Tabell 16.1 Världsenergikonferensens uppskattningar av världens koltillgångar, miljarder ton

miljarder ton. Härav är mer än 10 000 miljarder ton kända, d v s resurser (se tabell 16:1) Endast en mindre del av de kända tillgångarna är ekonomiskt brytvärda, d v s utgör reserver. Som framgår av tabellen beräknas dessa 1980 ha uppgått till knappt 700 miljarder ton, varav cirka 490 miljarder ton utgörs av stenkol. Under de sista 10 å 15 åren har man kraftigt kunnat räkna upp såväl de kända tillgångarna som reserverna. Anledningen härtill är bl a 1970-talets höjningar av oljepriserna, vilka har medfört att många länder har ökat sin prospektering samt utnyttjat mer avancerad teknik och mer sofistikerade metoder för uppskattning av koltillgångarna. Reservernas och resursernas fördelning på olika länder enligt 1980 års uppskattning framgår av tabell 16:2. Där framgår bl a att cirka två tredjedelar av reserverna och hela 80 procent av resurserna finns i tre länder, Förenta Staterna, Sovjetunionen och Kina. Trots denna koncentration till ett fåtal stora länder, märks beträffande kol en något jämnare global fördelning av reserverna än för oljan. OECD-

Tabell 16.2 Världens koltillgångar (miljarder ton)

Reserver Resurser

Totalt Därav Totalt stenkol

” Asien 4 2 40 Europa 27 5 59 ” Oceanien 0 0 2

Summa 687 488 11 057

Källa: WEC 1980.

Kolmarknaden 259

länderna svarar tillsammans för cirka en tredjedel av de globala kolresurserna och i det närmaste hälften av de idag brytningsvärda reserverna. Mer än 60 procent av de kända resurserna inom OECD finns i Förenta Staterna. Där, liksom i Australien, är det inte osannolikt att de redovisade reserverna kan komma att öka allteftersom ytterligare prospektering gör det möjligt att revidera tidigare uppgifter, vilka allmänt anses vara relativt försiktiga. Sovjetunionen har cirka 17 procent av världens kolreserver och Kina 16 procent. Också här är det rimligt att räkna med möjligheter till relativt stora tillskott till reserverna genom prospektering och ny teknik.

16.3 Produktion och av kol

användning

Industrialismens tidiga utveckling har varit beroende av tillgången på kol. I länder med egna koltillgångar har industrin i stor utsträckning lokaliserats i anslutning till dessa tillgångar. Så har t ex skett i Tyskland, Storbritannien och USA. Detta har också inneburit att användarna har kunnat utforma sina pannanläggningar så att de har varit anpassade till specifika kolkvaliteter. Den geografiska närheten mellan produktion och användning av kol präglar fortfarande kolindustrin, vilket avspeglar sig i den internationella kolhandelns ringa omfattning. Trots en sjunkande relativ andel för kol i världens energiförsörjning har världens ökat. Särskilt kolproduktion kontinuerligt snabb var utvecklingen under 1950-talet. Detta hängde samman med att SEV-länderna då starkt satsade på kol som energikälla. Under 1960-talet ökade kolproduktionen endast marginellt, vilket berodde på att oljan då inom betydande områden konkurrerade ut kolet. Efter oljekrisen 1973/74 har intresset åter riktats mot kolet vilket avspeglas i produktionstatistiken (se tabell 16:3) Sett mellan olika regioner och länder har dock utvecklingen varit mycket olika. Medan alltså produktionen av kol globalt sett ökade under perioden 1950-1973, kunde en direkt minskning av produktionen noteras i OECDländerna. Däremot tredubblades produktionen i Sovjetunionen, övriga SEV-länder samt Kina. U-ländernas produktion av kol, som aldrig har svarat

Tabell 16.3 Världsproduktionen av kol 1960-1980, miljoner ton

Källa: Kol 90 (1980) samt Kjellman, Handel med ångkol (1981).

260 Kolmarknaden

för annat än en mycket liten del av världens totala utbud, ökade under samma tid med blygsamma knappt 3 procent per år. Detta innebär att praktiskt taget hela ökningen under 1950-talet och 1960-talet ägde rum i Sovjetunionen,

Kina och Östeuropa. Dessa intog därigenom en ställning som absolut

ledande ländergrupp när det gäller produktion av kol. Av redovisad produktion 1980 har i storleksordningen 400 miljoner ton utgjorts av kokskol, d v s kol för metallurgisk användning. Utöver redovisade kvantiteter har även betydande kvantiteter brunkol brutits. För år 1979 uppgick denna produktion till drygt 1 100 miljoner ton, varav 650 miljoner ton i Europa och 165 miljoner ton i Sovjetunionen. Konsumtionen av kol var inom OECD-området mer eller mindre konstant under åren 1960 - 1973. Detta var samtidigt som den totala energiförbrukningen i dessa länder Ökade mycket snabbt, varför kolets andel av konsumtionen minskade drastiskt. Kolets andel av OECD-ländernas totala energiefterfrågan gick ned från cirka 36 procent 1960 till cirka 20 procent 1973. Också här märks intressanta regionala skillnader. De stora minskningarna av kolanvändningen märks i Europa, där olja alltmer kom att ersätta kolet i industrin och i bostadsuppvärmning. Visserligen ökade samtidigt den amerikanska kolanvändningen för elproduktion, men totalt sett var det alltså fråga om en stagnation. Inte ens oljekrisen 1973 innebar på kort sikt att OECD-ländernas kolförbrukning ökade. Under perioden 1973-78 hade kolet en i det närmaste konstant andel i den totala energiförbrukningen. Det var först efter den andra oljeprisschocken 1979-80 som en ökning av kolanvändningen märktes. Främst berodde detta på att oljebaserad elproduktion i relativt snabb takt ersattes med kolbaserad. Kolets andel av OECD-ländernas totala energianvändning ökade under denna tid från drygt 19 procent till cirka 22 procent 1980. SEV-länderna och Kina har under 1970-talet haft en jämn ökning av kolkonsumtionen med cirka 2 procent per år. U-länderna, vars energianvändning 1981 till cirka en tredjedel utgjordes av kol, har under tiden 1973-1980 ökat sin konsumtion av kol med sammanlagt 60 procent eller drygt 7 procent per år.

16.4 Världshandeln med kol

Den internationella handeln med kol är blygsam i förhållande till den totala produktionen. Sålunda utgör internationell handel med kol knappt 10 procent av produktionen. Förhållandet har varit relativt konstant under hela 1970-talet, liksom mönstret avseende exporterande respektive importerande länder. Att särskilt notera är dock framväxten av Australien, Canada och Sydafrika som storskaliga exportörer. Utvecklingen av världshandeln med kol sedan 1960 framgår av tabell 16:4. Av tabellen framgår att Förenta Staterna (33 procent), Australien (17 procent), Polen (12 procent) och Sydafrika (11 procent) år 1980 var de största exportländerna för kol. Siffrorna inom parentes anger deras respektive andelar av världshandeln det året. Bland importländerna dominerar Japan som är köpare av nästan en fjärdedel av den totala exporten. Därnäst kommer Frankrike och Italien med 12 procent respektive 7 procent.

Kolmarknaden 26_1

Tabell 16.4 Världshandeln med kol 1960, 1970 och 1980 (miljoner ton)

Exportör 1960 1970 1980 Importör 1960 1970 1980

USA 34 65 83 Japan 8 50 68 Polen 17 29 31 Frankrike 10 14 30 Australien 2 18 43 Canada 12 17 16 Sovjetunionen 12 25 25 Italien 10 13 17 Västtyskland 18 16 13 Sovjetunionen 5 7 6 Sydafrika 1 2 29 Belgien/Lux. 4 8 11 Canada 1 4 14 Västtyskland 7 10 9 Övriga 18 12 14 Övriga 47 52 95

Totalt 103 171 252 Totalt 103 171 252

Källa: Kol 90 (1980) samt Kjellman, Handel med ångkol (1981).

Internationell handel med ångkol är inte av särskilt gammalt datum. Handel med kokskol, som tidigare har förekommit, väntas i och för sig fortsätta, men någon nämnvärd ökning volymmässigt väntas bara när det gäller ångkol. Den allt lägre aktivitetsnivån på stålverken i de industrialiserade länderna ligger bakom detta, samtidigt som ångkol alltmer ersätter olja för uppvärmningsändamål och framför allt i elproduktionen i ett antal i-länder. Den allra största delen av framtida internationell handel med ångkol kommer att ske mellan OECD-länderna. IEA räknar med att cirka 97 procent av medlemsländernas behov 1990 kommer att kunna tillfredställas inom gruppen. Liksom varit fallet hittills, skulle de stora exportörerna 1990 vara Förenta Staterna och Australien, med 42 respektive 39 procent av IEA-ländernas importbehov 1990. Största enskilda importland förblir Japan, vars import enligt IEAs beräkningar 1990 skulle utgöra cirka hälften av nettohandeln med kol inom IEA. Ett handelsmönster inom IEA av detta slag 1990 förutsätter stora produktionsökningar, särskilt i de viktigaste exporterande länderna. Förenta Staterna visade sig snabbt kunna öka sitt utbud för export i samband med att efterfrågan på världsmarknaden hastigt steg 1980. Samtidigt blev det uppenbart var flaskhalsarna finns för en ökad amerikansk export. Framför allt gäller detta transporter från gruva till hamn, samt kapacitet och djupförhållanden i hamnarna. Australiens kolproduktion har en mer markerad inriktning på export än något av de andra kolländerna. Närheten till den stora japanska marknaden har stärkt landets ställning som viktigt exportland också för framtiden. Osäkerhet om tillräcklig tillgång på arbetskraft samt tidvis oro på arbetsmarknaden för kolproduktion, transport och lastning fortsätter emellertid att orsaka problem. Även andra IEA-länder kommer att öka sin självförsörjningsgrad. Canada blev 1981 nettoexportör av kol. Storbritannien beräknas övergå till att också bli detta före 1990. De största importökningarna väntas ske i Japan, Italien och Nederländerna samt i någon mån Spanien och Portugal. Bland kolexporterande länder utanför IEA-gruppen märks Sydafrika och Polen samt på sikt möjligen också Kina. Framtida exportvolymer från

262 Kolmarknaden

samtliga dessa länder är dock osäkra av flera skäl. Beträffande Sydafrika är exportförutsättningarna kopplade till den politiska situationen i landet, medan det för SEV-länderna och Kina snarast är de inhemska behoven som kan minska eller helt ta bort utrymmet för export. Intresset av att tjäna hårdvaluta kan dock, liksom hittills, påverka avvägningen så att viss export upprätthålls. I varje fall väntas Polen återerövra någon del av den marknad som förlorades i samband med den politiska oron i landet 1980-1982. Under slutet av 1970-talet ökade starkt kvantiteten kol i internationell

handel. Ökningen mellan 1977 och 1981 var cirka 35 procent, eller drygt

70 miljoner ton. Ökningen var hänförlig till ökad handel med ångkol, vilken

härigenom kom att uppgå till 130 miljoner ton år 1981. Detta innebär i stort en fördubbling. En stor del av kolhandeln sker interregionalt. Mängden ångkol i transocean handel kan för år 1981 skattas till drygt 85 miljoner ton. Motsvarande siffra för handeln med kokskol är knappt 115 miljoner ton. Nationella ångkolsmarknaden kännetecknas av relativt fasta bindningar mellan producent och konsument, d v s att leveranserna sker under någon form av långtidskontrakt. En viss spotmarknad finns och denna kan komma att öka allteftersom den internationella handeln med ångkol ökar. Det bör dock framhållas att stora laster ångkol på spotmarknaden ofta består av flera olika sorters kol, vilket kan ställa till med problem hos vissa förbrukare. Prisbildningen när det gäller internationell handel med kol är splittrad och delvis svårgenomskådlig. Produktionskostnaden varierar mellan olika fyndigheter beroende på skillnader i bl a arbetskraftskostnader och subventionsgrad. Transportkostnaden från gruva till köpare har också en betydligt större andel av det slutliga priset för kol än för olja, där den för olja med senare års utveckling bara svarar för en ytterst marginell del. Osäkerheten om de framtida kolpriserna samt om prisrelationerna mellan kol och främst tjock eldningsolja är påtaglig. Detta försvårar planering och utbyggnad av anläggningar för produktion och användning av kol, vilka ofta har långa projekteringstider och är förhållandevis kapitalkrävande, särskilt på konsumtionssidan. Både producenter och konsumenter av kol kan i viss utsträckning underlätta sin planering genom att ingå långtidskontrakt eller att delta i samarbetsformer såsom delägande på producentsidan. Sådana kontrakt kan öka avsättnings- respektive försörjningstryggheten och är i själva verket ofta en förutsättning överhuvudtaget för nyinvesteringar både på produktionsoch användarsidan. Långtidskontrakten kan dessutom möjligen i någon mån minska osäkerheten om de framtida priserna, även om klausuler för omförhandling eller anpassning till ändrade förhållanden på den internationella kolmarknaden under kontraktens löptid gör att viss osäkerhet består. Priserna för kol i internationell handel steg relativt kraftigt under 1980 och 1981. Till stor del berodde detta på den snabbt ökande efterfrågan till följd av de stora oljeprisökningarna. Minskat utbud från Polen i kombination med oro på arbetsmarknaden i Australien under samma period förstärkte denna trend. En intressant fråga gäller i vilken mån priserna för kol i framtiden kommer att vara mera förutsägbara och mindre påverkade av extraordinära händelser. Stora nyinvesteringar för att erhålla den nödvändiga infrastruk-

Kolmarknaden 263

turen för en ökad kolhandel kommer troligen att resultera i höjda priser. Dessa borde emellertid på sikt kunna plana ut när skalekonomi och modern teknik kan dra ner styckekostnaderna framför allt i transportledet. Man väntar sig också att prisutvecklingen på den amerikanska hemmamarknaden kommer att ha ett relativt stort inflytande även på världsmarknaden för kol. Detta beror på Förenta Staternas stora andel av den internationella kolandelen totalt, trots att den amerikanska exporten bara utgör cirka 15 procent av hela landets produktion.

16.5 Det framtida behovet av kol

Utvecklingen på oljemarknaden har medfört ett ökande globalt intresse för kol. Detta avspeglas också i de prognoser över världens energiförsörjning som publiceras av officiella organ, företag och organisationer. Möjligheten att nyttja kol i världens ökande energiförsörjning har varit föremål för ett detaljerat studium i bl a World Coal Study, WOCOL, som publicerades år 1980. I det följande lämnas inte någon mer utförlig redogörelse för WOCOL eller andra studier. Det kan dock konstateras att energiprognoserna förutser en kraftigt ökande produktion och utnyttjande av kol, vilket framgår av tabell 16:5.

Tabell 16.5 Exempel på prognoser över världens kolbehov år 2000, miljoner ton IEA WEC WOCOL

Fall A Fall B OECD 2 081 - 2 000 3 025 Hela världen - 5 780 6 000 6 780

Källor: IEA, Steam Coal Prospects to 2000, 1978. WEC, World Energy Looking Ahead to 2020, 1978. WOCOL, Coal Bridge to the Future, 1980.

Det förutses sålunda att OECD-länderna och världen i övrigt skall öka sin

kolanvändning 2-3 gånger under tiden fram till sekelskiftet. Ökningen avser

huvudsakligen ångkol, även om kokskolanvändningen också förväntas öka. Av ångkolskonsumtionen år 2000 förväntas närmare 80 procent gå till elkraftproduktion och nästan 15 procent till industrin. Cirka Sprocent beräknas användas för framställning av syntetiska bränslen. Med den bedömda ökningen av konsumtionen skulle kolet stå för 55 procent av ökningen i OECD-ländernas energikonsumtion. Ifallet med ett högre kolbehov (fall B i WOCOL-studien) skulle det krävas en global produktion av 6780 miljoner ton för att tillgodose de totala behoven år 2 000. Produktionen av kol förväntas utvecklas i enlighet med tabell 16:6.

264 Kolmarknaden Tabell 16.6 Världens möjliga kolproduktion år 2000, miljoner ton

Källa: WOCOL.

Det måste framhållas att bedömningen i tabell 16:6 inte är en prognos över den framtida kolproduktionen utan över vad som under vissa antaganden kan vara möjligt att producera. Av ökningen i produktionskapacitet från dagens nivå är det de tre stora producentema (USA, Sovjetunionen och Kina) som förutses stå för 70 procent. Den Ökning av världens kolanvändning som kan förutses kommer att medföra en ökad internationell handel med kol. Den bedömda utvecklingen till år 2000 enligt IEA och WOCOL framgår av tabell 16:7.

Tabell 16.7 Världshandeln med kol år 2000, miljoner ton

IEA WOCOL

Fall A Fall B

Källor: Se tabell 16:5.

Medan handeln med kokskol i stort väntas fördubblas, beräknas handeln med ångkol öka 5-10 gånger. Trots den kraftiga ökningen av kolhandeln beräknas den ändå bara utgöra 10-15 procent av världens totala kolproduktion. För handeln med kokskol kan förutses att denna i ökande utsträckning kommer att gå från lågflyktiga kol till kvalitetsmässigt mera diffenterierade kolsorter, d v s till kolkvaliteter som nu inte betraktas som kokskol. Detta innebär att kokskol- och ångkolsmarknaderna blir mer integrerade. För ångkolshandeln kan vidare förutses att den i stor omfattning kommer att omfatta relativt lågsvavliga kol. De största importörerna av kol förväntas bli EG-länderna och Japan. Kolexportkapaciteten år 2000 enligt WOCOL framgår av tabell 16:8.

Kolmarknaden 265 Tabell 16.8 Kolexport år 2000, miljoner ton

Källa: WOCOL.

16.6 Hinder och för ökad

möjligheter kolanvändning

och kolhandel.

Den förväntade utvecklingen av kolpriserna i förhållande till priset på i första hand tjock eldningsolja är av avgörande betydelse när det gäller möjligheterna för kolet att uppnå en användningsnivå enligt tidigare redovisade bedömningar. De kraftiga prisstegringarna på olja under perioden 1978-80 gjorde under några år kolet synnerligen attraktivt. Genom störningar på kolmarknaden under senare år har dock en del av kolets ekonomiska konkurrensfördelar eliminerats. Som en effekt härav har en ökande osäkerhet hos potentiella kolanvändare spritt sig och inställningen på flera potentiella kolmarknader till ökad kolanvändning är awaktande. Låg ekonomisk tillväxt i industriländerna tillsammans med ett högt ränteläge har också medverkat till att investeringar i kolanvändning inte ägt rum i väntad omfattning. Diskussionen om miljöeffekterna, i form av exempelvis svavel- och tungmetallutsläpp vid förbränning av kol, har också verkat återhållande. Det finns dock flera skäl som talar för att kolet kommer att förbli konkurrenskraftigt. De väldiga reserverna är ett. Flera utvinningsprojekt finns färdigprojekterade i etablerade kolexportländer och kan sättas igång närhelst efterfrågan stiger. Mot denna bakgrund är det rimligt att anta att kolpriserna i stor utsträckning även i fortsättningen kommer att dikteras av kostnadsutvecklingen när det gäller produktion, transporter, lagring och hantering. Många skäl talar därvid för reala kostnadsökningar, inte minst i produktionsledet. Även kostnaderna för förbränningsanläggningar kommer att få betydelse för efterfrågan och därmed för kolpriserna. Den internationella kolmarknaden är, och kommer att utgöra, en begränsad del av den totala kolkonsumtionen. Högt räknat kan den komma att uppgå till 15 procent. Härav följer att de internationella kolpriserna i stor utsträckning kommer att dikteras av prisutvecklingen på de inhemska

266 Kolmarknaden

kolmarknaderna i de länder som också exporterar kol. Detta gäller i särskild hög grad för USA. Som en följd härav medför även måttliga störningar på den inhemska, amerikanska kolmarknaden att hela den internationella kolhandeln påverkas. Den internationella kolmarknadens känslighet för störningar i försörjningsmönstret har demonstrerats inte minst under senare år. En konsekvens härav är att kolanvändarna ofta har lager motsvarande innemot ett års konsumtion för att kunna överbrygga störningar i tillförseln. Exempel på sådana störningar under de senaste åren är strejker eller hot om strejker i Australien och USA, oro för den framtida politiska utvecklingen i Sydafrika samt inte minst aktuellt de senaste åren, krisen i Polen. En annan nyckelfråga när det gäller att bedöma kolets framtid som en av växande betydelse i världens energiförsörjning, är infrastrukenergiresurs turen. En ökning av kolanvändningen i allmänhet. och en ökning av den internationella kolhandeln i synnerhet, förutsätter att infrastrukturen byggs ut allteftersom kolmarknaden expanderar. I början av 1970-talet transporterades inget kol med fartyg på 100 000 ton dödvikt och över. År 1981 utgjorde sådana transporter 30 procent av den transoceana kolhandeln. Utvecklingen tyder på en framtida andel av 50 procent. Infrastrukturen i form av mottagningskapacitet hos importländerna är i stort tillräcklig för avsevärd tid framåt. Däremot är både transportkapaciteten i form av järnvägar i flera exportländer samt exportterminalerna i behov av utbyggnad och upprustning. Främst gäller detta USA, där det inte finns beslutade avseende exportterminaler för fartyg i den nâgra projekt som konsumenterna för. Även i Australien och storleksordning planerar Canada är åtgärder angelägna. Sydafrika däremot tycks ligga långt framme när det gäller att tillförsäkra sig tillräcklig exportkapacitet. för USA att påtagligt öka sin exportkapacitet är sålunda Möjligheterna inte bara beroende av kolreservernas storlek och en villighet att exploatera reserverna, utan exempelvis också på järnvägsbolagens medgivande. Dessa också själva exportterminalerna i hamnarna. bolag äger i stor utsträckning Härtill kommer att gruvarbetarstrejker ofta har utbrutit i samband med avtalsrörelserna. Trots ovanstående problem väntas USA komma att behålla nuvarande 30-procentiga andel av den internationella kolhandeln under 1980-talet. Även Sydafrika anses komma att behålla nuvarande andel på 10 procent. Kolproduktionen i Australien kännetecknas av kraftiga och återkommande störningar på arbetsmarknaden. Omfattningen av dessa störningar har tidvis varit av sådan omfattning att de hotat kolexportmöjligheterna. Härtill kommer otillräcklig hamnkapacitet. Detta gäller i viss utsträckning också för Canada där dock behovet att bygga ut järnvägsnätet är det mest överhängande problemet. De för Sverige mest intressanta kolleverantörsländerna med stor exportpotential under det närmaste decenniet anses vara Australien, Canada, Colombia, Polen och USA. Förutom uppenbara respektive nackdelar påtalas ofta

transportfördelar

för dessa producentländer olika styrkefaktorer och svaghetsfaktorer. Dessa kan åskådliggöras i en tabell.

SOU 1983: 19 Kolmarknaden 267

Tabell 16.9 Egenskaper hos olika kolexporterande länder

Land Styrka Svaghet

Australien 1. Produktion exportinriktad. l. Järnvägs- och hamnkapacitet otillräcklig. 2. Stora reserver av lågsvav- 2. Vanligt med strejker. liga kol. Colombia 1. Produktionen export- 1. Brist på infrastruktur. inriktad. 2. Reserverna ligger nära 2. Oviss politisk utveckling. kust. Canada 1. Produktionen exportinrik-1. Långa transportavstånd. tad. 2. Stora reserver av låg- 2. Otillräcklig transportkapacisvavliga kol. tet. Polen 1. Produktionen export- 1. Svag transportkapacitet. inriktad. 2. Närhet till västeuropeiska 2. Låg flexibilitet i produktiomarknaden. nen. 3. Risk för omprioriteringar i bristsituationer. 4. Oviss politisk utveckling. USA 1. Stor produktionspotential 1. Risk för inhemska överpriser som kan störa exporten. 2. Flexibilitet i produktionen. 2. Järnvägs- och hamnkapacitet otillräcklig. 3. Strejker förekommer.

Sammanfattningsvis kan konstateras att kolets plats i världens energiförsörjning idag inte är lika självklar som den av många ansågs vara för bara ett par år sedan. Grundläggande frågeställningar avseende bl a priser, infrastruktur och miljö måste besvaras innan kolutnyttjandet kan nå de nivåer som många bedömare anser vara eftersträvansvärd för att minska världens oljeberoende. Kokskolmarknadens framtid hänger särskilt nära samman med konjunkturutveckling och strukturförändringar inom industrin i de stora industriländerna. Stålindustrins kris talar för betydligt lägre framtida efterfrågan än enligt tidigare prognoser. Efterfrågan på ångkol för elproduktion och i industrin kommer bl a att bero på utbyggnadstakten för kärnkraft och villigheten att göra stora investeringar för kolanvändning trots osäkerhet om prisförhållandet på sikt mellan olja och kol. Ett fåtal exporterande länder, alla med sina speciella osäkerheter, kommer att dominera på utbudssidan. Detta väntas knappast i sig få någon genomgripande betydelse för den framtida prisbildningen i form av kartellöverenskommelser och liknande. Prisbildningen torde komma att styras av konkurrensläget på stora hemmamarknader, främst den amerikanska. Kvalitetsskillnader och kostnadsutveckling för produktion, transport och hantering blir också av största betydelse. Köparnas intresse av att ha flera leverantörer kommer dock medföra att även producenter med relativt höga priser tas i anspråk. En enstaka storproducent, främst USA kan emellertid få

268 Kolmarkrtaden

ett stort inflytande över kolmarknaden. Framför allt dominerar osäkerheten. Osäkerheten gäller, som vid alla viktigare nysatsningar, konjunkturutvecklingen och ränteläge, men också leveranstrygghet, relativpriser och miljörestriktioner. På producentsidan innebär detta självfallet att man efterlyser den avsättningstrygghet som anses nödvändig för nyinvesteringar i utvinning, hantering och transport. Långsiktiga kontrakt och, i ännu högre grad, gemensamma investeringar från konsument- och producentlånders sida för utvinning kan minska producenternas osäkerhet om avsättningstrygghet. Konsumenternas intresse om leveranstrygghet däremot, påverkas inte i samma mån. Prisutvecklingen dels i absoluta tal för kol, dels i förhållande till i sin tur osäkra oljepriser, fortsätter att vara en avgörande osäkerhetsfaktor, som endast i begränsad utsträckning kan påverkas av långsiktiga kontrakt eller gemensamma engagemang.

i sou 1983:19 269

17 Naturgasmarknaden

17.1 Allmänt

Med naturgas avses gasformiga kolväten, främst metan. Övriga beståndsde-

lari utvunnen gas utgörs speciellt i s k vätgas av högre kolväten såsom etan, propan och butan. Gasen kan också innehålla koldioxid, kväve, vatten och helium. Vanligen måste man innan gasen distribueras till konsumenterna avskilja icke önskvärda komponenter och genom att minska andelen tyngre kolväten åstadkomma en tekniskt enhetlig kvalitet. Härigenom utvinns vid källan eller i speciella anläggningar s k naturgaskondensat (NGL) bestående av propan, butan, pentan och tyngre kolvätefraktioner. NGL eller vätgas får ej förväxlas med kondenserad naturgas (LNG), som förvätskats av transportskäl. Den egentliga naturgasen består till skillnad från våtgasen i huvudsak av metan. Naturgaskondensat (NGL) används företrädesvis som råvara för den petrokemiska industrin, främst i USA. De viktigaste tyngre komponenterna i naturgas - butan och propan kallas i kondenserad form - LPG - kondenserad petroleumgas och saluförs under benämningen gasol eller flaskgas. Denna används som bränsle i industrin samt marginellt som drivmedel för bilar. Nya transport- och lagringstekniker har jämte prisstegringarna på råolja inneburit att raffinaderiernas traditionella ställning som huvudleverantörer av LPG kommit att utsättas för en växande konkurrens från främst OPEC-ländernas produktion av naturgaskondensat. Naturgasen har fått en allt större betydelse under de senaste decennierna. Dess andel av energiförbrukningen i världen växte från 3 procent 1925 till 10 procent 1950 och cirka 20 procent 1981. Jämfört med andra fossila bränslen är alltså naturgasens globala betydelse som energikälla av relativt sent datum. Detta förklaras till stor del av de i förhållande till energiinnehållet mycket höga transport- och distributionskostnaderna. Naturgas har tidigare inte framstått som ett konkurrenskraftigt alternativ om inte stora marknader kunnat etableras nära gasfyndigheterna. Någon världsmarknad för naturgas i egentlig mening existerar inte. Den internationella handeln utgörs fortfarande, i högre grad än vad fallet är med kol, av ett begränsat antal bilaterala flöden. Oftast är dessa inom samma region som producentländerna. LNG-transporter med specialbyggda fartyg sker i begränsad omfattning. Den tekniska utvecklingen möjliggör nu att man transporterar gasen i rörledningar på havsbotten och i kondenserad form (LNG) även sjövägen.

270 SOU 1983: 19

Naturgasmarknaden

Dessa transportsätt har, tillsammans med prisökningarna på olja, medfört en avsevärd utvidgning av naturgasens potentiella avsättningsområden. Flera prognoser pekar på att naturgasens relativa andel av energiförbrukningen i världen genom en ökad import till de främsta konsumtionsländerna skulle komma att stabiliseras kring 20 procent under resten av detta sekel.

