Ole Gunnar Austvik:

Norge som storeksportør av gass: 
Utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner
 

Det sikkerhetspolitiske bibliotek nr. 8-2001

ISSN 1502-2781. 29 sider.

Last ned fra Den norske atlanterhavskomiteens hjemmeside.

Download the article as pdf-file.

Om artikkelen
Artikkelen omhandler norsk gasseksport og utenriks- og sikkerhetspolitiske forhold. Den er et utdrag av en prosjektrapport om Norge som storeksportør av gass utgitt av Europaprogrammet under prosjektet "Norge i energiens geopolitikk". Artikkelen argumenter blant annet for at liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet kan føre til at forbrukslandenes forsyningssikkerhet svekkes på lang sikt. Samtidig kan de felles prisinteressene som Norge og Russland deler gi grunnlag for nye hensyn i norsk petroleumspolitikk. Den økte økonomiske og strategiske betydning som norsk gass har for andre land vil dertil ha betydning for vår interesseposisjonering så vel som i den sikkerhetspolitiske trusselvurdering.

Om forfatteren
Ole Gunnar Austvik er utdannet sosialøkonom (Cand.oecon 1980) og er Master i Public Administration fra John F. Kennedy School of Government, Harvard University (MC-MPA 1989). Han arbeidet i Statistisk Sentralbyrå 1981-85 og ved Norsk Utenrikspolitisk Institutt (NUPI) 1985-91. Siden 1991 har han arbeidet som førsteamanuensis ved Høgskolen i Lillehammer med hovedansvar for samfunnsøkonomien. Forskningsområdet er petroleumspolitikk og internasjonal økonomi. Han har vært tilknyttet Europaprogrammet som ekstern konsulent. Hjemmeside: http://www.oga.no/

Perspektiv
Norge er i ferd med å bli en storeksportør av naturgass. Eksporten nådde i år 2000 opp i rundt 50 milliarder kubikkmeter (BCM) og vil øke ytterligere til 60-70 BCM i løpet av de neste årene. Veksten forventes å gi oss markedsandeler på mellom 30 og 40 prosent i viktige land som Tyskland, Frankrike og Belgia. Eksporten av norsk gass er nå nest størst i Europa, etter Russland. Tas beslutningene om det, kan eksporten øke videre til bortimot 120 BCM i løpet av 10-15 år. Veksten i gasseksporten fører til at energiproduksjonens betydning for vår økonomi øker utover det den høye oljeproduksjonen allerede har ført til. Samtidig er energimarkedene i ferd med å bli strammere, med høyere oljepriser som konsekvens.

Den store gasseksporten kommer i en periode der de internasjonale økonomiske og politiske integrasjonsprosessene mellom kjøper- og selgerland av alle varer og tjenester er mer omfattende i dybde og bredde enn noensinne før. Globalt ser vi dette gjennom de stadig mer omfattende handelsreglene under Verdens handelsorganisasjon (WTO). Regionalt går den europeiske unionen (EU) lenger enn WTO, med omfattende liberalisering av markeder og harmonisering av konkurranseregler. Virkningene av denne utviklingen får vi fullt ut i Norge gjennom vår åpne økonomi, medlemskapet i WTO og deltakelsen i EUs indre marked gjennom det Europeiske økonomiske samarbeidsområdet (EØS).

Liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet, EUs konkurranselover, økt beskatning av energi og omfattende europeisk og global markedsintegrasjon er dermed faktorer som direkte virker inn på organiseringen av produksjon, transport og salg av norsk gass. Det virker videre inn på inntjeningen fra virksomheten og utformingen av vår strategi og politikk.

Vår økte internasjonale økonomiske og strategiske betydning har ført oss inn i en særstilling blant OECD-landene. Omverdenens vurdering av Norge som økonomisk, politisk og diplomatisk aktør preges i økende grad av vår rolle som en petroleumsøkonomi og olje- og gasseksportør. På enkelte områder har vi fått avvikende interesser i forhold til importland som økonomisk og politisk ellers står oss nær. Samtidig har vi fått mer sammenfallende interesser med andre eksportland som i øvrig politikk ofte står oss fjernere. Vår rolle som gasseksportør er dermed ikke utelukkende viktig for næringsliv og økonomi, men også for norsk diplomati, inklusive sikkerhets- og forsvarspolitikken. Situasjonen gir oss styrke og muligheter, men den kan også svekke oss.

Denne artikkelen drøfter først økonomiske og politiske hovedtrekk ved det europeiske gassmarkedet. Deretter beskrives organiseringen av norsk gassalg og Norges betydning i markedet. Markedet er i ferd med å bli mer liberalt gjennom EU-direktiver, konkurranselover og markedsendringer. Samtidig økes energiavgiftene. Det drøftes hvordan disse endringene påvirker gassprisene, inngåtte og fremtidige langsiktige kontrakter og organiseringen av norsk gassvirksomhet. Avslutningsvis diskuteres utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner av den nye situasjonen. Artikkelen argumenter for at markedsliberaliseringen kan føre til at forbrukslandene forsyningssikkerhet svekkes på lang sikt. Samtidig kan de felles prisinteressene som Norge og Russland deler gi grunnlag for nye hensyn i norsk petroleumspolitikk. Den økte økonomiske og strategiske betydning som norsk gass har for andre land vil dertil ha betydning for vår interesseposisjonering så vel som i den sikkerhetspolitiske trusselvurdering.

Hovedtrekk ved det europeiske gassmarkedet

Et regionalt europeisk marked i sterk vekst

Et gassmarked skiller seg fra oljemarkedet ved de store og irreversible investeringene som gjøres i produksjon, lagringskapasitet, rørtransport og blant de som bruker gass. Den kostbare infrastrukturen gjør at gassen er mindre mobil over lange avstander enn oljen. Vi får derfor regionale gassmarkeder med selvstendige prisingsmekanismer. Dette er til forskjell fra oljemarkedet der oljen flyttes relativt rimelig over hele verden og har en felles global prisdannelse - når vi korrigerer for transportkostnadene og ulike kvaliteter på oljen. De tre viktigste regionale gassmarkedene i verden er:

· det asiatiske, som hittil hovedsakelig har vært flytende naturgass (Liquified Natural Gas, LNG) som importeres til Japan, Sør-Korea og Taiwan fra blant annet Indonesia, Malaysia, Australia og Qatar.

