Noruega, el país más rico del Mundo

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Energía&Negocios comenzará a publicar los perfiles energéticos de países de los que poco conocemos por estos lares. Pese a la facilidad que nos provee la web, no siempre se logra formar un panorama completo. Se utilizan distintas fuentes y en particular la de Energy Information Administration (EIA) de los EE.UU.

Noruega es el  Estado soberano de Europa septentrional, cuya forma de gobierno es la monarquía democrática parlamentaria. Su territorio está organizado en dieciocho provincias o fylker y su capital es Oslo.

Junto con Suecia, Finlandia y una parte de Rusia, forma la península escandinava. Noruega, Suecia y Dinamarca, conforman Escandinavia. Las islas de Svalbard y Jan Mayen son también parte del territorio nacional noruego. Noruega es uno de los países que reclama territorio antártico.

Tiene una población de 5,3 millones de habitantes y un PBI que asciende a los US$ 400 mil millones.

Desde la Segunda Guerra Mundial, el país ha experimentado un rápido crecimiento económico y es en la actualidad uno de los países más ricos del mundo, situado en tercer lugar según su PIB per cápita.

La organización y financiamiento del bienestar social disponible para los ciudadanos es mayor que otros países europeos, acompañado por un sistema de impuestos progresivo de amplia base dirigido a la redistribución de ingresos desde los sectores más ricos de la sociedad a los más pobres.

Los impuestos significan el 48% del PBI con una de las mayores presiones fiscales del mundo.

Debido al modelo escandinavo del bienestar, su sistema ha sido calificado como estado socialista,ya que a pesar de su nivel de libertad económica el estado es propietario de los sectores industriales clave como el del petróleo (Statoil) o la energía hidroeléctrica (Statkraft).

Los valores de equidad social de la sociedad noruega ha mantenido la diferencia salarial entre el trabajador peor pagado y los CEO de la mayoría de las empresas mucho menor en comparación con las economías occidentales​ poseyendo uno de los índices de criminalidad más bajos del mundo.

Noruega es el mayor productor hidrocarburos de Europa, el tercer mayor exportador mundial de gas natural y un importante proveedor de derivados y gas natural a sus vecinos europeos.

Posee las mayores de reservas de petróleo crudo y gas natural de Europa, y abastece gran parte de los líquidos derivados del petróleo y el gas natural que se consume en el continente. Noruega fue el tercer mayor exportador de gas natural en el mundo después de Rusia y Qatar en 2015.

En ese año, el sector del petróleo y el gas natural representó casi el 40% de los ingresos de exportación  y más del 15% del producto interno bruto (PIB) del país.

La producción de petróleo y otros líquidos del país alcanzó su punto máximo en 2001 con 3,4 millones de barriles por día (b/d) y disminuyó a 1,8 millones de b/d en 2013 antes de crecer a poco menos de 2.0 millones de b/d en 2015.

La producción de gas natural, por su parte, aumentó casi todos los años desde 1993, excepto por una pequeña caída en la producción año con año en 2011 y 2013.

La energía hidroeléctrica es la principal fuente de suministro de electricidad , ya que representó el 97% de la generación eléctrica total en 2014. En junio de 2012, funcionarios gubernamentales de Noruega, Alemania y el Reino Unido confirmaron sus planes de conexiones de energía eléctrica submarinas entre sus países para fortalecer el suministro eléctrico.

Red eléctrica del norte de Europa y para aumentar la seguridad de suministro. El operador noruego del sistema de energía estatal, Statnett, trabaja con la National Grid del Reino Unido para construir una conexión entre Noruega y el Reino Unido, que se espera se complete en 2021.