17.2 Naturgasresurser

av den totala naturgasresursen i världen är liksom de Uppskattningarna fastställda reserverna (proved reserves) mera osäkra än motsvarande skattningar för råolja och kol. Detta sammanhänger med att naturgas kan förekomma såväl i samband med råoljereservoarer, som i separata fyndigheter. I det senare fallet kan naturgasen ha bildats under andra geologiska förutsättningar än de som ger upphov till råolja. De beräkningsmetoder, som används för att uppskatta råoljereserver och s k associerad gas, blir då ej möjliga att tillämpa. Vidare kan mängden energi - dvs kolvätehalten i gasen variera inom mycket vida gränser, varför genomsnittssiffror baserade på volymuppskattningar kan bli missvisande. Den totala mängden utvinningsbar naturgas antas uppgå till mellan 150 000 och 320 000 miljarder m3. Den högre siffran svarar översatt till råoljeresursen. Vid 1981 energiinnehållet ungefär mot den totala återstående års produktionsnivå skulle gasen enligt dessa uppskattningar räcka cirka 100, respektive 200 år. Dessa uppskattningar antyder att någon rent fysisk brist på naturgas knappast lär uppkomma inom överskådlig tid. av den globala naturgasresursen innefattar inte vad som Uppskattningarna skulle kunna benämnas icke-konventionella naturgasförekomster. Därmed avses gasförekomster i skiffrar och bergarter med låg genomtränglighet och gas löst i vatten under högt tryck ( i s k ”geopressured zones”). I USA uppgår dessa resurser till lågt räknat, ungefär 60 gånger landets årskonsumtion. Deras årliga bidrag under senare delen av detta sekel väntas uppgå till högst cirka 30 miljarder m3. Till de icke konventionella gasresurserna kan också räknas in de främst i norra ishavet påträffade förekomsterna av gashydrat, dvs frusen metan. Vissa sovjetiska uppskattningar anger mycket höga tal för storleken av denna, tills vidare mycket osäkra energiråvara. De fastställda naturgasreserverna uppgick år 1982 till cirka 80 000 miljarder m3 eller nära 50 gånger den aktuella förbrukningen. Förhållandet mellan reserver och produktion uppvisar en gynnsam utveckling: under perioden 1967 till 1979 var reservtillskotten ungefär tre gånger så stora som bruttoproduktionen. Det är reservernas geografiska fördelning i förhållande till konsumtionens som är den mest avgörande begränsningen för den internatiofördelning, nella handeln med naturgas under de närmaste decennierna. Under den accentuerades detta förhållande ytterligare då tre angivna tidsperioden fjärdedelar av reservökningen föll på Sovjetunionen och Mellanöstern, medan den potentiella konsumtionen har funnits i Europa, Japan och Nordamerika.

i

t 4 Naturgasmarknaden 271

Tabell 17.1 Jordens reserver av naturgas (december 1981) Miljarder m3 Andel

Källa: BP

En uppskattning av de fastställda reservernas fördelning på olika regioner ges i nedanstående tabell:

Med 40 procent av jordens kända naturgasresurser intar Sovjetunionen en

särställning. Bland de länder vilkas reserver har minskat i absolut volym sedan 1970 märks USA, Algeriet, Nederländerna, Libyen och Storbritannien. Nya naturgasproducenter är exempelvis Mexico, Norge och Malaysia.

17.3 Produktion av naturgas

Naturgasreservernas nuvarande fördelning och storlek återspeglar till stor del oljemarknadens utveckling. Reserverna har oftast påträffats vid prospektering efter olja, och cirka 40 procent av reserverna är dessutom s k associerad gas, vars utvinning är beroende av volymen producerad En olja. stor del av de befintliga fastställda reserverna saknar ekonomiskt värde då en geografiskt närbelägen efterfrågan på naturgas saknas. De stora oljeproducentländernai Mellersta Östern har i allmänhet avfacklat de med oljeutvinningen förenade gasvolymerna eller återinjicerat den för att höja oljeutvinningskvoten. En utbyggnad av bl a petrokemisk industri för att nyttiggöra gasen pågår dock. Bruttoproduktionens omfattning och geografiska fördelning framgår av nedanstående tabell.

Tabell 17.2 Produktion (netto) av naturgas (miljarder m3) och andelar (procent) regionvis 1981

Miljarder m3 Andel

Övriga Asien inkl. Kina,

Källa: BP

272 SOU 1983: 19

Naturgasmarknaden

Cirka 10 procent av världsproduktionen gick till spillo genom avfackling, rörledningsförluster m m. Detta betyder att nära 90 procent av produktionen kom ut på marknaden. Variationen mellan olika länder och regioner är dock avsevärd. I konsumtionscentra som Nordamerika och Västeuropa uppgick den använda gasen till nära 100 procent, medan 47 procent av den utvunna gasen i utvecklingsländerna gick till spillo. I hela världen avfacklades 1980 naturgas svarande mot ungefär 160 miljoner ton olja eller 3 mbd. Andelen avfacklad gas kan väntas falla i takt med bl a att Saudiarabiens möjligheter till export samt inhemskt utnyttjande och vidareförädling växer. Möjligheterna att ekonomiskt tillvarata naturgasen och alltså dennas konkurrenskraft har självfallet påverkats gynnsamt av de höjda oljepriserna. Jämförelsevis höga transportkostnader kan även i framtiden medföra att stora delar av utvecklingsländernas reserver inte tillförs den internationella handeln. De kan däremot utnyttjas lokalt, bl a i energiintensiv industriproduktion av tex aluminium eller konstgödsel. På den europeiska gasmarknaden har Nederländerna varit den främsta leverantören med cirka två tredjedelar av den inomregionala exporten år 1980. Enligt föreliggande holländska planer kommer produktionen att minska från 88,7 miljarder m3 1980 till 73 miljarder m3 1990 och 31 miljarder m3 år 2000. Exporten kommer då att vara förhållandevis obetydlig, dvs en 1976 på 53 miljarder m3 till cirka 5 miljarder m3 år nedgång från höjdpunkten 2000. Det mycket stora gasfältet i Groeningen skall i fortsättning främst hållas som strategisk reserv. Den minskande tillgången till holländsk gas, kompenseras till en del av den växande produktionen från de brittiska och norska sektorerna av Nordsjön. Produktionsutvecklingen i Nordsjön, som har fördröjts av såväl tekniska som politiska och ekonomiska problem, anges i nedanstående tabell. Exploateringen av Nordsjön har hunnit längst i södra delen av den brittiska sektorn, där stora fyndigheter av icke associerad gas har tagits i anspråk och per rörledning förts i land till det väl utbyggda brittiska gasnätet. Denna produktion minskade i början av åttiotalet, då istället bidraget från de nordliga Brent- och Friggfälten har fått allt större betydelse. Gasen i norra delen av brittisk sektor i Nordsjön är till stor del associerad gas, vilket gör att utvinningen på lång sikt måste anpassas till oljeproduktionens volym. Förutsättningarna för en exploatering av denna gas är även beroende av möjligheterna att skapa ett integrerat system av rörledningar samt den brittiska pris- och exportpolitiken. Hösten 1981 övergav brittiska staten planerna på ett integrerat uppsamlingssystem för gasfälten i norra Nordsjön och initiativet ligger därefter hos de involverade bolagen vars v Tabell 17.3 Produktion av naturgas i norska och brittiska delar av Nordsjön (miljarder m3) 1970 1872 1974 1976 1977 1980 1981

Storbritannien 10,3 24,8 34,5 38,7 40,1 37,0 37,0 - - - - 3,1 27,0 27,0 Norge

Källa: Petroleum Economist (olika nr).

Naturgasmarknaden 273

intresse för en snar lösning betingas inte minst av riskerna för att oljeutvinningen annars måste begränsas. En bromsande faktor för utvecklingen av den brittiska Nordsjöns gasproduktion har också varit den ställning som ensamköpare som statliga British Gas Corporation har haft. Genom denna position, som bl a möjliggjorts av avsaknaden av transportledning till det kontinentala Västeuropa, har man kunnat framtvinga jämförelsevis låga gaspriser på den brittiska marknaden. Diskussioner har förts om att upphäva denna monopsonställning. Om så sker kan den brittiska gasmarknaden även komma att knytas till det kontinentala gasnätet. Sovjetunionen exporterade år 1980 cirka 22 miljarder m3 naturgas till Västeuropa. Kundkretsen bestod av tolv länder, varav fem OECD-anslutna. Senare har till denna volym lagts ytterligare en potentiell export på 40 miljarder m3 från Yamalhalvön i nordvästra Sibirien till Västeuropa under en tjugofemårsperiod med början 1984. Av denna volym är tills vidare drygt hälften kontrakterad. På lång sikt kan den rent tekniska och resursmässiga exportpotentialen uppgå till närmare 100 miljarder m3. Bortsett från de säkerhets- och försörjningspolitiska aspekterna, är det sannolikt att den främsta restriktionen för en så stor exportutveckling utgörs av den inhemska sovjetiska förbrukningstillväxten. Konflikten mellan USA och dess allierade i Europa om den västeuropeiska gasimporten från Sovjetunionen har egentligen gällt två amerikanska krav. Det ena är USAs allmänna intresse att söka stoppa krediter och leveranser av utrustning till Sovjetunionen. Den andra frågan gäller den verkliga eller förmenta säkerhetsrisk som den sovjetiska gasimporten kan medföra (ang säkerhet och sårbarhet, se kapitel 9). USA har som alternativ till ökad gasimport från Sovjet pekat på bl a möjligheten till ökad import av gas från Algeriet och Nigeria, ökad produktion av gas i framför allt Norge och Nederländerna, ökad kolförbrukning via bl a import från USA samt amerikanska löften om säkra uranleveranser för ökad kärnkraftsproduktion. De västeuropeiska regeringarna har mot detta hävdat att dessa alternativ dels inte är några alternativ utan komplement, dels i flera fall är orealistiska. Norge och Nederländerna har inga planer på att forcera sin gasutbyggnad. Den långsammare västeuropeiska kärnkraftsutbyggnaden beror inte på brist på kärnbränsle utan på starkt politiskt motstånd mot kärnkraft och dålig ekonomi. Algeriet utgör redan en leverantör av naturgas till det europeiska nätet. Frankrike har nyligen slutit kontrakt med algerierna om denna gas. Algeriet förhandlar alltjämt med Italien om detaljerna i ett liknande avtal. Priset för I den algeriska gasen ligger väsentligt högre än för den sovjetiska och mellanskillnaden mellan marknadspris och överenskommet pris skall betalas direkt av de italienska och franska regeringarna som ett särskilt stöd” till Algeriet. Ökad LNG-import från Nigeria i stor skala är också orealistiskt av ekonomiska och andra skäl. Det amerikanska kolet vore välkommet, men det är osannolikt att USA under 1980-talet kommer att genomföra de investeringar, som krävs för att kraftigt öka kolexporten. i

274 Naturgasmarknaden sou 1933; 19

Alternativet till naturgas från Sovjet är således enligt den europeiska uppfattningen ökad import av olja från OPEC-länderna. Iden norska sektorn kom gasproduktionen igång först i slutet av 1970-talet (jämför kapitel 6). Utvinningen från den norska delen av Frigg säljs direkt till Storbritannien (via rörledning på havsbotten). Från Ekofiskfältet (associerad gas) har man anlagt en rörledning till Emden i Västtyskland, som f n har en kapacitet på cirka 20 miljarder m3/år. Leveransavtal för 20 år har slutits med gasbolag i Västtyskland, Belgien, Nederländerna och Frankrike. Utvecklingen under senare år ger vid handen att Norge kan karaktäriseras som en gasnation i lika hög grad som en oljenation. Man kommer att anlägga en rörledning för associerad gas från Statfjord och Gullfaksfälten över den norska djuprännan till Kårstö i Norge, där vätgas skall avskiljas och torr” via Emden och Ekofiskledningen eftersom inhemska naturgas exporteras avsättningsmöjligheter saknas. Denna tillförsel inleds i mitten av 1980-talet och ger då en total norsk exportkapacitet via Emdenledningen på upp till 20 miljarder m3 varav huvuddelen är kontrakterad av kunder på kontinenten. För nya större gasfynd, såväl söder om den 62:a breddgraden som längre norrut, kommer sannolikt nya transportsystem att behövas. Ett centralt problem blir att finna en marknad för gasen som kan ge täckning för de för utvinning och transporter. Möjligheterna att ta mycket höga kostnaderna ut ett tillräckligt högt pris vid försäljning till Västeuropa kan komma att begränsas bl a av fortsatt utbud av gas från Sovjetunionen. Å andra sidan kan västeuropeiska gasköpare vara beredda att betala ett relativt högt pris för norsk gas med hänsyn till försörjningstryggheten.

17.4 Konsumtion av naturgas

En relativt stor lokal efterfrågan har länge varit en nödvändig förutsättning för att någon mera omfattande exploatering av naturgasfyndigheter skall komma till stånd. Transport- och distributionsledens höga kapitalintensitet har medfört att naturgasens konkurrenskraft som energiråvara är starkast på geografiskt koncentrerade marknader med ett högt och jämnt utnyttjande av

Tabell 17.5 De olika regionernas andel av världens totala konsumtion och produktion 1981 av naturgas (procent) Konsumtion Produktion

Övriga Asien inkl. Japan,

Källa: BP.

Naturgasmarknaden 275

I I. 34/10

Brent Statfjord / a

Stavanger

Ekofisk DANMMK

I d f t n e a ga ble Teesside west Sola EaSÖUQtO Viking Nam

Mablethorpe Groningen Lama Pennzoil

Bacton Den Helder O ENGLAND VÄSTTYSKLAND

O

“CU-AND

Naturgasfält f

I Nordsjön ,I n Honändsk sektor _ Karta 17.4 Naturgasfält O Holländska fastlandet i Nordsjön och i Holland \| x , samt befintliga och be- Rörwdning \ _ Befintlig j , slutade rörledningari __.. Planerad eller under byggnad l \› Ngum-ön \\ Källa: Financial Times

ett utbyggt distributionsnät. Dessa betingelser, jämte i många fall naturgasens karaktär av biprodukt vid oljeutvinning, har haft avgörande betydelse för hur naturgaskonsumtionen har fördelat sig geografiskt sett.

i 276 SOU 1983: 19

Naturgasmarknaden

De tre största konsumtionsregionerna svarade 1981 således för drygt tre fjärdedelar av totalkonsumtionen. Denna efterfrågan tillgodosågs nästan helt med gas producerad inom respektive region, med undantag för Västeuropa, vars importandel uppgick till ca en tiondel. Den kraftigaste tillväxten i konsumtion uppvisar Sovjetunionen och kategorien övriga länder, vilkas förbrukning fördubblats respektive tredubblats sedan 1973. De mest betydelsefulla användningsområdena för naturgas inom OECDområdet återfinns inom hushålls- och industrisektorerna. Inom hushållssektorn utnyttjas naturgas främst för bostadsuppvärmning och matlagning, medan den industriella efterfrågan kan indelas i kvalificerad användning inom exempelvis keramik- och glasindustri samt för ändamål för vilka en högre grad av substituerbarhet föreligger, tex generering av värme och ånga inom processindustrin. Vidare har naturgas i viss utsträckning utnyttjats som primärenergikälla i kraftverk. Gasens betydelse för elproduktion planeras dock avta i flertalet länder med undantag för Japan. Förenta Staterna är ett föregångsland när det gäller utnyttjandet av den gas som utvinns i samband med oljeproduktion främst i de sydöstra staterna Texas, Oklahoma m fl. Numera utgörs emellertid en helt övervägande del av produktionen av ickeassocierad gas. De stora amerikanska reserverna medförde relativt låga priser och en kraftig expansion av naturgasförbrukningen. Naturgasens andel av Förenta Staternas totala energianvändning ökade från cirka 5 procent under 1920talet till omkring en tredjedel i början av 1970-talet. Naturgasen bidrog då med mer än hälften av den tillförda energin i uppvärmnings- och industrisektorerna i USA. Tillskotten till de fastställda reserverna har ej ökat i takt med förbrukningen och utvinningen. Den nuvarande produktionsnivån svarar till sitt energiinnehåll ungefär mot USAs oljeproduktion. Produktionen har sedan 1973 varit sjunkande även i absoluta tal. Denna utveckling förklaras av den prisreglering på naturgas och även olja som har varit i kraft på den amerikanskamarknaden sedan l950-talet. Denna avvecklas nu gradvis. Den nuvarande amerikanska administrationen har uttalat sig för en fullständig avveckling av prisregleringen fram till 1986. Prisregleringen har minskat incitamentet till investeringar i prospektering och utveckling av befintliga fyndigheter. Den dominerande bedömningen förefaller vara att inte ens fri prissättning på nya gaskontrakt väsentligt skulle kunna höja den amerikanska produktionen över 1973 års nivå under hela 80-talet. De största återstående konventionella reserverna är svårtillgängliga. De finns i Alaska och på den yttre kontinentalsockeln, där produktions- och transportkostnaderna kan väntas bli mycket höga. Vid sekelskiftet skulle upp till en tredjedel av det totala utbudet under optimistiska förutsättningar kunna komma från icke konventionell och syntetisk produktion. Om denna inte kommer till stånd faller utbudet till kanske hälften av dagens nivå. Den växande bristen på naturgas kan till en del komma att minskas genom import från Canada och Mexico samt möjligen LNG från OPEC och Norge. År 1975 importerade USA cirka 40 procent av den kanadensiska produktionen. Canada står dock självt inför en avtagande produktion och avser därför att skära ner exporten. Inför denna utveckling söker USA långtidsavtal om

Naturgasmarknaden 277

gasleveranser från Mexico samt import av LNG från bl a Indonesien och Algeriet. Prisfrågan har dock gjort att dessa LNG projekt endast i begränsad omfattning kunnat realiseras. När det gäller den vidare utvecklingen redovisar IEAs World Energy Outlook för Nordamerika, och främst USA, en minskning av naturgasens roll såväl absolut som i relation till den totala energiförbrukningen. I händelse av fortsatta oljeprisökningar kan dock 1990-talet innebära att konsumtionen åter ökar. Denna utveckling har sin grund i såväl geologiska som ekonomiska faktorer. Nya reserver måste utvecklas om den inhemska produktionen skall kunna upprätthållas. Men den paradoxala effekten av att prisregleringen på naturgas avvecklas blir att detta inte ter sig lönsamt eftersom genomsnittspriset på gas i konsumentledet då blir alltför högt i förhållande till tex eldningsolja. Till vissa delar kan en fallande inhemsk produktion i USA ersättas av import från Mexico och Canada. Möjligheterna att utvidga den för USAs del marginella LNG-importen förefaller dock begränsade, inte minst mot bakgrund av de tekniska och ekonomiska problem som har behäftat den internationella LNG-handeln. Den japanska naturgaskonsumtionen väntas även fortsättningsvis expandera kraftigt med koncentration till användning för elproduktion samt stadsgas. Användningen kan komma att Öka med cirka 10 procent årligen eller nästan tredubblas under innevarande decennium.

Den japanska importen väntas ske från Sydostasien (Indonesien Malay-

sia), Nordamerika, Sovjetunionen, Australien och till mindre del Mellanöstern. Den japanska försörjningen med naturgas bygger uteslutande på LNG-import. Till nio tiondelar härrör denna import från Indonesien och Alaska. Den japanska importen av LNG uppgick år 1981 till nästan fyra femtedelar av den totala LNG-handeln i världen. Bakom denna dominans ligger bl a att man lyckats undgå konflikter i prisfrågan genom att redan från början etablera en viss paritet i förhållande till råoljepriset. Den växande LNG-importen återspeglar en medveten japansk önskan att minska landets höga oljeberoende. Strävanden att begränsa luftföroreningar samt växande politiskt motstånd mot kärnkraft har bidragit till att Japan är det enda landet i världen där naturgas i en hög och alltjämt ökande omfattning används för elproduktion. Mellersta Östern kan sägas utgöra ett gränsområde för den regionala uppdelning av världshandeln som transportkostnaderna medför. Fraktkostnaderna för LNG till Japan från Mellersta Östern är nämligen av samma storleksordning som från denna region till Västeuropa via Suezkanalen. Mellersta Östern utgör härigenom så att säga vattendelaren mellan gasreserver som kan avsättas på japansk respektive europeisk marknad. Gasindustrin i Västeuropa var ursprungligen nästan uteslutande baserad på produktion av gruv- och stadsgas med kol som råvara. Naturgas påträffades under 1940-talet i Italien och senare i Frankrike. Dessa fyndigheter kom då att utgöra basen för nationella försörjningssystem. Av större betydelse för den europeiska energiförsörjningen blev naturgasen först i början av 1960-talet, då de mycket stora fyndigheternai Groeningen, Nederländerna började exploateras och distribueras till kringliggande länder genom nyanlagda rörledningar. Islutet av 1960-talet stod det dock klart att de holländska reserverna skulle

278 Naturgasmarknaden

komma att visa sig otillräckliga för att underhålla den expansion av naturgasförbrukningen, som under årtiondet hade medgivit att gasens andel av den totala energiförbruknigen i Västeuropa snabbt ökade. Samtidigt ledde prospekteringen och exploateringen av fyndigheterna i främst de brittiska och norska sektorerna av kontinentalsockeln i Nordsjön till att de framtida utsikterna för den västeuropeiska gasförsörjningen ljusnade. Tills vidare marginella tillskott till den västeuropeiska gasmarknaden erhålls dessutom genom den import av LNG från Algeriet och Libyen till Frankrike och Storbritannien, som inleddes under 1960-talet. Sovjetunionen exporterar sedan 1973 gas via en rörledning genom Tjeckoslovakien till det västeuropeiska gasnätet. Det inomeuropeiska nätet av stamledningar för naturgas framgår av nedanstående karta. Situationen på den västeuropeiska naturgasmarknaden år 1980 sammanfattas i nedanstående tabell. Tabellen visar att regionens relativt höga självförsörjningsgrad inte helt gäller den nationella nivån. Alltjämt bygger konsumtionen i Västeuropa i hög grad på Nederländernas export, vilken svarar för cirka 65 procent av den totala exportvolymen. Denna andel kommer dock att minska eftersom den holländska regeringen har beslutat att stegvis skära ner såväl utvinning som export. Nederländernas position som världens främsta exportland för naturgas kommer genom denna politik att övertas av Sovjetunionen. Priset på den nu kontrakterade sovjetiska gasen, vilken skulle börja levereras år 1984, är väsentligt lägre än priset för norsk gas från Statfjordfältet. Priset knyts till oljeprisutvecklingen. Den totala kostnaden för den rörledning som skall föra gasen från västra Sibirien till Tjeckoslovakiens gräns beräknas uppgå till cirka 15 miljarder US dollar. Stora delar av detta belopp, lånas upp i Västeuropa mot senare betalning i naturgas.

Tabell 17.7 Naturgasförbrukning och import/export för olika länder i Västeuropa år 1980 (miljarder m3) Inhemsk Import Export Förbrukning Andel av total energiutvinning förbrukning i procent 18,94 36,98 1,50 54,42 16 Västtyskland

Danmark

Norge

Turkiet - - 1,82 9 J ugoslvien 1,82 Totalt 192,15 101,63 73,61 220,17 14 Källa: BP samt Noroil 1981.

Naturgasmarknaden 279

»x

O

*b*

0 Hamburg

X

Bern

4 Tarvisio

n

c

Lyon Milano

__ La Spezia

/ (i

c\

Palermo

E uropeiska gastransportsystem al? Existerande un-- Under byggnad eHer design n Karta 17.6 Det europe- _ _ Natnonella rorledmngar iska gasledningsnätet á Mottagningsterminal för LNG Källa: Financial Times ü

280 Naturgasmarknaden SOU 1983: 19

Uppbyggnaden av rörledningssystemet bygger likaledes på att västeuropeisk industri levererar stora rör och övrig teknisk utrustning. För Sovjetunionens del innebär avtalen ett fortsatt tryggat tillflöde av västvaluta samt även vissa tekniska fördelar vid expansionen av det egna gasnätet. Totalt skulle det årliga bruttoinflödet av utländsk valuta brutto kunna komma att uppgå till nära 10 miljarder dollar per år. Avtalet utgör därmed ett värdefullt tillskott när det gäller Sovjetunionens valutabehov. USAs aktiva motstånd mot överenskommelsen får ses mot denna bakgrund. Den västeuropeiska användningen av naturgas väntas, enligt IEAs scenarier, komma att öka med nära hälften under 80-talet för att därefter bli ungefär konstant under det följande decenniet. En växande del av gasen kommer att utnyttjas för uppvärmningsändamål medan användningen för elproduktion faller krafigt. Naturgasens andel av industrisektorns energiförbrukning beräknas öka något under resten av seklet. Även fortsättningsvis kommer naturgasens roll i Västeuropa att vara mindre än i Nordamerika. Den största tillväxten av naturgasimporten kommer enligt IEA att ske i Västeuropa. Nordamerika skulle kunna ha viss överskottskapacitet, vilken dock knappast kommer att exporteras. En mera sannolik utveckling torde vara att utbudet anpassas till efterfrågan på den nordamerikanska marknaden bl a genom att kostsamma projekt senareläggs. För Västeuropas del förutses upp till en sexdubbling av importbehoven från andra regioner de närmaste tio åren. Till stora delar täcks detta behov av redan ingångna avtal. Avtalen med Sovjetunionen ger tex ett tillskott på kanske 40 miljarder m3 och rörbunden gasexport från Algeriet till Medelhavsområdet skulle kunna uppgå till kanske ytterligare 40 miljarder m3. Därutöver fordras då enligt projektionerna ytterligare 20-30 miljarder m3 vilka skulle kunna tillhandahållas genom ökad LNG-handel med afrikanska och arabiska stater. En viktig betingelse för denna framtida handels utveckling är prissättningsfrågan. I IEA-studien redovisas kalkyler, där man utifrån en med oljan konkurrenskraftig prissättning i konsumentledet härleder möjliga exportpriser. Analysen pekar på att naturgasen, om dess prissättning knyts till den tjocka eldningsoljans, kan ge producentländerna ett godtagbart netto. En prissättning där gaspriset knyts till lättare oljeprodukter riskerar däremot att begränsa avsättningsmöjligheterna för importerad gas. Naturgasens användning i utvecklingsländerna har hittills varit begränsad i avsaknad av stora lokala marknader. De stigande reala oljepriserna har ökat naturgasens konkurrenskraft. De närmaste decennierna kommer en stor del av naturgasutvinningens tillväxt att ske i utvecklingsländerna. OPECländernas egenförbrukning väntas komma att fyrdubblas redan om några årtionden. För icke OPEC-anslutna utvecklingsländer Ökar den inhemska användningen till ungefär hälften av OPEC-ländernas. Thailand, Pakistan, Malaysia, Mexico, Chile och Argentina kan därutöver komma att exportera vissa mängder. Flera OPEC-länder, särskilt Saudiarabien, har sedan några år tillbaka investerat i tillvaratagandet av associerad gas för LPG framställning. Produktionen av LPG i Mellanöstern uppgick år 1980 till cirka 0,355 mbd, varav hälften föll på Saudiarabien. År 1985 kan denna produktionsvolym

Naturgasmarknaden 281

uppgå till det tredubbla. Större delen av denna produktionsökning är ämnad för den internationella marknaden. En i förhållande till tidigare uppskattningar minskad efterfrågan på LPG som industribränsle, petrokemisk råvara och drivmedel, väntas dock leda till ett kraftigt utbudsöverskott under 80-talet för denna produkt.

17.5 Internationell handel med naturgas

Den internationella gashandeln utgörs till den alldeles övervägande delen av rörbunden import till OECD-länderna. Hälften av gasen ingår i inomregional handel från bl a Norge och Nederländerna och ytterligare en fjärdedel från Sovjetunionen. Gashandeln är således begränsas till ett litet antal länder och till ett rätt litet antal företag. Världshandeln med flytande naturgas uppgick år 1980 till ungefär en sjättedel av den totala internationella gashandeln. Denna i sin tur utgjorde cirka 14 procent av den totala gasförbrukningen. LNG-handeln uppgick därmed år 1980 till knappt en promille av världens totala energiförbrukning. Från global energiförsörjningssynpunkt är alltså LNG handeln av ringa betydelse. Uppmärksamheten kring flytande naturgas får antagligen tillskrivas den komplexa teknologi som utnyttjas samt de kontroverser kring prisoch finansieringsfrågor som fortlöpande har ackompanjerat LNG-handelns expansion. Import av LNG till Västeuropa inleddes år 1964 då Algeriet började exportera en mindre del till Storbritannien. Senare har handeln med LNG vidgats till att omfatta export från Algeriet och Libyen till Frankrike, Spanien, Belgien och Italien. Efter en kontinuerlig men i förhållande till prognoserna blygsam tillväxt sjönk 1980 års LNG-handel med 7 procent jämfört med 1979 och året därpå med ytterligare 5 procent. Bakom denna stagnation ligger främst OPEC-ländernas, och särskilt Algeriets krav på att gasen skulle prissättas i paritet med råoljan (räknat efter värmevärde på f o b basis). Konsumentländerna har gentemot denna inställning hävdat att de mycket dryga transport- och hanteringskostnader som LNG-handeln uppvisar i så fall omintetgör den kondenserade gasens konkurrenskraft på avsättningmarknaderna. Dessa konflikter beträffande prissättningen har i flera fall lett till att ingångna leveransavtal har avbrutits eller uppskjutits på obestämd tid och att LNG-handelns volym minskat. Sedan Algeriet delvis reducerat sina krav och konsumentländerna Frankrike och Italien beslutat att subventionera en viss del av skillnaden mellan de priskraven och gastaxorna i respektive länder och således subventionera gasförbrukningen, har Algeriet hösten 1982 i viss mån fått bättre förutsättningar för en fortsatt ökning av gasexporten. En tredjedel av nu kontrakterad handel kommer att ske via rörledning under Medelhavet och uppvisar väsentligt högre lönsamhet än LNG-handeln. LNG-handeln till USA är av begränsad omfattning och även den kännetecknas av prissättningskonflikter. Det s k El Faso-avtalet, det hittills största enskilda LNG-projektet, havererade således år 1980 endast två år efter det att leveranserna inletts. Algeriet vägrade då att godta det av USA hävdade priset och krävde dygt tredubbla beloppet. De algeriska förhand-

282 SOU 1983: 19

Naturgasmarknaden

med två andra amerikanska gasdistributörer, Panhandle Eastern lingarna och Distrigaz ledde till prisformler som knappast kommer att accepteras av de federala amerikanska myndigheter som reglerar den inhemska prisnivån. Även i diskussionerna med belgiska Distrigaz har Algeriet stött på problem i Förutom de fallande realpriserna på råolja kommer förhållandet prisfrågan. att köparna fått alternativa försörjningsmöjligheter efter genombrottet i med Sovjetunionen 1981-82 sannolikt tvinga Algeriet till gasförhandlingarna ökad medgörlighet i prisfrågan. Till dess att så sker förblir den framtida algeriska gasexporten omgiven av frågetecken.

17.6 Kostnader och priser

substitu- Det avgörande för naturgasanvändningens utveckling är, förutom och tionsförhållanden till kol, olja och kärnkraft, transportkostnaderna infrastuktur Kostnaderna för utvinning är däremot i på användarsidan. många fall relativt sett mindre betydelsefulla. I de fall det är fråga om associerad användning än återföring till gas, saknas ofta annan alternativ källan. Också i de fall där det är fråga om icke associerad gas bestäms den reala kostnaden i huvudsak av nuvärdet av den framtida produktion man kommer och avstår från genom att producera idag. Härtill prospekterings- Under svårare geografiska betingelser kan kostnaproduktionskostnader. derna för såväl drift som kapital bli väsentligt högre än i Mellersta Östern. Avståndet mellan producent och konsumentländer utgör alltså en faktor för den internationella konkurrenskraft och avgörande gashandelns expansionsmöjligheter. Vikten av detta faktum belyses av att det hösten 1982 LNG från Mellersta Östern till var 10-20 gånger dyrare att transportera än motsvarande uttryckt i värmevärdet. Även om Europa mängd råolja fraktkostnaderna för råolja är mycket låga - cirka 1 US dollar per fat p g a rådande kapacitetsöverskott på tankfraktmarknaden, kan ändå konstateras att ett prisfall till stora delar skulle eliminera lönsamheten i på råolja och planerade LNG-projekt. Härtill kommer att styckåtskilliga löpande kostnader och därmed lönsamheten för såväl rör som LNG-transporter p g a den extrema kapitalintensiteten, är synnerligen beroende av utnyttjandegraden. Naturgasen säljs på långfristiga kontrakt, som regel minst 20 år. Avtalen förutsätter ofta omfattande kapitalinvesteringar av såväl köpare som säljare. en hög grad av bundenhet mellan Speciellt vid rörtransporter uppstår

parterna. Prissättningen både vid nya avtal och vid revisioner av ingångna

kontrakt kan därför karaktäriseras som en förhandlingssituation, vars utfall bestäms av parternas aktuella och förväntade framtida handlingsalternativ. för bestäms sålunda vanligen med utgångspunkt i Baspriset naturgas konsumentens kostnader för substitut. Till detta baspris kommer ofta klausuler som knyter priset till exempelvis prisutvecklingen på råolja, oljeprodukter och industrivaror samt valutakursförändringar. Priset vid en viss tidpunkt utgör därför ett medeltal av kontakterade priser, överenskomna vid olika tidpunkter i det förflutna. En följd av detta blir att anpassning till oljeprisförändringarna sker med viss tidsutgasprisernas dräkt.

