Ekspertintervjuet: En perfekt storm i gassmarkedet

– Nærmest alt som kunne få gassprisene til å gå opp skjedde omtrent samtidig, sier gassanalytiker Sindre Knutsson fra Rystad Energy. Det har fått konsekvenser også for Norge.

NTB_JchCehZ6aO4
Her ved mottaksanlegget i Lubmin i Tyskland skal gass fra Nord Stream 2-rørledningen forsyne Europa med russisk gass og muligens dempe de høye gassprisene. Men foreløpig har tyske styresmakter satt en stopper for åpningen av rørledningen. Foto: NTB / Stefan Sauer / dpa via AP

For gassprisene betyr ikke bare store inntekter for Norge som gassprodusent. De har også direkte innvirkning på energiprisene i Europa, og dermed driver de også strømprisene i Norge oppover.

<2°C: Gassprisene ligger fortsatt langt høyere enn det som har vært «normalen» de siste årene. Hva i alle dager har skjedd?

Sindre Knutsson: – Det korte svaret er at vi har sett en perfekt storm: Økt etterspørsel, mindre produksjon, høyere kvotepriser og høyere kullpriser. Skal vi virkelig forstå dette, må vi gå tilbake ett helt år. Da hadde vi en veldig kald vinter over hele den nordlige halvkulen, og stort behov for oppvarming. Det tæret på gasslagrene verden over, spesielt i Europa.

Ekspertintervjuet

Sindre Knutsson er leder for gassanalyse ved Rystad Energy.

– Kalde vintre har vi vel hatt før?

– Ja, men normalt får man fylt lagrene igjen gjennom sommeren. Da er etterspørselen og prisene lavere. Men også denne sommeren ble annerledes: Vi fikk en varm, tørr sommer med lite nedbør og lave vindhastigheter. Dermed fikk vi mindre produksjon fra vann- og vindkraft, og høyere gassetterspørsel enn normalt gjennom sommeren. Lagrene ble ikke fylt opp i så stor grad som normalt.

I tillegg så vi gjennom andre halvdel av 2021 mindre gassvolumer til Europa fra Russland, og lavere produksjon i Europa. Det vokste frem et underskudd. Man prøvde å fylle det med LNG, samtidig som markedene i Asia og resten av verden også etterspurte mer LNG. De hadde også lagre å fylle. Det hadde vært tørke i Asia og Sør-Amerika også, alle overbød hverandre. Spesielt Kina.

Skyhøye spotpriser

– Ja, hvorfor skulle de plutselig ha så mye gass?

– Kina investerte voldsomt i infrastruktur da pandemien brøt ut, og satset på å stimulere forbruk i lokale markeder. Det var strategien deres for å holde økonomien i gang. Men det førte til en kraftig vekst i energikonsumet deres i neste omgang. Og utover høsten kom Kina inn i en energi- og kullkrise. De tre største energiselskapene fikk derfor klar beskjed fra Beijing om å støvsuge markedet etter LNG. Det bidro til å drive opp prisen.

Det er summen av alt dette vi ser nå. Poenget er at nærmest alt som kunne få gassprisene til å gå opp, skjedde omtrent samtidig. Markedet har vært preget av nervøsitet inn mot vinteren: Har vi nok gass? Det har ført til disse skyhøye spotprisene vi så mot slutten av året.

– Men Russland har stadig mer gass å selge? Og det så jo lenge ut som om redningen skulle komme derfra?

– På tampen av året var det snakk om at den nye gassrørledningen mellom Russland og Tyskland, Nord Stream 2, kunne starte opp. Men Tyskland satte av ulike grunner en stopper for det. De forklarte det med at det var noen formaliteter den russiske gasseksportøren, Gazprom, måtte ordne opp i. Blant annet måtte selskapet som skal drive selve rørledningen, Nord Stream 2 AG, ha hovedkontor i et EU-land. Det har tatt tid å få i stand. Så dette har stoppet helt opp, og nå kommer ikke denne rørledningen i drift før i andre halvdel av 2022.

Venter fortsatt høye priser, store svingninger

– Men så skjedde det noe rart like før jul, da sank prisene igjen. Hvorfor?

– Ja, fra toppen ble nådd i midten av desember, falt de med nesten 66 prosent. Fortsatt godt over det som er normalt for årstiden, men likevel. Årsaken var igjen en kombinasjon av flere ting: Litt mildere temperaturer i Europa, og en mer sesongtypisk lavere etterspørsel fra industri og næringsliv rundt juleferien. I tillegg var det kommet mer kull i energimiksen, så det var ikke nødvendig å fyre på med så mye gass i kraftsektoren. Sist, men ikke minst: LNG-prisene sank i Asia, og da ble det mer lønnsomt for eksportører å selge til Europa. Værmeldingen sa etter hvert også at mildværet ville holde seg inn mot januar, så markedet ble mer forutsigbart for en stund. Nå stiger prisene igjen, men de er fortsatt et stykke unna de ekstreme nivåene fra desember.

– Hva tenker du vil skje fremover? Vil prisene til slutt falle tilbake på det nivået de har vaket rundt de siste 4-5 årene? Eller vil vi se et nytt, høyere grunnivå?

– Dette har jo vært et ekstremt år, og vi forventer ikke at disse nivåene fra midten av desember blir noen ny normal. Samtidig var prisene i 2020 rekordlave, så vi venter ikke en retur til det heller.