· det nordamerikanske, som er tørrgass gjennom rørsystemene i Canada og USA, og

· det europeiske, som hovedsakelig omfatter tørrgass i rørsystemene i Europa, Russland og Nord-Afrika, men også noe LNG fra Nord-Afrika.

Transportkostnadene gjør at ressursene som det i dag er mulig å selge til det europeiske markedet begrenser seg til avstander opp til 5000 km fra bruksområdet. EU-landene, som er det viktigste bruksområdet, har også en betydelig innenlandsk produksjon, men den er stort sett liten i forhold til forbruket i det enkelte land. Unntaket er Nederland som er den eneste betydelige gasseksportør innen EU. Veksten i det øvrige forbruket innen EU-området er i dag dekket gjennom import fra tre land som ikke er EU-medlemmer: Norge, Algerie og Russland.
 

 
 


Figur 1. Etterspørsel etter energi globalt og etter gass i Europa. Øverst: Global etterspørsel etter energi etter energibærer 1970-2020. Nederst: Gassetterspørsel i Europa 1980-2020. 
Kilde: Annual Energy Outlook 1998, International Energy Outlook 2000, BPAMOCO Statistical Review 2000

Rundt 1/3 av verdens samlede gassressurser finnes i Vest-Sibir, som gjør Russland til verdens største ressurseier, og også den største produsent og eksportør av naturgass. Mye gass blir allerede sendt fra dette området til det russiske og europeiske markedet. Også i Midt-Østen (Iran, Qatar) er det mye gass. Til tross for en kortere avstand til Europa enn den sibirske gassen, selges det ikke gass fra Den persiske gulfen til Europa enda. Dette skyldes i stor grad politiske forhold og vanskelige transittruter. Også Nigeria kan i fremtiden tenkes å sende gass til Europa, og da helst som LNG. Det neste eksportlandet for gass til Europa blir imidlertid Libya som også ligger nær Europa, men politiske forhold har så langt forhindret dette.

Selv om nasjonalt produsert gass har blitt brukt i mange land helt siden 1800-tallet, er det europeiske gassmarkedet ikke mer enn rundt 40 år gammelt. Interstatlig handel med gass begynte da Nederland startet gasseksport fra det store Groningen-feltet på 1960-tallet. Det tidligere Sovjetunionen, Algerie og Norge kom etter med gasseksport på 1970-tallet. Infrastrukturen for produksjon, transport, lagring og bruk av gass har de siste tiårene utviklet seg i takt med veksten i markedet, og flere prosjekter er under utvikling og planlegging. Det europeiske nettverket for transmisjon av gass er i dag relativt omfattende, men det er først de senere år at det innen noen geografiske områder har blitt mer enn én rute å sende gassen etter.

Etterspørselen etter gass har vokst sterkt over hele verden i de siste tiårene. Veksten er større enn for energibærere som olje og kull. Naturgass får derfor en stadig større andel av nær alle lands totale energiforbruk, jfr. figur 1. En konvensjonell forventning om den videre utviklingen er at den forsetter slik at forbruket av gass både globalt og i Europa skal nær dobles i løpet av de neste 20 årene. Veksten som forventes i Europa på 3-4 prosent årlig fram til 2020 representerer dermed om lag det dobbelte av det volumet som etterspørselen steg med i løpet av de foregående 20 årene.

Gassen som skal dekke en slik enorm etterspørselsvekst må foruten Nord-Afrika og de eksisterende leverandørområder, i hovedsak komme fra så vidt begrensede og fjerne områder som Barentshavet, Sibir, Sentral-Asia og Midt-Østen. Det vil være et vesentlig spørsmål i forbindelse med markedsliberaliseringen om den kan utvikles slik at tilstrekkelige volumer faktisk vil kunne komme fram til markedet ut fra langsiktige bedriftsøkonomiske kriterier blant produsentene.

Store investeringer og langsiktige kontrakter

Slik dagens kontinentale europeiske gassmarked fungerer, selges og videreselges norsk gass flere ganger på sin vei fra borehullet til brenneren hos forbrukeren. Vår eksport skjer gjennom fem rørledninger til Kontinentet med ilandføringspunkter i Emden (Norpipe og Europipe I og II), Zeebrügge (Zeepipe) og Dunkerque (Franpipe), jfr. figur 2. I tillegg har vi et rørledningssystem fra Friggområdet til St.Fergus i Skottland. Salg av gass til britene er per i dag imidlertid svært liten, men forventes å ta seg opp igjen etter som sammenknytningen mellom Heimdal og Frigg (Vesterled) gjennomføres. På kontinentet kjøper de store transmisjonsselskapene, som Ruhrgas, Gasunie, Distrigaz, Gaz de France, SNAM m.fl., gassen. Transmisjonsselskapene har til nå fungert både som transportører over lange distanser og som grossister. De selger gassen til de lokale distribusjonsselskapene (Local distribution companies - LDC), store industrielle brukere og gasskraftverk. Mens industrien og kraftverkene bruker gassen selv, fungerer distribusjonsselskapene på samme måte som transmisjonsselskapene også som transportører og grossister, der de selger gassen til de enkelte kommersielle og private brukere etter å ha sendt den gjennom sitt lokale rørledningsnett.

For å sikre de store og irreversible investeringene i produksjon og transmisjon har det utviklet seg tette bånd mellom produsenter og rørselskapene og mellom produsent- og konsumentland. Dette har ført til store og langsiktige kontrakter mellom for eksempel Norge og transmisjonsselskapene. En typisk norsk gasskontrakt kan være på 20 år, mens kontraktene mellom transmisjonsselskapene og deres kunder (lokale distribusjonsverk, store industrielle bedrifter og gasskraftverk) typisk er kortere, som oftest av 1-5 års varighet.