SOU 1983: 19 Naturgasmarknaden 283

Prissättningsfrågan har kommit att få en central betydelse för naturgasens framtida expansionsmöjligheter, vilket inte minst illustreras av de segslitna priskonflikterna mellan Algeriet och en rad konsumenter i Frankrike, Italien, USA och Belgien. Gasnätens karaktär av kollektiva nyttigheter har i flertalet konsumentländer inneburit att offentliga monopolföretag svarar för försörjning och distribution. Likaså är prisregleringar vanliga varför prissättningen inte alltid svarar mot gasens knapphetsvärde betraktad som en ändlig resurs. Såväl i Storbritannien, Nederländerna som USA har prissättningen tidvis legat under den långsiktiga jämviktsnivån. Gaskontraktens vanligen långa löptider och stora volymer gör att det blir fråga om utomordentligt stora penningsummor. Det totala värdet av norska gasleveranser via Statpipe skulle under 1980-talet exempelvis kunna ge en årlig bruttointäkt på drygt sju miljarder US dollar. Gaskontraktens karaktär av stora, tämligen odelbara paket samt de stora värden dessa paket betingar gör att gasaffärer av denna typ blir föremål för långdragna förhandlingar och ofta dessutom vidsträckta åtaganden även utanför energiområdet.

17.7 framtid

Naturgasens

Den tidiga 1980-talets utveckling har inneburit att grundläggande förutsättningar för naturgashandelns framtida utveckling förändrats. E1 Höjningar av oljepriserna i samband med Iran-krisen innebar en kraftig utvidgning av den internationella gashandelns potential eftersom gasens höga transportkostnader inte begränsade dess konkurrenskraft i samma omfattning som tidigare. Senare förväntningar om fallande reala oljepriser verkar i motsatt riktning. E? Genombrottet i de sovjetisk-europeiska gasförhandlingarna med leveranser av sovjetisk gas från en kraftigt ökande utvinning fr o m 1984 till det västeuropeiska nätet har skärpt konkurrensen mellan övriga producentländer. Inte minst Algeriets konkurrensförmåga torde ha påverkats. Algeriets ställning har dessutom försvagats av de pris och kontraktskonflikter, som har inneburit att inte ens hälften av kontrakterade volymer år 1980 levererades. För mer avlägsna producentländer kan de sovjetiska leveranserna helt komma att eliminera exportmöjligheterna för Europa under lång tid. EJ Norges gaspotential har vuxit dramatiskt under senare år. Mycket stora fynd har gjorts, men med nu fastställd utvinningspolitik kan dessa inte påverka utbudet från norsk sida förrän under 1990-talet. Fyndens omfattning, den aktuella oljeprisutvecklingen samt konkurrensen från Sovjetunionen har emellertid försvagat den norska positionen. Omfattningen av den framtida norska gasexporten är därför svår att bedöma. E1 För OECD-området som helhet förutser t ex IEAs nyligen publicerade World Energy Outlook en årlig ökningstakt av konsumtionen på mellan 1 och 2 procent under innevarande decennium. Utvecklingen under 1990-talet är mera osäker, vilket i IEAs projektioner bl a sammanhänger med oljeprisets framtida utvecklingstendenser. Naturgasanvändning och \ produktion har nära knytningar till oljemarknaden såväl institutionellt

Naturgasmarknaden

som prismässigt. Ju lägre oljepriset blir desto mindre kommer den framtida naturgaskonsumtionen att bli. Ökande gasutbud påverkar i sin tur oljepriset. De sovjetiska gasleveranserna innebär ett visst bortfall i den europiska oljeefterfrågan, vilket åtminstone kan få en marginell effekt på oljeprisutvecklingen.

Den internationella gashandeln är, som framgått i hög grad, påverkad av faktorer och överväganden. Till stor del kan detta förklaras av det politiska såväl på köpar- som på säljarsidan i flertalet fall är staten eller statliga gasbolag som agerar. Därtill kommer att det ofta är fråga om mycket långtgående åtaganden rent ekonomiskt. Det relativt sett få aktörerna på köparsidan har i Europa ofta samverkat i konsortier, vilket Ökat koncentrationen ytterligare. Genom att gashandeln alltjämt utgörs av ett litet antal bilaterala avtal, blir de indirekta och direkta effekterna av varje överenskommelse påtagliga för övriga aktörer. Politiska överväganden och aktioner kan därför i en helt annan utsträckning göra sig gällande ifråga om naturgas än vad som gäller för exempelvis kolmarknaden.

SOU 1983: 19 285

18 Ol j emarknaden

18.1 En insiktsfull osäkerhet

En analys av de framtida energimarknaderna blir i praktiken i hög grad en analys av oljemarknaden, av oljans produktion, pris och efterfrågan. Gemensamt för alla bedömningar och prognoser är att oljan också kring sekelskiftet kommer att vara den viktigaste energikällan och det energislag som balanserar utbud och efterfrågan på energi. Även om oljans andel av världens totala energiförsörjning kommer att sjunka väntas den internationella oljemarknaden behålla sin buffertfunktion. Oljan utgör den enda riktigt internationella energiråvaran och är föremål för en omfattande handel. Den är en oundgänglig del i nästan alla nationers energisystem. Genom att oljehandeln värdemässigt utgör så mycket som en fjärdedel av världshandeln kommer de finansiella och samhällsekonomiska konsekvenserna av förändringar i oljepris och oljeefterfrågan även fortsättningsvis att få stor och omedelbar betydelse. Oljepolitiken är i utomordentligt hög grad sammanvävd med såväl de exporterande och importerande nationernas allmänna försörjnings- och säkerhetspolitik, vilken därmed blir en viktig del av analysen av oljeframtiden. Det kan synas som om osäkerheten om den framtida oljemarknaden idag är större än någonsin. Antalet havererade prognoser, liksom misslyckade och skiftande spekulationer är stort. Sällan har så många kunniga bedömare haft så fel så ofta suckar en av de mest erfarna. Men bakom osäkerheten döljer sig paradoxalt nog en större insikt om energimarknadernas struktur och utveckling. Vi vet idag mer om vilka faktorer som bestämmer produktion och efterfrågan, hur prissättningen sker, vilka tekniska alternativ som föreligger, om sambanden mellan energi och ekonomi och politik. I början på 1970-talet var den konventionella visdomen att energi- och särskilt oljeförbrukningen skulle fortsätta att öka i mycket snabb takt. Prognosernas kurvor för efterfrågan och produktion pekade rakt upp i skyn. Den tekniska och ekonomiska optimismen var betydande. Oljeproduktionen skulle öka i snabb takt, nya energikällor, främst kärnkraft, skulle bli allt viktigare komplement. De bedömningar som då gjordes verkade säkra, men det var en illusorisk tvärsäkerhet. Efter oljekrisen 1973-74 försköts perspektivet. Prisökningen och störning-

Oljemarknaden

ar på oljemarknaden skapade oro för hur den framtida efterfrågan egentligen skulle klaras. Prognoserna blev gapkalkyler, som för ett visst år förutsåg brist på energi, särskilt olja. Diskussionen handlade om hur denna brist skulle täckas, hur man skulle kunna gardera sig mot störningar på oljemarknaden och vilka Både tekniskt och insatser som kunde göras för att begränsa konsumtionen. innebar det början till en nyorientering. Den årliga kraftiga politiskt ökningen av energiförbrukningen som tidigare fortgått utan avbrott nära nog upphörde. Oljeprischocken 1978-80 och tiden därefter har fördjupat analysinsikten än mer. Vi ser nu tydligare sambandet mellan energifrågorna och de djupgående förändringarna i världsekonomin. Själva anpassningsförloppet har kommit i förgrunden. Det är inte längre den fysiska resursbristen som anses vara huvudproblemet, utan de samhällsekonomiska konsekvenserna och därmed också fördelningskonflikterna inom av de höga energipriserna och mellan nationerna. Omställningen från lågprisenergi till högprisenergi medför svåra anpassningsproblem, såväl i industriländerna som i utvecklingsländerna. Insikten om de komplexa sammanhangen mellan ekonomisk tillväxt, tillbaka till den ekonomiska efterfrågan på energi och, via oljemarknaden, tillväxten och scenarierna. Den illusoåterspeglas i framtidsbedömningarna riska tvärsäkerheten ersätts av en insiktsfull osäkerhet. Den skenbart identifierbara och överskådliga framtidsbilden ersätts av en mycket mångtydig och svårtolkad framställning. Den metodologiska utvecklingen av framtidsbedömningarna och prognoserna kan förenklat framställas schematiskt:

Före oljekrisen I särskilt den billiga oljan, är visserligen en Energitillgången, förutsättning för ekonomisk tillväxt, men så rikligt förekommande att sambandet betraktas som ensidigt och priset ej behandlas:

Ek tillväxt a--å Energiefterfrågan

Oliepris ? Oljemarknad

Mellankristiden

II Oljekrisen väcker uppmärksamhet kring prisets betydelse.

Ektillväxç _.___:_› Energiefterfrågan

/ 1

Oljepris ? Ollemarkmd

sou 1983:19 287

Oljemarknaden

Efter Irankrisen

III Oljeprisutvecklingen för ex tillväxt. begränsar utrymmet

Ek tillväxt Dm, Energiefterfrâgan

lXl ä

oljepris Oljemarknad

Osäkerheten om de framtida energimarknadernas utveckling är en del av den allmänna villrådigheten inför den internationella ekonomiska situationen. Dagens djupa ekonomiska kris i hela världsekonomin har delvis framkallats av oljeprisökningarna och förstärkts av de stora industriländernas kontraktiva ekonomiska politik. Men krisen bidrar också till att minska efterfrågan på energi. Osäkerheten om den framtida är betydande. utvecklingen De tidigare fasta tillväxtförloppen har ersatts med stor instabilitet och dynamiska förskjutningar i olika nationers och regioners ekonomiska och positioner inbördes förhållanden. En realistisk bedömning av den framtida oljemarknadens utveckling måste således av såväl ekonomiska grundas på en värdering som politiska förhållanden. De överraskningsfria referensscenarier som prognoserna redovisar utgör därför inget tillräckligt underlag för en totalbedömning av den framtida energiförbrukningen och särskilt inte för oljemarknaden. Ett systematiskt problem i all framtidsbedömning är att den långsiktiga analysen i hög grad ofta påverkas av det alldeles aktuella skeendet. Det gäller inte minst på oljemarknaden, där skeendet följes med en sådan intensiv uppmärksamhet och informationsflödet är så omfattande. i den Växlingarna för tillfället rådande ”allmänna meningen” sker snabbt och kan få långsiktiga konsekvenser genom att påverka tex investeringar inom energisektorn. En historisk återblick på tidigare prognoser visar att äldre prognoser ofta ger mer korrekta anvisningar än senare bedömningar, särskilt om dessa avspeglar den ”allmänna meningen i en tid av instabila förhållanden. Långsiktsprognoser bör därför inte utan vidare betraktas som överspelade då de tycks strida mot en kortsiktig utveckling. I själva verket är de långsiktiga utvecklingstrenderna för engergiförsörjningen mer stabila än vad det senaste decenniets dynamik antyder. De prognoser som bygger på att någon viss fas i oljecykeln ska förlängas linjärt ut i en avlägsen framtid har små utsikter att besannas eftersom de bortser från de balanserande marknadskrafterna. Ett annat systematiskt problem är att många prognoser ofta har ett politiskt syfte: de vill påverka läsarna i en viss riktning. Meningen med prognosen kan vara att varna för en viss utveckling och att prognosen alltså helst inte skall gå i uppfyllelse. Detta anses bla vara fallet med IEAs prognoser. Det betyder inte nödvändigtvis att prognosen är tillrättalagd för att passa organisationens syften, men insikten om prognosernas roll i dessa avseenden är också en del av den höjda kunskapsnivån.

Oljemarknaden

18.2 Vad säger prognoserna?

De prognoser som analyserats i det föregående bygger, som vi konstaterat, har delvis förändrats genom bland på några år gamla data. Förutsättningarna om den ekonomiska tillväxten under annat väsentligt lägre förväntningar 1980-talet. Oljeförbrukningen är nu också väsentligt lägre än för några år sedan. I själva verket kan upp till hälften av den minskade efterfrågan på åren 1979-82 förklaras av att den ekonomiska tillväxt i OPEC-olja industriländerna som prognoserna förutsatt har uteblivit. Detta behöver inte men tidsperspektivet framåt nödvändigtvis rubba prognosernas slutsatser, nuvarande och mer blir ”förlängf”. Oljemarknadens vågdal blir djupare varaktig än vad prognoserna anger. De redovisade kan grovt sammanfattas på följande sätt. prognoserna Ett i samtliga bedömningar är att den totala genomgående drag i världen kommer att öka under de närmaste 20 åren. energiförbrukningen Drivkrafterna för denna utveckling är fortsatt ekonomisk tillväxt och för utvecklingsländerna befolkningsökning, urbanisering och industrialisering.

Ökningen av energiförbrukningen kommer emellertid att vara långsammare

främst med att den förväntade ekonomiska än tidigare. Detta sammanhänger tillväxten antas bli lägre än vad som tidigare antogs, men alltså högre än den som hittills har noterats under 1980-talet. Vidare antas en strukturförändring mot mindre och konsumtion samt ske i riktning energiintensiv produktion hushållningsinsatser. Detta gäller främst de större industriländerna. i uppfattningen på denna punkt är förhållandevis måttlig. Spridningen Fram mot sekelskiftet beräknas sålunda energiåtgången per BNP-enhet komma 7/10 av 1973 års relation. Flertalet att falla till omkring prognoser menar dock att den ökning av energiförbrukningen som följer med ökade inkomster effekt som prisökningarna medför. Den väger över den dämpande ökande därför enligt dessa bedömningar i knappheten på energi kommer framtiden att begränsa utrymmet för ekonomisk tillväxt i såväl i-Iänder som u-länder. För industriländerna kommer efterfrågetillskottet under resten av seklet att huvudsakligen tillgodoses av andra energislag än olja och då främst kol, i viss utsträckning gas och kärnkraft. Volymmässigt blir i-ländernas oljeförbrukning ungefär oförändrad över denna period. Efterfrågeprognoserna för utvecklingsländerna är mera osäkra, dvs visar större relativ än de för i-länderna. Detta återspeglar enklare spridning metoder, som närmar sig rena gissningar, men även det allmänna dunkel som kännetecknar dessa länders ekonomiska utsikter. Den energiefterfrågan som är ett grundläggande villkor för deras industrialisering och ekonomiska i första hand av olja. U-ländernas ekonomiska utveckling, tillgodoses kan dock begränsa deras möjligheter att finansiera en växande svaghet oljeimport. utbudet av oljeersättande kan förutses med Det potentiella energislag tämligen god säkerhet det närmaste decenniet. I framtiden kommer därför liksom tidigare överraskningar på efterfrågesidan att fortplantas till den internationella oljemarknaden, där utbud och

efterfrågan på energi i sista hand balanseras. När det gäller utvinningen av olja förutses i allmänhet OECD-ländernas

Oljemarknaden 289

framtida produktion nå lägre nivåer än vad som tidigare väntades. Det efterfrågebortfall, som de industrialiserade ländernas lägre tillväxt och oljeersättningspolitik medför på den internationella marknaden de närmaste åren uppvägs enligt prognoserna delvis av en växande importefterfrågan från östblocket. Trots detta kommer emellertid efterfrågan på OPEC-olja att falla de närmaste åren. På kort sikt väntas en situation med ett potentiellt utbudsöverskott på oljemarknaden. Detta innebär lågt kapacitetsutnyttjande för OPECländerna, vilkas inbördes sammanhållning och förmåga eller oförmåga att kvotera produktionen blir avgörande för oljeprisutvecklingen. Saudiarabiens pris- och produktionspolitik är därvid en utomordentligt betydelsefull faktor. För icke OPEC-anslutna, oljeproducerande utvecklingsländer räknar man med att efterfrågan på olja i slutet av 1980-talet kommer att vara så stark att den tar hand om hela den ökning av produktionen som kan ske under samma tid. Avgörande är framför allt utvecklingen i Mexico, medan övriga icke OPEC-anslutna u-länders bidrag svarar mot några få procent av det globala utbudet. På längre sikt, dvs utvecklingen mot och bortom 2000-talet, är spridningen i bedömningarna väsentligt större. Flertalet studier visar dock en oavbruten ökning av främst utvecklingsländernas och i viss mån också östländernas energiförbrukning. Den riktas framförallt mot oljan. Oljeproduktionen inom flera icke OPEC-länder minskar. Efterfrågan på OPEC-olja ökar samtidigt som exportkapaciteten inom OPEC alltmer koncentreras till länderna kring Persiska viken. Scenarierna pekar på en ökande knapphet. Realpriset på olja kommer enligt flertalet prognoser att vara oförändrat eller sjunka något under de allra närmaste åren. Mot senare delen av 1980-talet kommer det åter att börja stiga. sannolikt förhållandevis långsamt. Under 1990-talet kan prisutvecklingen bli kraftigare. Man bör erinra sig att prisprognoserna vanligen utgör genomsnittsbedömningar för längre tidsperioder och således inte tar hänsyn till oljemarknadens dynamik. De tar vidare endast begränsad hänsyn till tex efterfrågans och produktionens fördelning på skilda oljekvaliteter samt de relativprisförändringar som marknaden uppvisar. Inte heller beaktas svängningar i lagerhållningen i tillräcklig mån. Prognosernas utsagor ger en referensram för realistiska framtidsbedömningar av oljmarknadens utveckling. De måste kompletteras med kunskap om de olika aktörernas handlande och handlingsutrymme. De måste också ses i sammanhang med de ekonomiska och cykliska förlopp som i hög grad styr framför allt oljemarknadens utveckling.

18.3 i ett

Oljemarknaden cykliskt perspektiv

Det är betydelsefullt att skilja på oljemarknadens utveckling på kort respektive lång sikt. Med kort sikt avses här ca 5-10 år. På kort sikt kan prisoch efterfrågeutvecklingen förändras på ett sätt som inte behöver stå i överensstämmelse med den långsiktiga utvecklingen (fram mot sekelskiftet

290 SOU 1983: 19

Oljemarknaden

och tiden därefter). Detta sammanhänger med de cykliska förlopp som i hög grad påverkar den internationella oljemarknaden. sker inte jämnt och symmetriskt utan dynamiskt, i ett Förändringar cykliskt förlopp där lagerförändringar och marknadsförväntningar spelar en roll. bidrar till cykliska förlopp i betydelsefull Oljecykelns svängningar världsekonomin, som i sin tur påverkar den framtida oljemarknaden. De cykliska förloppen sammanhänger med oljans karaktär av lagerresurs. Dessa gäller såväl på kort och lång sikt. De långsiktiga aspekterna rör främst för ändliga oljereserver och kan frågan om den lämpliga uttömningstakten illustreras med utvecklingen före 1973-74 års oljekris. Oljebolagen inriktade då sin produktionspolitik på att realisera de ofantliga reserverna i Mellersta Östern inför befarade nationaliseringar. Följden blev en ökad utvinning, fallande och växande efterfrågan. Genom sin inverkan på realpriser förväntningarna blev utvecklingen självförstärkande. Förenklat uttryckt i värde eller gällde det för bolagen att sälja oljan innan den föll ytterligare reserverna övertogs av producentländerna. När detta sedan skedde anlade producentländerna ett mera långsiktigt perspektiv och begränsade utvinningstakten. Priserna höjdes, vilket födde nya förväntningar om framtida knapphet och höga oljepriser. variationer i efterfrågan i Kortsiktiga på olja beror både på förändringar och på lagerförändringar. Dessa förändringar återverkar såväl förbrukning som produktmarknaden. Lagerförändringarna styrs dels av på råoljedels av förväntningar. Säsongsvariationerna, innebäransäsongsvariationer, de mer förbrukning av eldningsoljä på vintern och mer bensin på sommaren, är givetvis ofrånkomliga och medför under ”normala” förhållanden endast mindre priseffekter. Förväntningarnas roll illustreras av utvecklingen under senare delen av 1970-talet. Man kunde notera en ökad lageruppbyggnad inför de årliga OPEC-mötena, då man räknade med nya prisökningar. Uppköpen för lagren ökade efterfrågan, och därmed också priserna på spotmarknaden vilket gav ny tyngd åt kraven på prisökningar. Det var som vi sett en process av detta prisökningarna 1978-80. Till detta slag som starkt bidrog till de katastrofala kom att de stora konsumentländerna gick in i vintersäsongen 1978/79 med osedvanligt låga lager. Lageruppbyggnaden fick, genom den ömtåliga balansen på marknaden och OPECs agerande, en avsevärt mycket större 1982-års urholkning av realpriserna förklaras till stor del av en priseffekt. avveckling av de rekordstora lager som byggdes upp i konsumentländerna under Irankrisen. Prisbildningen sker i en komplex samverkan mellan utvecklingen på spotmarknaden och OPECs beslut. kan inte, som det ofta brukar heta, sägas vara dikterade av Oljepriserna OPEC. Men OPEC-ländernas hitillsvarande förmåga att agera under kartelliknande former har gjort det möjligt för dem att anpassa priserna uppåt till de uppnådda nivåerna på spotmarknaden, när de stiger, och, fram till 1982, förhindra att priserna faller när efterfrågan mattas. OPECländernas produktionsnivå vid varje tidpunkt får därmed stor betydelse och särskilt givetvis de stora ”swing producers” kring Persiska Viken. Prisutvecklingen på olja har i hög grad styrts av kortsiktiga förväntningar

Oljemarknaden 291

om prisändringar, vilka i sin tur har bidragit till ökade eller minskade priser på spot-marknaden; priser som OPEC med viss eftersläpning vanligen har utnyttjat, resp tvingats godta i form av ändrade kontraktspriser på olja. I denna process spelar lagerförändringar en mycket betydelsefull roll. De stora oljelagren vid krigsutbrottet mellan Iran och Irak hösten 1980 bidrog till att minska effekten av det mycket stora bortfallet av råolja från världsmarknaden. Hade lagren inledningsvis varit lika låga som 1978 hade prisökningarna blivit enorma. Den mycket stora neddragningen av lagren 1981-82 har i sin tur bidragit till att minska efterfrågan på OPEC olja och således förstärkt den efterfrågedämpning som uppstått av andra skäl. Neddragningen beror på förväntningar om sjunkande priser, men också de ökande räntekostnaderna som gjort lagerhållningen allt dyrbarare. Den pågående omstruktureringen inom raffinaderiindustrin mot en större flexibilitet minskar också raffinaderiföretagens behov att hålla lager. De kan i större utsträckning möta den naturliga variationen i säsongsefterfrågan genom omställningar i produktionen och därmed minska lagerbehovet. Storleken på neddragningen av lagren är osäker. Den har uppskattats till 2-5 mbd. Hur stor del härav som utgör en engagemansanpassning till lägre förbrukning är likaledes mycket osäkert. Utöver kortsiktiga lagerförändringar har det senaste decenniets oljekriser även givit upphov till makroekonomiska svängningar betingade av de kraftiga och delvis oväntade köpkraftsförskjutningar mellan OECD- och OPEC-länderna. Denna oljecykel får, genom oljans stora betydelse för världshandeln ett stort makroekonomiskt genomslag. Den cykliska effekten, som i praktiken är svår att separera från lagercykelns verkningar, kan schematiskt beskrivas på följande sätt. Cykeln inleds av ett efterfrågeöverskott på olja som förorsakar stigande priser. De ökade priserna leder till inkomstöverskott hos de oljeexporterande länderna och underskott i konsumentländerna. De således transfererade beloppen är utomordentligt stora. Det medför en direkt BNP-förlust för importländer och en inflationsskapande likviditetspåspädning i hela världsekonomin genom att OPEC-länderna endast delvis förmår avsätta inkomsterna i egen konsumtion och investeringar. De direkta effekterna förstärks när fallande realinkomster leder till minskad efterfrågan och produktionen inom konsumentländerna. Den kontraktiva effekten i deras ekonomier förstärkes ytterligare då de söker minska sina bytesunderskott genom en restriktiv ekonomisk politik. Den minskade ekonomiska aktiviteten kommer till uttryck i minskad tillväxt, vilket efterhand leder till fallande efterfrågan på olja och därmed också fallande reala priser. OPECs inkomstöverskott minskar. Nästa led i cykeln blir då att de fallande priserna på olja samt de minskade bytesunderskotten stimulerar konsumentländernas ekonomier så att efterfrågan ökar och en ny uppgång inleds. Detta medför en växande efterfrågan på olja som ställs mot ett tämligen oelastiskt utbud, vilket ger nya prisstegringar. Cykeln är därmed fullbordad.

292 Oljemarknaden

12-

10-

8...

4-1

2_

\U H...

c ri é Figur 18.1 Oljecykeln 1972-1982. Återverk- -2 T I I l I I I I I v I ningar på OECD länder- 1972 74 76 78 80 82 År nas ekonomiska tillväxt och OPEC-ländernas Staplarna anger OPEC-ländernas bytesbalansöverskott uttryckt i tiotals miljarder bytesbalans dollar och kurvan OPEC-ländernas BNP-tillväxt uttryckt i %/år. \

Världsekonomin har under de senaste 10 åren kommit att starkt påverkas av denna oljecykel, som illustreras i ovanstående figur. Ett utjämnande inslag i cykeln har varit en tidvis och begränsad efterfrågestimulerande ekonomisk politik i vissa i-lånder. En viktigare utjämnande faktor har utgjorts av en omfattande transferering av kapital från OPEC via det internationella betalningssystemet till utvecklingsländerna. Tillväxttakten i världsekonomin har således delvis kunnat hållas uppe genom denna överföring av kapital till de mera expansiva u-länderna. Som en följd därav har emellertid många u-länders skuldbörda ökat kraftigt. Detta kan vara acceptabelt i ett läge då världshandel och u-ländernas export växer i snabb takt. Under de senaste åren har emellertid takten i världshandelns tillväxt avtagit, samtidigt som räntekostnaderna kraftigt stigit. Skuldtjänsten har tagit en allt större andel av en avtagande exportökning, vilket tillsammans med de betydande och ökande kostnaderna för oljeimporten har försatt flera av de mest expansiva u-länderna i en utomordentligt svår situation. Det är mycket tvivelaktigt om det fortsättningsvis går att upprätthålla dessa länders tillväxt genom ökad upplåning. De ledande industriländerna har samtidigt fört en deflationistisk politik, som har hållit tillbaka och minskat efterfrågan förbrukningen av olja. OPEC-ländernas politiska och ekonomiska maktposition har därmed försvagats och deras efterfrågan på industriländernas exportvaror mattats. Oljeekonomins dynamiska och cykliska instabilitet åstadkommer en väldig skada i världsekonomin. De välfärdsförluster som uppstår genom de starka fluktationerna på oljemarknaden är mycket betydande och de

förvärras genom trögheter i anpassningsmekanismen. Återverkningarna på

växelkurser och valutahandel påverkar världshandeln negativt. Instabiliteten skapar osäkerhet, vilken i sin tur påverkar investeringar, också inom energisektorn. Den kortsiktiga cykeln på oljemarknaden ger genom sin verkan på förväntningarna om framtiden också upphov till svängningar längre in i framtiden. Detta sker främst genom inverkan på de oljeersättande investeringarna. Både i- och u-länder drabbas, som vi sett i det föregående, mycket hårt.

Oljemarknaden 293

Bilden av den internationella oljemarknaden de senaste åren har varit motsägelsefull. Det reala dollarpriset på olja har visserligen sjunkit väsentligt under 1981 och 1982 och kommer sannolikt fortsätta att falla under 1983. Men genom dollarns uppgång ökade det faktiska priset för OPEC-oljan under 1981-82 för alla länder utom USA. Dessa ökningar var så betydande att man med viss överdrift skulle kunna tala om en ny prischock för dessa länder. För USA har emellertid OPEC-oljan under hela denna period sjunkit i pris. Samtidigt måste noteras att konsumentpriserna för olja i USA har ökat kraftigt då prisregleringen avvecklats. Enligt det här skisserade cykliska förloppet skulle vi nu närmast befinna oss på botten av en cykel. Efterfrågan på olja har sjunkit starkt och konsumentländernas lager har dragits ned. Denna minskade efterfrågan har i allt väsentligt gått ut över OPEC, vars produktion under 1982 var hälften mot vad den var åren 1978-79. OPECs inkomster har således kraftigt sjunkit och det var bara några få oljeländer kring Persiska viken som hade inkomstöverskott. Under 1982 registrerade OPEC ett betalningsunderskott på inemot 10 miljarder dollar, mot ett överskott på 60 miljarder dollar året före. Flera prognoser räknar dock med att världsekonomin sitter fast i oljeekonomins cykliska tvångströja. En beräknad ökad ekonomisk tillväxt under senare delen av 1980-talet kommer att leda till ökad efterfrågan på olja och stigande priser, varefter det cykliska förloppet återupprepas. Vi är bundna till dessa svängningar så länge som vi inte kan stabilisera oljemarknaden eller radikalt minska oljans betydelse för ekonomisk_ utveckling. Den avgörande frågan för en bedömning av energiframtiden och de internationella energimarknaderna är om det går att komma ur denna cykel eller ej. Frågan är om vi har att välja på en högre ekonomisk tillväxt, och därmed ofrånkomliga cykliska bakslag genom starkt ökande oljepriser, eller låg ekonomisk tillväxt som dämpar oljeefterfrågan, men som skapar andra problem. Följande faktorer blir avgörande för svaret på dessa frågor. 1. Oljeefterfrågans utveckling i industriländerna under 1980-talet. 2. Utvecklingen av oljeefterfrågan i utvecklingsländerna, liksom SEVländernas självförsörjningsgrad. 3. OPECs och särskilt gulfländernas ställning och produktionspolitik.

