Er olíuhásléttunni endanlega náð?

Í þessari síðustu grein Orkubloggsins á árinu 2014 verður athyglinni beint að þeim athyglisverða atburði sem átti sér stað fyrir um áratug síðan. Sérstakt tilefni er til að vekja athygli á þessum viðburði núna þegar verð á olíu hefur skyndilega fallið hratt vegna offramboðs. Verðfallið og offramboðið núna gæti nefnilega verið vísbending um að heimurinn þoli ekki svo hátt olíuverð sem almennt hefur verið síðustu árin og að kostnaður í olíuvinnslu muni senn fara að þrengja alvarlega að hagvexti.

Það sem gerðist þarna fyrir um áratug síðan var að hefðbundin hráolíuframleiðsla í heiminum náði hámarki. Og hefur síðan þá haldist nær óbreytt - í heilan áratug - þrátt fyrir sífellt meiri olíunotkun. Til skemmri tíma litið verða áhrifin af þessu sennilega óveruleg, nema hvað sveiflur í olíuverði verða meiri og ýktari en við höfum átt að venjast. Til lengri tíma litið er sennilegt að áhrifin verði þau að það dragi úr hagvexti í heiminum. Nema nýr, ódýr og praktískur orkugjafi komi til skjalanna.

Hámarkinu náð 2005 

Þetta hámark hefðbundinnar hráolíuframleiðslu sést vel núna þegar litið er í baksýnisspegilinn. Það hvernig hefðbundin hráolíuframleiðsla er skilgreind er reyndar alls ekki hárnákvæmt (á ensku er í þessu sambandi oftast talað um conventional oil). Það er engin föst eða óumdeild viðmiðun til um það hvaða olíuvinnslu eigi að telja hefðbundna eða óhefðbundna. Olíuvinnsla á heimskautasvæðum og á mjög miklu hafdýpi er t.d. bæði mjög dýr og um margt ólík venjubundinni vinnslu á landi og grunnsævi. Þess vegna vilja sumir kalla þá framleiðslu óhefðbundna.

Hér er aftur á móti ekki gengið svo langt, heldur er með óhefðbundinni olíuframleiðslu hér einungis átt við allra nýjustu (og oft dýrustu) olíuframleiðsluna. Sem er annars vegar olíuvinnsla úr olíusandi (oil sand) og hins vegar olíuvinnsla úr þunnum olíulögum (tight oil, sem stundum er líka nefnd shale oil). Þetta er hvort tveggja olíuvinnsla sem sker sig mjög mikið frá hefðbundnu framleiðslunni. Bæði vegna vinnsluaðferðanna, vegna þess hversu mikil orka er notuð við vinnsluna og vegna þess hversu kostnaðarsamar þessar nýju vinnsluaðferðir almennt eru. 

Það var á árabilinu 2004-2006 að vinnsla á hinum venjubundnu eða hefðbundnu olíulindum náði nýju hámarki. Það var svo sem ekkert nýtt að þarna væri nýtt met slegið - það var jú bara venjan og í takt við aukinn hagvöxt í heiminum. En það sem var nýtt var að einhvern tímann á þessu tímabili staðnaði þessi olíuvinnsla að magni til.

Vegna mismunandi tölfræðiupplýsinga er ekki unnt að fullyrða nákvæmlega hvenær umræddu hámarki var fyrst náð. Fyrir liggur að magnið var um 73 milljónir tunna af olíu á dag. Flest bendir til þess að þetta hafi gerst á árinu 2005 (þarna virðist vera u.þ.b. eins árs óvissa til eða frá). 

Þó svo dagleg olíunotkun í heiminum sé nú nokkrum milljónum tunna meiri en var árið 2005 hefur engin mælanleg aukning orðið í hefðbundinni hráolíuvinnslu. Slík vinnsla hefur bara rétt náð að halda í horfinu. Tekið skal fram að grafið hér til hliðar, svo og grafið hér næst fyrir neðan, eru ættuð frá jarðfræðingi sem heitir Euan Mearns, en hann skrifar mikið um olíu- og orkumál. Efni þessarar greinar byggir þó meira á upplýsingum og tölfræði frá Steven Kopits, sem er framkvæmdastjóri Princeton Energy Advisors og virðist afar glöggur greinandi. Hér mætti líka vísa til athyglisverðrar ársgamallar ritgerðar eftir Richard G. Miller, fyrrum jarðfræðings hjá BP, og Steven R. Sorrell, Háskólanum í Sussex, þar sem fjallað er um vandræðin við að útvega meiri olíu. Umfjöllun Kopits er þó alveg sérstaklega skýr og áhugaverð.

Fram til ársins 2005 eða þar um bil hafði hefðbundin olíuvinnsla aukist jafnt og þétt. Á krepputímum dró að vísu úr henni tímabundið. Og þegar mikill efnahagsvöxtur varð í heiminum var í auknum mæli sótt olía á heimskautasvæðin og djúpt undir hafsbotninn. Sem hvort tveggja er flóknara og dýrara en almennt gerist í olíuiðnaðinum. Þessi olíuvinnsla hefur farið vaxandi, en samt ekki nóg til að bæta upp hnignandi olíuvinnslu annars staðar. Tímamótin 2005 felast í því að eftir þann tíma hefur nær öll aukning í olíuvinnslu komið frá algerlega nýrri tegund af vinnslu.