Stor- og samdriftsfordeler, sammen med gassressursenes ikke-fornybare og strategiske karakter og beliggenhet, gjør at det i dag er sterk konsentrasjon av markedsmakt gjennom så godt som hele kjeden i det europeiske gassmarkedet. De lokale distribusjonsverkene er som regel naturlige monopoler i sine distrikter. Samarbeide, stordriftsfordeler og lovgivning har ofte gjort transmisjonsselskapene til monopolister i markedene overfor distribusjonsselskapene, kraftverkene og de store industrielle brukerne. Flere transmisjonsselskaper har dertil samarbeidet om kjøp og import av gass og har med det fått sterk markedsmakt overfor eksportørene (som monopsonister eller oligopsonister). Samtidig foregår salget av gass fra produsentene på få hender, ved nasjonale gasselskap som i Russland (Gazprom), Algerie (Sonatrach) eller Nederland (Gasunie), og det til nå koordinerte gassalget fra Norge ved Gassforhandlingsutvalget (GFU, se figur 3). Eksportsiden kan dermed også karakteriseres som et oligopol. Slik blir ikke dagens europeiske gassmarked «perfekt» i markedsøkonomisk forstand. Priser og kontraktsbetingelser blir gjerne preget av forhandlingsløsninger og partenes markedsmakt i ulike ledd.
 
 

Figur 2. Norske rørledninger i Nordsjøen. Kilde: Oljedirektoratet 2000.

Langsiktigheten i kontraktene har bidratt til at det med rimelig grad av økonomisk sikkerhet har vært mulig å bygge ut kostbare produksjons- og transportinstallasjoner på norsk sokkel. Dette skyldes blant annet de såkalte take-or-pay (TOP) klausulene i kontraktene; dersom kjøperne av norsk gass (transmisjonsselskapene) ikke klarer å videreselge den, må de likevel betale for (en del av) de kontrakterte volumer. Denne klausulen har så vidt vites imidlertid aldri kommet til anvendelse. Både transmisjons- og distribusjonsverkene har derved fortjenestemarginer som er forbundet med liten risiko; det er også grunn til å tro at de er av betydelig størrelse, blant annet ut fra deres sterke markedsposisjon. I dagens marked kan dette føre til at det kan være svært lønnsomt å transportere gass, på norsk sokkel så vel som på kontinentet.

Norsk gassalg

Organiseringen av norsk gassproduksjon og -salg

Eksporten av norsk gass startet i 1977. Både da og nå selges norsk gass i all hovedsak under langsiktige kontrakter. Måten norsk gass har blitt solgt på har imidlertid endret seg. Kontraktene som ble inngått før Trollavtalen i 1986 var såkalte feltuttømmingskontrakter, der hele det aktuelle feltets reserver ble solgt. Dette omfattet Ekofisk- og Frigg-gassen, som ble kontraktert midt på 1970-tallet, og gassen fra Statfjord, Heimdal og Gullfaks fase 1, som ble kontraktert i 1981. Trollavtalene og senere avtaler er på sin side volumkontrakter, der gassens opprinnelsesfelt ikke ble spesifisert. GFU, som også ble opprettet i 1986, har her stått for de kommersielle forhandlingene med kjøperselskapene. GFU bestod av de norske selskapene Statoil (leder) og Norsk Hydro (tidligere deltok også Saga). GFU har hatt ansvar for å forberede og gjennomføre alle forhandlinger om salg av norsk gass fram til kontraktsinngåelsen, uansett hvilke selskaper som er eier av gassen. I 1993 ble det i tillegg opprettet et forsyningsutvalg (FU) med deltakelse også av utenlandske selskaper som et rådgivende organ for Olje- og energidepartementet i spørsmål knyttet til utbygging og utnyttelse av felt og rørledninger og allokering av inngåtte kontrakter til de enkelte felt. Det er myndighetenes ansvar og oppgave å utpeke kontrakts- og leveransefelt til kontraktene, samt å godkjenne de kommersielle avtalene (OED, 2000). Organiseringen av norsk gassalg fram til 2001 er illustrert i figur 3.
 

Figur 3. Organiseringen av norsk gassalg fram til 2001.

Samtidig er det slik at produksjonen av norsk gass foregår på relativt få felter i Nordsjøen. Fram til midten av 1980-tallet bestod norsk gasseksport hovedsakelig av gass fra Frigg- og Ekofiskområdene. Friggassen med tilhørende felter ble solgt til British Gas etter avtaler fra 1973 og 1980 og ble transportert gjennom rørsystemet til St. Fergus i Skottland. Leveransene forventes nå å opphøre da reservene i de aktuelle feltene skal være uttømt. Ekofiskgassen ble solgt av Phillipsgruppen i avtaler fra 1973 og 1975 til en kjøpergruppe bestående av transmisjonsselskapene Ruhrgas (Tyskland), Gasunie (Nederland), Distrigaz (Belgia) og Gaz de France (Frankrike). Gjennom denne konstellasjonen oppnådde kjøperselskapene visse samdriftsfordeler i sine kjøp. Samtidig var hvert av selskapene de jure eller de facto monopolister i sine markeder. Konstellasjonen av transmisjonsselskapene som innkjøpsgrossister i de viktigste markedene for norsk gass fremstod dermed også som et kjøpermonopol, eller importmonopsoni overfor norske gasseksportører.

Etter Frigg- og Ekofiskkontraktene kom den neste store norske avtalen i 1981 og omfattet gass fra Statfjord, Heimdal og Gullfaks fase 1. Leveransene startet midt på 1980-tallet og forventes å fases ut om få år. Dernest kom Trollavtalen fra 1986. Leveransene av Trollgassen startet midt på 1990-tallet og vokser nå fram mot år 2010. Selv om disse avtalene var volumavtaler, og ikke feltuttømmingskontrakter, vil gass fra Trollfeltet om få år representere om lag ¾-deler av den totale norske gasseksporten. Hoveddelen av øvrig eksport vil komme fra «restgass» fra Ekofiskområdet, Sleipner, Oseberg og Åsgard.

I tillegg til at norsk gassproduksjon er konsentrert om noen få store felt, er de også konsentrert om noen få selskaper og eiere. Den største gasseier er Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) som står for 30 - 63 prosent av de store feltene som nå vil dominere salget (Troll, Sleipner, Åsgard og Oseberg) og 40-73 prosent av de feltene som i stor grad nå fases ned (Gullfaks, Heimdal og Statfjord). Helstatlige Statoil og delstatlige Norsk Hydro eier hver i tillegg 9-20 prosent av hvert felt. Legger vi sammen eierandelene til SDØE, Statoil og Norsk Hydro kommer vi opp i eierandeler på 53- 100 prosent, med et gjennomsnitt på kanskje 70-80 prosent av feltene i produksjon, der SDØE alene representerer over 40 prosent. Legger vi til utenlandske selskap som Esso og Shell, representerer noen få eierinteresser, med staten som den dominerende part, over 90 prosent av de norske gassressursene. Tilsvarende eierkonsentrasjon finnes igjen i de fleste viktige transportsystemene fra feltene og til kontinentet, med SDØE som vesentlig part i alle rørsystemer bygd etter at ordningen ble etablert i 1986 (OED, 2000). SDØE har dermed ikke eierandeler i Statpipe siden dette rørsystemet ble etablert før ordningen trådte i kraft. I forbindelse med den delprivatiseringen av Statoil, er det foreslått at SDØEs eierandeler bl.a. i Statpipe skal legges på et nivå tilsvarende som i de andre rørsystemene (OED, 2001).