Statnett también cooperará con Alemania para construir una línea de alta tensión entre Noruega y Alemania que se espera que esté terminado en 2019. El acuerdo histórico entre Noruega y Rusia, que definió sus límites marítimos en el Mar de Barents y el Mar Ártico y resolvió su disputa de límites de 40 años, fue ratificado por ambos gobiernos a principios de 2011 y entró en vigencia en julio de 2011. Como resultado del acuerdo, Noruega ganó cerca de 34,000 millas cuadradas de plataforma continental. El acuerdo requiere que los dos países desarrollen conjuntamente yacimientos de petróleo y gas natural que se encuentren en la zona limítrofe.

Hidrocarburos líquidos

Noruega es el mayor productor y exportador de petróleo de Europa occidental. Según el Oil & Gas Journal, Noruega tiene reservas probadas por unos 5.14 mil MMb desde el 1 de enero de 2016, la mayor reserva de petróleo en Europa occidental.

Todas las reservas petroleras  se encuentran en alta mar, en su plataforma continental, que se divide en tres secciones: el Mar del Norte, el Mar de Noruega y el Mar de Barents.

La mayor parte de la producción proviene del Mar del Norte. Se están realizando nuevas actividades de exploración y producción más al norte en el Mar de Noruega y en el Mar de Barents, donde actualmente se producen pequeños volúmenes de líquidos y gas natural.

Organización del sector

El Ministerio de Petróleo y Energía (MPE) de Noruega es responsable de supervisar los recursos energéticos del país. La Dirección Noruega de Petróleo (NPD) informa al MPE como asesor, administra las actividades de exploración y producción en el NCS y recopila y analiza los datos.

La empresa estatal Petoro gestiona los aspectos comerciales de los intereses financieros del gobierno en las operaciones petroleras y actividades asociadas. Petoro actúa como el licenciatario de empresas de producción.

La mayor compañía de energía que opera en el país es Statoil ASA, que fue creada por la fusión de Statoil y Norsk Hydro en octubre de 2007. El gobierno de Noruega es el mayor accionista de Statoil, que posee el 67% de la compañía internacional de energía. Además de sus operaciones en Noruega, Statoil es una importante compañía internacional y tiene intereses en más de 30 países. Statoil cambió de nombre y llamará Equinor.

Varias compañías petroleras internacionales tienen una presencia considerable en Noruega. El subsidio del gobierno noruego para la exploración de petróleo y gas natural, introducido en 2005, reembolsa el 78% de los costos de exploración a las empresas. Además, el gobierno noruego redujo los impuestos a las actividades petroleras en tierra y al gas natural licuado (GNL) que se envían al extranjero, lo que ha atraído nuevas inversiones internacionales.

Exploración y Producción

En 2015, Noruega produjo 1,96 millones de barriles por día (b/d) de petróleo y otros líquidos, un 3% más que en 2014. La producción de petróleo  ha ido disminuyendo gradualmente desde 2001 a medida que los campos petroleros han madurado, aunque la producción en 2013 y 2014 aumentaron moderadamente. El NPD espera que la producción continúe disminuyendo lentamente hasta 2019, antes de comenzar a crecer nuevamente en 2020 a medida que el campo Johan Sverdrup aumenta su producción.

Los tres mayores áreas de producción de crudo y condensado fueron Troll (121,000 b/d), Ekofisk (112.000 b/d) y Snorre (110.000 b/d). Los campos Troll y Ekofisk están ubicados en la parte noruega del Mar del Norte, donde se produce la mayor parte. El campo de Snorre se encuentra un poco más al norte, en el sur del Mar de Noruega.

La inversión general en la industria del petróleo y el gas natural vino disminuyendo en respuesta a los precios más bajos del petróleo. Las inversiones totales en la extracción de petróleo y gas natural y el transporte por ductos fueron unos US$ 23 mil millones. Las inversiones totales estimadas en 2016 fueron un 15% menos que las inversiones en 2015. Los niveles más bajos de inversión son el resultado de una menor actividad y menores valores del barril.