Þar er, eins og áður sagði, annars vegar um að ræða vinnslu á olíu úr olíusandi (í Alberta í Kanada) og hins vegar olíuvinnslu úr þunnum lögum af olíu (einkum í N-Dakóta og Texas). Auk þessarar olíu er það einungis lífefnaeldsneyti (biofuels) og kolvetnisframleiðsla í formi fljótandi gass (natural gas liqids; NGL) sem hefur aukist umtalsvert. Hefðbundna olíuframleiðslan hefur aftur á móti staðnað ef svo má segja, þ.e. síðustu tíu árin hefur hún einungis rétt svo náð að halda í við hnignandi framleiðslu frá annarri hefðbundinni hráolíuvinnslu.

Athyglisvert er að þetta hefur gerst þrátt fyrir að olíuverð eftir 2005 hafi oftast verið mjög hátt í sögulegu samhengi. Þ.e.a.s. vel yfir 40 USD/tunnu og stundum miklu hærra. En áratugina 1985-2005 hafði verðið vel að merkja lengst af verið þar undir og stundum langt þar undir (sbr. grafið hér að neðan). Hækkandi olíuverð eftir 2005 hefur vafalítið verið hvati til að auka hefðbundna olíuframleiðslu enn meira. En það hefur bara ekki tekist.

Olíuframleiðslan staðnaði þrátt fyrir hækkandi verð

Það er sem sagt svo að allt fram til áranna 2004-2006 jókst hefðbundin hráolíuvinnsla statt og stöðugt um veröld víða og komst þá í um 73 milljónir tunna árlega. Til samanburðar er gott að hafa í huga að tuttugu árum áður, þ.e. árið 1985, var hefðbundin hráolíuframleiðsla í heiminum um 54 milljónir tunna á dag. Hefðbundin dagleg hráolíuvinnsla jókst því um sem nemur 19 milljónum tunna á dag frá 1985 og fram til 2005. Á þessum sama tíma fór öll olíuframleiðsla samtals í heiminum úr um 60 milljónum tunna á dag árið 1985 og í rúmlega 84 milljónir tunna á dag árið 2005; aukningin var um 24 milljónir tunna (munurinn á hráolíuvinnslu annars vegar og allri olíuvinnslu hins vegar felst einkum í því að öll olíuvinnsla nær líka til NGL og lífrænnar olíu og þá oft talað um total liquids í stað total crude).

Þessi aukning í olíuframleiðslu 1985-2005 kom auðvitað til samhliða því að eftirspurn eftir olíu jókst, þ.e.a.s. olíunotkun í heiminum jókst. En þrátt fyrir þessa miklu aukningu í eftirspurn hækkaði verðið á olíunni lítt þessa tvo áratugi. Allt þetta tuttugu ára tímabil (1985-2005) var olíuverð undir 40 USD/tunnan. Á þessu tímabili var meðalverðið nálægt 32-33 USD/tunnan, en sveiflaðist talsvert (allar fjárhæðir hér eru leiðréttar miðað við verðbólgu). Eftir 2005 eða þar um bil varð gjörbreyting á þróun olíuverðs. Og nú vitum við að það var einmitt á þeim tímapunkti sem ekki reyndist lengur unnt - tæknilega og/eða fjárhagslega - að auka vinnslu á hefðbundinni hráolíu. 

Hátt olíuverð en samt ekki aukning í hefðbundinni olíuvinnslu

Það er sem sagt svo að árin 1985-2005 var olía í 40 dollurum á tunnu alger undantekning og tákn um mjög hátt verð. En þarna varð grundvallarbreyting árið 2005. Því þá tók olíuverð að hækka mikið. Það lækkaði að vísu skarpt í kjölfar fjármálakreppunnar 2008, en einungis í stuttan tíma. Almennt hefur olíuverð verið hátt allar götur síðan 2005 eða þar um bil. Meðaltalið síðan 2005 hefur reynst eftirfarandi (bandarískt meðalverð námundað við næsta heila dollar):

2004   47 USD/tunnan
2005   60 USD/tunnan
2006   68 USD/tunnan
2007   73 USD/tunnan
2008  100 USD/tunnan
2009   59 USD/tunnan
2010   77 USD/tunnan
2011   91 USD/tunnan
2012   89 USD/tunnan
2013   92 USD/tunnan
2014   89 USD/tunnan (meðalverð fram í nóv)
Meðalverð áratugarins 2005-2014: 80 USD/tunnan
Meðalverð áratuganna 1985-2005:  33 USD/tunnan

Það vekur eftirtekt að þrátt fyrir geysilegt verðfall á olíu síðustu mánuðina núna 2014, er meðalverðið ársins 2014 samt nokkuð hátt. En það merkilegasta er að þrátt fyrir hátt olíuverð allt frá árinu 2005 og þrátt fyrir að heimurinn noti nú rúmlega 8% meira af olíu en var fyrir áratug - þá hefur hefðbundin olíuframleiðsla haldist svo til óbreytt þennan tíma (2005-2015).

Ýmsar mismunandi skýringar eru til um það af hverju olíuverð var lágt mestallt tímabilið 1985-2005 - og af hverju olíuverð fór þá að hækka hratt eftir það. En það sem er óumdeilt er að um eða upp úr aldamótunum 2000 fór kostnaður í olíuvinnslu að aukast mjög hratt, m.a. vegna hækkandi stálverðs og þó aðallega vegna þess að sífellt flóknara varð að nálgast nýjar olíulindir.

Eðlilegast skýringin á hækkandi olíuverði eftir 2005 er sem sagt einfaldlega sú að þá var orðið svo dýrt að sækja meiri olíu. Og hreinlega útilokað að ná að auka meira við framleiðslu á hefðbundinni hráolíu. Þess í stað gafst nú tækifæri til að ráðast í annars konar olíuvinnslu. Sem þó var að vísu talsvert mikið dýrari. En engu að síður góður bissness því eftirspurnin var mikil (einkum frá Kína).