Den norske modellen for produksjon og salg av gass ble for det første utviklet for at norske myndigheter gjennom konsesjonstildeling og FU skulle kunne ivareta samdriftsfordeler og norske interesser i en optimal ressursutnyttelse mellom ulike felt, og mellom olje- og gassproduksjon, og transmisjon på norsk sokkel. For det andre var det argumentert at et sentralisert norsk gassalg gjennom GFU svekke ensidigheten av Statoil som den eneste selger av norsk gass. Samtidig var det et ønske om å styrke den norske forhandlingsposisjonen overfor markedet som på det tidspunkt var organisert som et innkjøpsmonopsoni. For å hindre at kjøperne skulle sitte på begge sider av bordet i en forhandling ble utenlandske selskap på norsk sokkel ikke tatt inn i GFU. Oppfatningen var at en «fri konkurranse» mellom selskaper som opererer på norsk sokkel ville kunne bidra til større tilbud av gass i markedet og press i retning av lavere priser siden kjøpersiden var sterkt konsentrert.

Mot et mer liberalt marked

Liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet som Norge nå står overfor skyldes både markedsvekst, utbygging av transmisjons- og lagerkapasitet, og politiske beslutninger på EU-nivå og i EU-land. I utgangspunktet innebærer en «perfekt» liberalisering av markedet at konkurranse skal etableres der det er mulig (bruke den «usynlige hånd») og regulering av tariffer og priser gjennomføres der det er nødvendig (innføring av en «synlig hånd»). Vertikal integrerte operasjoner skal bli utskilt som separate forretningsenheter, enten som egne regnskapsenheter innen et selskap eller ved å splitte eierskapet (unbundling). Der samdriftsfordeler eksisterer skal reguleringen sikte i retning av optimal, heller enn maksimal, splitting. Det er viktig at industrien kan utnytte stor- og samdriftsfordeler, men myndigheter (på EU-nivå) vil samtidig være opptatt av å nøytralisere uheldige virkninger på priser og markeder gjennom konsentrasjonen av markedsmakt som følger at bedriftene ofte blir svært store i forhold til markedenes størrelse.

Nå er det vanskelig å utvikle regimer som optimaliserer fordelene ved konkurranse og stor- og samdriftsfordeler, og som er tilstrekkelig fleksible til å hensynta endringer i markedenes størrelse og struktur. En etter økonomisk teori «perfekt» liberalisering er det sjelden mulig å få til i noe gassmarked. Erfaringene fra reguleringene av det amerikanske gassmarkedet illustrerer at offentlige inngrep i slike markeder kan skape betydelig ineffektivitet i økonomien når beslutningene er gale og/eller for statistiske. Kommersielle og politiske interessekonflikter og konsentrasjonen av gassressursene på få steder på tvers av landegrenser vanskeliggjør en fullstendig liberalisering av det europeiske markedet ytterligere.

Det er ulike syn på om det er markedets vekst og utvikling eller om det er politiske beslutninger som er de sterkeste kreftene for et mer liberalt europeisk gassmarked. EUs såkalte Gassdirektiv (EU,1998), som vi i Norge kanskje har vært mest opptatt av, innfører et system med tredjepartsadgang (TPA) i transmisjonsnettet, men det regulerer ikke konkurransen på produsentleddet eller i distribusjonssystemene til de lokale enkeltbrukere. Direktivet inneholder heller ikke bestemmelser om til hvilke priser transmisjonen av gass skal foretas, men forutsetter forhandlingsløsninger mellom partene, med mindre det enkelte land selv velger å innføre regulerte tariffer. Gassdirektivet er således et skritt på veien mot et mer liberalt marked, men er alene relativt langt fra en fullstendig liberalisert markedsordning.

Det er imidlertid viktig å se Gassdirektivet i sammenheng med utviklingen i markedet for øvrig. Andre politiske inngrep, som EFTA Surveillance Agencys (ESAs) vurdering av Gassforhandlingsutvalgets (GFUs) funksjonsmåte, og eventuelle senere tiltak og direktiver på EU-nivå eller nasjonalt plan, må sammen med vekst i etterspørsel og tilbud, og utvikling av et større transportnett og lagerkapasitet, tas inn i vurderingen av hvor liberalt markedet blir og hvilke kommersielle og politiske virkninger og konsekvenser det kan innebære for Norge som storeksportør av gass. Det er nokså sikkert at markedet blir annerledes enn før, det blir mer mangfoldig og «liberalt», men det er ikke åpenbart hvor langt utviklingen konkret vil gå, og på hvilke områder og i hvilke markedssegmenter endringene vil ha de største konsekvensene for oss.

Det skjer nå en vesentlig reorganisering av norsk petroleumsvirksomhet. I forbindelse med privatiseringen av Statoil våren 2001 ble det etablert et nytt selskap som skal ivareta statens interesser i SDØE (Petoro). Det ble også etablert et eget transportselskap for gass på norsk sokkel (Gasco) (OED, 2001). I juni 2001 ble GFU erklært oppløst, mens FU ble varslet oppløst i løpet av året. I tiden fremover skal selskapene selv selge sin gass. Det er imidlertid ikke nødvendigvis slik at disse endringene svekke den norske forhandlingssituasjonen i vesentlig grad. Andelshaverne i hvert felt må fortsatt koordinere sine salg med hverandre, og staten vil fortsatt sitte som dominerende eier på tvers av alle de store feltene, gjennom Petoro og det dominerende eierskapet til Statoil og dels også Norsk Hydro.