I det följande kommer jag att ge en sammanfattande bedömning av dessa frågeställningar, som diskuterats mera utförligt i det föregående.

J. Oljeefterfrågans utveckling i industriländerna

Oljeefterfrågan avveckling beror på vilken ekonomisk tillväxt som kan förväntas, men också på i vilken mån tillväxten kommer att motsvaras av växande efterfrågan på energi i allmänhet och olja i synnerhet. Av särskilt intresse är i vilken mån de senaste årens uppbromsning av oljeförbrukningen är att hänföra till den ekonomiska recession, till en bestående respektive strukturell i hushållning förbättring och energieffektivitet. Efterfrågan kommer också att påverkas av hur aktiv självfallet den oljeersättande politiken blir i viktigare industriländer under resten av 1980-talet.En avgörande faktor är självfallet tillväxten i världsekonomin. Den situation som nu råder, och den politik som nu förs i de viktigaste industriländerna,

294 Oljemarknaden

tyder på att en ekonomisk återhämtning kan bli kortvarig och försiktig. Tillväxtprognoserna för OECD-länderna är väsentligt neddragna i förhållande till tidigare bedömningar. Detta skulle medföra en fortsatt svag efterfrågan på olja och måhända också sjunkande realpriser. Kapacitetsöverskottet inom OPEC skulle då bestå och förutsättningarna för prisökningar minska. En eventuell efterfrågeökning på olja i samband med en konjunkturuppgång flyttas framåt i tiden. Avgörande för industriländernas oljeefterfrågan under 1980-talet blir, utöver den ekonomiska tillväxten, omfattningen och inriktningen av den pågående strukturomvandlingen samt hur energieffektivitet och oljeersättning utvecklas. Man bör skilja på reversibla och irreversibla förändringar i energi- och oljeförbrukning. Till de reversibla förändringarna hör sådana hushållningsåtgärder som är ”uppoffringar” och som åstadkommes genom högt pris på energi, t ex att människor utnyttjar bilar mindre eller sänker temperaturen i sina bostäder. Till de reversibla effekterna hör också delvis den ekonomiska recessionens inverkan på energiförsörjningen. Gemensamt för detta är just att energiförbrukningen åter ökar när priset sjunker och den ekonomiska tillväxten ökar. Irreversibla förändringar är sådana som sammanhänger med utnyttjande av ny energiteknik, investeringari bättre energianvändning, t ex tilläggsisolering i bostäder eller nya maskiner i industrin, energieffektivare bilmotorer etc. Till de irreversibla faktorerna hör också sådana förändringar i ekonomin som är djupgående och strukturella, t ex stålindustrins relativt sett minskade betydelse i jämförelse med elektronikindustrin och servicesektorn. Gemensamt för de irreversibla faktorerna är att de bidrar till ökad energieffektivitet. Uppenbart är att dessa förändringar spelar stor roll för energiefterfrågan, särskilt i Europa och Japan. Det är realistiskt att för 1980-talet räkna med en fortsatt, om ock något avtagande, förbättring av energieffektiviteten. Erfarenheten från 1970-talet är entydiga: 1973-80 föll energiförbrukningen per BNP-enhet i OECD med 13 procent och oljeförbrukningen med 20. Utvecklingen har fortsatt 1981-82 och det finns inga skäl till att den plötsligt skulle upphöra. De investeringar som har skett under 1970-talet bör rimligen mogna ut under 1980-talet i form av nya och mer energieffektiva anläggningar, byggnader och transportmedel. Denna utveckling styrs i stor utsträckning av beslut, som redan är fattade och som inte nämnvärt kan komma att påverkas av dagens fallande realpriser på olja. Trögheten i denna process är betydande. Ett viktigt exempel är den amerikanska bilindustrins övergång till bensinsnåla bilar, som kommer att få stor betydelse för 1980-talets bensinförbrukning i USA och därmed också för USAs importbehov. Flertalet industriländer har vidare låtit de höga världsmarknadspriserna slå igenom fullt ut på de inhemska marknaderna, vilket stimulerar besparingar och effektivitet. Detta är särskilt viktigt för de stora marknaderna i USA och Canada. I många länder drivs en ambitiös och realistisk energipolitik, som i ökande omfattning bör ge mera långsiktiga resultat under 1980-talet. Dit hör flera stora industriländer, bl a Japan och Frankrike. Beträffande oljeersättning genom andra energislag styrs utvecklingen

Oljemarknaden 295

under större delen av 1980-talet av redan fattade beslut. En utbyggnad av kärnkraft och kolkraft pågår och dessa energislags andel av elproduktionen kommer att öka. Därmed minskar kraftindustrins efterfrågan på eldningsolja och naturgas. Den framtida kolanvändningen är starkt beroende av politiska faktorer och beslut, såväl hos producenter som konsumenter. Det gäller t ex beslut om anläggningar i infrastruktur eller bestämmelser rörande miljökrav. Långsiktiga leveranskontrakt förutsätter också långa bindningar på konsumentsidan, vilket i sin tur kräver energipolitiska beslut om utnyttjande av kol i större skala. Det är också här som de kanske största problemen finns, vilket starkt medverkar till den tröghet och obalans som idag karaktäriserar kolindustrin. Beträffande naturgasens roll är utvecklingen i USA osäker. I Europa kommer de nu beslutade utbyggnadsplanerna att medföra en kraftig ökning av förbrukningen under 1980-talet, för att därefter troligen förbli konstant. Japan kommer att vidmakthålla och eventuellt öka sin LNG-import. för 1980-talets i OECD-länderna - Kapaciteten gas- och oljeproduktion främst USA och Nordsjön - är redan bestämd genom fattade beslut. Några större överraskningar är knappast att vänta vad gäller kapacitetsutnyttjandet. Allt tyder på att dessa länder fortsätter att producera till full kapacitet. Den utbyggnad som skett av olje-, gas- och kolproduktion inom OECD-området kommer att begränsa importen av olja. Det finns alltså skäl att tro att oljeefterfrågan inom OECD-världen kommer att vara förhållandevis låg under 1980-talet och att en omsvängningi konjunkturen inte behöver medföra ett kraftigt uppsving i förbrukningen. En viktig och svårbedömd faktor är emellertid utvecklingen inom den energitunga industrin, bl a stål. Starkt ökat kapacitetsutnyttjande betyder högre energiförbrukning. Utvecklingen på längre sikt, fram mot mitten av 1990-talet och år 2000, är emellertid mer oroande. Det grundläggande problemet är att dagens osäkerhet och allmänna ekonomiska recession allmänt drar ned investeringarna. Detta gäller också energisatsningarna. Osäkerheten om det framtida oljepriset påverkar hela sektorn. Prissignalerna är vilseledande, samtidigt som investeringskostnaderna ökar mycket kraftigt, bland annat genom det höga ränteläget. Intresset att investera i t ex nya kolanläggningar avtar, särskilt som efterfrågeutvecklingen ter sig så osäker. Allt detta kan medföra att viktiga investeringar i ökad energieffektivitet och i energiproduktionen inom OECD-området riskerar att mattas. Det får konsekvenser för 1990-talets energiförsörjning, då efterfrågan på olja importerad från OPEC på nytt kan öka. En viktig fråga av allmänpolitisk karaktär är således om regeringarna i industrivärlden kan föra en politik, som främjar en realkapitalbildning, och en energipolitik, som motverkar 1980-talets marknadssvängningar. Det senare förutsätter då bland annat en medveten skattepolitik, som vidmakthåller oljepriserna i konsumentländer samt politiska beslut om investeringar i energisektorn. De politiska förutsättningarna för en sådan politik är, som vi sett av den ovanstående översikten, mycket skiftande.

296 Oljemarknaden

2. Efterfrågan på olja i och i SE V-länderna utvecklingsländerna

I flertalet prognoser ges u-ländernas ökande stor efterfrågan på energi betydelse för den framtida efterfrågeökningen. Man pekar på befolkningstillväxt, ökad industrialisering, fortsatt av urbanisering, elektrifiering landsbygd, kraftig ökning av transportarbetet. Behovet av kommersiell energi kommer därmed att öka. Efterfrågan kommer i första hand att riktas mot olja. Efterfrågeprognoserna för u-länderna är emellertid osäkra och spridningen av bedömningarna är mycket större än för i-länderna. Som framgått av analysen i kapitel 14 motsvarar variationen i bedömningarna ända upp till 7 mbd år 1990, vilket motsvarar 10 procent av världsproduktionen. Denna stora spridning står i kontrast till den något tvärsäkra slutsatsen att u-ländernas oljeefterfrågan kommer att öka. I vår översikt rörande de oljeimporternade u-länderna betonas att det i praktiken endast är ett mycket litet antal oljeimporterande u-länder, vars samlade oljeefterfrågan f n har någon större betydelse för den internationella oljemarknaden. Utvecklingen i dessa länder är bland annat beroende av tillväxten i världshandeln och ländernas möjligheter att finansiera sin ofta omfattande skuldtjänst. Tillväxtens restriktioner är betydande och det förefaller som om man i prognosmaterialet har överskattat dessa länders energiefterfrågan. under 1980-talet Det finns emellertid anledning att räkna med att de oljeexporterande ländernas egen oljekonsumtion kommer att fortsätta att öka, men inte i samma snabba takt som hittills. De flesta av dessa länder genomför nu en mer marknadsanpassad prissättning vilket bör dämpa efterfrågeökningen något. Det finns vidare en tendens i materialet - tex IEAs prognos - att underskatta Sovjetunionens förmåga att vidmakthålla Det är oljeexporten. visserligen uppenbart att Sovjetunionen i framtiden kommer att låta en större andel av sin energiexport ske i form av gas, men det ter sig i dagsläget osannolikt att landet under de närmaste 10 åren kommer att uppträda som en nettoimportör av olja, och därmed belasta världsmarknaden och efterfrågan på OPEC-olja. Enligt min bedömning kommer Sovjetunionen att söka vidmakthålla oljexporten till väst också om det måste ske på bekostnad av exporten till de östeuropeiska länderna. En viss minskning av exporten är dock sannolik. De östeuropeiska länderna kan därigenom i större utsträckning tvingas ut på världsmarknaden. Det är emellertid inte sannolikt ens att SEV-blocket i dess helhet under 1980-talet blir nettoimportör av olja annat än marginellt. Kina väntas fortsätta vara i huvudsak självförsörjande eller vara en mindre nettoexportör från början av 1990-talet.

3. OPECS produktionspolitik

En framtida efterfrågeökning på olja kommer att riktas framför allt mot OPEC-länderna som har en stor överkapacitet i dagsläget. De viktigaste länderna inom OPEC är länderna kring Persiska Viken och på 15-20 års sikt kommer de att vara helt avgörande för världshandeln med olja, tillsammans med Mexico.

Oljemarknaden

OPEC-ländernas pris- och produktionspolitik bestämmes genom en växelverkan mellan tre huvudfaktorer: världens efterfrågan på olja, fysiska eller tekniska i produktionskapaciteten begrånsningara samt politiska och oljepolitiska överväganden av både inrikespolitisk och utrikespolitisk natur. Prisbildningen ligger inte i OPECs hand, men styrs heller inte helt av marknadens osynliga hand. OPECs förmåga att i en överskottsituation fördela sitt kapacitetsöverskott, dvs kvotera produktionen, är av avgörande betydelse också för utvecklingen på längre sikt. Men man kan säga att OPEC i viss mån har varit en alltför framgångsrik organisation. OPEC lyckades hålla oljepriserna uppe på en mycket hög nivå och OPECs företrädare var själva pådrivande i en politisk kampanj som betonade oljeresursernas ändlighet och behovet att hushålla respektive utnyttja andra energikällor. Bara på detta sätt kunde världen, ansåg experter inom och utom OPEC, undgå ”energibrist” och väldiga prisökningar. Men förändringen kom snabbare och med större kraft än vad någon räknat med. Oljeefterfrågan sjönk och 1982 var OPECs produktion cirka 40 procent lägre än 1979. Följden av allt detta blev att OPECs andel i världshandeln minskade och att organisationen förlorade något av sitt grepp över oljemarknaden. Som framgått av kapitel 3 om OPEC utsättes för organisationen närvarande för mycket stora spänningar. Spänningarna hänger självfallet samman med den dramatiska minskningen av oljeförbrukningen och den inbördes konkurrensen mellan viktiga OPEC-länder. OPEC lyckades under 1982, under trycket av sjunkande efterfrågan. endast tillfälligt med att hålla kontraktspriserna uppe genom kvotering. Kvoteringsöverenskommelsen respekterades inte helt av alla parter. Genom att vissa länder lämnade betydande rabatter kom priserna långsamt men säkert att sjunka. [praktiken fick framför allt Saudiarabien absorbera de största nedskärningarna medan länder som Iran, Venezuela och Libyen vidmakthöll eller t o m ökade sin export och tog marknadsandelar från tex Saudiarabien. Händelseutvecklingen 1982 har på sina håll tolkats som uttryck för OPECs svaghet. Detta kan emellertid lika väl ses som ett styrkebevis. Trots att efterfrågan på OPEC-olja minskat till nästan hälften sedan 1979 har priserna hållits uppe förvånansvärt väl. Avgörande för organisationen blir i framtiden främst det saudiska agerandet, utvecklingen i Iran och Irak samt dessa länders relationer till omvärlden. För Irans del är oljepolitiken också ett politiskt vapen riktat mot Saudiarabien och dess stöd till Irak. Utvecklingen är som framgått i nämnda kapitel i hög grad sammanvävd med politiska faktorer och styrkeförhållanden mellan centrala OPEC-länder och viktiga konsumentländer. främst USA. Det är vidare viktigt att erinra sig att flertalet oljeproducerande länder har ett mycket starkt intresse att maximera sina inkomster på kort sikt. dvs 1980-talet. Denna deras strävan sammanhänger inte enbart med att deras tillgångar är begränsade, utan framför allt med deras omedelbara utvecklingsbehov. Deras behov av ökade utländska valutainkomster är betydande. För vissa producentländer tex Venezuela, Nigeria och Mexico år den ekonomiska situationen krisartad. Det finns skäl att tro att OPEC-länderna är väl medvetna om att ett långvarigt priskrig skulle få förödande konsekvenser för dem samtliga.

298 Oljemarknaden

Denna medvetenhet kom till uttryck i bl a de frenetiska ansträngningarna att återupprätta systemet med produktionskvoter. Spänningen mellande finansiellt starka och de fattiga OPEC-länderna har emellertid ökat och problemen har förvärrats av konflikten mellan Iran och Irak. Kriget har medfört mycket stora skador och kostnader i båda krigförande länder. Det är sannolikt att båda dessa länder efter ett krigsslut kommer att söka öka sina intäkter på kort sikt. Detta kan i sin tur leda till att övriga OPEC-ländernas situation under 1980-talet blir än mer ansträngd. Utvecklingen på längre sikt är emellertid inte så dyster från OPECländernas utgångspunkter som nuläget kan ge vid handen. En genomgång av de viktigaste OPEC-ländernas maximala produktionskapacitet under senare delen av 1980-talet och under 1990-talet visar att överkapaciteten gradvis kommer att minska också med svag efterfrågan på OPEC-olja. Vissa länder faller bort som nettoexportörer och andra kommer att producera mindre för att inte alltför snabbt uttömma sina tillgångar. Ett litet antal swing-producenter på den arabiska halvön kan, åtminstone vid dagens oljepriser, hålla sin produktionsnivå under fullt kapacitetsutnyttjande. Det gäller framför allt Saudiarabien, Förenade arabemiraten och Kuwait. Det finns ingen anledning att tro att länderna i Gulfområdet i längden kommer att producera mer än vad de behöver för en stabil inkomstutveckling. Sannolikt kommer därför dessa länder söka undvika att hela sin kapacitet. Detta medför i så fall att efterfrågan under utnyttja 1990-talet ställs mot ett oelastiskt utbud, vilket medför risk för starka prisökningar. Konsumentländerna har dock kvar möjligheten att genom en aktiv energipolitik under 1980-talet hålla tillbaka efterfrågan och därmed förhindra att ovan nämnda scenario förverkligas. Ett faktiskt sammanbrott för OPEC i meningen att medlemsländerna påbörjar ett direkt priskrig får anses höra till det slaget av “överraskningar” som varje oljeprognos måste gardera sig mot. Ett sådant priskrig kan givetvis få mycket avsevärda följder. Ett sammanbrott kan definieras på olika sätt. Om det sker ett sammanbrott är det mest sannolika att det sker gradvis men att utvecklingen accelererar. För att belysa utvecklingen harutredningen genomfört en analys av priseffekterna av ett sådant sammanbrott. Sammanbrottet definieras då som produktionsökningar upp till fullt kapacitetstak utan hänsyn till prisutvecklingen, vilket naturligtvis är ett teoretiskt ytterlighetsfall. Den nedåtgående prisspiralen kan bli mycket betydande och mycket snabb minst lika snabb som uppgången. I slutändan skulle samtliga producentländer göra avsevärda förluster. De länder, som kan kompensera prisökningen med volymökningar t ex Saudiarabien, skulle dock klara sig bäst. Oljepriset skulle enligt vissa simuleringar kunna hamna på 12-15 dollar per fat. Denna bedömning av ett priskrigs effekter är givetvis teoretisk och i praktiken skulle en sådan prisspiral sannolikt mycket snabbt utlösa motriktade åtgärder inom OPEC. Kraftiga prissänkningar skulle givetvis ha en betydande effekt på OECD-ländernas ekonomier och öka deras tillväxt, hur mycket beroende på olika antaganden om hur regeringarna agerar. Grova beräkningar inom OECD anger att t ex realprisfall på 10 procent skulle kunna ge en BNP-ökning på en procentenhet på kort sikt. Säkert är dock att dramatiska

Oljemarknaden 299

prissänkningar kan få cykliska effekter, dvs bädda för en framtida uppgång av oljeförbrukningen. I viss mån kan emellertid detta motverkas genom att OECD-ländernas regeringar för en beslutsam anticyklisk politik, dvs håller konsumentpriset uppe genom ökad beskattning. Sammanfattningsvis kan konstateras att förutsättningar kan finnas för att världsekonomin skulle kunna ta sig ur oljeekonomins cykliska järngrepp. Detta förutsätter dock dels en konsekvent och framsynt nationell energipolitik i viktiga konsumentländer, dels internationell samverkan omkring oljemarknadspolitiken av en helt annan omfattning än vad som hittills har varit fallet. Under de närmaste åren är det sannolikt att oljepriserna kommer att falla. Omedelbara när konjunkturen kraftiga prisökningar vänder uppåt är inte sannolika. Anpassningen till högre oljepriser, förändringar i industriländernas näringsliv och metoder att utnyttja energin samt investeringar i nya energikällor har fått sin egen styrfart. Till det kommer ökad konkurrens inom OPEC-blocket genom främst Irans och Iraks vilja att snabbt öka produktionen. Det är därför troligt att oljepriset kommer vara förhållandens lågt också i slutet av 1980-talet, men att det därefter kan börja stiga långsamt på nytt. Den stora frågan är om regeringarna i industriländerna kommer att vidmakthålla begränsningen av oljeförbrukningen också när marknadssignalerna pekar i en annan riktning och därmed bl a genom stöd för investeringar under l980-talet lägga grunden för fortsatt minskning av oljeberoendet under 1990-talet. Den politiska inriktningen härvidlag kommer att vara avgörande, liksom naturligtvis de politiska krafter som på kort sikt avgör den pågående kraftmätningen inom OPEC.

18.4 Oljemarknaden i ett långsiktigt perspektiv

Vi har hittills väsentligen diskuterat utvecklingen under ungefär den närmaste tioårsperioden, fram mot mitten av 1990-talet. Det är självklart att utvecklingen på längre sikt ter sig väsentligt vagare; spridningen i de redovisade bedömningarna ökar. Delvis beror detta på att det ömsesidiga starka beroendet mellan ekonomisk utveckling och oljepris inte alltid beaktas. Härtill kommer att det i det långa tidsperspektivet tillkommer ytterligare ovissa faktorer främst på utbudssidan, vilka för 1980-talets utveckling kan betraktas som givna eller redan kända. De viktigaste av dessa faktorer är storleken på oljereserverna, produktionskapaciteten inom och utom OPEC, produktionen av icke-konventionell olja, utbudet av oljeersättande energislag samt möjligheterna att spara energi. När det gäller efterfrågeutvecklingen sammanhänger denna främst med världens ekonomiska utveckling. Flertalet prognosmakare tenderar att ha en relativt optimistisk syn, särskilt på utvecklingsländernas möjligheter till ekonomisk tillväxt. Ju högre denna tillväxt blir desto högre blir också det förväntade oljepriset. Den kumulativa effekten av olika antaganden kan på längre sikt bli avsevärd. Den mest långsiktiga studien, IIASA-studien, redovisar tämligen pessimistiska slutsatser för perioden fram till år 2030. Inte ens under vad studien

300 Oljemarknadert

kallar för rationellt och krisfritt samarbete och resursflöde mellan världens länder kan energiproblemen lösas. Energiknappheten kommer att skärpas på andra sidan sekelskiftet och utgöra en allvarlig restriktion för tillväxten. Detta blir särskilt allvarligt, menar man, för utvecklingsländerna. I bedömningarna utgår man ifrån att de industrialiserande länderna ökar sin energieffektivitet och att den genomsnittliga energiåtgången per enhet av BNP således faller under hela perioden. Det omvända förhållandet gäller dock för utvecklingsländerna, som i slutet av perioden därigenom skulle ha en väsentligt högre energiförbrukningskvot än industriländerna. Sannolikt är dock att IIASA-studien underskattar effekten av prisökningarna och därmed överskattar u-ländernas energiefterfrågan. Det är också möjligt, att stagnationen i energiförbrukningens ökningstakt under senare år har djupgående orsaker och sammanhänger med tecken på mättnadsfenomen, som länkar den industriella utvecklingen i andra banor och radikalt sänker industriländernas energibehov. En allt större servicesektor, allt större elektronisk industri och alltmer sofistifikerade tekniska metoder kan radikalt förändra de tekniska avancerade samhällenas energiförbrukning och skapa en energisnål produktion och konsumtion. Dessa frågor har med utgångspunkt från Sverige diskuterats i Steen- Johanssons ”Energi -till vad och hur mycket (Liber 81). Liknande studier har gjorts i andra länder. De har gjort beräkningar av den framtida energiförbrukningen, baserad på att maskiner, anläggningar och delvis även byggnader under en 15-års period förnyas med hjälp av idag bästa kända teknik. Avancerad teknik skulle i större skala kunna vara införd ett par decennier senare, dvs i det perspektiv IIASA-studien har. Slutsatserna är att det är möjligt att radikalt sänka energiförbrukningen men nästan hälften jämfört med nuläget. Vad som i dessa avseende gäller för Sverige kan givetvis också gälla för andra industriländer. Steens m fl studie beskriver ett tänkt framtida tillstånd. men ger knappast någon vägledning beträffande de ekonomiska förutsättningarna för en förändring av detta slag. Den realkapitalbildning, som skulle fordras för att uppnå detta tillstånd är betydande. Den stora frågan är givetvis om en utveckling i denna riktning faktiskt kommer till stånd. Detta bestämmes, återigen, dels av ekonomiska, dels av politiska faktorer. Om energipriserna, som resultat av bl a en aktiv energipolitik, skulle sjunka är det inte särskilt sannolikt att de nödvändiga investeringarna för en fortsatt utveckling efter detta mönster verkligen kommer till stånd. Läget i utvecklingsländerna är som redan påpekats av stor betydelse. Det är emellertid knappast rimligt att som IIASA räkna med en mycket snabbt stigande energiåtgångskvot i ett femtioårs perspektiv. Också här kan man förvänta sig att höga energipriser medför en mer energisnål teknik, särskilt i de u-länder som genom sin storlek och energikonsumtion verkligen påverkar de internationella energimarknaderna och särskilt oljemarknaden. Behovet att minska oljeimporten, för att därigenom pressa ned bytesunderskotten, kommer att kvarstå under mycket lång tid och detta kan i sin tur leda till stora investeringar i inhemska energiresurser, liksom i energibesparande åtgärder genom bättre planering etc. För oljemarknadens utveckling är det också av stor betydelse hur känslig den efterfrågade oljans volym är för prisförändringar, dvs storleken av oljans

Oljemarknaden

långsiktiga priselasticitet. EMP-studien visar t ex att priset kan fördubblas då elasticiteten sänks med knappt 50 procent. I detta sammanhang är det emellertid av stor vikt att uppmärksamma oljeefterfrågans förändrade struktur. Oljemarknaden är sammansatt av olika delmarknader. Såväl råolja som produkter har olika egenskaper och användningsområden. I framtiden, liksom tidigare, kommer den relativa fördelningen av efterfrågan på dessa i olika produkter att påverka priset för olika råoljor. Differentieringen beror dels på att olika produkter har olika substitutionsmöjligheter, dels på restriktioner och regleringart ex av miljövårdskaraktär som styr efterfrågan mot vissa oljekvaliteter och oljeprodukter. En hög andel lätta fraktioner (bensin) hos en råolja ger tex ett högre pris. Huvudmarknaderna för oljeprodukterna kan förenklat sammanfattas enligt följande: D Primärmarknaden, som består av bensin, fotogen, nafta och annan råvara till petrokemisk industri. Substitutionsmöjligheterna är här relativt små och efterfrågan är föga priselastisk. E1 Detsamma gäller i stort också sekundärmarknaden som består av mellandestillat, som tex dieselolja och gasolja. El Tertiärmarknaden består främst av tunga eldningsoljor. Där finns det förhållandevis många substitutionsmöjligheter. Det är också här som den hittillsvarande oljeersättningen fått de största effekterna (kol, kärnkraft).

Idag utgör primär- och sekundärmarknaden sammantaget vardera ca 30 procent av den samlade oljemarknaden, medan tertiärmarknaden står för resterande 40 procent. I USA är dock primärmarknaden avsevärt större än i Europa och Japan, givetvis beroende på dess betydelse för transportapparaten. Utvecklingen i Japan och Europa går dock, som vi påpekat ovan, i denna riktning. I ett längre perspektiv - fram mot 2000 och därefter - styrs efterfrågan på olja väsentligen av de behov som svarar mot primär- och sekundärsektorn, dvs väsentligen transportapparaten och den kemiska industrins behov. Enligt vissa bedömare kommer priset på de lättare produkterna i högre grad än nu att verka styrande för hela oljemarknaden och man skulle få mycket höga priser på de produkter där substitionsgraden är låg. Det finns emellertid en rad faktorer som talar emot detta resonemang. Avgörande för utvecklingen blir - given en sannolik efterfrågestruktur i enlighet med ovanstående - dels raffinaderiindustrins utveckling, dels introduktion av alternativa drivmedel. Den hittillsvarande trenden i utvecklingen av den internationella marknaden kan väntas bestå för lång tid. Det innebär att i första hand kol och naturgas och i viss mån kärnkraft kommer att ersätta eldningsoljan. Raffinaderiindustrin kommer att utnyttja den ”överblivna tjockoljan för produktion av bensin och dieselolja. Däremot kommer utvecklingen av alternativa drivmedel av allt att döma att gå mycket långsamt. Den internationella oljeindustrin har begränsat sina satsningar på syntetframställd bensin. Introduktion av metanol kommer att ta lång tid och motverkas av starka ekonomiska skäl och institutionella krafter.

Oljemarknaden

Motorgas (LPG, huvudsakligen propan och butan) är emellertid ett drivmedel som kan få ökad spridning under 1980- och 1990-talen, men därvid närmast utgöra ett komplement till bensin och diesel. Av allt att döma kommer LPG att vara en överskottsprodukt under 1980-talet och kanske in på 1990-talet. Sammanfattningsvis förefaller det således som om efterfrågans ändrade inriktning kommer att verka styrande för prisutvecklingen på råoljan endast i begränsad omfattning och på mycket lång sikt. Oljemarknadens utbudssida styrs av produktionskapaciteten utom OPEC och kapacitetsutnyttjandet inom OPEC. När det gäller produktionskapacitetens långsiktiga utveckling beror den på bla dagens prospektering och exploatering, vilken till stor del styrs av

ekonomiska, politiska och geologiska bedömningar. Från global utgångs-

punkt ger sådana bedömningar upphov till en snedfördelning av letningsverksamheten om inte de rent geologiska sannolikheterna för fynd i högre grad får styra prospekteringen. Sjunkande priser bromsar letning och utbyggnad av reservtillskott och stabiliserar därigenom den långsiktiga prisutvecklingen. Till stor del är dessutom de potentiella reserverna sannolikt lokaliserade till OPEC-länderna i Mellanöstern, vilka ju redan har så stora reserver att ytterligare tillskott knappast kan tänkas påverka deras produktionspolitik och därmed inte heller prisutvecklingen. Beträffande produktionen av ickekonventionell olja från exempelvis skiffer och tjärsand ges denna en mycket framträdande roll i IIASA studiens perspektiv. Under tiden fram till sekelskiftet väntas dock den ickekonventionella oljan enligt flertalet studier ge endast marginella bidrag till oljemarknaden - 0 till 5 mbd. Dessa volymer påverkar inte prisutvecklingen under detta århundrade. Inte heller under 2000-talets första decennier utgör kostnaderna för syntetiska bränslen någon övre gräns för oljeprisets tillväxt. Hårtill är de tänkbara volymerna alltför små, även under optimistiska antaganden. Däremot bidrar naturligtvis detta utbud, liksom övriga oljeersättande energislag, till att begränsa oljeprisets långsiktiga tillväxttakt. Under 1990-talet och framåt koncentreras OPEC-ländernas produktionskapacitet till allt färre länder, då reserverna i övriga medlemsländer töms ut. De återstående OPEC-ländernas marknadsandelar kan då åter öka. Av stor betydelse blir då hur dessa återstående OPEC-länder i Mellersta Östern väljer dels att utnyttja befintlig kapacitet, dels vilken kapacitetsutbyggnad de kan komma att genomföra. Ännu på lång sikt framstår det politiska skeendet, jämte efterfrågans bestämningsfaktorer, som de centrala osäkerheterna när det gäller oljemarknadens utveckling. Vi kan konstatera att energiproblemen kommer att vara centrala under mycket lång tid, men att förutsättningar finns för att dämpa de kortsiktiga cykliska förloppen av de slag vi har erfarenhet av från 1970-talet och reducera oljans roll i världsekonomin. Oljeproblemen kan på nytt komma att skärpas på 1990-talet.

Oljemarknaden 303

18.5 Industrin och marknaden

Utvecklingen på den internationella oljemarknaden efter Irankrisen 1979 accentuerar de tendenser som tidigare var latenta. Prisökningarna, och den kraftiga efterfrågeminskningen samt de strukturella förändringarna, såväl på efterfrågesidan som på utbudssidan, skapade nya och delvis annorlunda förutsättningar för de stora bolagens framtida roll. Deras dominerande positioner på den internationella oljemarknaden har reducerats, främst till följd av OPEC-ländernas produktions- och nationaliseringspolitik.