Mar del Norte

Noruega ha estado produciendo petróleo en el Mar del Norte desde 1971, donde proviene la mayor parte de la producción de Noruega. Aunque la mayoría de las áreas del Mar del Norte están en declive, en los últimos años se han realizado varios descubrimientos importantes. El Parlamento noruego aprobó planes conjuntos de desarrollo y operación en junio de 2012 para el campo de petróleo y gas natural Edvard Grieg de Lundin y el campo Ivar Aasen de Det Norske (anteriormente llamado Draupne). Con una capacidad estimada de 206 millones de barriles de petróleo equivalente, Edvard Grieg comenzó su producción en noviembre de 2015 y se espera que produzca 100.000 b/d de petróleo equivalente en su punto máximo.

El campo cercano Ivar Aasen, con una capacidad estimada de 183 millones de barriles de petróleo equivalente, vinculado a Edvard Grieg y comenzó a producir en 2016.

El campo petrolero Johan Sverdrup fue el mayor descubrimiento de petróleo en el mundo en 2011, con reservas estimadas entre 1,7 y 3 mil millones de barriles de recursos equivalentes de petróleo recuperables. Este campo está ubicado a 96 millas al oeste de Stavanger en el Mar del Norte.

Se creía que Johan Sverdrup consistía en dos campos a cuatro millas de distancia: Avaldnes, descubierto por Lundin en 2010 y Aldous, descubierto por Statoil en 2011.

Algunas actividades de exploración revelaron que constituyen un campo gigante, cuyo nombre se cambió a Johan Sverdrup en 2012, cuando los socios firmaron un acuerdo de cooperación que nombró a Statoil como el operador. Los socios también incluyen a Petoro, Det Norske y Maersk. Se espera que el campo sea un nuevo centro de procesamiento y transporte independiente. La producción está programada para comenzar a fines de 2019, alcanzando un máximo calculado entre 550.000 y 650.000 b/d.

Mar de Barents

Goliat es el primer campo petrolero desarrollado en el Mar de Barents. Descubierto en 2000, las reservas de petróleo recuperables de Goliat se estiman en 179 millones de barriles. Eni posee el 65% del campo y es el operador; Statoil posee el 35% restante. Eni está desarrollando el campo con una Plataforma de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) flotante.

El FPSO fue construido en Corea del Sur, enviado a Hammerfest, Noruega, y en mayo de 2015 fue remolcado a su destino en el campo Goliat, en la costa de Noruega. La producción en Goliat comenzó en marzo de 2016 y se espera que aumente a un máximo de 93.000 b/d de petróleo antes de disminuir a unos 30.000 b/d. Se estima que Goliat tiene reservas de gas natural recuperables de 283 mil millones de pies cúbicos (Bcf). El gas natural producido se reinyectará en la formación para mejorar la recuperación de petróleo.

Johan Castberg es otro descubrimiento reciente en el mar de Barents de Noruega. Dicho campo abarca tres hallazgos realizados en 2011, 2012 y 2014. Se estima que Johan Castberg posee entre 400 y 650 millones de barriles de petróleo. Statoil, el operador del campo, debía decidir sobre un plan de desarrollo para el campo en 2015. 10 Sin embargo, principalmente debido a su ubicación remota en el Ártico, el desarrollo será relativamente costoso. Statoil anunció que estaba retrasando su decisión de selección de concepto a la espera de un alza en los precios internacionales.

Exportaciones petroleras

Según Statistics Norway, Noruega exportó aproximadamente 1,3 millones de b/d de petróleo crudo en 2015, de los cuales el 97% se destinó a países europeos. Los cinco principales comoradores de rudo noruego son el Reino Unido (40%), los Países Bajos (26%), Alemania (9%), Suecia (7%) y Dinamarca (4%).

Oleoductos

Noruega tiene una amplia red de oleoductos submarinos, con una capacidad para transportar aproximadamente 1,8 millones de b/d de petróleo crudo y condensado a terminales de procesamiento en la costa de Noruega.