Norges betydning i markedet

Som følge av gassalgene utover på 1990-tallet fremstår norsk gasseksport i dag som mer diversifisert på land enn på 1970- og 1980-tallet. Likevel er det et trekk at Tyskland nå er den dominerende kjøper av norsk gass, gjennom å ha kontraktert bortimot halvparten av de norske leveransene de neste 10-20 årene. Samtidig er leveransene til Storbritannia små, mens de var relativt sett betydelige på 1970- og 1980-tallet. Avhengigheten av det kontinentale markedet har altså økt i perioden, særlig områdene i nord- og i sentraleuropa. Ved siden av Tyskland er særlig Frankrike en betydelig avtaker, deretter følger Nederland, Belgia og Italia, med mindre volumer til Spania og Østerrike. Tsjekkia og Polen vil etter hvert også bli avtakere av norsk gass.

Hvilke markedsandeler norsk gass har i det enkelte mottakerland avhenger ikke bare av hvor store volumer de kjøper fra Norge, men også hvordan den totale etterspørselen etter gass utvikler seg, herunder konkurrerende gassprodusenters eksportvekst. I Statoils forventning om norske markedsandeler i 2005 antas en relativt sterk økning av norske markedsandeler i våre viktigste kjøperland. Forbruksandelene er her anslått til å bli 30-40 prosent i Tyskland, Frankrike og Belgia. Importandelene vil dermed i flere land kunne nå 40-50 prosent i disse landene. I de andre mottakerlandene har de norske markedsandelene tilsvarende sterk økning, men på et noe lavere nivå. Til tross for at vi kan forvente at Norge blir en storeksportør av gass i årene framover, både for oss selv og for kjøperlandene, er det i en markedssammenheng viktig å huske på at Russland er svært mye større gassprodusent enn Norge og er også en større gasseksportør. Norge kommer imidlertid nå opp på nivå med Russland i noen land og vil nå bli Europas nest største gassleverandør.

Utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner

Forsyningssikkerheten kan svekkes på lang sikt

Begrepet forsyningssikkerhet kom spesielt i fokus i forbindelse med oljekrisene i 1973/74 og 1979/81 og, i forlengelsen av disse, forsøkene på en embargo av leveranser til byggingen av den sovjetiske rørledningen i 1982. Det har hovedsakelig vært et kjøper- og konsumentperspektiv som har blitt lagt til grunn når forsyningssikkerheten har vært diskutert. Sårbarheten for konsumentlandene oppfattes ofte å være en funksjon av avhengighetsgraden av en eller få produsenter, produsentområder eller transportører og mangel på alternative energibærere. For gass kan et avhengighetsproblem synliggjøres både gjennom prismekanismer og fysiske leveranser, mens det for olje hovedsakelig (i fredstid) er gjennom prismekanismene.

Markedsliberaliseringen for europeisk gass vil kunne bidra til å bedre forsyningssikkerheten for konsumentlandene ved å liberalisere tilgangen til rørledningen og (særlig) ved fysisk å få bygget flere rørledninger og gasslagre. At transmisjonsledningene i dag har forpliktet seg til å kjøpe og å levere gass (take-or-pay og deliver-or-pay) er en formell trygghet for fysiske leveranser og forutsigbare priser, men ikke nødvendigvis en reell trygghet i en mer alvorlig krisesituasjon.

God leveringsikkerhet er imidlertid også avhengig av at tilfredsstillende mengder gass blir produsert og levert til kundene når disse måtte kreve det. Mens produksjon av gass er rimelig konstant gjennom et år, er etterspørselen varierende. Dette stiller store krav til at transport og lagring av gass jevner ut tidsforskjeller mellom produksjon og bruk av gass. Dersom en ny markedsordning fører til at det over tid blir produsert for lite gass til å dekke den totale etterspørselen er usikkert og må vurderes også i forhold til leveringssikkerheten på lengre sikt.

For produsentene vil vanligvis det forhold at det bygges stadig flere rørledninger og at gasskonsumet øker, bedre og sikre produsentenes tilgang til markedene. Vi blir mindre sårbare for potensiell utestengning fra markeder og mindre følsomme for press fra enkeltaktører i salget av gass. Forsyningssikkerheten for en produsent vil (i fredstid) imidlertid som regel heller ikke dreie seg om hvorvidt vi får solgt gassen eller ei, men hvilke betingelser vi selger den til. En liberalisering vil føre til større prisvolatilitet, muligheter for et overskuddstilbud, og nye avgifter på gass. Dette er faktorer som trekker i retning av potensiale for svekket forsyningssikkerhet for produsentene.

Forsyningssikkerheten må også sees i et mer allment utenriks- og sikkerhetspolitisk perspektiv. Samtidig med liberaliseringsprosessene vokser norsk gasseksport til bortimot 7O BCM årlig, noe som gjør oss til en dominerende aktør i markedet sammen med Russland. Størrelsen på gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i et marked av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå. Norsk olje- og gassproduksjon skaper et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Infrastrukturen knyttet til produksjon og transport av olje og gass er av strategisk viktighet for forbrukslandene og NATO. I denne sammenheng er det ikke primært markedsendringene som skaper en ny sikkerhetssituasjon for våre leveranser, men den størrelsen vi har fått i markedene.

Norge og Russland med felles prisinteresser

Interesser om stabilitet og langsiktige investeringer deler konsumentlandene med oss. I spørsmålet om prisenes nivå vil vi utenfor visse grenser ha en interessekonflikt med dem. Disse interessene deler vi på den annen side med andre eksportland, som Russland og Algerie. Dette representerer en ny dimensjon av utenrikspolitisk avbalansering for Norge mellom våre særegne nasjonale interesser og hensyn som petroleumsprodusent i forhold til andre vestlige land, som vi hadde mer like totalinteresser med før olje og gasseksporten ble såvidt stor som den er nå.

Tempoet i produksjonsveksten vil kunne påvirke hvordan økt konkurranse nedstrøms vil påvirke prisene i et mer liberalt marked. Vokser tilbudet sterkere enn etterspørselen, vil prisene til produsent kunne presses ned. Økte avgifter på bruk av gass vil uansett liberaliseringsform sette eksportørenes marginer under press. En ugunstig utvikling av markedsliberaliseringen og økte gassavgifter vil begge kunne virke i retning av lavere fortjeneste. Blir virkningene sterke, kan felt bli ulønnsomme. Veksten i tilførselen av gass kan da bli begrenset. For å forhindre eller begrense et overskuddstilbud med derpå følgende prisfall, vil det i et mer liberalt marked være viktig for eksportørene (Norge, Russland, Algerie og Nederland) at den samlede veksten i gasseksporten ikke blir større enn veksten i etterspørselen.