Bolagens gemensamma kontroll av oljan i Mellersta Östern, tillkommen

genom samverkan och konkurrensbegränsande konsortier, har nästan helt eliminerats. Den totala produktionsanpassningen till efterfrågevariationer har därmed fördröjts, samtidigt som incitament för enskilda OPEC-länder att konkurrera pris- och volymmässigt ökat. Följden kan bli lägre priser, men i första hand en mera orolig marknad. Spotmarknaden kan få större betydelse för prisutvecklingen. Denna effekt kan bara elimineras om OPEC-länderna förmår upprätthålla nödvändig prisdisciplin. Antalet köpare på råoljesidan har ökat. För OPEC-länderna innebär detta att deras gemensamma förhandlingsposition förbättras, samtidigt som det inbjuder enskilda producentländer att priskonkurrera eftersom en sådan konkurrens inte längre får omedelbart genomslag på hela marknaden. Rabatterbjudanden blir inte allmänt kända och når inte lika stora delar av marknaden som tidigare. Bytesaffärer har blivit allt vanligare. Oljeproducenter med brist på utländsk valuta försöker i växande omfattning betala skulder och importvaror med leveranser av olja, som sedan får säljas av mottagarlandet, nationellt eller på den internationella marknaden. OECD-ländernas exportintresse leder inte sällan till “bytesaffärer, också på vapen- och kärnteknologiområdet, vilket i sin tur kan få starkt destabiliserande inverkan på hela den oljeproducerande regionen. Detta ökar regeringarnas roll på oljemarknaden. Den förändrade marknadsstrukturen kan således ytterligare förstärka tendensen till en mer rörlig framtida oljemarknad. Prisfluktuationerna minskar emellertid företagens investeringsbenägenhet och förmåga att finansiera sina investeringar. Utbudets anpassning till efterfrågan kan då inte ges samma framförhållning som annars. Detta blir bolagens dilemma. Genom att investera ”i förväg” iförhållande till marknaden, pressar man ner priset så att investeringarnas lönsamhet äventyras. Avstår man i stället från att investera ökar priserna så att investeringsprojekten i efterskott ter sig lönsamma. Systrarnas investeringar i andra energislag har på sistone i allt högre grad inriktats på olja, kol och naturgas, medan satsningarna på kärnkraft och syntetiska bränslen inte drivs lika starkt som tidigare. Under överskådlig framtid kommer systrarna att basera huvuddelen av sin verksamhet på oljan. Bolagen söker anpassa sig till den nya situationen genom en omfattande strukturrationalisering, vilket för vissa amerikanska företag innebär ett återtåg till den amerikanska kontinenten. Särskilt markerat har detta återtåg varit när det gäller de amerikanska bolagens offshoreprospektering, vilket i

304 Oljemarknaden

sig kan komma att resultera i en lägre total oljeutvinningi världen än vad som annars vore möjligt. Den stora lediga kapaciteten i raffinaderinäringen framtvingar nedläggningar samtidigt som raffinaderierna, främst i Europa, måste byggas om och byggas ut för att passa till den nya efterfrågestrukturen. Detta ställer krav på ökade investeringar i ett läge då framtiden ter sig osäker. Oljeindustrin är med andra ord, liksom andra energiindustrier, en bransch i kris, även om den av flertalet bolag upplevs som tillfällig. En dramatisk prissänkning på olja skulle emellertid göra många av de nyinvesterade anläggningarna olönsamma och framkalla en mycket djup kris i oljeindustrin. Ett viktigt drag i marknadsutvecklingen är en tydlig tendens till övergång från långfristiga till kortfristiga kontrakt och avtal. Delvis är detta en naturlig marknadsreaktion. Instabilitet och vikande priser gör kortfristiga avtal fördelaktiga för konsumenten och säljaren har inte kraft nog att hävda andra positioner. De stora företagen är brända av sina tidigare erfarenheter av långa avtal. De har rika erfarenheter av att politiska beslut plötsligt kan ändra villkoren också i de långa avtalen och detta gäller inte enbart för

oljeproduktion i OPEC-länder. Ökningen av de kortfristiga avtalen är vidare

ett resultat av det växande antalet köpare. Något mera långfristiga förbindelser återfinns i stat-till-stathandeln. Men, som vi påpekat ovan, har konsumentländernas intresse för sådana avtal avtagit. Också dessa avtal tenderar att bli kortsiktiga (1-2 år), och de har allt mer fått karaktär av rena bytesaffärer. Strukturförändringarna på köpar- och säljarsidan har sammanfattningsvis lett till en friare marknad. Oljemarknaden påminner nu något mer om andra råvarumarknader. Spotmarknaden utgör en viktig länk i denna utveckling liksom växande ”future markets”, dvs terminsmarknader för vissa oljeprodukter. Den tidigare skarpa tilldelningen av oljehandeln i långtidskontrakt och spotmarknad upplöses allt mer i något mittemellan; en öppen kortsiktsmarknad. De stora företagens marknadsdominans har minskat och den ökande konkurrensen kan, i längden, vara till konsumenternas fördel. Leveransstrukturen är mera splittrad, priserna varierar mer och upphandlingen ställer större krav. De stora bolagens möjligheter att i krislägen omfördela råoljekvantiteter till konsumentländerna har minskat, men detta har i någon mån kompenserats genom att också de nya nationella oljebolagen numera ingår i IEAs beredskapssystem. På längre sikt avtecknar sig ett system där producent- och konsumentländernas förhållandevis nya bolag vunnit erfarenhet. Det måste vara ett intresse för köparländerna att anpassa sig till vad som kan vara en bestående förändring i den internationella oljehandelns struktur.

18.6 Effekter av stora

störningar

Hittills har vi diskuterat i huvudsak överraskningsfria scenarier. Krig och andra allvarliga störningar med effekter på oljehandeln kan inträffa. Självfallet får man inte heller utesluta andra överraskningar exempelvis

Oljemarknaden 305

politiskt betingade oljeembargon, riktade mot OECD-länderna eller bortfall av oljeproduktion i Gulf-området, beroende på krig, revolution eller liknande händelser. Som vi konstaterat måste man alltid räkna med att något sådant kan inträffa, även om det inte är särskilt sannolikt i nuläget. Politiskt beslutade oljeaktioner är mindre verkningsfulla i ett läge med ett betydande kapacitetsöverskott i OPEC-länderna och vikande oljeefterfrågan. Tillfälliga störningar i oljehandeln beroende tex på krigshandlingar är givetvis också lättare att hantera i ett marknadsläge av dagens karaktär. När efterfrågan stiger blir marknaden mer nervös och krigshandlingar av det slag som nu förekommit mot oljeanläggningar och fartyg i Persiska Viken kan då få utslag på spotmarknadspriserna och eventuellt sätta igång nya förväntningar om prisökningar. OECD-länderna har emellertid nu också större möjligheter att motverka sådana processer, bland annat genom den omfattande fredslagringen samt naturligtvis den ökade insikter; om faran av panikköp. OECD-ländernas prispolitik är av stor betydelse och här har utvecklingen gått mot en något ökad samsyn. Riskerna för snedvridningar av oljeflödena i ett eventuellt knapphetsläge är med andra ord något mindre än tidigare. Samtidigt är det klart att IEAs fördelningsregler inte är helt anpassade till verkligheten och det är långt ifrån säkert att de stora industriländerna, främst USA, verkligen är beredda att sätta dem i kraft. Avgörande för prisutvecklingen i läge av detta slag är regeringarnas nationella beredsskap och förmåga att handla snabbt. De ekonomiska konsekvenserna av ett stort bortfall av OPEC-olja blir emellertid betydande. Den ovan redovisade EMF-studien innehåller ett scenario där OPECs produktion plötsligt minskar med 10 mbd. Priseffekterna blir enorma - en prisökning upp till ca 100 dollar per fat och en direkt inkomstöverföring från importländer till exportländer på mellan 300 till 900 miljarder dollar, dvs 4 till 13 procent av OECD-ländernas samlade BNP. EMF-studien understryker emellertid att såväl oljebesparingsprogram i förväg liksom lageravveckling verksamt kan dämpa prisökningarna. Utvecklingen visar att ett produktionsbortfall måste mötas med mycket omedelbar efterfrågeminskning om man skall undgå långvariga priseffekter.

Del V och de

Sverige

internationella

energimarknaderna

19 och de internationella

Sverige energimarknaderna

19.1 och energiberoendet Sverige

Sverige är ett energikrävande samhälle med en stor och energiintensiv industri, stora transportavstånd och ett kallt klimat, som kräver stora uppvärmningsinsatser. Det är dessutom ett samhälle med hög levnadsstandard och komfort. Sverige har ett mycket stort oljeberoende och saknar kända, för energiförsörjningen intressanta olje-, kol- och gastillgångar. Nettokostnaden för den svenska oljeimporten uppgick 1971 till cirka 3 miljarder kronor och utgjorde cirka 10 procent av den dåvarande exporten och 1,7 procent av BNP. År 1982 uppgick oljeimportkostnaderna (netto) till cirka 31 miljarder, motsvarande knappt en femtedel av det totala exportvärdet och 5 procent av BNP. Denna stora ökning av oljeimportens kostnader har ägt rum trots en påtaglig volymmässig minskning av oljeimporten. Sverige drabbas, som andra oljeimporterande länder, på två sätt av oljeprisökningarna. De direkta effekterna sammanhänger givetvis med att oljekonsumtionen blir dyrare, att möjligheterna att övergå till andra energislag på kort sikt är begränsade och att det högre reala priset innebär ett försämrat bytesförhållande. En större mängd resurser måste avsättas för att producera exportvaror i tillräcklig omfattning för att betala den dyrare oljan. Detta innebär att de inhemska reala faktorinkomsterna, reallön och real kapitalavkastning, minskar. De indirekta effekterna uppstår genom att ”överskottsländerna”, dvs de oljeexporterande länderna, varken kan eller vill omsätta hela sin inkomstökning i form av efterfrågan på varor eller tjänster från de oljeimporterande länderna. Det uppstår med andra 0rd ett efterfrågebortfall på världsmarknaden. De indirekta effekterna består således av en internationell konjunkturdämpning. Denna förstärks genom anpassningsproblem i de oljeimporterande länderna. Prishöjningseffekten 1978-79 har också förstärkts genom den restriktiva ekonomiska politik som förts i industrivärlden. Av Lindskogs-Sigurjonssons studie (se bilaga) om oljeprisökningens effekter på den svenska ekonomin framgår att Sverige drabbades hårdare av de direkta effekterna än OECD-området i övrigt, vilket sammanhänger med Sveriges starka oljeberoende. Den indirekta effekten var ungefär densamma. För Sverige blev bytesbalansutvecklingen mer ogynnsam än för övriga

310 och de internationella energimarknaderna SOU 1983: 19 Sverige

länder. Såväl den direkta som indirekta effekten var mindre 1979 än 1973-74, men de långsiktiga effekterna synes bli mer besvärande genom att anpassningen till den första oljeprischocken inte var avslutad när den andra kom. Både 1973-74 och 1979-80 steg den svenska kronan med drygt 6 procent gentemot USA-dollar, vilket reducerade den faktiska realinkomstförlusten. Mellan 1980 och hösten 1982 har emellertid dollarkursen stigit med 70 procent gentemot den svenska kronan, vilket åstadkommit en ny kraftig realinkomstförlust. Kostnaderna för oljeimporten har alltså stigit kraftigt, trots stagnerande realpriser för olja på världsmarknaden. Nedanstående diagram visar svenskt importprisindex för olja. Den svenska energiförbrukningen har liksom i andra industriländer ökat i mycket långsam takt sedan prisförändringarna 1973 och under senare år to m minskat något. Oljeförbrukningen har sjunkit, under de senaste åren mycket kraftigt. Nedgången kan enligt industriverkets prognos bli 24 procent mellan 1979 och 1983. Den svenska energipolitiken handlade länge väsentligen om försörjningsfrågor. Riskerna för störningar i bränsleimporten stod av naturliga skäl i Diagram 19.1 Import- för statsmakternas intresse och politiken bland annat förgrunden präglades przlrindex för råolja, eldav erfarenheter från andra världskriget, Suezkrisen 1956 m m. Den ningsolja, och drivmedel. Index 1980 = 100 alliansfria utrikespolitiken, syftande till neutralitet i krig, ställer krav på att så långt som möjligt minska riskerna för störningar i oljetillflödet och att Källa: Statistiska meddelanden, E 1982:9.6, SCB 1982.

180-

1-70-

160i: importprisindex för råolja _-- Importprisindex för eldningsolja och drivmedel 0000000 Dollarkurs 150-

140-

130-

110-! 02

100 I

0-1 2-. O..

Sverige och de internationella energimarknaderna 311

vidmakthålla landets oberoende. Medel för detta är bl a omfattande beredskapslagring, förberedelser för alternativ produktion, ransoneringssystem etc. Under 1970-talet har begreppet fredskriser tillkommit, också detta väsentligen en försörjningspolitisk fråga. De åtgärder som har införts eller diskuterats i syfte att minska störningarna i oljetillförseln vid sådan kriser omfattar bl a diversifiering av leverantörer och leverantörsländer, bilaterala oljeavtal, ökad svensk oljeprospektering samt deltagande i IEA-systemet. Ökad hushållning och oljeersättning bidrar också till försörjningstryggheten. Liksom för andra industriländer har emellertid de samhällsekonomiska följderna av den stora energiimporten kommit alltmer i förgrunden. Den svenska ekonomins stora anpassningsproblem och långvariga strukturella bytesunderskott har i högsta grad skärpt uppmärksamheten på oljeimportens ekonomiska följder, på kortare och längre sikt. Den nu fastlagda svenska energipolitiken syftar bl a till att kraftigt minska det svenska oljeberoendet. Enligt 1981 års riksdagsbeslut på grundval av energipropositionen (1980/81:90) skall tillförseln av olja för energiändamål 1990 vara nere i 14-17 miljoner ton, vilket räknat från 1979 skulle innebära en minskning med 3,5-4,6 procent per år. Den faktiska oljeförbrukningen har sjunkit väsentligt snabbare än väntat. Den fallande energi- och oljeförbrukningen i Sverige under 1980-talets början får till stora delar ses som en följd av kraftiga prisstegringar, industriell lågkonjunktur samt förväntningar om fortsatt ökande oljepriser. Oljeersättningspolitiken har således understötts av den spontana marknadsutvecklingen. Om de reala internationella oljepriserna fortsätter att falla och dollarkursen försvagas, måste en fortsatt oljeersättning ske trots de förväntningar som de kortsiktiga marknadskrafterna då kan skapa. Oljemarknadsutvecklingen har som vi konstaterat i det föregående karaktäriserats av dynamiska svängningar. Perioder av relativ knapphet, stigande efterfrågan och stigande pris har avlösts av perioder då efterfrågan sjunker och producenterna får svårigheter att avsätta oljan till gällande OPEC-priser. Vi är nu inne i en sådan senare fas. Dess inverkan på oljepriset kan bli stark, dels beroende på den djupa ekonomiska recessionen, dels beroende på växande konkurrens och politisk oenighet mellan de viktigaste oljeproducenterna. Ökad energieffektivitet och hushållning inom industrivärlden, i kombination med oljeersättning pressar ned efterfrågan. Strukturförändringarna inom industrivärlden i riktning mot mindre energiintensiv produktion fortsätter. U-länderna är ekonomiskt inte tillräckligt starka för att vidmakthålla efterfrågan på hög nivå. Riskerna för svängningar kvarstår emellertid, liksom också för störningar eller krig som kan förändra försörjningssituationen. Emellertid är det en betydande risk för att situationen förändras under 1990-talet, bland annat beroende på en mera restriktiv produktionspolitik i de stora OPEC-länderna samt alltför låg investeringsnivå inom energisektorn under 1980-talet i OECD-världen. Realprisutvecklingen på olja blir med stor sannolikhet stigande på lång sikt.

312 Sverige och de internationella

energimarknaderna SOU 1983: 19

De långsiktiga utvecklingstendenserna, liksom den politiska situationen i Mellersta Östern talar för att en fortsatt minskning av oljeberoendet är önskvärd. Den spontana oljeersättningen minskar emellertid i takt med att förväntningarna om fallande priser och en lugn marknad sprids och växer i styrka. En sådan marknadsutveckling ställer än större krav på en aktiv energipolitik än i en situation med till synes kontinuerligt stigande oljepriser, i vilken marknadskrafter och politiska ingrepp understöder varandra. Frågan om oljeersättningens lämpliga omfattning och takt blir mera komplicerad än i den situation som tidigare rådde då utvecklingstendenserna framstod som mera entydiga. Även om de långsiktiga målen kvarstår i oljeersättningspolitiken också möjligheterna och medlen påverkas att uppnå dessa mål. att statsmakterna skall upprätthålla Principen en långsiktigt realt ökande pristrend blir mer kontroversiell då världsmarknadspriserna sjunker. I Sverige som i andra länder är energipolitikens inriktning och effektivitet sammankopplad med de allmänna ekonomiska problemen. Den djupa recessionen och de sjunkande industriinvesteringarna kan medföra att också angelägna energiprojekt, såväl anläggningar för alternativ energiproduktion, som åtgärder som syftar till att öka energieffektiviteten försenas eller uteblir. Industrins intresse att investera i mer energieffektiva anläggningar sammanhänger med räntekostnader, efterfrågan, kapacitetsutnyttjande etc och påverkas därför starkt negativt av den ekonomiska krisen. Sverige har, med andra ord, liksom andra OECD-länder svårigheter att hålla nivån på energiinvesteringar uppe i ekonomiska stagnationsperioder och här som annorstädes förutsätter en fortsatt oljebesparande” energipolitik en stark statlig draghjälp. Vad det handlar om är att påverka företag och hushåll så att de handlar med utgångspunkt från att oljepriset skall stiga även om aktuella observationer eller prognoser pekar i en annan riktning. Detta kan ske med hjälp av råd och beskattning samt genom regleringar, lån eller bidrag. Det är också viktigt att producenter och fabrikanter har tilltro till stabiliteten och varaktigheten i politiken. En svensk olje- och energiprisnivå som kraftigt awiker från omvärlden kan emellertid också negativt påverka industrins konkurrenskraft och därigenom försvåra möjligheterna att på kort sikt mildra Sveriges ekonomiska balansproblem. I en sådan situation kompliceras avvägningen och målkonflikterna får ökad kraft. Det är också sannolikt att det kommer uppstå starkt tryck från företag och allmänhet att de sänkta världsmarknadspriserna skall slå igenom i konsumentledet. Det kan i detta sammanhang erinras om det s k KRAN-projektet - Kris och anpassning i svensk energihushållning, ett forskningsprojekt som diskuterat och analyserat energipolitiska strategier i deras ekonomiska sammanhang. Projektet har bland annat ägnat anpassningsproblemen en betydande uppmärksamhet. Forskningsresultat har bl a redovisats i en arbetsrapport, Energi, stabilitet och tillväxt i svensk ekonomi (B C Ysander, stencil, Arbetsrapport nr 36, IUI, juli, 1981). I de modeller man därvid använt har det varit att i större möjligt utsträckning än i tidigare prognoser ta hänsyn till interaktionen mellan energisystemet och samhällsekonomin som helhet. Man kan därvid studera hur förändrade energipriser påverkar kostnader, vinster och investeringar i

Sverige och de internationella 313 energimarknaderna

industrin och hur investeringarna i sin tur påverkar efterfrågeanpassningen till de nya energipriserna. I analyserna har man bl a studerat hur en forcerad oljeersättning, åstadkommen genom en successivt skärpt oljebeskattning, återverkar på samhällsekonomin. En sådan politik skulle enligt rapporten, trots betydande kostnader, vara samhällsekonomiskt lönsam under 1980-talet genom landets speciella betalningssituation. Man räknar nämligen med att ett återställande av bytesbalansen kräver en snabbt växande export, vilken bara kan uppnås genom att vi återtar och t o m vinner marknadsandelar. Med tanke på världshandelns troliga utveckling kan detta bara uppnås genom sänkning av de svenska relativpriserna, vilket i sin tur medför förluster i terms of trade. Detta innebär att oljan blir dyrare, mätt i export: en marginell oljeimport för 1 miljon kronor kräver en motsvarande exportökning inte med 1 utan med 2 miljoner kronor, för att kompensera den samtidigt nödvändiga reduktionen i exportpriserna. Detta skulle omvänt innebära att oljesubstitution inom landet är ”dubbelt” lönsam under 1980-talet. En forcerad oljesubstitution av detta slag skulle emellertid kunna medföra tillväxtförluster under 1990-talet. Dessa uppstår bland annat genom att det högre energipriset sänker den lönsamma mekaniseringsgraden och kan på sikt medföra lägre produktivitetsökning än i omvärlden. En forcerad övergång kan också medföra betydande kapitalförluster genom att oljeförbrukande teknologi inte används. Men en forcerad oljeersättning kan emellertid också ge vinster för 1990-talet. Författarna diskuterar en stegvis skärpt oljebeskattning i kombination med en långsiktig prisgaranti, tänkt att fungera så att den successivt höjda skattenivån skall kunna absorbera eventuella abrupta oljeprisförändringar och samtidigt en relativt stabil real oljeprisutveckling på 1990-talet. Strategin möjliggör, menar författarna, en väsentligt jämnare fördelning av välfärdsutvecklingen under 1990-talet och kan därmed väsentligt minska de stabiliseringspolitiska påfrestningarna i samband med en energikris. Genom att vi då har en lägre oljeimport, och redan har genomfört den anpassning som de ökade relativpriserna på olja medför, blir de stabiliseringspolitiska problemen i samband med en ny oljechock mer lätthanterade än eljest. Förlusten i bytesbalansen blir mindre, liksom de inflationsimpulser som sprids via oljechocken. Det medger en större, men framför allt mer utjämnad utveckling av reallöner och privat konsumtion åren efter chocken. Resultaten visar, konkluderar författarna, att de inhemska stabiliseringspolitiska problemen i samband med en energikris ter sig som väsentligt mer överkomliga och att därmed risken för en långsiktig urspårning” blir mindre om en forcerad oljebesparing genomförs genom beskattning eller på annat sätt redan under 1980-talet. Det går naturligtvis inte att utifrån indikationer av detta slag dra några entydiga slutsatser om hur långt det är lönande att gå ifråga om oljebesparing”. Indikationerna får vägas mot den uppfattning man har om riskerna för oljekris eller omfattande prisökningar på olja. De här redovisade slutsatserna från KRAN-projektet bör således bedömas i ljuset av den av utredningen gjorda bedömningen av de långsiktiga problemen på oljemarknaden. Enligt min mening är riskerna för priskriser

314 och de internationella energimarknaderna sou 193349 Sverige

under 1990-talet så stora att det finns skäl att noga överväga KRANslutsatser i förhållande till de uppsatta målen och metoderna för projektets 1980-talets oljebesparingar. Det ligger dock inte inom denna utrednings mandat att här göra en sådan bedömning. Oljepolitiken utgör en del av energipolitiken och ligger självfallet mycket nära de frågor som berörts i denna utredning i ett internationellt perspektiv. har under senare år blivit föremål för En rad viktiga frågor inom oljepolitiken andra åter är fn föremål för översyn. Det ingår inte i utredningar, direktiv att lägga rekommendationer eller förslag i dessa utredningens avseenden. endast diskussionsvis att Jag kommer således i det följande beröra vissa frågeställningar som enligt min mening har en särskild till de problem som här analyserats. Framställningen inleds med anknytning en kortfattad översikt av den svenska oljemarknadens struktur.

19.2 Den svenska oljemarknaden

Den svenska oljeförbrukningen ökade oavbrutet fram till 1970-talets början. Tillväxten efter 1973 års oljekris och uppnådde först 1979 det stagnerade nivå. Därefter har förbrukningen minskat väsentligt. 1983 tidiga 1970-talets års totala konsumtion väntas således uppgå till endast tre fjärdedelar av 1979 års förbrukning. Den svenska oljemarknaden har således de senaste åren genomgått en krympning volymmässigt. Utvecklingen skiljer sig åt för olika produkter. Drivmedel, särskilt bensin, har minskat mindre än eldningsoljorna. Förutom en totalt Största nedgång kan noteras för de tjocka eldningsoljorna. sett krympande svensk pågår alltså också en strukturell oljemarknad förändring i riktning mot en allt större andel lätta produkter i förbrukningen. Den svenska utvecklingen, både när det gäller den krympande oljemarknaden och en allt större andel lätta produkter, stämmer väl överens med tendensen i andra länder. Den svenska nedgången i västeuropeiska har varit något mera markerad än förbrukningen av tyngre oljeprodukter för Västeuropa. Detta sammanhänger bl a med den ökade genomsnittet kärnkraftsbaserade elproduktionen under samma tid. består dels av råolja, dels av raffinerade produkter. Under Importen 1960-talet och början av 1970-talet dominerade produktimporten. Råoljans andel av importen ökade kontinuerligt fram till 1982. Detta gäller framför allt sedan Scanraff togs i drift 1975. Under 1982 har emellertid råoljeandelen minskat bl a till följd av låga spotmarknadspriser på färdiga produkter. Oljeprodukter raffinerade i utlandet svarade 1982 för knappt 45 procent av totalimporten av olja. Förhållandet i början av 1970-talet var det omvända, med en andel råolja i importen på cirka 35 procent. Under de senaste åren har exporten från Sverige av raffinerade oljeprodukter ökat. Under 1981 hade exporten av oljeprodukter ett värde av kronor. Det är främst normalsvavlig tjock eldningsolja som 5,4 miljarder Orsaken till detta är bl a att de svenska raffinaderiernas exporteras. produktion och råoljeimport inte har varit helt anpassad till hemmamarknadens efterfrågan på lågsvavlig eldningsolja. Normalsvavlig eldningsolja

Sverige och de internationella 315 energimarknaderna

har därför exporterats och lågsvavliga kvaliteter istället importerats. De svenska raffinaderierna tillgodoser även i viss utsträckning produktmarknaderna i våra grannländer, liksom import sker av raffinerade produkter från andra nordiska länder till Sverige. Den nominella kapaciteten för raffinaderierna i Sverige motsvarar drygt 22 miljoner ton råolja per år. Detta bör jämföras med råoljeimporten 1981 på cirka 14,7 miljoner ton och motsvarar ett kapacitetsutnyttjande på 70 procent. Under 1982 har råoljeimport, liksom kapacitetsutnyttjandet minskat med 10 resp 3 procentenheter. På den svenska marknaden arbetar såväl nationella oljeföretag som oljeföretag ingående i internationellt integrerade koncerner. De ledande nationella oljeföretagen är kooperativa OK och statliga Svenska Petroleum. Från och med mars 1981 har Shell övertagit Nynäs Petroleums försäljning av bensin, diesel och eldningsoljor. Utöver dessa nationella oljeföretag finns ett flertal mindre oberoende oljeföretag, av vilka några har leveransavtal med Svenska Petroleum. Distributionen av oljeprodukter i Sverige ombesörjs av cirka 80 företag av vilka 10 är stora och rikstäckande. Av dessa är fem amerikanska (Esso, Gulf, Texaco, Ara och Mobil), tre är europeiska (Shell, BP och Fina) samt två svenska, nämligen OK och Svenska Petroleum. De utländska oljeföretagens sammanlagda marknadsandel 1982 uppgick till 57,4 procent. Svenska Petroliums andel var 8,8 procent av marknaden och OKs 16,2 procent. Samarbetet mellan olika företag har ökat i samband med den pågående minskningen av efterfrågan. Exempelvis tecknades i slutet av 1979 ett samarbetsavtal mellan Gulf och Shell som innebar nära samverkan på lagrings- och distributionsområdet. Vissa kommuner samarbetar dessutom i oljeinköpsfrågor, bl a inom ramen för EFO Oil AB (kommuner i östra Mellansverige) och West Oil AB (Västsverige). Vissa andra storförbrukare ombesörjer också själva oljeimporten och fördelar anskaffade kvantiteter till olika egna driftställen. Dessa företag har tillgång till lagringsanläggningar som möjliggör direktimport från spotmarknaden. Den svenska råoljeimporten från 1972 framgår av följande diagram, där en uppdelning görs efter ursprung (Saudiarabien, övriga Mellersta Östern, övriga OPEC, Nordsjön samt övriga). Av diagrammet framgår att Sveriges beroende av råolja från Mellersta Östern har varit starkt under hela 1970-talet. Under 1980 och 1981 svarade Saudiarabien för nästan 50 procent av den totala råoljeimporten. Under 1981-82 skedde emellertid betydande förändringar. Iran och Irak föll praktiskt taget bort. Importen från Saudiarabien minskade betydligt bl a i och med att Svenska Petroleums långfristiga avtal inte utnyttjades. Den minskade importen av råolja från Iran, Nigeria och Saudiarabien har till stor del ersatts av en ökad import av lågsvavlig olja från Nordsjön. Hela 50 procent av den svenska råoljeförsörjningen under 1982 kom från Norge och Storbritannien. Det bör dock understrykas att denna förändrade fördelning är en följd av förändrade prisrelationer, snarare än aktiv politisk styrning. Utvecklingstendenserna på den internationella oljemarknaden återspeglas också i att köp från spotmarknaden utgör en växande del av den

316 Sverige och de internationella energimarknaderna sou 1983:19

miljonerton 20

n

ÖVRIGA J

\\Q

U 5

:f:›E›ÃosJoN/›\\

i \;\ --_/ *Å

-._4_á*_-

10_ i? .1 \ ÖVRIGA OPEC

MELLERSTA osrean ____ _.- Diagram 19.2 Svensk rå- utom SAUD|ARABIEN

saudiarabien___..--- _

I.

fördelad på ursprungs- 0 :.".'. , .. . .i .›

områden. 72 74 76 78 eo 82

svenska råoljeimporten. År 1982 uppgick denna del till nära 20 procent, eller en dryg fördubbling jämfört med föregående år. Om hänsyn tas till produktimporten är självfallet beroendet av råoljor från Mellersta Östern större än vad ovanstående siffror utvisar. Omfattningen vid olika tidpunkter beror bl a på den inhemska efterfrågans utveckling och lönsamheten i alternativen råoljeraffinering eller produktimport. Lönsamheten av inhemsk raffinering kontra produktimport varierar över tiden beroende på kostnadsrelationen mellan råolja och spotpriser på färdiga produkter från Rotterdammarknaden. För perioden 1975-78 var det regelmässigt, i genomsnitt, ofördelaktigt att raffinera olja inom landet. 1979-81 var det återigen lönsamt. Under senare tid har förhållandet ändrats på nytt. Under perioden januari-augusti 1982 har således produktimporten ökat med 17 procent jämfört med motsvarande period år 1981. Den obalans som finns mellan den svenska efterfrågan och raffinaderiproduktionens struktur medför att det har funnits behov av import av bl a bensin och lågsvavlig tjock eldningsolja. Ännu mera Nordsjöolja, krackningsmöjligheter och på längre sikt avsvavling vid svenska raffinaderier skulle minska behovet av sådan kompletterande import. Den svenska oljemarknaden har i flertalet avseenden genomgått samma utveckling som i flera andra europeiska länder. Oljemarknaden krymper och framtvingar en strukturrationalisering. Marknaden är öppen och utan importrestriktioner; priskonkurrensen kan tidvis vara hård. Andelen OPEColja har under det senaste året minskat och Nordsjöoljan ökat. de internationella bolagens ställning har relativt sett försvagats något. Raffinaderiindustrin har överkapacitet och dess produktionsutfall har inte stämt med den förändrade efterfrågan mot mer lätta produkter och lågsvavlig olja. Spotmarknadsberoendet för såväl råolja som raffinerade produkter har ökat under senare år och uppgick till 19,4 resp 54 procent år 1982. Dessa ökade andelar får dock ses mot bakgrund av en kraftig minskning av den totala importvolymen.