Generelt vil vi nok se større volatilitet, større usikkerhet, store bevegelser i gassprisene fremover. En av grunnene til dette er at Kina nå for alvor har blitt en stor LNG-importør. Og de har også høy vinteretterspørsel, som Europa. Vi tror også været blir en viktigere faktor fremover, blant annet på grunn av utbyggingen av fornybar energi. Så vi vil nok se høyere vinterpriser enn vi har sett tidligere, men samtidig vil vi nok, av samme grunn, se lavere sommerpriser også.

Gass med grønnvask

– Men jevnt over – høyere priser, eller større svingninger rundt samme nivå som før?

– Jeg tror vi vil se høyere gasspriser de neste fem årene enn de forrige fem. Og 2022 vil være et år med unormalt høye gasspriser, tror jeg. Det er fortsatt mye usikkerhet rundt Nord Stream 2 og russisk gass. Samtidig tror jeg nok markedet vil stabilisere seg noe etter hvert.

– Gass kan få bærekraftstempel i EU, hva betyr det? Ser du noe annet i EUs politikk fremover som vil påvirke gassetterspørselen i Europa de neste 5-10 årene? I så fall hva?

– For å ta det som er helt uavhengig av den nye taksonomien først: Mange land i EU stenger nå ned kull- og kjernekraft raskere enn man bygger ut fornybar kraft. Isolert sett øker dette gassetterspørselen. Vi trenger mer strøm fra andre kilder, og gass er ikke variabel kraft. Derfor venter vi at vi vil ha en robust etterspørsel etter gass på det europeiske markedet. Litt avhengig av hvor mye fornybart som bygges ut, og hvor raskt den bygges ut.

– Men dette gjelder strømsektoren?

– Ja, og det utgjør i dag 25-30 prosent av den totale gassetterspørselen i Europa. Men gass brukes til mye annet også, til oppvarming i husholdninger og næringsliv, til prosesser i industrien, til varmtvann, og så videre. Elektrifisering er et viktig mål for EU. Det kan bli en viktig driver av gassprisen, og vi forventer også en sterk etterspørsel etter strøm.

Spørsmålet er da: Bygger vi nok fornybart til å møte veksten? Hvis ikke er det gass som må levere den ekstra energien i og med at vi som sagt faser ut kull og det planlegges mindre kjernekraft.

– Viktig signal fra EU

– Og her kommer taksonomien inn igjen?

– Nettopp. Det er derfor man har vurdert å åpne for å grønnstemple gass under gitte betingelser. Det skal da kun være hvis det erstatter mer forurensende kraftproduksjon, i praksis kull, og kun dersom man i tillegg kan produsere strøm med utslipp under 270 g CO2/kWh. Ingen gasskraftverk i dag kan levere kraft med så lave utslipp, selv ikke de mest effektive. I snitt ligger utslippene i dag på rundt 350 g CO2/kWh, så dette er et stykke unna. Dermed blir det enten snakk om innblanding av utslippsfrie eller nøytrale alternativer, som hydrogen eller biogass. Alternativt at man installerer karbonfangstanlegg. Og etter 2035 skal disse kraftverkene uansett kunne kjøres på rent hydrogen eller lavkarbongass. Så intensjonene er altså ikke at «nå er gass grønt, og vi kan bare fortsette som før». Det skal senke utslipp, og det skal være en overgangsteknologi.

– Men karbonfangst og sånt er jo ikke akkurat hyllevareteknologi …

– Nei, dette vil selvfølgelig være utfordrende. Samtidig er dette et veldig viktig signal fra EU. Ikke minst fordi det åpner for mer investeringer i gass. Banker og finansieringsinstitusjoner er opptatte av at investeringene skal være bærekraftige og langsiktige. Stemples naturgassen som grønn under disse betingelsene, vil det være lettere å gå inn med midler til kraftverk og infrastruktur. Der har gass hatt en ulempe vis-a-vis fornybart de siste årene, fordi kapitalkostnadene har vært høyere for alt fossilt.

Dersom det blir billigere å investere i gass i EU, kan det også få liknende ringvirkninger andre steder. Som igjen kan påvirke den globale etterspørselen.

Hvor skal gassen blandes?

– Hva betyr det forresten for norsk gasseksport om man «tynner ut» fossil naturgass med hydrogen og/eller biogass? Kan vi vente at blått hydrogen kan produseres her og blandes inn i rørledningene med naturgass fra norsk sokkel? Eller vil man måtte gjøre innblandingen nærmere forbrukerne på kontinentet, for å «spare» ledningsnett og infrastruktur?

– Jeg tror dette er et spørsmål som hele industrien stiller seg. Rørledningene og infrastrukturen ellers skal per i dag kunne håndtere opp til 20 prosent hydrogen. Sånt sett kan det kanskje være det samme om man blander inn hydrogenet på norsk side eller på EU-siden. Samtidig vet man at det gir et høyere energitap under transportprosessen, og det er større fare for lekkasje når man transporterer hydrogen fordi molekylet er så lite.

Det kan tale for at hydrogenproduksjon og innblanding i gass bør gjøres nærmest mulig forbrukeren. Det er det Equinor gjør i et prosjekt i Belgia. Uansett kan begge løsningene være positivt for norsk gasseksport, men det er fortsatt mye usikkerhet rundt dette. Det kommer flere pilotprosjekter, og slike er helt nødvendig, hvis man skal klare å bygge gasskraftverk som er bærekraftige etter reglene i taksonomien.