En noe tilsvarende problemstilling av interessefellesskap og -motsetninger som Norge står overfor i forholdet til Russland i det vesteuropeiske gassmarkedet står medlemslandene i Organisasjonen av petroleumseksporterende land (OPEC) overfor seg imellom. Hvert OPEC-medlem har fellesinteresse med de andre OPEC-medlemmene i at det felles gode, nemlig oljeprisen i det globale oljemarkedet, skal være rimelig høy og at markedet skal være så stort som mulig. Men medlemslandene har motstridende interesser seg imellom når det gjelder hvem som skal betale for at prisen holdes høy. Dette vises gjennom stadige diskusjoner om produksjons- og kvotefordelinger, særlig i perioder der etterspørselen er fallende etter OPEC-olje. Alle OPEC-land ønsker å påvirke de andre til å redusere sin produksjon slik at mer blir igjen til dem selv.

I det europeiske gassmarkedet representerer norsk gass nå gjennomsnittlig rundt 18 prosent av importen, noe som etter hvert vil øke til rundt 25 prosent. Av samlet europeisk gassproduksjon (uten Russland og tidligere sovjetrepublikker) utgjør norsk produksjon rundt 16 prosent og forventes å passere 20 prosent om få år. Dette er langt høyere enn vår volummessige betydning i oljemarkedet. I oljemarkedet representerer vi rundt 8 prosent av verdenseksporten og 4 prosent av produksjonen. Slik som vi nå vurderer markedsvirkninger av vår produksjonspolitikk på olje sammen med andre oljeeksporterende land, kan vi også komme til å se oss tjent med å vurdere markedsvirkninger av vår produksjonspolitikk på gass.

Markedsmakt gjennom konsentrasjon av selgere eller kjøpere har tradisjonelt vært avgjørende for stabiliteten i og grunnrentefordelingen gjennom verdikjeden i petroleumsmarkedene. Som en del av en helhetlig strategi har Norge i gitte situasjoner gode grunner til å samspille med andre produsentland for å påvirke prisstabiliteten og -utviklingen gjennom å gi bidra til å gi produsentene slik makt. Mens OPEC og OPEC-land er hovedpartnere på tilbudssiden i oljemarkedet, vil Russland være den potensielle hovedpartneren i det europeiske gassmarkedet. Langsiktige stabiliseringstiltak bør her ikke være i konflikt med konsumentlandenes interesser, med mindre prisene administreres høyere enn de langsiktige grensekostnadene for marginale felt som leverer til markedet. En slik innsats for å hindre en stopp-og-gå utvikling i tilbudet vil være til fordel for oss selv, men også være et viktig bidrag til å stabilisere energimarkedene til fordel for alle land. Det trenges imidlertid en nærmere analyse hvordan slikt tilbudssamarbeide eventuelt skal gjennomføres og balanseres inn mot øvrige utenriks- og sikkerhetspolitiske forhold, inkludert hvordan EU og alliansepartner og stormakt USA skal trekkes inn.

Også her vil det offentliges rolle være av stor betydning. Som regel vil det være slik at Staten optimaliserer bruk av naturressurser over en lengre tidshorisont enn private selskaper. Dette skyldes blant annet at Staten har flere hensyn å ta enn bare å tjene mest mulig på utvinning av dem på kort sikt, som hensyn til miljø, makroøkonomisk balanse, markedsvirkninger osv. Også sikkerhetspolitiske forhold kan tenkes trukket inn; gjennom høy produksjon eksponeres landet sterkere internasjonalt, noe som kan nødvendiggjøre økte forsvarsutgifter. Summen av en rekke slike forhold gjør at det offentlige ofte har en lavere diskonteringsrate ved verdsetting av en fremtidig utnytting av ressursene. Jo lavere diskonteringsrate, desto høyere blir nåverdien av fremtidig utvinning. Dette bidrar til at det offentlige i mange situasjoner vil komme frem til et lavere utvinningstempo enn private selskaper. Optimalisering av nasjonale petroleumspolitiske interesser gir derfor Staten en viktig rolle som ressursforvalter.

Når Staten eventuelt skal beslutte et lavere produksjonsvolum enn summen av det selskapene hver for seg ønsker, kan den tilsvarende som når det gjelder valg av produksjonstempo for olje, i hovedsak velge mellom tre virkemidler: a) utsettelse av tildeling av utvinningstillatelser, b) utsettelse av utbygging av påviste gassfelter, eller c) produksjonskutt i utbygde felt. Utsettelse av tildeling av utvinningstillatelser vil ikke kunne være til hjelp for å motvirke et kortsiktig prisfall i et liberalisert marked, men være et signal til markedet om en mer langsiktig tilbakeholdenhet. Utbygging av petroleumsfelt skal på sin side forrentes gjennom en senere produksjonsfase. Ved å utsette denne vil selskapene pådra seg økte kostnader. Også dette virkemidlet vil hovedsakelig ha langsiktige virkninger og signaleffekter overfor markedet. Produksjonskutt ved utbygde felt vil representere et finansielt tap for selskapene (og derigjennom også for Staten). I denne situasjonen er alle kostnader (både faste og variable) tilnærmet de samme om man produserer for fullt eller reduserer. Reduksjonen i tilbudet skal da føre til en prosentvis større oppgang i prisen enn den prosentvise nedgang i produksjonen for at tiltaket skal være lønnsomt. Av disse virkemidlene vil utsettelse av tildeling av utvinningstillatelser være det mest relevante virkemiddel for Staten.

Økt sikkerhetspolitisk betydning for norsk gass

Allerede i 1982 ble norsk gass trukket inn i stormaktspolitikken, da USA forsøkte å gjennomføre en embargo mot bygging av nye sovjetiske rørledninger til Vest-Europa, med norsk gass som erstatningsalternativ (Austvik, 1991). Både denne konflikten og oljekrisene rundt Den persiske gulfen er eksempler på at energi var et av de mest sentrale objektene for stormaktsrivaliseringen under den kalde krigen. Tilgangen til petroleumsressursene, handelen og prisene på dem hadde stor betydning, både for det militære system og samfunnsutviklingen ellers. Etter Berlinmurens og Sovjetunionens fall har internasjonal politikk endret karakter, med USA som den eneste gjenværende globale supermakt, men med mange regionalt sterke stater. Verdens petroleumsressurser finnes fortsatt i områder med betydelig politisk ustabilitet med rom for betydelige markedsforstyrrelser og risiko for norske selskaper i sine internasjonaliseringsprosesser.