Frá 2005 til 2015 hefur heildarnotkun á olíu aukist úr um 84 milljónum tunna á dag og í um 91 milljón tunnur á dag (af umræddum 84 milljónum tunna árið 2005 var hefðbundin olía um 73 milljónir tunna, en afgangurinn var aðallega NGL og lífræn olía, þ.e. biofuels). Fyrirfram hefði mátt búast að hefðbundin hráolíuframleiðsla á þessu tíu ára tímabili hefði líka aukist, t.d. í réttu hlutfalli við aukna olíuframleiðslu eða þar um bil. Þá hefði aukningin verið um 0.8% á ári og hefðbundin olíuframleiðsla árið 2014 verið nálægt 79 milljónum tunna á dag. 

En það gerðist bara alls ekki. Þess í stað varð reyndin sú að svo til öll aukning í olíuframleiðslu síðustu tíu árin hefur komið frá kanadískum olíusandi og bandarískri tight oil (auk aukningar í framleiðslu á lífrænni olíu og NGL). M.ö.o. þá stóð hefðbundna olíuframleiðslan í stað í um 73 milljónum tunna á dag. 

Olíuhásléttan virðist vera staðreynd

Í þessu sambandi er oft sagt að framleiðsla á hefðbundinni hráolíu sé stödd á því sem kallað er háslétta (plateau). Þar með er ekki sagt að þetta sé hin eina sanna endanlega olíuháslétta. En flestar spár um olíuframleiðslu framtíðarinnar gera nú engu að síður ráð fyrir því að héðan í frá þurfi svo til öll aukning á olíuframleiðslu að verða með hinum nýju og dýru aðferðum.

Eins og áður sagði virðist umrædd olíuháslétta vera nálægt 73 milljónum tunna á dag (grafið hér til hliðar er frá Alþjóða orkustofnuninni; IEA). Öll notkun heimsins umfram það þarf að koma með nýjum og dýrum vinnsluaðferðum. Og í dag er olíunotkunin orðin yfir 90 milljónir tunna dag og horfur á að hún muni enn eiga eftir að aukast á komandi árum og áratugum. Nýju vinnsluaðferðirnar þurfa að skila þessari aukningu. Og kannski gott betur - því við vitum jú ekki hversu lengi hásléttan helst. Það sem sumir óttast er að brátt verði ekki unnt að viðhalda hefðbundnu framleiðslunni, þ.e. að finna sífellt nógu margar olíulindir til að hásléttan nái að haldast þrátt fyrir stanslausa olíunotkun heimsins. Ef svo fer að hefðbundna olíuframleiðslan fari beinlínis að minnka, þ.e.a.s. að hásléttan breytist í aflíðandi brekku niður á við, þarf ennþá meira hlutfall að olíunni að koma með nýju og dýru vinnsluaðferðunum. 

Meira að segja ofurbjartsýnir olíuframleiðendur eins og ExxonMobil hafa nú viðurkennt tilvist olíuhásléttunnar. Í nýjustu spá ExxonMobil, sem birt var 9. desember s.l. (2014) kemur þetta skýrt fram, sbr. grafið hér til hliðar. Sama er uppi á teningnum hjá Alþjóða orkumálastofnuninni (IEA), sbr. næsta graf hér fyrir ofan. 

Stóra spurningin núna virðist því annars vegar vera sú hvort nýja og dýra olíuvinnslan nái að standa undir - eða stuðla að - aukinni eftirspurn eftir olíu? Og hins vegar er spurningin sú hversu lengi hásléttan getur varað? Ef hásléttan getur einungis haldist í fáein ár mun olíuverð óhjákvæmilega hækka mikið innan tíðar. Ef hásléttan aftur á móti helst lengi óbreytt getur olíuverð áfram orðið tiltölulega hógvært í nokkur ár. Athuga ber að hér er átt við verðþróun til lengri tíma litið; til skemmri tíma litið geta alltaf átt sér stað allskonar og stundum mjög ýktar sveiflur í olíuverði

Hver verður þróun olíuverðs?

Það virðist sem sagt svo að ekki sé lengur unnt að auka olíuframleiðslu nema með mjög dýrum vinnsluaðferðum. Og að þarna hafi orðið ákveðin vatnaskil um 2005. Það kann að virðast eðlilegt að af þessu megi álykta sem svo að olíuverð hljóti þess vegna almennt að haldast nálægt því sem kostar að framleiða olíu úr olíusandi og tight oil. Það myndi þýða að olíuverð hljóti að verða a.m.k. 90-100 USD/tunnan (skv. sumum skýrslum er break-even í umræddri vinnslu sagt vera talsvert hærra eða a.m.k. 130 USD/tunnu í olíusandi).

Málið er þó auðvitað margfalt flóknara en svo að hér sé unnt að miða við umræddan kostnað upp á 90-100 USD/tunnu. Ennþá er einungis mjög lítill hluti olíuvinnslu heimsins svo dýr að þurfa meira en u.þ.b. 60-70 USD/tunnu til að vera break-even. Þess vegna geta litlar sveiflur í framboði og eftirspurn valdið miklum verðsveiflum á olíu. Við þetta bætist svo að OPEC-ríkin reyna að stýra olíuverði með samráði sínu.