Sverige och de internationella energimarknaderna 317

19.3 Svensk

oljepolitik

Den svenska oljepolitiken har traditionellt varit marknadsorienterad. Sverige har tillsammans med bl a Västtyskland haft en av de minst reglerade oljemarknaderna i Europa. Detta gynnade i stort sett konsumenterna, åtminstone fram till den första oljekrisen 1973. Under 1970-talet har det emellertid skett statliga ingrepp i marknaden. Dessa har haft formen av prisregleringar och har satts in i lägen med mycket kraftiga prisökningar på världsmarknaden. Staten har vidare engagerat sig i oljehandeln genom det statliga Svenska Petroleum som tillkom 1975. De oljepolitiska frågorna behandlades i energipropositionerna 1980/81:90 samt i proposition 1981/82:61 om kapitaltillskott till Svenska Petroleum AB. I propositionen aviserades en kommande, mer omfattande prövning av företagets roll. Näringsutskottet påpekade i sitt betänkande att en sådan prövning också bör omfatta även mer övergripande frågor. Som en sådan fråga nämndes om en reglerad oljemarknad skulle kunna bidra till förbättrad

försörjningstrygghet. Olika aspekter på den svenska oljemarknaden och på den förda oljepolitiken berörs i en rad olika utredningar (se not 1). Denna utredning har inte till uppgift att närmare behandla dessa frågor. Jag vill likväl i anslutning till den ovanstående framställningen göra följande mer allmänna påpekanden. Huvudmålen för den svenska oljepolitiken måste vara att trygga försörjningen med olja samt att så långt som möjligt begränsa de negativa samhällsekonomiska effekterna av den stora oljeimporten. Dessa båda uppgifter kvarstår med oförminskad styrka under 1980- och 1990-talen. Oljemarknadsgruppens Härvidlag bör inledningsvis understrykas att Sverige utgör en mycket liten PM om oljepolitiken, del av den internationella oljemarknaden. Vår konsumtion utgör endast redovisad i prop 1980/ cirka lproeent av den totala världskonsumtionen. Härav följer att våra 81:90, bilaga 1:7, betäninternatio- kandet Pris på energi möjligheter är ytterst små att med nationella åtgärder påverka (SOU 1981:69), oljelagnella pris- och marknadsförhållanden. Internationell samverkan fordras för ringskommitténs betänatt man verkningsfullt skall kunna förhindra ett genomslag i Sverige av de kande (SOU 1980:41 som riskerar att uppkomma vid leveransstörningar. Med och Ds H 1981:2), utredprischocker nationella åtgärder kan man mildra effekterna av leveransstörningar och ningen Energisamverkan dem. stat-kommun-näringsliv kraftigt flukturerade priser, men inte förhindra (SOU 1981:94) samt Vad Sverige har den eftersträvade kraftiga minskningen av gäller energiskatteutredningens oljeimporten medfört en krympande marknad och därav föranledda behov (SOU 1982:6 och 17) Den hastiga nedgången i oljeförbrukningen under de betänkande. Olika forav strukrurförändring. att det finns mer av prisregleringar senaste åren har skärpt dessa strukturproblem. Det är uppenbart av oljemarknaden har en överetablering i flera marknadsled och att en viss strukturrationalisering dessutom analyserats är ofrånkomlig. En sådan har redan inletts. och diskuterats i utredberörda förändringar inom världens oljemarknader har lett till ningen ”Tryggare olje- Tidigare betydande förskjutningar av den svenska marknadens oljeförsörjning. De försörjning med en perhar totalt sett minskat sin andel av den manent reglerad oljestora internationella oljebolagen marknad? (Rapport svenska marknaden. Sedan Nynäs överlåtit sin distributionsverksamhet till inom Industrideparte- Svenska Shell finns två rikstäckande nationella oljeföretag på den svenska mentet, Ds I 1982:11).

318 Sverige och de internationella energimarknaderna

marknaden, nämligen OK och Svenska Petroleum. Dessa bedriver import och raffinering av råolja. Båda saknar dock engagemang i produktionsledet och Svenska Petroleum, i sin nuvarande form, saknar dessutom integration i försäljningsledet av bl a bensin. Svenska Petroleum Exploration AB har dock köpt en andel av ett oljefält på norska sockel (Ula). Sett ur försörjningssäkerhetssynpunkt har den svenska oljemarknadens strukturutveckling således inneburit att den andel som normalt täckes genom försäljning från bolag med egen integrerad position i själva produktionsledet har minskat. Detta är som vi sett en internationell tendens. Svenska Petroleums och OKs oljeförsörjning har baserats på kontrakt för råolja och spotköp av produkter. Därtill har ett betydande antal lokalt och regionalt arbetande distributionsföretag växt fram, som i stor utsträckning baserar sin försörjning på köp av främst eldningsoljor på den internationella korttidsmarknaden för produkter. Samma gäller större köpare bl a för kommunala och industriella värme- och energibehov, som i ökande omfattning etablerat sig i egna direkt köp från korttidsmarknaden. Vid ostörda marknadsförhållanden medför detta som regel låga anskaffningskostnader. Strukturförändringarna har därför i princip bidragit till att hålla nere importkostnaderna för oljeprodukter. Vid störningar i den internationella oljemarknaden som t ex 1973/74 och 1978/79 riskerar istället prisuppgången att bli mer markerad. Överskotten på den internationella marknaden uppmuntrar också, vid fri import, oberoende smärre importörer att i vissa marknadslägen dra nytta av de pressade priserna för produktimport. Tendenser i denna riktning har märkts också i marknadsläget 1982. Detta kan medföra svåra problem för företag som är bundna av kontraktpriser och som raffinerar sin råolja i Sverige. Önskemålet om lägsta möjliga importpriser i varje marknadsläge kan komma i konflikt med strävan efter långsiktig försörjningstrygghet. Leveranstrygghet och pristabilitet är inte alltid möjliga att förena. Vi kan samtidigt konstatera att Sverige behöver en bättre anpassning av sina raffinaderier till förändringen i efterfrågan genom ökade krackningsoch, i framtiden, avsvavlingsmöjligheter. Detta kan på sikt medge större flexibilitet när det gäller råoljeval och därmed möjligheter till ökat urval av oljeleverantörer. Detta skulle då vara en fördel med hänsyn både till pris och försörjningstrygghet. De investeringar i raffinaderierna som det är fråga om måste dock ske med en betydande osäkerhet om lönsamheten och om den framtida efterfrågan. Det är också mot denna bakgrund som frågan om olika former av importreglering nyligen har utretts inom industridepartementet. Dessa olika modeller är behäftade med vissa ofrånkomliga administrativa och ekonomiska problem. Det vore enligt min mening att föredra om man kunde åstadkomma den ökande långsiktiga försörjningstryggheten med andra metoder. En av staten stödd strukturomvandling av den berörda industrin skulle kunna vara en väg att nå de uppsatta målen till lägre kostnader. En sådan politik skulle kunna beskrivas som en marknadsinriktad politik med statligt deltagande. Man bör

och de internationella energimarknaderna 319

Sverige

därvid också beakta möjligheterna till nordiskt samarbete.

En viktig fråga är givetvis om en fortsatt svensk strävan att nå långsiktiga

statliga bilaterala avtal på oljeområdet ökar försörjningstryggheten till rimliga samhällsekonomiska kostnader. I det föregående - se kapitel 10 - har av de statliga direktavtalen analyserats. Därvid konstaterades utvecklingen att de innehåller inbyggda spänningar som kan göra deras värde begränsat. Avtalen kan, som de senaste årens utveckling har visat, bli dyrbara för konsumenterna när den internationella marknaden präglas av överskott och oljepriserna alltså pressas nedåt. En försiktig och väl genomtänkt bilateral oljehandelspolitik kan å andra sidan bidra till att sprida riskerna i oljeförsörjningen och minska spotmarknadsberoendet. Den statliga oljehandelspolitiken bör således eftersträva en diversifiering av de förekommande bilaterala oljeavtalen. Kontrakten bör ha en omfattning och flexibilitet som inte skapar stora kostnader om marknaden förändras. Svenska Petroleum är statens främsta marknadsinstrument för en politik av detta dock inte bör hindra nära samverkan mellan Svenska slag, vilket Petroleum och andra företag och intressenter. Den stora andelen råolja som har importerats från Mellersta mycket Östern motsvaras väl av regionens nuvarande och framtida rent fysiska tillgång på olja. Riskerna för avbrott i leveranserna har gjort det angeläget att minska beroendet av oljeimport därifrån. Importen från andra regioner såsom Afrika och Latinamerika har tett sig intressanta som komplement. Det är emellertid naturligt att se en ökad import från Nordsjön , särskilt då Norge, som det ur försörjningssynpunkt mest intressanta alternativet. En utveckling i denna riktning har också skett. Den nuvarande ändrade importfördelningen är dock mer ett av ändrade och kvalitetskrav än ett

resultat prisförhållanden

resultat av en medveten politik. Det finns också risk för en återgång till en ökad import från Mellersta Östern om marknaden förändras. Det brukar ibland hävdas att bilaterala oljekontrakt, s k direktavtal stat-stat, kan ge värdefulla impulser också för svensk exportindustri. I nuvarande pressade marknadsläge söker också flera producentländer uppnå avsättning av sin olja genom barter (bytes-) affärer. En oljepolitik som drivs främst med sikte på att öka svensk export kan emellertid bli samhällsekonomiskt olönsam. Frågan om den svenska oljehandelns inriktning och omfattning måste avgöras främst från oljepolitiska utgångspunkter. Den svenska lagringspolitiken har utretts av 1980 års oljelagringskommitté 1980:41 och Ds H 1981:2). Där diskuteras också frågan om (SOU buffertlager att användas i prisstabiliserande syfte, främst mot bakgrund av erfarenheterna från 1978-79 års kris. skulle inte vara att utöka reserverna för Syftet med ett sådant buffertlager krigs-, avspärrnings- eller fredskrissituationer, utan att bygga upp särskilda lager för ytterligare en tänkbar situation, nämligen s k priskriser. Oljelagringskommittén anför att sådana särskilda lager under vissa omständigheter kan vara lämpliga för att stabilisera den inhemska prisnivån, samtidigt som tillförseln säkras. Nackdelar är dock bl a de stora finansiella krav en sådan lageruppbyggnad skulle ställa och andra komplikationer den skulle medföra.

320 Sverige och de internationella energimarknaderna

Kommittén påpekar vidare att, som erfarenheterna från 1970-talet visar, starka tids- och orsakssamband finns mellan fysisk brist och höga priser på olja. Vid mindre störningar är det knappast möjligt att isolera pris- från tillförselkriser. Mot denna bakgrund förkastades idén om särskilda buffertlager av olja i prisstabiliserande syfte. Som alternativ anvisades andra åtgärder, tex högstprisreglering i kombination med prisclearing, konsumtionsdämpande åtgärder m m. Det finns emellertid andra åtgärder som statsmakterna skulle kunna vidta för att i kris trygga tillförseln och samtidigt stabilisera den inhemska prisnivån. En sådan är lagerutnyttjande och lagerstyrning. Delar av lagren. som är integrerade i den kommersiella lagerhållningen, har erfarenhetsmässigt utnyttjats i detta syfte, men då genom marknadens egen försorg. Beredskapslagren är ju, till skillnad från de kommersiella lagren, avsedda att användas för att möta fysiskt bortfall, medan Irankrisen, då de i och för sig regelstridigt utnyttjats, var av en något annorlunda karaktär med prisproblem i förgrunden. För marknadens aktörer är anledningen till krisen antagligen av underordnad betydelse - det är dess konsekvenser som måste mötas. Detta har de också kunnat göra då statsmakterna inte utan direkta ingrepp (t ex ransoneringslagar) har kontroll över de kommersiella lagren och således inte kan förhindra deras användning. För att effektivt styra lagerbeteendet krävs dels ett aktivt agerande från statsmakternas sida, utgående från tidiga reaktioner på internationella och nationella håndelseförlopp, god överblick över den svenska lagersituationen m m. dels handlingsinstrument. Att medvetet styra utnyttjandet av kommersiella lager och bolagens tvångslager är därvid särskilt intressant. Dessutom kan statsmakterna besluta att helt eller delvis ställa statliga lager till den svenska marknadens förfogande ensamt eller i kombination med andra åtgärder, främst prispolitik. Detta kan tex ske genom att statsmakterna i förväg deklarerar sin avsikt att i krislägen införa höga importavgifter och s a s i förskott ta ut förutsedda höga spotmarknadsnoteringar, vilka erfarenhetsmässigt efterhand sprids till den övriga oljehandeln. På så vis kommer högre lager att hållas vid normala marknadsförhållanden och mer lager avvecklas när kriser inträffar än vad annars blir fallet. Genom att på så vis förekomma prishöjningarna på marknaden begränsas dessa samt de negativa effekterna på bytesbalansen. En fördel med en sådan prisinriktad politik är att den är lätt att administrera, vilket är värdefullt i krislägen. Självfallet ökar värdet och effektiviteten av den antydda politiken om den kan ske i internationell samverkan mellan konsumentländerna. Förutsättningar för ett lyckat resultat är dock att statsmakterna har god insikt i händelseutvecklingen, har väl fungerande informationssystem samt, inte minst, agerar snabbt och tidigt. Det finns alltid en risk att myndigheter är överdrivet försiktiga vad gäller utnyttjande av lager. Oron för att läget skall bli ännu sämre och att lagren då kan behövas verkar avhållande på viljan att utnyttja lagren i ett inledande skede av en kris, vars förlopp man naturligtvis inte kan förutsäga. Erfarenheterna tyder också på att de flesta regeringar, när den internationella oljemarknaden ser ut att skärpas, snarare tenderar att

Sverige och de internationella energimarknaderna 321

genom nationellt arbetande oljebolag försöka köpa upp ännu mer olja. Detta skedde som visats 1979. En sådan politik motverkar prisstabilisering. Andra åtgärder än lagerstyrning kan också vidtas för att dämpa priseffekterna. De svenska miljökraven vad gäller svavelutsläpp innebär att den svenska exporten till spotmarknaden av normalsvavlig tjock eldningsolja är ungefär lika stor som importen av lågsvavlig tjock eldningsolja från samma marknad. Ett kvalitetsbyte sker således utanför Sveriges gränser. Cirka hälften av det svenska spotmarknadsberoendet utgörs av detta kvalitetsbyte. En uppenbar möjlighet vore således att i en kris ge tillfällig dispens från miljökraven för utnyttjande av normalsvavlig tjock eldningsolja i Sverige. En aktiv politik av de slag som här skisserats skulle, också om den bara tillämpas på nationell nivå, kunna dämpa det kortsiktiga genomslaget av en priskris. Vidare behövs en klar och medveten beredskap att i krislägen vidta snabba åtgärder som minskar konsumtionen, eventuellt genom en tillfällig extra oljeskatt. Också här gäller dock givetvis att de verkligt värdefulla effekterna av en politik för att motverka oljekriser bara kan skapas genom internationell samverkan. IEAs fördelningssystem mellan de industrialiserade konsumentländerna kan, om det verkligen visar sig fungera vid en ev pris- och tillförselkris på oljemarknaden, möjligen bidra till att lindra verkningarna. Men internationellt samarbete av annan karaktär behövs om en kris verkligen skall kunna hindras. En ökad förståelse av den internationella oljemarknaden, informationsutbyte och, inte minst, en fungerande dialog mellan producent- och konsumentländer är självfallet också nyttiga delar i ett sådant samarbete. Ännu större effekt skulle det dock ha om ett antal länder kunde enas om att hålla internationella buffertlager av sådan omfattning att de på ett trovärdigt sätt kunde användas i syfte att söka jämna ut svängningarna främst på spotmarknaden. Redan kunskapen om att så var avsikten skulle betyda mycket. Ett skickligt användande av lagren av tillräckligt många och stora konsumentländer skulle kunna förstärka effekten. De svenska oljeföretagens råoljeanskaffning har som påpekats i huvudsak varit helt baserad på import. Den eftersträvade riskspridningen geografiskt sett gör det naturligt att också i någon mån söka delta i produktion av råolja utomlands. Råoljekontrakten hos de olika bolagen skulle då kompletteras med direktanskaffning av råolja av svenska bolag såsom producenter av egen olja. Det svenska engagemanget i prospektering, samt därigenom möjligheterna på sikt till olje- och gasproduktion utomlands, kan i viss mån bidra till ökad försörjningssäkerhet genom bättre kontroll över oljan. En förutsättning måste dock vara att respektive projekt ter sig lönsamt. Mot ett mer omfattande eget engagemang talar givetvis de betydande investeringar som krävs och det ekonomiska risktagande som liggeri sådana satsningar. De investeringar som skulle krävas för uppbyggnaden av ett mer betydande engagemang även i denna sektor är så stora att inget svenskt oljeföretag kan genomföra dessa med egna ekonomiska resurser. Satsningar på prospektering och eventuell produktion blir därtill långsiktiga och stora i förhållande till företagens situation. Mot bakgrund av detta har staten sedan

322 Sverige och de internationella energimarknaderna

mitten av 1970-talet satsat betydande resurser på stöd till prospektering och produktion i form av bidrag och kreditgarantier. Stödet har utformats så att den produktion av olja och gas som verksamheten avses leda till skall tillföras den svenska marknaden.

19.4 Samarbete -

Norge Sverige

Importen av råolja från Norge har ökat starkt under de senaste åren och den svarar för cirka en fjärdedel av hela den svenska råoljeimporten. Detta är en naturlig utveckling med hänsyn till den ökande norska produktionen, geografiska faktorer och den norska råoljans kvalitet, som är mycket lämplig för den svenska marknaden. Det finns ytterligare några faktorer som har spelat in. All råolja producerad på den norska kontinentalsockeln transporterades t o m år 1979 genom en rörledning från Ekofiskfältet till Storbritannien och raffinerades i stor utsträckning där. Förutom viss återtransport till Norge och raffinering i Mongstad för norsk hemmamarknad, tillfördes endast en liten del av råol jan den skandinaviska marknaden. På Statfjordfältet, som togs i drift år 1980, tillämpas bojlastning direkt till tankfartyg. Råoljan från detta fält ägs till över hälften av norska företag, främst Statoil. Den snabbt ökande produktionen från Statfjord medger alltså en motsvarande ökning av norska företags råoljeexport. En särskilt viktig faktor under 1981 och 1982 har varit prisutvecklingen för Nordsjöoljorna. Den kraftiga prissånkningen på brittisk råolja i början av år 1982 slog igenom också i de norska priserna, som alltså under en tid har legat under det officiella priset på Arabian Light, trots kvalitets-, transport- och försörjningfördelar för Nordsjöoljan. Även sedan Nordsjöoljorna senare under året gått upp något i pris har de givit ett relativt gynnsamt ekonomiskt utbyte för ett raffinaderier i tex Sverige. Det saknas f n förutsättningar för en motsvarande ökning av importen av raffinerade produkter. Den norska raffineringskapaciteten överstiger den inhemska förbrukningen med endast några miljoner ton. Statoil planerar en betydande utbyggnad av raffinaderiet i Mongstad, som skulle kunna möjliggöra en ökad norsk produktexport från slutet av 1980-talet. Frågan om oljeleveranser från Norge till Sverige har diskuterats sedan mitten av 1970-talet. Detta har till stor del skett inom ramen för överläggningar om ett utvidgat energi- och industrisamarbete mellan länderna. I mars 1981 träffades ett avtal om ekonomiskt samarbete, särskilt på industri- och energiområdena. Avtalet gäller i 20 år. Till avtalet hör ett protokoll om långsiktiga leveranser av råolja och oljeprodukter från Norge till Sverige. Detta protokoll innefattar bl a ett norskt åtagande att säkerställa leveranser av minst 2 miljoner ton råolja eller oljeprodukter år 1983 och minst 2,5 miljoner ton fr o m 1984. En förutsättning är att företag i de två länderna uppnår konkreta avtal på affärsmässig grund. Den faktiska utvecklingen av oljeimporten från Norge under för 1982 och ingångna kontrakt för 1983 tyder på att leveranserna kommer att överstiga de i regeringsavtalet angivna kvantiterna.

Sverige och de internationella energimarknaderna 323

Leveranser utöver den angivna nivån efter år 1984 kommer enligt protokollet att vara avhängiga av bl a råoljetillgången för norska företag, utvecklingen av industri- och energisamarbetet mellan de båda länderna samt marknadsförutsättningarna. Från norsk sida skall man ha möjlighet att leverera upp till tre fjärdedelar av volymerna i form av raffinerade oljeprodukter. Vidare skall, enligt protokollet, parterna lägga förhållandena tillrätta för att norska företag med tillgång på råolja kan engagera sig på affärsmässig grund direkt i marknadsföring av råolja och oljeprodukter på den svenska marknaden antingen för sig själva eller genom olika former av samarbete med företag i Sverige. Det norska kravet på att samarbete på oljeområdet skall balanseras genom samarbete även på andra områden kom till uttyck genom två till samarbetsavtalet fogade protokoll om dels upprättandet av en fond för svenskt-norskt industriellt samarbete, dels norsk optionsrätt till långsiktiga leveranser av elektrisk kraft från Sverige. Förhandlingarna med Norge fördes under en period av allvarliga störningar på oljemarknaden. Förväntningar rådde om framtida knapphet på olja. Från svensk sida bedömdes det som angeläget att säkra en så stor del som möjligt av den norska oljeproduktionen för den svenska marknaden. Sett från norsk synpunkt torde ett viktigt syfte med oljeprotokollet ha varit att skapa förutsättningar för ökad avsättningstrygghet för en växande produktion av råolja, bl a genom egen marknadsföring av raffinerade produkter i Sverige. l protokollet tillgodoses detta norska intresse främst genom ”3/4-regeln” och möjligheterna för norsk marknadsetablering i Sverige. Oljeprotokollet är en ramöverenskommelse, som skall ges konkret innehåll på kommersiell nivå. De i protokollet angivna leveransvolymerna är garanterade av norska regeringen endast i den meningen att de inte långsiktigt reserveras för andra ändamål. För att leveranser faktiskt skall komma till stånd krävs kommersiella avtal. Likaså är den svenska regeringens åtagande att underlätta norsk marknadsföring i Sverige avhängigt av att denna kan ske på affärsmässiga grunder. Det är ännu för tidigt att bedöma hur oljeprotokollet kommer att påverka utvecklingen av den svenska oljeimporten från Norge. I protokollet berörs inte frågan om svenska oljeföretags deltagande i prospektering och utvinning på norsk kontinentalsockel. Svenska Petroleum Exploration och Volvo Energi har tilldelats licensandelar i några block såväl söder som norr om den 62:a breddgraden. Nyligen har också Svenska Petroleum Exploration förvärvat en andel i Ula-fältet i Nordsjön som väntas komma i produktion 1987. Det svenska intresset av ökad försörjningssäkerhet genom en ökad andel olja från Norge kan på kort sikt uppnås genom kontraktsköp, på längre sikt genom medverkan i prospektering och produktion samt genom norsk direkt etablering med marknadsföring i Sverige. Möjligheterna till närmare industriellt och ekonomiskt samarbete kan främjas genom en på detta sätt ökad energiimport från Norge till Sverige. Särskilt intressant är därvid i vilken mån och på vilka villkor norska oljeintäkter till viss del kan återinvesteras i Sverige. En viktig fråga är huruvida marknadskrafterna och de institutionella ramar

324 Sverige och de internationella energimarknaderna

som finns, främst regeringsavtalet om ekonomiskt samarbete, räcker för att ta till vara de möjligheter som finns för ömsesidigt intressanta projekt och reformer. Olika nya åtgärder för att stimulera fram rimliga lösningar kan visa sig önskvärda. Regeringarnas roll kommer då också i förgrunden.

19.5 och IEA

Sverige

Genom anslutning till det internationella energiprogrammet, IEP. blev Sverige 1974 medlem i det internationella energiorganet inom OECD, IEA. Inte minst erfarenheterna från oljekrisen 1973-74 hade visat värdet av att få till stånd ett fördelningssystem som automatiskt kunde träda i kraft vid eventuella s k fredskriser på den internationella oljemarknaden. Det förutskickade informationssystemet om den internationella oljemarknaden sågs också som intressant i samband med den svenska anslutningen till IEP. Ett fortsatt svenskt medlemskap i IEA är motiverat och värdefullt. Skälen är i stort sett desamma som dem som låg till grund för Sveriges inträde i samarbetet. IEAs största värde ur svensk synvinkel är analys- och informationsflödet samt de gemensamma ansträngningar bland medlemsländer att minska oljeberoendet. Det rimmar väl med svensk syn att genom IEA kunna medverka i ett internationellt samarbete om långsiktiga energipolitiska frågor. En förutsättning för det svenska medlemskapet är givetvis att organisationen inte utvecklas i en riktning som gör fortsatt medlemskap oförenligt med den svenska neutralitetspolitiken. Huruvida Sveriges försörjningstrygghet när det gäller olja i realiteten har ökat eller inte genom medlemsskapet i IEA är däremot svårt att bedöma. Det sammanhänger med bedömningen av systemets effektivitet. Inom IEA bör Sverige verka för att organisationens fördelningssystem för allvarliga tillförselkriser utvecklas vidare. Dessutom är det av särskild betydelse att organisationen åter aktiverar sitt arbete på att åstadkomma en samsyn på hur prisgenomslaget av mindre tillförselbortfall skall mötas genom användning av lager eller på annat sätt. Detta arbete har tills vidare avstannat på grund av amerikansk motvilja mot att diskutera lager och att överskottsutbudet på marknaden fått oron för framtida tillförselkriser att minska.