Siden gass er en ikke-fornybar ressurs med utbygging av langsiktig, kostbar og uflyttbar transportkapasitet skaper norsk gassproduksjon et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Størrelsen på olje- og gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i markeder av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå.

Norske installasjoner kan tenkes å bli objekter i militære konflikter som del av a) generelle konflikter i vårt nærområde, b) globale økonomiske konflikter, og c) europeiske økonomiske og/eller politiske konflikter. Her har olje og gass både stor egenverdi og stor strategisk verdi, hvor trusselbildet i stor grad er avhengig av den internasjonale situasjonen. Den vil øke i perioder med konflikter i vårt nærområde, men også når konflikter oppstår der Norge, NATO, eksportører eller importører av energi er involvert, og i områder der norske selskaper er aktive. Anslag og angrep kan også komme som resultat av konflikter der Norge i utgangspunktet ikke er involvert. Her vil hensikten kunne være å øve et politisk eller militært press mot Norge eller mot land som er avhengige av energileveranser fra Norge eller prisutviklingen på energi der Norge har en innflytelse. Norge behøver da ikke være det primære målet, men kan bli involvert i konflikter på grunn av landets viktighet for andre eksportører eller importører. Dette kan skje i fredstid og i perioder med økt internasjonal spenning. Dette kan være terrorangrep og sabotasje som følge av spredning av konflikter andre steder i verden (Kibsgaard et.al., 2000).
 

Figur 4. Olje- og gassfelt på russisk side i nordområdene. Kilde: Norsk polarinstitutt.

 

Forholdet blir særlig klart når det gjelder våre gassleveranser, gjennom de tette bindingene transportsystemene fører til mellom oss og kjøperlandene. Norsk gassproduksjon og -transport kan således tenkes truet av terrorangrep, sabotasje, eventuelt rene krigshandlinger i ekstreme markedssituasjoner, for å skade/presse konsumentland. Installasjonene som danner infrastrukturen for gasstransport er sårbar i de fleste gassmarkeder. På norsk sokkel vil ødeleggelse av Draupner og Sleipner som transportknutepunkter alene stoppe mesteparten av norsk gasseksport til kontinentet. Tas Ekofisk og Europipe II også ut vil det resterende av eksporten bli stoppet.

Gassproduksjon og transport kan også trues ved kriser i oljemarkedet. I en krisesituasjon med reduksjon eller bortfall av oljeproduksjon i andre land, vil oljeprisene kunne øke betydelig, særlig dersom det ikke er ledig kapasitet andre steder. Dette øker samtidig gassens betydning, siden olje og gass i mange markeder er substitutter for hverandre. Viktige importland vil neppe sitte rolig og bare akseptere slike prisøkninger dersom de kan gjøre noe med det. I en slik situasjon er det rimelig å forvente økt press mot Norge fra importlandene for å holde i gang, eventuelt øke både olje- og gassproduksjonen. En politikk som går ut på å stenge norsk petroleumsproduksjon i en krisesituasjon synes således som bortimot uakseptabelt for konsumentland, dvs. våre allierte i øvrige politiske og forsvarspolitiske forhold, og en ønskedrøm for øvrige produsentland, spesielt dersom de er deltakere i konflikter eksempelvis om olje i Midtøsten eller om gass i Russland eller Nord-Afrika.

Bindingene og avhengigheten gjør at konsumentland kan ønske å forsvare installasjonene på norsk sokkel i en krise om vi ikke gjør det selv, eventuelt skulle ønske å stenge produksjonen. Ekstremt sett kan press fra andre krigførende land føre til at forbruksland tar over kontrollen med Nordsjøproduksjonen, og tenkes provosert frem av mange typer internasjonale konflikter, ikke bare energirelaterte, der viktige forbruksland er involvert og petroleumsmarkedene er, eller blir gjort, stramme gjennom bortfall av produksjon annet sted. Dette skjerper kravet til et troverdig norsk forsvar av installasjonene og transportsystemene som er knyttet til disse. Selv med et sterkt norsk forsvar på dette området, vil Norge imidlertid ikke kunne klare å forsvare alle installasjonene i Nordsjøen alene. Det er nødvendig å legge opp forsvaret av sokkelen i samarbeid med andre land, der spørsmålet om norsk styring blir sentralt (Austvik, 1999). «Norges energieksport har gjort oss utsatt fra alle som ønsker å påvirke store mottakere av norsk energi. Norsk utenrikspolitikk må forholde seg aktivt til disse skiftende trusler og kartlegge hvilke interesser som sammenfaller med våre under forskjellige omstendigheter. Konkret betyr det at stater som er strategisk sårbare for bortfall av norsk energiproduksjon, som Tyskland, Frankrike og Belgia, utgjør en ny ressurs for militær assistanse som bør utnyttes». (Nyhamar, 1999). Dette indikerer at det også er slik at mottakerlandene av norsk gass har interesse av utformingen av norsk politikk, særlig europeiske stormakter som Tyskland, Frankrike, Storbritannia og Italia.

Det at Norge ble trukket inn i dragkampen om den sibirske gassrørledningen allerede i 1982, er et eksempel på at det er av betydning for supermaktene hvordan vi formulerer vår energipolitikk. Og det er ikke bare USA som vil være opptatt av den. Likesom amerikanerne var opptatt av at russerne ikke skal få inntekter i slike dimensjoner som gasseksporten innebærer, er russerne opptatt av at de får det. For Russland er Norge derfor også en økonomisk konkurrent. I noen utstrekning begrenser vi deres muligheter til å skaffe vestlig valuta. Selv om vi har mange fellesinteresser på prisområdet, er vi konkurrenter når det gjelder volum. Ut fra dette vil norsk gasstrategi ha økonomisk og strategisk betydning for Russland. Norsk gassalg kan være det enkeltområdet i norsk politikk som har størst betydning for russerne, nest etter sikkerhetspolitikken.