Hvernig olíuverð mun þróast veit nákvæmlega enginn. Og algerlega útilokað að spá af einhverri nákvæmni fyrir um þróun þess næstu árin. En það virðist samt líklegt að olíuverð muni á næstu árum sveiflast mun meira en áður. M.a. vegna þess hversu það kostar orðið geysilega mikið að bæta við nýrri tunnu í framleiðsluna (um eða yfir 90 USD/tunnu) og vegna þess hversu aukin samkeppni virðist hafa myndast milli helstu olíuframleiðsluríkjanna (OPEC, Bandaríkjanna og Rússlands). Fyrrnefnda atriðið ætti að hífa olíuverð upp, en síðar nefnda atriðið gæti togað olíuverð niður. Þess vegna er skynsamlegast að hafa óvissumörkin nánast óendanlega mikil þegar spáð er fyrir um þróun olíuverðs.

Olíverð verður 60-200 USD/tunnan... eða kannski eitthvað allt annað

í síðustu spá bandaríska orkumálaráðuneytisins (EIA) eru óvissumörkin einmitt höfð afar frjálsleg. EIA er sennilega búið að læra af reynslunni; til að forðast að spárnar virðist kjánalegar eftir fáein ár  er öruggast að spá olíuverði allt á milli þess að verða í lægstu lægðum og í hæstu hæðum. Og það er sérstaklega ríkt tilefni til þessa núna - þegar olíuhásléttan virðist orðin staðreynd og miklu dýrari olíuframleiðsla er orðin nauðsynleg til að knýja áframhaldandi hagvöxt víða um heim. Það er reyndar áhugaverð spurning hvort olíuframleiðsla sé orðin svo kostnaðarsöm að það muni beinlínis takmarka olíuframboð og halda aftur af hagvexti? Nánar verður fjallað um það álitamál síðar, enda þarf að færa afar góð rök fyrir slíkum möguleika nú þegar olíumarkaðir einkennast af offramboði!

Það sem EIA gerir nú ráð fyrir, er að á næstu árum og áratugum verði olíuverð að sveiflast þetta á milli ca. 60-200 USD/tunnan. En verði þó sennilegast nálægt 90-100 USD/tunnan næstu árin. Og muni svo hækka jafnt og þétt upp í um 140 USD/tunnan árið 2040 (að núvirði). Það verður áhugavert að sjá hvort þessi spá EIA gengur eftir. En hversu margir vilja veðja á að olíuverð árið 2040 verði í námunda við lággildi EIA; að olíuverðið 2040 verði nálægt því það sama og er í dag eða nálægt 60 USD/tunnu?

Fáfnir Offshore í meðbyr og mótbyr

Fáfnir Offshore er ungt íslenskt fyrirtæki sem hyggst verða talsvert umsvifamikið í rekstri þjónustuskipa fyrir olíuiðnaðinn. 

Fyrirtækið hefur verið nokkuð í fréttum síðustu mánuði, einkum  vegna stórra fjárfestinga íslenskra lífeyrissjóða í fyrirtækinu. Reyndar eru opinberar upplýsingar um þetta athyglisverða nýja íslenska fyrirtæki fremur fáorðar. Þar að auki eru upplýsingar á heimasíðu fyrirtækisins beinlínis úreltar. Þar segir t.a.m. núna að áætlað sé að félagið fái fyrsta skipið sitt afhent í águst n.k. En núna er jú langt liðið fram í desember og skv. fréttum eru um þrír mánuðir liðnir síðan umrætt skip var afhent.

Þá er fréttasíða Fáfnis Offshore vægast sagt innihaldslítil. Þar er ekki að finna eina einustu frétt enn sem komið er. En það skiptir kannski ekki miklu máli - það er jú mikilvægara að láta verkin tala. Þar er fyrirtækið komið á fullt skrið, eins og heyra má og sjá af athyglisverðu  viðtali starfsmanns VÍB við stofnanda fyrirtækisins, Steingrím Erlingsson.

Þarna er bersýnilega á ferð mikill eldhugi, sem hikar ekki við að koma draumum sínum í framkvæmd. Í viðtalinu kemur m.a. fram að Steingrímur á sér sögu sem togaraútgerðarmaður í Kanada og er lykilaðilinn í að reisa tvær vindmyllur í landi Þykkvabæjar í Rangárvallasýslu. Það er afar mikilsvert að slíkar vindrafstöðvar séu reistar hér á landi, því þannig fást kærkomnar upplýsingar um hagkvæmni þess að nýta vindorku a Íslandi. Það gæti orðið afar verðmæt auðlind í framtíðinni. Þetta framtak Steingríms er því sannarlega jákvætt verkefni - þó svo arðsemi þess hljóti að vera fremur lítil vegna þess hversu raforkuverð hér er lágt. 

Hér verður ekki fjallað nánar um þetta vindorkuverkefni í Þykkvabænum, heldur athyglinni beint að öllu stærra verkefni Steingríms. Árið 2012 stofnaði hann Fáfni Offshore. Félagið skyldi hasla sér völl í skipaútgerð sem þjónustar olíuiðnaðinn á landgrunninu hér á Norðurslóðum og víðar um heim. Þó svo þarna væri horft til útgerðar um veröld víða, virðist sem Steingrímur hafi verið bjartsýnn um olíuleitina á Drekasvæðinu. Brátt hafði verið samið um smíði fyrsta skipsins og til stóð að það yrði skráð í Fjarðabyggð.

Skipið var svo afhent Fáfni Offshore snemma í haust sem leið (2014). En ekki varð af því að það yrði gert út frá Fjarðabyggð, heldur er heimahöfn skipsins erlendis. Fáfnir Offshore er engu að síður með aðalstöðvar sínar hér á Íslandi - nánar tiltekið í vesturbæ Reykjavíkur.