19.6 och

Sverige naturgasen

Mot bakgrund av utvecklingen i Västeuropa gjordes i början av 1970-talet vissa studier av möjligheterna att introducera naturgas i Sverige. Arbetet kom från år 1976 att bedrivas inom Swedegas AB, som numera är ett helägt dotterbolag till det statliga Svenska Petroleum AB. Verksamheten finansieras nästan helt med statliga villkorslån. Riksdagen angav 1979 vissa allmänna förutsättningar för en introduktion av naturgas i Sverige. Gasen måste således kunna importeras på villkor som innebär en klar förbättring i säkerheten i tillförseln jämfört med den oljeimport som ersätts. Vidare borde eftersträvas tillfredsställande garantier

Sverige och de internationella energimarknaderna 325

för långsiktig försörjning. Riksdagen ställde sig avvisande till import av LNG. l enlighet med riksdagens beslut kom arbetet inom Swedegas att inriktas framför allt på import av gas genom rörledning från Danmark, som år 1979 beslöt att introducera naturgas på grundval av tillgångar i danska Nordsjön. Från dansk sida fanns det intresse för att tillhandahålla transportkapacitet i det planerade danska ledningsnätet och även att sälja vissa mängder gas till på såväl regeringsnivå som företagsnivå ledde fram Sverige. Förhandlingar till avtal i februari 1980. Enligt avtalen äger Swedegas rätt att fr o m den 1 oktober 1985 transportera upp till cirka 2 miljarder m3 naturgas om året över det gasledningsnät som skall byggas av Dansk Olie & Naturgas A/S (DONG). Vidare skall DONG leverera sammanlagt cirka 3 miljarder m3 under 18 år. Genom ett tilläggsavtal som träffades i juli 1982 ökades denna kvantitet till cirka 6 miljarder m3. Genom dessa avtal har grunden lagts för det s k Sydgasprojektet; som innebär distribution av gas i västra Skåne med början på hösten 1985. Då projektet är fullt utbyggt i början av 1990-talet är det meningen att upp till cirka 440 miljoner m3 om året att avsättas. Ansvaret för importen av gas, liksom för sjöledningen över Öresund och huvudledningen i Sverige vilar på Swedegas, medan ansvaret för avsättningen av gasen vilar på det av Sydkraft AB och tre Skånekommuner ägda regionala gasbolaget Sydgas AB. De ekonomiska riskerna för Sydgas begränsas genom en statlig förlusttäckningsgaranti. De kalkyler för Sydgasprojektet som förelåg i början av år 1980 visade att projektet skulle komma att ge överskott. Utvecklingen på energimarknaden under de senare åren, bl a en omfattande övergång till eluppvärmning, har emellertid påverkat projektets ekonomi negativt. Det är osannolikt att projektet kommer att kunna genomföras i planerad omfattning. Investeringskostnaderna för Sydgasprojektet uppgår till cirka 1 miljard kronor i -1980 års priser, varav knappt hälften faller på Swedegas och återstoden på Sydgas och de lokala återförsäljarna av gasen. Inom Swedegas sker en fortlöpande bevakning av möjligheterna till ökad import av gas till Sverige. Därvid ges prioritet åt att utnyttja den planerade anknytningen till det danska rörtransportsystemet. Swedegas studerar också möjligheterna att importera gas från Sovjetunionen via Finland på grundval av ett sovjetiskt erbjudande. Möjligheterna av stora gastillgångar utanför Nordnorge har skapat nya perspektiv för naturgasverksamheten i Sverige. Det framstår som ett uppenbart svenskt intresse att den nordnorska gasen i framtiden kan transporteras i rörledning landvägen genom Sverige. Intresset är såväl industri- och sysselsättningspolitiskt, som energipolitiskt betingat. I september 1981 fick Vattenfallsverket regeringens uppdrag att i samarbete med Swedegas förprojektera en sådan rörledning. Syftet med förprojekteringen angavs vara att klarlägga möjligheterna för ett rörledså att en ledning skall kunna tas i drift då utvinningen utanför ningsprojekt Nordnorge tidigast kan komma att inledas. skall en överföringskapacitet av cirka 20 miljarder m3 om Enligt uppdraget året förutsättas, med möjlighet att studera även alternativa kapaciteter. I

326 Sverige och de internationella energimarknaderna

uppdraget ingår också att belysa möjligheterna att avsätta en del av gasen på den svenska marknaden. För projektet, som benämns Projekt gastransitering, gäller en tidsplan som skulle möjliggöra att ledningen skulle kunna tas i drift under år 1992. Denna tidsplan syftar till att skapa en beredskap för det fall att utvecklingen mot produktion i Nordnorge går mycket snabbt. Om tidsperspektivet blir ett annat kommer den svenska tidsplanen att förskjutas i motsvarande mån. Det måste anses vara mycket osannolikt att utvinningen av den nordnorska gasen kommer att börja förrän allra tidigast i mitten av 1990-talet. Det bör också framhållas att ett eventuellt beslut om en transitgasledning måste föregås av avtal om försäljning av gasen främst till köpare på den europeiska kontinenten och om finansiering och organisation av ett ledningsprojekt. Vattenfallsverket har samarbete rörande transiteringsprojektet med Statoil, som svarar för studier av anslutande ledningssträckningar i Nordnorge och söderut genom Danmark till det kontinentala gasnätet. På norsk sida studeras även alternativa transportvägar. Något slutligt val av lösning är knappast att vänta under de närmaste åren. Man kan konstatera att arbetet med att föra in naturgas i Sverige möter betydande svårigheter. Det är inte svårt att finna förklaringar härtill. I t ex Västeuropa har många länder haft möjlighet att successivt bygga upp ett distributionssystem på grundval av billig gas från antingen inhemska eller närbelägna källor. Ett svenskt naturgasprojekt måste däremot kunna bära investeringskostnader för såväl tillförsel från källor utanför landet som regionala eller nationella distributionsnät. Gasen måste därtill köpas i konkurrens med gasköparna på kontinenten, som redan har hunnit bygga upp stora distributionsnät. Inom den svenska energisektorn finns betydande ledig kapacitet, vilket skapar ogynnsamma konkurrensförhållanden för introduktion av nya energislag. Sydgasprojektet kommer - om det genomförs - totalt sett att lämna ett ringa bidrag till landets energiförsörjning, knappt lprocent i början av 1990-talet. Projektet kan betraktas som ett pilotprojekt, vars syfte väsentligen är att ge erfarenhet av gasöverföring och gasdistribution. Avtalen med Danmark inrymmer också vissa möjligheter till ökad import. Också norsk nordsjögas skulle kunna importeras via tyska och danska stamledningar till Sverige. Det är ännu en öppen fråga om och i så fall i vilken mån dessa möjligheter kommer att utnyttjas. Om stora gasfyndigheter utanför Nordnorge leder till av gas transport landvägen över Sverige till kontinenten - vilket kan komma att ske tidigast under senare hälften av 1990-talet - skulle förutsättningarna för att avsätta gas på den svenska marknaden i vissa avseenden förbättras. Den främsta orsaken härtill är givetvis att kostnaderna för att föra gasen till Sverige skulle minska. Därtill kommer kanske också att ett stort gasflöde genom Sverige skulle skapa ökat intresse för gas och ökad benägenhet för potentiella köpare att göra bindande inköpsåtaganden. Det är emellertid knappast sannolikt att konkurrensförhållandena på energimarknaden i Sverige skulle ändras radikalt. Även om Sverige får en viss transportkostnadsfördel kommer gaspriset hos oss att bestämmas av priset på den kontinentala marknaden, som har en hög betalningsförmåga. Det är alltså inte givet att gasen i Sverige skulle kunna konkurrera med

och de internationella energimarknadema 327 Sverige

,kol eller inhemska bränslen. En omfattande användning av tjockolja, som industriell råvara för framställning av tex ammoniak eller naturgas metanol i Sverige framstår som mindre sannolik. Det är alltså svårt att i dag förutse om naturgasen i framtiden kommer Som en lämna något mera väsentligt bidrag till Sveriges energiförsörjning. övre gräns för avsättningsmöjligheterna kan anges 4 á 5 miljarder m3. En att transitering av gas från Nordnorge kommer sådan volym torde förutsätta till stånd. Andra viktiga faktorer är nivån på gaspriset, som väsentligen bestäms av de kontinentala köparnas betalningsförmåga, och den energipolitiska situationen i Sverige då gasen blir tillgänglig. Det är möjligt att oljeersättningen vid denna tidpunkt har drivits så långt att eldningsoljemarknaden, som hittills har ansetts som gasens naturliga marknad, i stor utsträckning har fallit bort. I stället skulle gasen kunna i viss mån ersätta el för bl a uppvärmning i ett läge då kärnkraftavvecklingen börjar få kännbara effekter på energibalansen.

19.7 och kolet

Sverige

Kolets betydelse för landets energiförsörjning framgår av det faktum att kol och koks under nära femtio år dominerade Sveriges energiförsörjning. Som svarade för mer exempel kan nämnas att kol och koks vid mitten av 1930-talet än 50 procent av energiförsörjningen, jämfört med 35 procent för ved, 10 procent för olika oljeprodukter och 5 procent för vattenkraft. Försörjningen med kol var därmed vårt stora energiproblem. Sedan 1950-talet, då kolanvändningen uppgick till 5 â 6 miljoner ton per år, har kolet inom energisektorn nästan helt ersatts av olika oljeprodukter. Som exempel härpå kan nämnas att så sent som i början av 1970-talet ersattes kol med lättbensin som råvara för stadsgasproduktion i Stockholm. År 1981 importerades till Sverige 2,3 miljoner ton kol och koks, som nästan uteslutande användes inom industrin, främst järn- och stålindustrin och cementindustrin. Med undantag för år 1974 har under den senaste endast kol använts för värme- och tioårsperioden obetydliga mängder kraftproduktion. Importen var år 1981 fördelad på 1,5 miljoner ton kokskol, 0,2 miljoner ton koks och 0,6 miljoner ton ångkol. Kol finns även i Sverige, men tillgångarna är mycket små, håller låg kvalitet och har relativt lågt förbränningsvärde. Gällande energipolitik innebär ett ökat kolutnyttjande, även om det fortfarande råder en viss osäkerhet bl a rörande miljökraven. Trots de osäkerhetsmoment som finns rörande kolets framtid i landets energiförsörjning visar antalet beslutade projekt att kolet som energiråvara är på att återintroduceras i det svenska energisystemet. De senaste årens

väg

kolstatistik återspeglar att ångkolanvändningen ökar (se tabell 19:3 nedan). Av tabellen framgår att kol som energiråvara inom industrin har ökat under den redovisade tidsperioden. Starkast år dock ökningen inom energiomvandlingssektorn. Det är också denna sektor som kommer att kraftigt öka sin kolförbrukning. Sålunda kommer flera anläggningar igång redan i slutet av 1982 och under år 1983.

328 Sverige och de internationella energimarknaderna Tabell 19.3 Användningen av ångkol i Sverige 1978-1981, tusentals ton

Prognosen i nedanstående tabell är baserad på projekt kända våren 1981. Med troliga projekt avses därvid i det följande befintliga och beslutade projekt samt finplanerade projekt, som bedöms som sannolika att de genomförs. Med kategorin ”möjliga” projekt avses både projekt som ingår i beslutade planer, men där definitiv ställning till själva kolprojektet inte har tagits, och projekt som enbart löst har diskuterats. Enbart projekt där numeriska data har funnits att tillgå ingår. Av studerade projekt, cirka 60 st, är 1/3 industriprojekt och resten kommunala. Merparten (2/3) avser projekt med en årlig förbrukning mindre än 50 tusen ton/år.

Tabell 19.4 Svensk ångkolsmarknad 1985 och 1990, tusentals ton

“ Inkl kraftvärmeverk b Tillskott

Den möjliga konsumtionens geografiska fördelning åren 1985 och 1990 framgår av sammanställningen nedan. Med tanke på den internationella kolmarknadens struktur torde det vara av intresse för de svenska kolkonsumenterna att långsiktigt säkra sina leveranser genom att sluta långtidsavtal och genom att i möjligaste mån

Tabell 19.5 Geografisk fördelning av möjlig kolkonsumtion i Sverige, procent

Sverige och de internationella energimarknaderna 329

skaffa sig direkt insteg i kolproduktion. Detta kan ske genom delägarskap i kolutvinning utomlands, främst utanför Europa. Sverige saknar i dag möjligheter att importera kol i stort tonnage. Utredningar visar att det behövs importeras flera miljoner ton kol från länder som Australien och Canada för att det skall vara motiverat att anlägga en ny, stor importhamn. Möjligheterna att expandera i befintliga hamnar är dock så pass goda att det under åtskilliga år framöver torde vara tillfyllest för det förutserbara behovet. Oklarheten kring de miljönormer som kan komma att gälla är en osäkerhetsfaktor. Särskilt gäller detta restriktioner om kolets svavelhalt, eftersom dessa genom sin betydelse för kostnaderna kommer att styra såväl den framtida kolanvändningens omfattning som kolförsörjningens struktur. Krav på ett lågt svavelinnehåll i kol begränsar i stor utsträckning möjliga tillförselkällor i det fall kolet skall kunna komma till användning i mindre anläggningar som inte kan bära kostnaderna för rökgasavsvavling. Det kol som då kan komma i fråga måste främst hämtas från avlägsna länder som Australien och Canada. Möjligen kan även kol från Colombia komma i fråga. Enligt gällande riktlinjer för energipolitiken skulle användningen av ångkol år 1990 uppgå till cirka 4-6 miljoner ton, med andra 0rd en närmast tiofaldig ökning i förhållande till 1981. En användning på denna nivå skulle ersätta cirka 3 miljoner ton olja, eller cirka 1/3 av den förutsedda oljeersättningen på 9 miljoner ton olja per år. På längre sikt torde den svenska kolkonsumtionen öka kraftigt, i takt med den gradvisa avvecklingen av kärnkraften. Utsikterna på kolmarknaden visar att det finns goda möjligheter att klara Sveriges försörjning med ångkol i erforderlig utsträckning. Det krävs emellertid en aktiv kolförsörjningspolitik från svensk sida. Långsiktsavtal och engagemang i kolgruvor kan åstadkomma ett försörjningssystem som uppfyller rimliga krav på leveranstrygghet. De statliga instrumenten för att åstadkomma detta är bl a stöd till kolprospektering statsbidrag med 50 procent kan erhållas - och kreditgarantier för investeringar i kolgruvor utomlands. Förutsättningar för en samordnad kolförsörjning har skapats genom bildandet av bolaget Svenskt Kolkonsortium AB, som ägs av bl a de större kommunerna och kraftproducenterna. Bolaget studerar kolprojekt i bl a Australien, Canada och Förenta Staterna.

1 Samhällsekonomiska effekter

Bilaga

av

oljeprisstörningar

Dag Lindskog och Birgir Sigurjönsson Oktober 1982

Inledning

- Det reala oljepriset priset på olja i förhållande till priset på industriländernas viktigaste exportvaror - mer än fördubblades 1974, förblev konstant på denna högre nivå fram till 1979 då det under loppet av två år åter steg kraftigt. Relativprisförändringarnas storlek och snabbhet med vilken de ägde rum gör att de kan karakteriseras som två oförutsedda prischocker. Utbudsstörningar av denna storlek var ett nytt fenomen. Tidigare under efterkrigstiden var det främst efterfrågevariationer som genererade relativt små konjunktursvängningar. 70-talets utbudsstörningar ställde därför de oljeimporterande länderna inför helt nya problem. Skriften inleds med en rekapitulation av den ekonomiska måluppfyllelsen under 70-talet. Därefter ges en kortfattad teoretisk och empirisk analys av hur Sverige och OECD påverkats av de kraftiga oljeprischocherna som inträffat och en diskussion av huruvida en hypotetisk framtida real oljeprisstörning kan väntas få liknande effekter.

Utvecklingen under 70-talet

Uppfyllelsen av de ekonomiska målen i Sverige och totala OECD-området under 70-talet framgår av tabell 1. Under perioden 1970-73 uppvisar Sverige i jämförelse med OECD en lägre tillväxt och ett större bytesbalansöverskott. Året före oljeprischocken var för hela OECD ett utpräglat högkonjunkturår. Sverige släpade något

Tabell 1 Den ekonomiska måluppfyllelsen under 70-talet

Period Tillväxt, % Inflation, % Arbetslöshet, % Bytesbalans, % av BNP

SVE OECD SVE OECD SVE OECD“ SVE OECD

” Avser endast de 7 största OECD-ekonomierna

332 Bilaga 1

efter och befann sig i början av en konjunkturuppgång. Av tabell 1 framgår att utvecklingen i Sverige omedelbart i anslutning till den första oljeprischocken i alla avseenden var fördelaktigare än i totala OECD. Förhållandet blev, med undantag för arbetslöshetsutvecklingen, det motsatta under perioden fram till den andra oljeprischocken. Utvecklingen för totala OECD kan under denna fyraårsperiod beskrivas som en visserligen ej fullständig men likväl återhämtning. För Sverige innebar däremot perioden en försämring. Utgångsläget vid den andra oljeprischocken hade för Sverige både likheter och olikheter med utgångsläget vid den första. 1979 var ett högkonjunkturår och Sverige släpade åter efter OECD, som var på väg in i en lågkonjunktur. Olikheten bestod främst av ett för Sverige väsentligt försämrat bytesbalansläge; 1973 ett överskott men 1979 ett underskott. Utvecklingen blev under perioden 1980-81 åter negativ. I motsats till den första oljeprischocken blev utvecklingen i Sverige mer eller mindre helt densamma som för totala OECD om än från ett sämre utgångsläge. Av tabell 1 framgår dessutom att försämringen för OECD ej var lika stor 1980-81 som 1974-75.

av de två oljeprischockernas storlek Uppskattning

och till 70-talets ekonomiska

bidrag utveckling

Sverige är en liten och öppen ekonomi som påverkas av men ej påverkar världsmarknaderna och är, i likhet med totala OECD-området, nettoimportör av olja. Produkten olja används både vid produktion och konsumtion och alltid tillsammans med realkapital; maskiner, fabrikslokaler, bostäder och bilar etc. En oförutsedd och kraftig höjning av det reala oljepriset medför därför av två skäl en utdragen anpassningsprocess. För det första uppstår frågan om det högre reala oljepriset kommer att bestå och för det andra kan realkapitalet ej omedelbart förändras. Under denna anpassningsperiod utsätts ekonomierna för andra in- och utländska impulser. svårigheterna att isolera oljeprischockernas effekter är därför uppenbara. Med denna reservation i åtanke har effekterna i denna analys indelats i från omvärlden direkta och indirekta effekter samt i Sverige framkallade effekter.

Direkt effekt

Den direkta effekten av det högre reala oljepriset är att produktion och konsumtion som kräver olja blir dyrare. På kort sikt är möjligheterna att övergå till mindre oljeintensiva produktionsmetoder och konsumtionsmönster begränsade. På längre sikt kan nytt realkapital ersätta det gamla och en anpassning ske. För nationen innebär det högre reala oljepriset ett försämrat bytesförhållande. En större mängd inhemska resurser måste därför avsättas för att producera exportvaror i tillräcklig omfattning så att den dyrare utländska oljan kan betalas. Detta är liktydigt med att de inhemska reala faktorinkomsterna, reallön och real kapitalavkastning, minskar. Den direkta realinkomsteffekten, som följer av ett högre realt oljepris, kan beräknas på olika sätt och relateras till bruttonationalprodukten. I tabell 2 ges två möjliga uppskattningar av den direkta realinkomsteffektens storlek

sou 1983:19 Bilaga 1 333 Tabell 2 Den direkta störningens storlek

i Sverige respektive totala OECD. Den potentiella realinkomsteffekten baseras på Saudi Arabiens officiella råoljepris i US dollar. Den ”faktiska” realinkomsteffekten är däremot baserad på oljeimportens enhetsvärdepris och för Sverige uttryckt i svenska kronor. Det senare måttet tar därför hänsyn till oljehandelns produkt- och ländersammansättning samt växelkursförändringar gentemot US dollar. Emellertid är växelkursförändringarna ej enbart orsakade av yttre störningar, i detta fall olika stora direkta realinkomsteffekter, utan även av de i Sverige framkallade löne- och ekonomisk-politiska reaktionerna. Av detta skäl anges i tabell 2 både ett potentiellt mått på störningens storlek, som ej inkluderar växelkursförändringar, respektive ett faktiskt mått, som inkluderar växelkursförändringar. Av tabell 2 kan avläsas att vid båda oljeprischockerna var såväl den potentiella som den faktiska” störningen betydligt större för Sverige än för totala OECD. Detta förklaras av den större svenska oljenotan som andel av

bruttonationalprodukten.1 Vidare framgår att störningen 1979-80 var

betydligt mindre än störningen 1973-74. Detta förklaras av att den procentuella höjningen av Saudi Arabiens råoljepris var mer än tre gånger så stor 1973-74 som 1979-80. Störningarnas olika tidsprofil 1979-80 kan bl a förklaras av att Sverige vid denna tidpunkt var mer beroende av spotmarknaden i Rotterdam än totala OECD. Även om den totala prisökningen 1979-80 var av samma storlek på ”spotmarknaded” som Saudi Arabiens officiella råoljepris så var fördelningen mellan de två åren helt olika. Det senare priset steg både 1979 och 1980 lika mycket medan prisökningen på spotmarknaden så gott som helt ägde rum 1979. Med i procent av BNP avses värdet av nettooljeimporten i oljenotan förhållande till bruttonationalprodukten i löpande pris. Nettooljeimportens värde i US dollar är hämtat från OECD Economic Outlook July -82. Den potentiella realinkomsteffekten är beräknad som den procentuella av relativpriset mellan Saudi Arabiens råoljepris och BNPförändringen

1 OECD-områdets oljenota pâverkas förutom av efterfrågans reaktion på det högre reala oljepriset även av utbudsförändringar inom OECD-området. Norge blev nettoexportör av olja redan 1975 och Storbritannien 1980 medan Canada blev nettoimportör av olja från och med 1975. Dessa utbudsförändringar har bidragit till att OECD-området oljenota som andel av bruttonationalprodukten var konstant mellan 1974 och 1979. Under samma period ökade den svenska oljenotan med 160 procent, se tabell 2.

334 Bilaga 1

deflatorn multiplicerad med oljenotans medelvärde för innevarande år samt året före. Den faktiska realinkomsteffekten är beräknad på motsvarande sätt men relativpris i förhållande till BNP-deflatorn. Framräknade resultat är multiplicerade med -1, varför ett negativt värde anger en realinkomstförlust. Oljeimportpriserna är hämtade från Monthly Bulletin of Statistics. Både 1973-74 och 1979-80 steg den svenska kronan med drygt 6 procent gentemot US dollarn, vilket reducerade den faktiska realinkomsteffektens storlek i jämförelse med den potentiella. Det här är viktigt att betona att utvecklingen under 1981-82 ej medtagits i tabell 2. Från 1980 och fram till hösten 1982 har Saudi Arabiens officiella råoljepris i US dollar i stora drag följt övriga prisers utveckling. Den potentiella störningen är därför noll under denna period. Emellertid har US dollarn från 1980 års medelvärde stigit med drygt 70 procent gentemot den svenska kronan, vilket under denna period har framkallat en ”faktisk” realinkomstförlust. Slutsatsen är att den direkta störningen till följd av den andra oljeprischocken var mindre än den första.

Indirekt effekt

Kraftiga inkomstökningar i de oljeexporterande länderna medför att de på kort sikt varken kan eller vill omsätta hela inkomstökningen till efterfrågan av de oljeimporterande ländernas produkter. Detta utländska efterfrågebortfall, som brukar kallas respendingproblemet, förstärks. ytterligare genom multiplikatorsamband, men kan motverkas genom en höjd inhemsk efterfrågan, dvs ett sänkt privat och/eller offentligt sparande. En oförändrad konsumtionsnivå kan dessutom upprätthållas genom minskade investeringar. På dessa sätt pâverkas dock de framtida räntebetalningar och amorteringar till utlandet eller till följd av en lägre tillväxt orsakad av en relativt sett mindre mängd realkapital. Å andra sidan kan det utländska efterfrågebortfallet genom en restriktiv ekonomisk politik, syftande till att reducera inflationsimpulserna, istället förstärka inkomstminskningen. Den indirekta inkomsteffekten påverkar till skillnad från den direkta relativprisförändringen ett lands näringsgrenar i huvudsak på ett likformigt sätt. Det kan dock påpekas att stora inkomstbortfall kan påverka sammansättningen av efterfrågan till nackdel speciellt för de investeringsvaruproducerande näringsgrenarna. Den indirekta effekten anger dessutom för ett enskilt land de ramar inom vilka lönereaktionen måste hållas för att bevara en oförändrad konkurrenskraft och den allmänna aktivitetsnivå som är förenlig med bytesbalans. Enligt en undersökning av Fabritius och Petersen (1981) omsatte de oljeexporterande OPEC-länderna sina ökade oljeinkomster till efterfrågan i en långsammare takt 1979-80 i jämförelse med 1974-75.1 Sveriges export till

IJ Fabritius och EPetersen OPEC Respending and the Economic Impact of an Increase in the Prise of Oil”, Scandinavian Journal of Economics Vol 83, 1981 No 2. Andelen av OPECs ökade oljeinkomster som omsatts till efterfrågan har uppskattats till: 1974 1975 1979 1980 30 % 49 % 5 % 24 %

Bilaga I 335

OPEC är dock betydligt mindre än exporten till OECD? För Sverige domineras därför den indirekta störningen av OECD-områdets utveckling, som i sin tur präglades av att den direkta sötrningen ej var lika stor 1979-80 som 1973-74? Slutsatsen blir därför att i likhet med den direkta störningen var den direkta indirekta störningen mindre 1979-80 i jämförelse med 1974-75.

Framkallade effekter

De från omvärlden kommande direkta och indirekta störningama kan på kort sikt förväntas ge upphov till ett typiskt stagflationsförlopp med samtidigt ökad inflation och arbetslöshet. Inflationen ökar genom oljepriset och dess substitutvarors direkta påverkan på konsumentpriserna och indirekt genom att andra priser på sikt stiger i relation till produkternas energiinnehåll. Arbetslösheten stiger främst till följd av en minskad efterfrågan. Även bytesbalansen och tillväxten kan förväntas bli negativt påverkade av en real oljeprishöjning. Bytesbalansen genom de på kort sikt små möjligheterna att ändra produktions- och konsumtionsinriktning och tillväxten genom efterfrågebortfallet och övergången till billigare men ur effektivitetssynpunkt sämre energiformer. De i Sverige framkallade löne- och ekonomisk-politiska reaktionerna påverkar anpassningens utseende och långvarighet. Den direkta effekten innebär krav på en sänkning av de inhemska produktionsfaktorernas reala ersättningar. Kravet kan ytterligare förstärkas beträffande arbetskraften enär kapitalmarknaden till skillnad från arbetsmarknaden är internationell till sin karaktär. Detta medför att den reala kapitalavkastningen i Sverige på sikt måste anpassa till den internationella. Reallönesänkningen kan antingen genom indexklausuler eller vid centrala avtalsförhandlingar uppskjutas, men detta medför i sin tur att konkurrenssituationen försämras. Produktion och inkomster minskar, och med detta alternativ framförallt vinsterna. Tillsammans leder detta till att arbetskraftsefterfrågan och investeringsverksamheten påverkas i negativ riktning. En expansiv ekonomisk politik kan genom ökad offentlig sysselsättning eller med subventioner till privata företag hålla tillbaka arbetslösheten. Dessa åtgärder ökar dock den offentliga sektorns utgifter samtidigt som inkomsterna stagnerar varför lånebehovet ökar. En nödvändig reallöneanpassning kan slutligen åstadkommas genom en växelkursjustering. Vid alla stora relativprisförändringar drabbas individer, sektorer och regioner i olika utsträckning. Den reala oljeprishöjningen medför också att

2 Fördelningen av Sveriges varuexport:

3OECD-områdets tillväxttakt i procent i anslutning till oljeprischockerna, jämför även tabell 1. 1973 1974 1975 1979 1980 1981 6,1 0,9 -0,4 3,3 1,3 1,2

336 1

Bilaga

priset på andra energislag ökar när en övergång sker från olja till exempelvis gas, kol och el. Rent allmänt skulle dessa sektorer kunna vinna på det högre reala oljepriset. Å andra sidan skulle oljeinensiva industrier som producerar investeringsvaror bli utsatta för de kraftigaste anpassningskraven. Exempel på dessa kategorier är de svenska varvs- och stålindustrierna. En god indikator på att summan av löne- och ekonomisk-politiska reaktionernai Sverige innebar en förlängning av anpassningsperioden utgörs av bytesbalansens negativa utveckling; Sverige förlorade under perioden 1974-79 exportmarknadsandelar och den offentliga sektorns sparande minskade. Lönereaktionen kom framförallt under åren 1973-76 helt i otakt med de ekonomiska förutsättningarna som skapats av den första oljeprischocken och av samarbetet inom den sk valutaormen, som i praktiken innebar en bindning till den ekonomiska utvecklingen i Västtyskland. Åren 1973-74 var löneökningarna relativt låga vilket medförde höga vinster i näringslivet. Det är troligt att denna utveckling låg bakom lönekostnadsexplosionen som sedan följde framförallt åren 1975-76. Med de två devalveringarna 1977 och de relativt återhållsamma löneökningarna därefter inleddes en fördröjd reallöneanpassning. I figur 1 åskådliggörs ovanstående resonemang med utvecklingen för den svenska tillverkningsindustrins exportmarknadsandelar. Schematiskt ska figurens kurvor följas åt; ökade lönekostnader höjer löneandelen som höjer de svenska priserna och därför, om samma

Indexserier med 1973 som basår

ll

/\ / \ 110in... I \ \

9x I

I* 5_ Löneandeln ] 100 z

7%.

FÅeIativpri/sa

90_

i osco Psvsmosl

80 Svensk exportmark- (3 Figur 1 Den svenska

tillverkningsindustrins i i nadiandel i

utveckling ?i 73 7s 77 79

lTotala lönekostnader i procent av förädlingsvärdet 2 i US dollar. Enhetsvärdepriser 3 dividerad med OECDs exportvolym. Sveriges exportvolym Källa till enhetsvärdepriser och exportvolymer: Monthly Bulletin of Statistics, manufacturing goods exports. ”OECD” inkluderar här Israel, Jugoslavien och det Sydafrika och exkluderar Turkiet. Dessa avvikelser påverkar dock ej bilden av riktiga” OECD-områdets utveckling.

SOU 1983: 19 Bilaga 1 337 Underlag till figur 1

lönereaktion ej sker utomlands, sänker relativpriset mellan utländska och svenska varor och slutligen minskar exportmarknadsandelarna. I allmänhet antas att exportefterfrågans priskänslighet är stor. I figuren innebär det en brantare kurva för utvecklingen av Sveriges exportmarknadsandelar i förhållande till kurvan för relativprisets utveckling.

Sammanfattning av effekterna

Analysen har hittills visat att realinkomstförlusten var större, men den ekonomiska utvecklingen bättre 1974›-75 i Sverige än i OECD. Till stor del kan detta till synes motsägelsefulla resultat förklaras av de i Sverige framkallade löne- och ekonomisk-politiska reaktionerna samt av att Sverige släpade efter i den allmänna konjunkturuppgången. Bilden av hur Sverige i jämförelse med OECD påverkades av den första oljeprischocken framkommer bättre när hela perioden 1974-79 betraktas. Skillnaderna mellan Sverige och OECD reduceras i alla avseenden förutom att bytesbalansen försämras kraftigare för Sverige. En rimlig tolking av denna jämförelse är att anpassningsperioden i Sverige både förlängdes och ej var helt avslutad 1979. Den direkta störningen var större för Sverige, varför utvecklingen borde ha blivit mer negativ i Sverige äni OECD. Samtidigt motsägs detta påstående av 1970-73 års relativt svaga ekonomiska utveckling som till en viss del var orsakad av den inhemska restriktiva ekonomiska politiken. Med en mer expansiv ekonomisk politik under denna period hade eventuellt Sveriges utveckling varit mer i linje med totala OECD-områdets och den faktiska försämringen i Sverige stått i proportion till den direkta störningens storlek. I en undersökning av Lienert (1981) uppskattades de totala kortsiktiga effekterna av den andra oljeprischocken till att bruttonationalprodukten 1979 reducerades med 0,9 procent och 1980 var den ackumulerade effekten -2,4 procent. Motsvarande effekter på konsumentprisnivån var en höjning

338 Bilaga 1

med 2,1 procent respektive 6,2 procent och bytesbalansen försämrades både 1979 och 1980 med ungefär 5 miljonen* Såväl den direkta som den indirekta störningen var mindre 1979-80 relativt 1973-74. Den ekonomiska utvecklingen under 80-talets första hälft kan dock förväntas bli väl så negativ som efter 1974-75 beroende på att anpassningen till den första oljeprischocken ännu ej helt var avslutad när den andra kom. Under 1978 och 1979 infördes prisstopp på flera oljeprodukter. Successivt höjdes högstpriserna och mot slutet av 1979 och 1980 lades politiken helt om.

Prisregleringarna på oljeprodukter togs bort och istället gjordes flera höjningar av energiskattesatserna. Denna omläggning kan bedömas som positiv ur energi- och oljebesparingssynpunkt. Utvecklingen av oljenotans andel av bruttonationalprodukten tyder på att Sverige fram till denna

politikomläggning ej lyckats minska oljeförbrukningen i proportion till oljeimportprisökningarna. Oljeförbrukningen per producerad enhet minskade från 1973 till 1979 med 14 procent och för den totala primära

energiförbrukningen var minskningen 10 procent?

Konsekvenser av hypotetiska framtida 1J. Lienert The Macro- oljeprisföränd-

Economic Effects of the

ringar

1979/80 Oil Price Rise on four Nordic Econ- Storleken på en real oljeprisförändrings direkta effekter är beroende av omies”, Scandinavian Journal of Economics, oljenotans andel av bruttonationalprodukten. Den svenska oljenotan har Vol 83, 1981 No 2. Lie- ökat kraftigt från perioden före den första oljeprischocken och fram till i nert använde sig av början av 1980-talet, varför Sveriges känslighet för nya oljeprisstörningar har OECDs Inter-Link moökat. dell vid simuleringarna. I en nyligen framtagen studie vid Stanford universitet i USA utgås från ett 2 Källa: 1979 UN Year- scenario där OPECs oljeproduktion år 1985 kraftigt och permanent book of World Energy reduceras. Enligt flera använda modeller skulle det nominella råoljepriset Statistics. snabbt stiga med storleksordningen 200 procent relativt 1981 års nivå? 3 Energy Modelling Fo- Denna nominella oljeprishöjning skulle sannolikt motsvaras av en relativ rum, EMF Report 6, oljeprishöjning av 150 procent, råoljeprishöjning i förhållande till BPN- February 1982. Produkdeflatorns utveckling, vilket använts vid beräkningen av måtten i tabell 2. tionsbortfallet motsvaras av en halvering av Med samma oljenota 1985 som 1980, motsvarande 5 procent av bruttona- OPECs faktiska produk- tionalprodukten, medför denna hypotetiska oljeprishöjning en exakt lika tion år 1981 och priset stor potentiell direkt 1985 som vid den första störning oljeprischocken beräknas stiga till mer 1973-74. än 100 US dollar per Främst två faktorer talar för att den totala effekten av denna hypotetiska fat, medan det officiella råoljepriset 1981 i ge- oljeprishöjning ändå skulle bli något lättare i jämförelse med 1973-74. För nomsnitt var 35 US doldet första är två av Sveriges största handelspartner, Norge och Storbritanlar per fat. vilket innebär nien, idag oljeexportörer, att Sverige har stora marknadsan- 41981 gick drygt en fjär- delar i länder som skulle få kraftiga inkomstökningarf* För det andra skulle dedel av Sveriges varu- erfarenheterna av de redan inträffade eventuellt kunna oljeprishöjningarna export till de oljeexpormedföra att de inom Sverige framkallade reaktionerna skulle bli mer i linje terande länderna i OPEC, Norge och Stor- med var realinkomstförlusten påkallar varför Sverige ej i samma omfattning britannien. skulle förlora exportmarknadsandelar.