Sikkerhetspolitiske dimensjoner ved olje- og gassproduksjon har særlig vært fokusert i forbindelse med mulighetene for produksjon i Nordområdene. Det har så langt ikke vært olje- eller gassutvinning utenfor kysten av Troms eller Finnmark, men potensialet for fremtidig virksomhet antas å være stort både på norsk og russisk side. Analyser av produksjons- og transportkostnader ved gassproduksjon i dette området har være gjennomført. I Nordområdene står vi overfor flere spesielle og viktige utfordringer i forbindelse med mulig olje- og gassaktivitet. For det ene er det fortsatt uavklarte grenselinjer mellom Norge og Russland i Barentshavet. På grunn av den sårbare naturen i området vil miljøhensyn være en begrensende faktor for produksjon og transport av petroleum. Kolabasenes fortsatt store strategiske betydning gjør at petroleumsaktivitet kan virke negativt for operasjonsbetingelsene for russerens Nordflåte, og spesielt for de strategiske ubåtene (Kibsgaard et.al,1998).

Selv om problemene har vært mindre fokusert det siste tiåret, vil den spesielle situasjonen i Barentshavet om noen år igjen kunne bli politisk aktuell. Det vil være behov for både juridiske, politiske og økonomiske analyserer av hvordan en eventuell petroleumsvirksomhet i området skal utvikles. Den kalde krigen er slutt med et Russland på en mulig langsom vei mot markedsøkonomi som stormakten i området. I en verden med mer liberalisert handel og langt friere kommunikasjon mellom landene, vil også samarbeids- og konfliktpotensialet kunne endre seg og muligens modifiseres. Samtidig består mange av de samme sikkerhetspolitiske, miljømessige og økonomiske skrankene som før.

Avslutning

Norsk gasstrategi må i en utenrikspolitisk kontekst utformes med bevissthet om at blant annet supermakten USA, kjøperland som de europeiske stormaktene Tyskland og Frankrike og konkurrenten Russland er opptatt av innholdet i den, med ulike fortegn. Internasjonal oppmerksomhet rundt norsk olje- og gasspolitikk må forventes å øke ettersom produksjonsvolumet (også) på gass øker. I de fleste internasjonale markeder er Norge pristaker. I olje- og gassmarkedene kan vi i mange situasjoner være med å påvirke prisutviklingen og stabiliteten i markedene. Norge har gjennom dette fått økt betydning både for andre produsentland og for land som kjøper olje og gass, ikke bare når det er ufred.

Konkurrerende selgerland og kjøperlandene har dermed incitament til å søke å påvirke norsk energi- og utenrikspolitikk, likesom vi har incitament til å påvirke andre selgerlands og kjøperlandenes politikk. Dette har vi i oljemarkedet i senere tid blant annet gjennom den amerikanske energiminister Bill Richardsons skytteldiplomati til Norge og ande viktige oljeeksporterende land vinteren 2000. Situasjonen åpner muligheten for å styrke vår internasjonale posisjon, men kan også gjøre oss mer følsomme og sårbare overfor andre land. Norge er et lite land med bare én prosent av Europas befolkning. Samtidig med dette foregår det en sikkerhetspolitisk reorienteringsprosess i Europa. NATO får andre roller, og Europa vil spille en større egenrolle enn tidligere. Norge må generelt orientere seg i denne prosessen, og tillegge energien en større vekt enn før. Både utenriks- og forsvarspolitikken må ta høyde for den økte økonomiske og strategiske betydning vi har fått for andre land i vår selvstendige interesseposisjonering så vel som i den sikkerhetspolitiske trusselvurdering.


Referanser:

Austvik, Ole Gunnar, 1986: «Får Norge mer betalt for sin gass enn Sovjetunionen?» , Internasjonal Politikk no.6. ISSN no. 0020-577X.

Austvik, Ole Gunnar, 1991: «Stormaktsinteresser og norsk petroleumspolitikk», Internasjonal Politikk nr.1. ISSN no. 0020-577X.

Austvik, Ole Gunnar, 1996: «Avgifter og petroleumspriser. Tar forbrukslandene olje- og gassinntektene?», Sosialøkonomen mai

1996 ISSN 0038-1624.

Austvik, Ole Gunnar, 1997: «Gas pricing in a Liberalized European market; Will the rent be taxed away?» EnergyPolicy vol 20/no.12 pp. 997-1012, London, Elsevier Science. ISSN 0301 4215.

Austvik, Ole Gunnar, 1999: «Norges avhengighet av olje- og gassmarkedene», Internasjonal politikk nr. 3,. ISSN 0020-577X.

Austvik, Ole Gunnar, 2000: Norge som storeksportør av gass. Rapport under «Norge i energiens geopolitikk». Europaprogrammet 2000. 114 sider. ISBN 82-91165-23-8.

EU 1998: The Single Market for Natural Gas, IGM Directive 98/30 («Gassdirektivet»). http://europa.eu.int/en/comm/dg17/gashome.htm

International Energy Agency (IEA),1995: The IEA Natural Gas Security Study, IEA/OECD, Paris

Kibsgaard (prosjektleder), Austvik, Johannessen, Nyhamar og Orban, 1998: Strategi, sikkerhetspolitikk og energiproduksjon. Prosjektrapport Europa-programmet.

Kibsgaard (prosjektleder), Austvik, Johannessen, Nyhamar, Tanderø og Aakvaag, 2000: «Norge i energiens geopolitikk». Europaprogrammet. 194 sider. ISBN 82-91165-24-6.

Marbro, Robert & Wybrew Bond, Ian (eds), 1999: Gas to Europe: The Strategies of Four Major Suppliers, Oxford University Press.

Nyhamar, Tore, 1999: «Petroleumsalder. Norsk sikkerhetspolitikk etter den kalde krigen», Internasjonal Politikk nr. 3. . 0020-577X

Stern, Jonathan P., 1998: Competition and Liberalization in European Gas Markets. A Diversity of Models, Royal Institute of International Affairs, London

Tamnes, Rolf, 1999: Norske petroleumsressurser i et utenrikspolitisk perspektiv, NATO 50 år, Atlanterhavskomiteen

Olje- og energidepartementet (OED), 2000: Faktaheftet.

Olje- og energidepartementet (OED), 2001: Eierskap i Statoil og fremtidig forvaltning av SDØE. St. prp. nr. 36 (2000-2001)