Þarna mun vera um að ræða dýrasta skip Íslands. Kostnaður vegna skipsins er sagður jafngilda 7,3 milljörðum ISK (sú fjárhæð miðast við norskar krónur, en vegna gengislækkunar norsku krónunnar undanfarið er þessi upphæð nú vafalítið eitthvað lægri í ISK). Það hversu skipið er dýrt stafar af því að svona skip, sem kallast Platform Supply Vessels eða PSV, hafa margvíslegan afar dýran búnað. Þar má t.d. nefna flókinn skrúfubúnað, öfluga vél og afar marbrotið tanka- og lagnakerfi. Þar að auki er þetta skip Fáfnis Offshore sérstaklega hannað til að takast á vð siglingar í hafís.

Skipið ber nafnið Polarsyssel og hefur 3.700 tonna burðargetu (DWT). Það var hannað og smíðað af stóru norsku skipasmíðafyrirtæki; Havyard Group. Skrokkurinn var smíðaður í Istanbúl í Tyrklandi, en mikið af útbúnaðinum var settur í skipið í Leirvík í Noregi. Það að norskt skipasmíðafyrirtæki hafi orðið fyrir valinu, kemur sjálfsagt að verulegu leiti til af því að þannig var unnt að fá stórt lán til smíðinnar - frá sérstakri lánastofnun sem rekin er af norska ríkinu. Þar var um að ræða lán frá Garantiinstituttet for Eksportkreditt (GIEK) með aðkomu Eksportkreditt Norge. 

Þetta norska fyrirkomulag felst í því að útvega erlendum fyrirtækjum fjármögnun þegar þau kaupa þjónustu eða framleiðslu í Noregi. Fjármögnun GIEK (með aðkomu Eksportkreditt Norge) fólst í að útvega 70% lánsins (með fyrsta veðrétti í skipinu). Það var svo Íslandsbanki sem útvegaði 30% af viðkomandi láni. Ekki munu liggja fyrir opinberar upplýsingar um heildarupphæð lánsins eða hlutfall þess af framkvæmdakostnaðinum. En gera má ráð fyrir að talsvert eigið fé hafi þurft að koma á móti láninu.

Lánið er til 12 ára. Nú liggur fyrir að verulegan hluta þessa tíma verður Polarsyssel að vinna við öryggiseftirlit og birgðaflutninga við Svalbarða. Fáfnir Offshore gerði nefnilega sex ára samning þar um við sýslumannsembættið á Svalbarða (sýslumaðurinn þar er e.k. landstjóri á eyjaklasanum þarna langt í norðri). Sýslumaðurinn hefur skipið til umráða að lágmarki 180 daga á ári hverju - þ.e. sex mánuði - þau sex ár sem samningurinn nær til. Samkvæmt fréttum kveður samningurinn á um endurgjald sem jafngildir 6,8 milljörðum ISK yfir allt tímabilið (vegna gengislækkunar norsku krónunnar hefur þessi upphæð vafalítið lækkað umtalsvert í ISK).

Þessar öruggu tekjur koma sér væntanlega ansið vel til að greiða rekstrar- og fjármagnskostnað vegna Polarsyssel fyrstu árin. Þar að auki er búið að tryggja skipinu stutt verkefni fyrir rússneska Gazprom, þ.a. verkefnastaðan virðist nokkuð góð. Þá sex mánuði á ári sem Polarsyssel er ekki í þjónustu sýslumannsins á Svalbarða verður skipið væntanlega á s.k. PSV-markaði, sem er e.k. spot-markaður fyrir skip af þessu tagi. Einnig má vera að eitthvert fyrirtæki taki skipið á leigu til lengri tíma.

Af ofangreindu má sjá að Fáfnir Offshore hefur haft prýðilegan meðbyr; bæði náð að tryggja sér mikilvægt langtímaverkefni og sennilega nokkuð hagkvæma fjármögnun. En fyrirtækið mun þó engu að síður geta lent í verulegum mótbyr áður en langt um líður.

Samkvæmt nýlegu áliti ráðgjafafyrirtækisins IHS er búist við umtalsverðu offramboði af þjónustuskipum af þessu tagi á næstu árum. IHS segir að eftir nokkurra ára tímabil þar sem gott jafnvægi var í framboði og eftirspurn, bendi pantanir og staða hjá skipasmíðastöðvum núna til þess að mjög fjölgi í PSV-skipaflotanum á næstu árum. Og það mun hraðar en nemi aukningu í eftirspurn eftir þjónustu skipanna.

Þetta gæti verið áhyggjuefni fyrir Fáfni Offshore, sem er jú að byrja í bransanum. Hér má líka hafa í huga að hratt lækkandi olíuverð síðustu mánuði hefur dregið verulega úr eftirspurn eftir þjónustu svona skipa. Enda hefur hlutafbréfaverð í mörgum fyrirtækjum sem stunda slíka skipaútgerð hreinlega hrapað undanfarna mánuði og tekjuáætlanir þeirra farið illilega úr skorðum.

Í þessu sambandi er athyglisvert að Fáfnir Offshore fær annað nýtt skip af þessu tagi afhent á næsta ári. Þar er líklega um að ræða aðra fjárfestingu nálægt 6-7 milljörðum ISK eða svo. Engar fréttir hafa borist af verkefnum fyrir það skip og verður að teljast sennilegt að þar þurfi fyrirtækið að bítast um verkefni á spot-markaðnum. En þar sem Steingrímur Erlingsson virðist afar útsjónarsamur er kannski ekki ástæða fyrir hluthafana til að hafa miklar áhyggjur af samkeppninni. 