SOU 1983: 19 Bilaga 1 339

En real oljeprissänkning kan bedömas få de motsatta effekterna, dvsi stort innebära en positiv utveckling i Sverige. Denna slutsats stöds av en undersökning publicerad i OECD Economic Outlook, juli 1982. Det måste samtidigt betonas att om en oljeprissänkning tillåts slå igenom till de slutliga användarna så upphör oljebesparingarna. Om detta sker i hela OECDområdet ökar risken för att oljepriset åter stiger.

sou 1983:19 341

2 Bilaga

Dir 1981:8

Utvecklingen på de internationella energimarknaderna

Dir 1981:8

Beslut vid regeringssammanträde 1981-01-22

Statsrådet Petri anför. Sverige är starkt beroende av importerade energiråvaror, främst olja men även kol och uran. Den importerade energins andel av den totalt tillförda energin uppgår till ca 80 %. Enbart oljans andel är nära 70 %. Under senare år har särskilt uppmärksammats de olägenheter som följer av vårt stora oljeberoende. De starkt ökade kostnaderna för oljeimporten utgör en av orsakerna till de balansbrister som f n kännetecknar den svenska ekonomin. Dessutom har riskerna för störningar i industriländernas oljetillförse] ökat markant genom utvecklingen på oljemarknaden. Sverige är i hög grad utsatt för dessa risker. Ett antal energipolitiska åtgärder har vidtagits för att minska oljeberoendet genom såväl besparingar och effektivare utnyttjande av oljan som övergång till alternativa energislag. På kort och medellång sikt kan emellertid importen av olja ersättas främst med import av andra energiråvaror, i första hand kol och uran men även naturgas. Vårt nuvarande starka utlandsberoende i fråga om energiförsörjningen kommer att avta först på något längre sikt i och med att användningen av inhemska bränslen m m ökar. Riskerna med beroendet av importerad energi har beaktats särskilt i det planeringsarbete som bedrivits på det ekonomiska försvarets område. Detta arbete siktar till att förbättra beredskapen vid störningari försörjningen med olika förnödenheter. En viktig del av arbetet utgörs av oljelagringsprogrammet. Det nu löpande programmet för perioden 1978-1984 har nyligen setts över av 1980 års oljelagringskommitté (H 1980:01), som i delbetänkandet (SOU 1980:41) Olja för kristid har lagt fram vissa förslag om fortsatt uppbyggnad av oljelagringen. Kommitténs arbete tar till utgångspunkt i huvudsak de krisfall som beaktades i 1977 års försvarsbeslut, nämligen krig, avspärrning och fredskris. Kommittén har förutsatt att fredskrislagret skall dimensioneras så att Sverige kan uppfylla sina åtaganden enligt avtalet om ett internationellt energiprogram, International Energy Program (IEP). I en följande utredningsetapp skall kommittén behandla även frågor om bered-

342 Bilaga 2

skapslagring avseende kol, naturgas och kärnbränsle under samma period. Oljelagringskommitténs arbete är alltså relativt kortsiktigt och inriktat på konkreta frågor om beredskapslagring av energi. I kommitténs uppdrag ingår inte att analysera faktorer i vår omvärld som kommer att påverka förutsättningarna för landets energiförsörjning på något längre sikt. Enligt min mening bör sådana analyser ses som ett nödvändigt inslag i det energipolitiska planeringsarbetet. Jag vill erinra om att riksdagen (NU 1979/80:70 s 38, rskr 1979/80:410) med anledning av motionsyrkanden har riktat en anmodan till regeringen om att låta göra en analys av vilka hot vår oljeförsörjning är utsatt för, vilka effekter en betydande minskning av oljetillförseln skulle få och vilka åtgärder som bör vidtas för att minska de negativa verkningarna av en djupgående kris. Jag anser mot denna bakgrund att en särskild utredare bör tillkallas för att analysera Sveriges möjligheter att tillgodose sina behov av importerad energi med hänsyn till utvecklingen på de internationella energimarknaderna. Arbetet bör inriktas på förhållandena under senare hälften av 1980-talet men med utblickar även mot 1990-talet. Prognoser över och produktion efterfrågan på energi inom industriländer, oljeproducerande länder och övriga länder bör redovisas på grundval av tillgängligt material. Arbetet skall gälla främst oljemarknaden. Förhållandena på marknaderna för naturgas, kol och uran kan behandlas mer översiktligt. Utredaren bör analysera såväl de faktorer som styr utvecklingen av utbud och efterfrågan som de restriktioner och villkor av olika slag som kan komma att läggas på oljehandeln. institutionella faktorer bör också beaktas, t ex de stora oljebolagens ändrade roll och framväxten av nationella oljebolag i producentländerna som instrument för dessa länders ekonomiska utveckling. Utredaren bör alltså ta fram underlag för en bedömning av den internationella marknad på vilken svenska köpare av energiråvaror kommer att få arbeta framöver. Utredaren bör särskilt studera vilka konsekvenser långvariga kriser i oljeproducerande länder kan få för den internationella oljemarknaden och effekterna därav på den svenska ekonomin. Utredaren bör grunda sitt arbete i första hand på sådant material som har utarbetats i samband med de senaste årens utredningar på energiområdet i Sverige och utomlands. Vid behov bör det tillgängliga materialet kunna kompletteras genom kontakter med internationella organisationer, utländska myndigheter och forskningsinstitutioner m fl. Utredaren bör redovisa resultatet av sitt arbete senast den 1 juli 1982. Med hänvisning till vad jag har anfört hemställer jag att regeringen bemyndigar det statsråd som har förordnats att föredra ärenden som rör energipolitiken att tillkalla en särskild utredare med uppdrag att analysera utvecklingen på de internationella energimarknaderna med särskilt hänsyn till Sveriges möjligheter att täcka sina framtida behov av importerad energi, att besluta om sakkunniga, experter, sekreterare och annat biträde åt utredaren. Vidare hemställer jag att regeringen föreskriver att kostnaderna skall belasta fjortonde huvudtitelns kommittéanslag. Regeringen ansluter sig till föredragandens överväganden och bifaller hans hemställan. (Industridepartementet)

sou 1983:19 343

3 Litteratur

Bilaga

Adelman M A: The World Petroleum Market, Baltimore 1972. Al Chalabi Fadhil J: Opec and the International Oil Industry, Oxford 1980. Bank F E: “Soviet Natural Gas and the Western European Energy Shortage: The Solution is the Problem” Paper presented at the BIEE/IAEE Conference in Cambridge U.K., 28-30 june 1982. Belgrave R, Badger D: Oil Supply and Price: what went right in 1980?, Published by the Policy Studies Institute and the Royal Institute of International Affairs, London 1982. Björk Olle: Utvecklingen på internationella oljemarknaden, Nationalekonomiska Institutionen, Stockholms Universitet 1978. Blair John M: The Control of Oil, New York 1976. British Petroleum Ltd: BP Statistical Review of the World Oil Industry 1981, London 1982. Carling A, Björk O, Kjellman S: Internationella Energimarknader, IUI Stockholm 1979. Cassette-Carry Martinez Peut-on croire aux previsions energetiques Revue de Penergie No 339, 1981. Chase Manhattan Bank: The Energy Outlook Through 2000: A time of Trasition, New York 1981. Chevalier J M: Oljan: Ett internationellt maktspel, Stockholm 1975. Deagle Edwin A, Mossavar-Rahmani Bijan, Huff Richard: Energy in the 1980s. An Analysis of Recent Studies Occasional Papers NY Group of Thirty, New York 1981. Deese David A, Nye Joseph S: Energy and Security, Cambridge Mass 1980. Dunkerley Joy: International Energy Strategies Proceedings of the 1979 IAEE/RFF Conference, Cambridge Mass 1980. Dasgupta P S, Heal G M: Economic Theory and Exhaustible Resources, Cambridge Economic Handbooks, Oxford 1980. Ebinger Charles K: The Critical Link: Energy and National Security in the 1980 s, Cambridge Mass 1982. Ebinger Charles, Luzius Harry: Energy Cricis and the Third World: An Opportunity for the west The Center for Strategic and International Studies, Washington 1982. Economist Intelligence Unit: Oil Imports of Developing Contries, EIU Special Report No 125, London 1982. Energy Modeling Forum: World Oil; A Summary Report, Stanford 1981. Exxon: World Oil Inventories; Exxon Background Series, New York 1981. Exxon: World Energy Outlook, olika år, New York. EG kommissionen: Communication from EEC commission to the Council on Community Natural Gas Supplies, Corn (82) 653, Bryssel 15 October 1982.

344 3

Bilaga

Fesharaki F, Hoffman S: Determination of OPEC Oil Supplies” Paper presented at the Fourth Annual North American Meeting of the International Association of Energy Economist in Denver Colorado 1982. Fesharaki F, Isaak D T: ”Hydrocarbon Processing in OPEC Countries: Excess Capacity and Readjustment Pains in the World Refining Industry Resource Systems Institute, East West Centre, Honolulu 1982. Franssen Herman: Energy: An Uncertain Future. An Analysis of U.S. and World Energy Projections Trough 1990, US GPO, Publication No 95.157, Washington DC 1978. Goodman, Kristoffersson, Hollander: The European Transition from Oil. London 1981. Goodman Marshall I: The Enigma of Soviet Petroleum Half-empty of half full?, London 1980. Hesselbom P O: Bottenpris på olja, Rapport till oljeersättningsdelegationen, Nationalekonomiska Institutionen, Stockholms Universitet, 1981. IEA: A Comparaison of Energy Projections to 1985, Paris 1979. IEA: Coal Prospects and Policies in IEA countries, 1981 Review Paris 1982. IEA: Natural Gas Prospects to 2000, Paris 1982. IEA/OECD: World Energy Outlook, Paris 1982. IIASA: Energy in a Finite World; A Global Systems Analysis, Cambridge Mass, 1981. Industridepartementet: Utredning om oljemarknaden, Rapport till konsekvensutredningen DsI 1979:19, Stockholm 1979. International Monetary Fund: World Economic Outlook, Washington 1981. Ion D C: Availability of World Energy Resources, London 1980. Jacoby Neil H: Multinational Oil, New York 1974. Khan Aman R: ”Natural Gas in the Eighties. Paper presented at the third Oxford Energy Seminar, 14-25 September 1981, Oxford U.K. Karduan G: Europa”s Gas and the Prospects for future growth. Paper presented at the Petrotech Conference in Amsterdam, April 5 1982. Karpels Edward N: Pricing Petroleum Products, New York 1982. Kjellman Sten: Handel med ångkol: Internationella förutsättningar FFE-rupport Nationalekonomiska Institutionen, Stockholms Universitet, 1981. Krapels Edward N: Oil Crisis Management, Strategic Stockpiling for International Security, Baltimore and London 1980. Landsberg (ed): Energy: The Next Twenty Years, Ford Foundation, Cambridge Mass 1979. Moberg Erik: Sovjet - Oljemakt med problem, Folk och Försvar, Stockholm 1980. Nordhaus William D: The Efficient Use of Energy Resources. New Haven och London 1982. Noreng øysten: Oil Politics in the 1980 s, New York 1978. Noreng øystein: The Oil Industry and Government Strategy in the North Sea, Boulder, Colorado 1980. Odell, Peter R: Oil and World Power, London 1984. OECD: Oil; The Present Situation and Future Prospects, Paris 1973. OECD: Energy Prospects to 1985, Paris 1975. OECD: World Energy Outlook, Paris 1977. Olje- och Energidepartementet: Faktaheft, Oslo 1981, 1982. OPEC: Annual Statistical Bulletin 1980, Wien 1981. OPEC: Annual Statistical Bulletin 1981, Wien 1982. Oppenheim, V H: ”Why oil prices go up. The past; We pushed Them Foreign Policy No 25, Winter 1976-77.

Bilaga 3 345

Penrose Edith T: The Large International Firm in Developing Countries. The International Petroleum Industry. London 1968. Robinson Colin: The Future Price of Crude Oil paper presented at the BIEE/IAEE conference in Cambridge UK 1982. Rustow Dankwart A, Mungo John F: Opec: success and prospects, New York 1976. Safer Arnold E: International Oil Policy, Lexington Mass 1979. Sampson A: De sju systrarna, Stockholm 1975. Scanlan Tony: Outlook for Soviet Oil, Science Vol 217. juli 1982. Schurr Sam H, Homan Paul T: Midle Eastern Oil and the Western World - Prospects and Problems, New York 1971. Schwartz Brita: Svensk oljeimport pâ längre sikt -en balansfråga? ur B Schwartz (red), Krispolitik och framtidsstudier, Stockholm 1982. SOU 1966:21: Oljebranschen, Koncentrationsutredningen, Stockholm 1966. SPK: Oljemarknaden och OPEC, Stockholm 1977. Statens Industriverk: Den internationella bränslemarknaden och Sverige; En kommentar till OECDs studie World Energy Outlook, Stockholm 1977. Statens Industriverk: Energiöversikt hösten 1981, Stockholm 1981. Statens industriverk: Försörjningstryggheten för olja, kol och uran, Stockholm 1982. Statens industriverk: Internationella förutsättningar för den svenska oljeförsörjningen under 1980-talet, Stockholm 1981. Statens industriverk: Energiöversikt hösten 1982, Stockholm 1982. Steen Peter: Om oljeförsörjningen Projektgruppen energi och samhälle. Sekretariatet för framtidsstudier 1977. Steen P, Johansson Thomas B, Bogren E: Energi- till vad och hur mycket? DFE rapport nr 39, Stockholm 1982. . Stein Jonathan B: Soviet Energy: Energy Policy, dec 1981. Stobaugh R, Yergin D: Energy Future. Report of the Energy project at the Harvard Business School, New York 1979. Taher A Hassan: Energy a Global Outlook, London 1982. Tanzer M: The Energy Crisis. World Struggle of Power and Wealth, New York and London 1974. Tempest Paul (ed): Internationl Energy Options. An Agenda for the Eighties, Cambridge Mass och London 1981. Texaco: Free World Energy Outlook, New York 1981. Treverton Gregory (ed): Energy and Security, London 1980. Tugendhat Ch, Hamilton A: Oil: the biggest business, London 1975. US Central Intelligence Agency: The International Energy Situation Outlook to 1985, Washington DC 1977. US Congress Committee Print: Energy in Soviet Policy, Washington 1981. US Congress Comittee Print: The Geopolitics of Oil, Washington 1980. US Departement of Energy: The Outlook for Energy Supply and Demand in 1985 and 1990, Washington DC 1981. Verleger Philip K Jr: Oil Markets in Turmoil: An Economic Analysis, Cambridge Mass 1982. Wionczek M S (ed): World Hydrocarbon Markets Current Status, Projected Prospects and Future Trends, Oxford 1982. Världsbanken: World Development Report 1982, Washington DC 1982. Världsbanken: Energy in the Developing Countries, Washington DC 1980. Världsbanken: Global Energy Prospects; World Bank Staff Working Paper No 489, Washington DC 1981. Workshop on Alternative Energy Strategies (WAES): Energy; Global Prospects 1985-2000. New York 1977.

346 Bilaga 3

World Energy Conference: Survey of Energy Resources 1974, New York 1974. Ysander B C: Energi, stabilitet och tillväxt i svensk ekonomi, arbetsrapport nr 30 IUI, Stockholm 1981.

Tidskrifter

Energy Economics Energy Economist Middle East Economic Survey Noroil OPEC Bulletin OPEC Review Oil and Gas Journal Petroleum Economist Petroleum Intellegence Weekly Shellfakta Shell Briefing Service World Oil samt Svensk dags-, vecko- och fackpress.

Ovrigt

Årsredovisningar och annat informationsmaterial från svenska och internationella oljebolag. Promemorier och statistik från IEA, OECD och EG-kommissionen.

4 Bilaga

Sorter och sortomvandlingar

1 ton råolja = ca 7,33 fat = ca 1,16 m3 1 fat = 159 liter = 0,159 m3 1 mbd = ca 50 miljoner ton råolja per år

Tjock eldningsolja (normalsvavlig) 0,950 1 ton råolja = 1,16 m3 1 ton lätt eldningsolja = 1,20 m3 1 ton tung eldningsolja = 1,06 m3 1 ton bensin = 1,37 m3

5 Bilaga

Förkortningar IEA International Energy Agency OECD Organization of Economic Cooperation and Development OPEC Organization of Petroleum Exporting Countries OAPEC Organization of Arab Petroleum Exporting Countries toe ton oljeekvivalenter mbd (million barrels/day) miljoner fat per dag MW Megawatt MWh Megawattimmar BNP Bruttonationalprodukt SEV-länderna Comecon, ekonomisk samarbetsorganisation mellan Sovjetunionen, de östeuropeiska länderna samt några utomeuropeiska länder, bl a Vietnam och Kuba NEA Nuclear Energy Agency

sou 1983:19 351

6 Bilaga

Tabell- och figurförteckning

Tabell 1:1 av priset på råoljan Light Arabian 12

Årlig förändring

Tabell 1:2 Världens 16 oljeförbrukning Tabell 2:1 Jordens fastställda reserver av olja (december 1981) 23 Tabell 2:2 Jordens fastställda reserver av naturgas (december 24 1981) Tabell 2:3 Jordens fastställda reserver av kol 24 Tabell 2:4 Oljereserver, borrade undersökningshål och prospektivitet (1961-1979 och prognos 1981-2000) 26 Tabell 2:5 Produktion av olja, naturgas och kol 1981, regional 28 fördelning, procent Tabell 2:6 De olika regionernas andel av världens totala konsum- 1981 av olja 29 tion och produktion Tabell 2:7 De olika regionernas andel av världens totala konsum- 30 tion (och produktion) 1981 av naturgas Tabell 2:8 De olika regionernas andel av världens totala konsumtion (och produktion) 1981 av kol 30 Karta 2:9 handelsflöden med olja till sjöss 32 Viktigaste Tabell 2:10 Handel med olja mellan geografiska regioner, 1981 33 Karta 2:11 Internationella handelsflöden med naturgas 1981 32 Karta 2:12 flöden för världshandel med kol 1981 34 Viktigare på råolja 1971-1982. Officiellt pris Figur 2: 13 Realprisutveckling på Arabian Light deflaterat med svenskt exportprisindex 36

Tabell 2:14 Uppdelning av det genomsnittliga konsumentpriset för oljeprodukter på skatter och kostnader i Västeupriser, dollar/fat) 37 ropa år 1973 till 1981 (löpande Olika energipriser i förhållande till oljeprisutveckling- Figur 2:15 en inom uppvärmningssektorn i de sju största OECDländerna 38

352 Bilaga 6

Tabell 2: 16 Produktionskostnader för olika energislag omräknat i dollar (1980)/fat efter termiskt värmeinnehåll Tabell 3:1 Geopolitisk fördelning av världens i oljeproduktion procentandelar 43 Tabell 3:2 Geopolitisk fördelning av världens påvisade reserver av olja i procentandelar respektive miljarder fat 44 Tabell 3:3 De oljeexporterande utvecklingsländernas produktion och påvisade reserver av olja 44 Tabell 3:4 Produktionsprognos för OPEC 69 Tabell 4:1 Oljeimporterande u-länder; oljeimport, egen produktion och självförsörjning 1979 (milj ton/år) 74 Diagram 4:2 i förhållande Exportprisernas utveckling till importpriserna för olika grupper av u-länder 1972-1982 (index 1972 = 100) 76 Tabell 5:1 OECD-regionernas oljeimport (milj ton) samt förändring 1960-72 och 1972-1980 86 Tabell 5:2 inom OECD 1960-1980 86 Energianvändningen Diagram 5:3 Olje- och energieffektivitet (energiförbrukning per BNP-enhet) inom OEC-länderna 1960-1981 89 Tabell 5:4 Energi- och oljebehov per BNP-enhet (ton oljeekvivalenter per 1000 dollar av BNP, 1975 års priser och kurs) 90 Karta 6:1 Prospekterings- och utvinningsområden på norsk kontinentalsockel 112 Tabell 6:2 Återstående utvinningsbara reserver i fält som är utbyggda eller under utbyggnad 113 Tabell 6:3 Fält på norsk som vid årsskiftet

kontinentalsockel

1982/83 vari produktion, beslutade för utbyggnad resp under övervägande 113 Diagram 6:4 Förväntad produktion av olja och gas från fält som är i produktion och där utbyggnad är beslutad 116 Figur 6:5 Prisutveckling på råolja av Nordsjötyp 121 Tabell 8:1 De sju största bolagens andelar av olika led i oljeindustrin 1953, 1972 och 1981 140 Tabell 8:2 De sju systrarnas råoljetillgång och råoljeanvändning 143 Tabell 8:3 De sju systrarnas nettointäkter i procent av totala tillgångar och rangordning bland världens industriföretag 145 Tabell 8:4 Nordsjöproduktionen av olja fördelad på bolag 1981 och 1986 150

Bilaga 6 353

Figur 10:1 OPEC-ländernas oljeproduktion 1960-1980 fördelad på bolag 167 Tabell 10:2 Stat-till-stat-avtal 1977-1981 168 Figur 11:1 Kapacitetsutnyttjandet i den västeuropeiska raffinaderiindustrin 1970-1980 173 Tabell 11:2 Genomsnittligt produktutfall 1980 vid raffinering av råolja 173 Tabell 11:3 Förbrukning av oljeprodukter inom OECD 175 Tabell 11:4 Oljeefterfrågans fördelning på olika produkter inom EG 176 Figur 12:1 Exxons energiprognoser (1973-1980) 183 Tabell 12:2 Interna bidrag till OECD-områdets energiförsörjning år 1985 enligt prognoser från olika år 193 Figur 12:3 Projektioner för världsefterfrågan på OPEC-olja år 1985 195 Tabell 13:1 Förutsättningar för WEO:s efterfrågeprognoser 200 Tabell 13:2 Specifik energi- och oljeförbrukning enligt WEO:s olika scenarier 201 Tabell 13:3 WEO:s tre scenarier för OECD:s energiförbrukning och -försörjning 202 Tabell 13:4 Energiåtgångskvoter för utvecklingsländer i WEO:s scenarier 206 Tabell 13:5 Oljeproduktionen i icke OPEC-anslutna u-länder enligt WEO 207 Tabell 13:6 OPEC-ländernas oljeförbrukning enligt WEO 207 Tabell 13:7 OPEC-ländernas produktionskapacitet 208 Tabell 13:8 OPEC-ländernas oljeexport fördelad på länderkategorier 208 Tabell 13:9 Efterfrågan och tillgång på olja i världen enligt WEO:s två scenarier (1980-2000) 209 Tabell 13:10 Primär energiförbrukning 1950 och 1975 samt projektioner för år 2000 och 2030 211 Tabell 13:11 IIASAs energiutbud fördelat på energislag 211 Figur 13:12 Oljeprisutveckling för olika modeller i EMF:s referensscenario 214 Figur 13:13 Råoljeförbrukning i EMF:s referensscenario 215 Figur 13:14 Energiförbrukningens beroende av BNP och prisutveckling 1960-1990 enligt Världsbanken 217 Tabell 13:15 Chase-studiens grundantaganden 220

354 Bilaga 6

Tabell 13:16 OECD-ländernas oljeefterfrågan enligt Chase-studien 220 Figur 13:17 Alternativa förbrukningsprognoser för hela världen exkl SEV-länderna och Kina 222 Figur 14:1 Energiförbrukning och oljepris år 2000 enligt olika scenarier för hela världen (exkl SEV-länder) 229 Tabell 14:2 OECD-ländernas genomsnittliga energiförbrukning (mbd) 229 Figur 14:3 Projektioner av OECD-ländernas ekonomiska tillväxt

år 1985 vid olika tidpunkter (Procentuell BNP-

ökning/år) 230 Figur 14:4 Finansiell energiförbrukning per BNP-enhet i OECD enligt olika studier 231 Tabell 14:5 Fördelning av OECD-ländernas energiefterfrågan på olika energislag (procent) 232 Tabell 14:6 Utvecklingsländernas ekonomiska tillväxt enligt olika

scenarier (Procentuell BNP-ökning/år) 233

Tabell 14:7 Utvecklingsländernas energiefterfrågan 1990 (mbd) vid olika BNP-tillväxt och åtgångskvoter 234 Tabell 14:8 Utbud och användning av oljeersättande energislag enligt olika scenarier (mbd) 234 Figur 14:9 Oljeförbrukningen i hela världen exkl SEV-länder samt oljepris år 2000 enligt olika studier 236 Tabell 14:10 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1980 236 Tabell 14:11 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1985 enligt olika scenarier (mbd) 237 Tabell 14:12 OECD-ländernas oljeimport (mbd) 1985 enligt prognoser gjorda vid olika tidpunkter 237 Tabell 14:13 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1990. Medelvärden från olika scenarier (mbd) 238 Tabell 14:14 OECD-ländernas oljeförsörjning år 1990 och 2000 238 Tabell 14:15 Export från SEV-länderna samt från Kina i olika scenarier (mbd) 240 Tabell 14:6 Sammanställning av utvecklingsländernas efterfrågan och utbud på olja år 1990 och 2000 enligt olika scenarier (mbd) 243 Tabell 14:17 Oljeprisutvecklingen (dollar/fat) fram till år 2020 enligt olika scenarier 246 Figur 14:18 Oljeprisutveckling i EMF:s optimistiska scenario enligt olika modeller 247

Bilaga 6 355

Tabell 15:1 Uran; Resurser och reserver 1 januari (tusentals 251 ton) Tabell 15:2 Produktion av uran 1981 (vissa länder utanför SEV- 252 länderna) Tabell 16:1 Världsenergikonferensens uppskattningar av världens ton 258 koltillgångar, miljarder Tabell 16:2 Världens koltillgångar (miljarder ton) 258 Tabell 16:3 av kol 1960-1980, miljoner ton 259 Världsproduktionen Tabell 16:4 Världshandeln med kol 1960, 1970 och 1980 (miljoner 261 ton) Tabell 16:5 på prognoser över världens kolbehov år 2000 Exempel år, miljoner ton 263

Tabell 16:6 Världens möjliga kolproduktion år 2000, miljoner

Tabell 17:2 Produktion (netto) av naturgas och andelar (procent) 1981 272 regionvis Tabell 17:3 Produktion av naturgas i norska och brittiska delar av 272 Nordsjön Karta 17:4 Naturgasfält i Nordsjön och i Holland samt befintliga och beslutade rörledningar i Nordsjön 275

Tabell 17:5 De olika regionernas andel av världens totala konsum- 1981 av naturgas 274 tion och produktion Karta 17:6 Det europeiska 279 gasledningsnätet Tabell 17:7 och export/import för olika län- Naturgasförbrukning

der i Västeuropa år 1980 (miljarder3) 278

Figur 18:1 Oljecykeln 1972-1982. Återverkningar på OECD-

ländernas ekonomiska tillväxt och OPEC-ländernas 292 bytesbalans 19:1 för råolja, eldningsolja och drivmedel 310 Diagram Importindex Diagram 19:2 Den svenska råoljeimportens fördelning på ursprungsområden 316

Tabell 19:3 Användningen av ångkol i Sverige 1978-1981, tusentals ton 328 Tabell 19:4 1985 och 1990, tusentals ton 328 Svensk ångkolmarknad Tabell 19:5 av möjlig kolkonsumtion i Geografisk fördelning 328 Sverige, procent

Statens offentliga utredningar 1983

Kronologisk förteckning

. Fristående skolor för inte längre skolpliktiga elever. U. Nytt militärt ansvarssystem. Ju. . Skatteregler om traktamenten m. m. Fi. Om hälften vore kvinnor. A.

cacnxlcngipup-a

Koncession för försäkringsrörelse. Fi. . Radon i bostäder. Jo. . Ersättning för miljöskador. Ju. . Stämpelskan, Fi. . Lagstiftningen på kärnenergiområdet. I. . Användning av växtnäring. Jo. . Bekämpning av växtskadegörare och ogräs. Jo. . Former för upphandling av försvarsmateriel. Fö. . Att möta ubåtshotet. Fö. . Barn kostar. S. . Kommunalforskning i Sverige. C. . Sysselsättningsstrukturen i internationella företag. I. . Näringspolitiska effekter av internationella investeringar. I. . Lag mot etnisk diskriminering i arbetslivet. A. . Den stora omställningen. I.

Statens offentliga utredningar 1983

Systematisk förteckning

Justitiedepartementet Nytt militärt ansvarssystem. [2] Ersättning för miljöskador. [7]

Försvarsdepartementet Former för upphandling av försvarsmateriel. [12] Att möta ubåtshotet. [13]

Socialdepartementet Barn kostar. [14]

Finansdepartementet Skatteregler om traktamenten m. m. [3] Koncession för försäkringsrörelse. [5] Stämpelskatt. [8]

Utbildningsdepartementet Fristående skolor för inte längre skolpliktiga elever. [1]

Jordbruksdepartementet Radon i bostäder. [6] Utredningen om användningen av kemiska medel i jord och skogsbruket m. m. 1.Användning av växtnäring. [10]2. Bekämpning av växtskadegörare och ogräs. [11]

Arbetsmarknadsdepartementet Om hälften vore kvinnor. [4] Lag mot etnisk diskriminering i arbetslivet. [18]

lndustridepartementet Lagstiftningen på kärnenergiområdet. [9] Direktinvesterlngskommittén. 1. Sysselsättningsstrukturen l internationella företag. [16]2. Näringspolitiska effekter av internationella investeringar. [17] Den stora omställningen. [19]

Civildepartementet Kommunalforskning i Sverige. [15]

Anm. Siffrorna inom klammer betecknar utredningarnas nummer i den kronologiska förteckningen.

*L°b I ISBN 9l38-O7524-f5 AB Allmänna ISSN 0375250X Förlaget