Þetta nýjasta skip Fáfnis Offshore verður aðeins stærra en Polarsyssel og líka eitthvað dýrara. Og skv. ummælum Steingríms á fundi VÍB, sem minnst var hér ofar, stefnir fyrirtækið á að vera senn með 3-4 skip í rekstri. Það hljóta því að vera gríðarlegar fjárfestingar framundan hjá Fáfni.

A.m.k. hluti af fjármögnun nýja skipsins virðist hafa verið tryggð með aðkomu tveggja nýrra hluthafa, sem eru sjóðir í rekstri Íslandsbanka og Landsbankans (Horn II og Akur, en í báðum tilvikum eru íslenskir lífeyrissjóðir stærstu fjárfestarnir). Áhugavert verður að fylgjast með þessum fjárfestingum næstu árin - og sjá hvernig Fáfni Offshore tekst til í þeirri hörðu samkeppni sem virðist vera framundan hjá Platform Supply Vessels. Þar er ástandið víða afar erfitt þessa dagana. Jafnvel skuldlausar útgerðir PSV-skipa eru nú nánast að grátbæna hluthafa sína um að örvænta ekki og sýna þolinmæði. Stóra spurningin núna virðist vera sú hversu lengi olíuverð helst lágt - og hvað útgerðir þjónustuskipa þola þetta ástand lengi?

Spáin sem því miður rættist

Faroe Petroleum og samstarfsaðilar þess í olíuleitar- og vinnsluleyfi númer 1 á íslenska landgrunninu hafa skilað inn leyfinu sínu. Þetta kemur ekki á óvart, enda var alltaf nokkuð augljóst að Faroe Petroleum hafði vart fjárhagslega burði til að ráðast í þær rannsóknir sem nauðsynlega eru til að staðreyna hvort olía er á svæðinu. Um þetta má vísa til fyrri skrifa Orkubloggsins.

Í þessu sambandi er reyndar svolítið skemmtilegt að sjá rök Faroe Petroleum og annarra leyfishafa fyrir því að leyfinu sé skilað. Í fréttatilkynningu Orkustofnunar um skilin á leyfinu segir að skv. leyfishöfum hafi niðurstöður frumrannsókna þeirra á leyfissvæðinu bent til þess „að frekari endurkastsmælingar í næsta áfanga myndu ekki skila tilætluðum árangri vegna basaltlaga, einangruðum við austurjaðar Drekasvæðisins, þar sem þau skyggja á það sem undir liggur.“ Þarna segir einnig að það sé mat leyfishafa „að aðrar rannsóknaraðferðir, að undanskildum borunum, myndu ekki auka umtalsvert líkurnar á að finna kolvetnisgildrur á leyfissvæði[nu].“

Niðurstaða Faroe Petroleum er sem sagt sú að ómögulegt sé að staðreyna olíu á leitarsvæðinu nema með borunum - vegna þess hversu basaltið á svæðinu gerir bergmálsmælingar ónákvæmar. En það lá alltaf ljóst fyrir að þetta væri langlíklegast - og að svo til útilokað væri að fá nægilega skýrar vísbendingar um olíu á svæðinu nema með borunum. Það var ekki bara Orkubloggarinn, sem hélt þessu fram. Heldur má sjá þetta í ýmsum gögnum sem lágu fyrir í aðdraganda þess að leyfi til olíuleitar á Drekasvæðinu voru auglýst og afgreidd. Í þessu sambandi má t.d. vísa til skýrslu Íslenskra orkurannsókna (ÍSOR) frá árinu 2007, en þar segir m.a. eftirfarandi:

Eins og lauslega hefur verið imprað á áður er eitt stærsta vandamálið við kortlagningu setlaganna með hljóðendurvarpsmælingum það að basaltþekjan, sem myndaðist í upphafi reksins, hylur bróðurpartinn af svæðinu, sérstaklega syðri hlutann. Víða er þó hægt að sjá í eldra set undir basaltinu. Basalthulan tvístrar og endurkastar megninu af hljóðinu sem notað er til kortlagningar staflans, en það getur dregið verulega úr þeim upplýsingum sem hægt er að vinna úr. 

Basaltið er sem sagt að þvælast fyrir - og það hefur alltaf verið vitað að svo væri. Og það er vandséð að bergmálsmælingar eða aðrar frumrannsóknir munu nokkru sinni geta skilað mjög skýrum niðurstöðum um olíu á svæðinu. Það eru að vísu sumstaðar á Drekasvæðinu e.k. glufur þar sem basaltið er ekki jafn mikil fyrirstaða rannsókna eins og er víðast á svæðinu. Mögulega voru Faroe Petroleum og félagar alveg sérstaklega óheppnir með val á leitar- og vinnslusvæði.

Nú liggur ekki aðeins fyrir að Faroe Petroleum hafi gefist upp á svæðinu, heldur hefur þeim og viðskiptafélögum þeirra vegna leyfisins ekki tekist að finna áhugasamt fyrirtæki til að kaupa leyfið. Þessi niðurstaða hlýtur að vera talsverð vonbrigði fyrir leyfishafana. 

Það vekur athygli að Faroe Petroleum, sem er skráð á breskan hlutabréfamarkað, virðist ekki ennþá hafa tilkynnt hlutabréfamarkaðnum um skil sín á umræddu leyfi. Það sýnir kannski vel hversu litlar væntingar fyrirtækið alltaf hafði um verðmætasköpun af þessu leyfi.

Nú verður fróðlegt að sjá hvernig hinum tveimur olíuleitar og -vinnsluleyfunum reiðir af. Þar er eitt geysilega fjárhagslega sterkt félag meðal leyfishafa, þ.e. kínverska olíufyrirtækið CNOOC. Áætlað er að fljótlega (jafnvel næsta sumar, þ.e. 2015) verði gerðar endurvarpsmælingar á þessum tveimur leyfissvæðum. Þá mun vonandi skýrast hvert framhaldið þar verður.

Sádarnir vilja ekki tapa meiri markaðshlutdeild

Kannski rétt að byrja þessa grein á alveg svakalegra djúpri speki - sem er í takt við það sem nú má lesa á hundruðum ef ekki þúsundum vefsíðna greiningadeilda og sérfræðinga um veröld víða: Olíuverð hefur lækkað mikið undanfarna mánuði og gæti haldið áfram að lækka - þar til það nær jafnvægi. Og að því mun koma að olíuverð tekur að hækka á ný.

Þannig er nú það og kannski ekki meira um þetta að segja. Og þó. Það er staðreynd að olíuverð hefur lækkað skarpt á árinu eða vel rúmlega þriðjung á um hálfu ári. Þessi lækkun stafar af  miklu olíuframboði og slaka í efnahagslífi heimsins. Hversu langt niður olíuverð fer veit ekki nokkur hræða. Og enn síður hvenær verðið nær jafnvægi. Og/eða hvenær það fer að mjakast upp á við á ný. En það er áhugavert að velta aðeins fyrir sér hvaða áhrif verðlækkanirnar hafa á olíuframleiðslu. Þarna á sér nefnilega stað ansið spennandi einvígi þar sem hagsmunirnir nema hundruðum milljarða USD í hverjum mánuði.

Tvennt hlýtur hér að skipta miklu máli. Í fyrsta lagi það að stór hluti af olíunni sem heimurinn notar verður ekki framleidd nema olíuverð sé a.m.k. 70 USD/tunnan og jafnvel nær 80 USD/tunnan. Í öðru lagi skiptir miklu að sum mikilvæg olíuútflutningsríki geta ekki rekið ríkissjóð sinn hallalausan nema olíuverð sé vel yfir 100 USD/tunnan.

Þess vegna blasir við að núverandi olíuverð, um 70 USD/tunnan á Brent og 65 USD/tunnan á WTI, er ekki sjálfbært miðað við olíuþörf heimsins. Þetta verð er því ekki raunhæft eða mögulegt nema í takmarkaðan tíma. Olíuframleiðsla hlýtur senn að minnka og verðið að skríða upp á við. Stærstu spurningarnar eru a) hversu hratt mun draga úr framleiðslunni og b) hversu lengi munu helstu olíuútflutningsríkin geta lifað við olíuverð sem ekki stendur undir ríkisútgjöldum þeirra?

Einvígi Sádanna við olíuiðnaðinn utan OPEC

Fyrri spurningin (hversu hratt mun draga úr framleiðslunni?) snýr fyrst og fremst að þeim olíuframleiðendum sem eru að takast á við dýrustu vinnsluna. Þetta eru aðallega vestræn fyrirtæki, sem stunda olíuvinnslu á heimskautasvæðum, vinnslu úr olíusandi í Alberta í Kanada  og vinnslu úr þunnum olíulögum á nokkrum svæðum í Bandaríkjunum; einkum í Texas og N-Dakóta.

Undanfarin ár hefur olíuframleiðsla nokkurra landa utan OPEC vaxið töluvert hraðar en framleiðsla OPEC-ríkjanna. Þar kemur einkum til aukin olíuframleiðsla úr olíusandi í Kanada (oil sand) og ný tegund olíuframleiðslu í Texas og N-Dakóta í Bandaríkjunum, þ.e. framleiðsla á s.k. tight oil (stundum kölluð shale oil, sem ekki má rugla saman við oil shale sem er allt annars konar auðlind). Fyrri spurningin, sem hér var nefnd, er því fyrst og fremst sú hvort draga muni úr olíuframleiðslu í Kanada og Bandaríkjunum?

Síðari spurningin (hversu lengi munu helstu olíuútflutningsríkin geta lifað við olíuverð sem ekki stendur undir ríkisútgjöldum þeirra?) snýr að hinum dæmigerðu olíuríkjum þar sem vinnslan er fyrst og fremst í höndum ríkisolíufélags og hagnaður af vinnslunni er langmikilvægasta tekjulind ríkissjóðs viðkomandi landa. Þarna eru OPEC ríkin besta dæmið ásamt Rússlandi. En þar sem Saudi Arabía er langstærsti olíuútflytjandinn innan OPEC eru það í reynd Sádarnir sem öllu ráða um það hvaða olíuverð OPEC getur sætt sig við. A.m.k. meðan samstarfið innan OPEC springur ekki í loft upp og ríkin virða framleiðslukvótana þokkalega. Þess vegna snýst síðari spurningin fyrst of fremst um það hversu lágt olíuverð Sádarnir eru tilbúnir að þola og hversu lengi.

Segja má að nú sé í gangi störukeppni milli Sádanna annars vegar og vestræna olíuiðnaðarins hins vegar. Eða einvígi. Með vestrænum olíuiðnaði er hér fyrst og fremst átt við fyrirtæki í olíuvinnslunni í N-Dakóta og Texas. Þar er á ferðinni vinnsla á tight oil, en þetta er olíuvinnsla sem var lítt þekkt þar til fyrir fáeinum árum (á ensku er aðferðin nefnd hydraulic fracturing; stytt sem fracking). En það er sem sagt störukeppni í gangi á milli Sádanna annars vegar og hinnar nýju tegundar af olíuvinnslu vestur í Bandaríkjunum hins vegar. Og þess er nú beðið hver fyrst lítur undan og dregur úr olíuframleiðslu sinni.

Nýjum olíuverkefnum seinkar

Sa sem lítur til kostnaðar við olíuvinnslu kann að velta fyrir sér af hverju lágt olíuverð veldur ekki fyrst samdrætti í vinnslu á heimskautaolíunni eða olíusandi. Það er jú almennt ennþá dýrari vinnsla heldur en sú að vinna tight oil með fracking. En málið er flóknara en svo. Verkefnin í heimskautaolíunni og olíusandinum eru risastór fjarfesting í gríðarstórum olíulindum. Þetta eru fjárfestingar gerðar til svo langs tíma, að nettar sveiflur í olíuverði hafa yfirleitt ekki mikil áhrif á þau verkefni sem komin eru í gang.

Lækkandi olíuverð núna stöðvar því ekki slíka vinnslu, jafnvel þó dýr sé. En auðvitað leiðir olíuverðlækkunin til þess að nýjum svona verkefnum er seinkað, þ.e. þeim er slegið á frest. Það kann að hafa alvarlegar afleiðingar í framtíðinni þegar olíueftirspurn eykst og olíuframleiðendur munu ekki ná að fullnægja markaðsþörfinni. Þá er líklegt að olíuverð æði upp. Hvenær það verður er ómögulegt að segja. Og það er framtíðarvandamál.

Vinnsla á olíulindum þar sem um er að ræða tight oil er miklu einfaldara og kostnaðarminna verkefni en vinnsla á heimskautaolíu eða olíusandi. Þess vegna eru verkefnin í tight oil líka margfalt fleiri og skammtímaáhrif olíuverðs í þeim iðnaði miklu meiri. Hver og ein slík olíulind er mjög fljót að tæmast og þarf sífellt að vera að ráðast í ný og fleiri verkefni til að viðhalda framleiðslunni. Lækkandi olíuverð gæti því nokkuð skjótt haft þau áhrif að mjög hægi á slíkri vinnslu. Og sennilega þarf olíuverð ekki að lækka mikið meira en orðið er til að valda gjaldþrotum hjá fyrirtækjum sem eru umsvifamikil í tight oil - og þá sérstaklega hjá þeim skuldsettustu. Það er því vel mögulegt og jafnvel nokkuð líklegt að brátt fari a.m.k. að hægja á vextinum í vinnslu á tight oil. Það er bara óvíst hversu hratt þetta gerist.

Sádarnir ætla sér að ná fyrri markaðshlutdeild

Þetta er efalítið það sem Sádarnir eru að horfa til. Þ.e. að hægja á olíuframleiðslunni utan OPEC og þar með halda markaðshlutdeild sinni. Þeir hafa undanfarin ár horft upp á það að markaðshlutdeild þeirra hefur verið að dragast saman og álíta að nú sé nóg komið. Með því að þrengja að arðsemi vestrænu olíufyrirtækjanna telja Sádarnir sig geta hægt á olíuframleiðslunni í Bandaríkjunum, Kanada og víðar utan OPEC - og þar með haft tækifæri á að auka eigin markaðshlutdeild til þess sem var.

Um leið gera þeir ljúflingarnir ráð fyrir að þá muni markaðsáhrif þeirra og OPEC aukast. Þ.a. unnt verði að stýra olíuverði án þess að eiga á hættu að missa markaðshlutdeild.

Þessi stefna Sádanna kom skýrt fram á síðasta fundi OPEC í Vín. Innan OPEC eru nokkur ríki sem eru að lenda í verulegum vandræðum vegna lágs olíuverðs. Sennilega er Venesúela verst statt, en einnig gætu Nígería og Íran mögulega lent í vanda svo dæmi séu tekin. Þess vegna er verulegur þrýstingur á Sádana innan OPEC um að þeir dragi úr olíuframleiðslu sinni - svo verðið hækki. En Sádunum varð ekki hvikað; OPEC skyldi halda framleiðslukvótum sínum óbreyttum og ekki draga svo mikið sem einn dropa úr framleiðslu sinni. 

Háskalegur leikur?

Þetta er ekki einfaldur leikur. Í fyrsta lagi er mögulegt að olíuverð falli meira og lengur en áætlanir Sádanna gera ráð fyrir. Þá yrði tekjutap þeirra meira en þeir eru að meta núna. Saudi Arabía er að vísu það fjárhagslega sterk að áhætta Sádanna sjálfra er ekki mikil. En ef þessi sviðsmynd yrði að veruleika yrði fjártjón sumra annarra OPEC-ríkja hrikalegt - og þá gæti samstaða OPEC rofnað og Saudi Arabía misst mikil áhrif á olíumarkaði.

Hugsanlega hefði þó verið ennþá áhættusamara ef Sádarnir og OPEC hefðu dregið úr framleiðslu sinni núna til að reyna að ná olíuverði upp. Mikið olíuframboð virðist vera víða um heim - og svo hefði geta farið að Sádarnir hefðu einfaldlega misst ennþá meiri markaðshlutdeild og það án þess að olíuverð haggaðist. En hvað svo sem verður er þetta allt saman veisla fyrir orkuáhugafólk; það verður æsispennandi að fylgjast með verðþróuninni næstu mánuðina og misserin og sjá hvernig Sádarnir og OPEC bregðast við.