ConocoPhillips opera el submarino Norpipe con capacidad de 830.000 b/d, que conecta los campos petroleros en el sistema Ekofisk (así como los campos asociados tanto en aguas noruegas como en el Reino Unido) a la terminal petrolera y al complejo de refinería en Teesside, Inglaterra.

Brent

Un crudo de referencia es un crudo específico que se compra y vende de manera amplia y activa, y con el cual se pueden comparar otros tipos de crudo para determinar un precio mediante un diferencial acordado.

El Brent, es un crudoque por sus cualidades es utilizado como referencia de precios internacionales. Está compuesto por cuatro mezclas: Brent, Forties, Ekofisk y Oseberg (BFOE). Las mezclas de Brent y Forties se producen en alta mar en aguas del Reino Unido, y las mezclas de Ekofisk y Oseberg se producen principalmente en alta mar en aguas de Noruega.

Las cargas de crudo Brent en el Mar del Norte promedian ligeramente menos de 1 millón de b/d, y las dos corrientes de petróleo crudo noruego representan aproximadamente el 40% del total.

El punto de referencia Brent se basó originalmente en el crudo que lleva su nombre. Sin embargo, a medida que la producción del campo Brent disminuyó, otros campos y mezclas se agregaron al índice de referencia. Hoy en día, el índice incluye a las cuatro mezclas de crudo BFOE, cuya producción también está en su mayor parte ahora en declive. La producción y carga de los crudos Ekofisk y Oseberg blend han disminuido en general en los últimos años. Aunque el índice de referencia en sí mismo representa solo una pequeña porción de la producción mundial total de petróleo crudo, sigue siendo un indicador clave para el precio mundial del petróleo crudo.

Refino

Noruega tiene una capacidad de refino que asciende a los 346.000 b/d de petróleo. El país tiene dos instalaciones de refinación principales: la refinería de 120.000 b/d en Slagentangen, operada por ExxonMobil; y  226.000 b/d de la planta Mongstad, operada por Statoil.

La mayor parte de la producción de ambas refinerías se exporta, por lo que Noruega es un importante proveedor de gasolina y diesel para la Unión Europea.

Statoil (Equinor) domina el mercado de productos minoristas en Noruega, y la compañía también se ha expandido a otros mercados europeos.

Gas natural

Noruega es el tercer mayor exportador mundial de gas natural después de Rusia y Qatar, y el séptimo mayor productor de gas natural seco a partir de 2015.

Según el Oil & Gas Journal, Noruega tiene unos 68 billones de pies cúbicos (Tcf) de reservas probadas de gas natural a 2016. A pesar de la maduración de los principales campos de gas natural en el Mar del Norte, Noruega ha experimentado aumentos casi todos los años en total Producción de gas natural desde 1993 al continuar desarrollando nuevos campos.

Organización del sector

Como es el caso en el sector petrolero, Statoil domina la producción de gas natural en Noruega. Una serie de compañías internacionales, incluidas ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Shell y Eni, tienen una important presencia en los sectores de gas natural y petróleo asociadas con Statoil. Gassco, de propiedad estatal, opera la red de gasoductos de Noruega, además de la red de oleoductos internacionales y terminales de recepción que exportan al Reino Unido y Europa continental. Los gasoductos y oleoductos son propiedad de Gassled, una empresa conjunta entre el gobierno noruego (46% de propiedad) y Statoil (5% de propiedad). El 49% restante es propiedad de dos fondos de pensiones canadienses, otros inversores institucionales y empresas privadas.

Riesgo regulatorio

Noruega no es ajena a las decisiones dirigitas. Fondos de pensión canadienses invirtieron en Gassled en 2011 esperando retornos moderados pero predecibles, típicos de industria de redes reguladas.  Sin embargo, en 2013, el gobierno noruego anunció una reducción de las tarifas de transporte por gasoductos en un 90%. Los fondos de pensión canadienses y algunos otros inversores presentaron una demanda —en tribunales noruegos— alegando que dicha reducción era ilegal y que los perjudicaba con pérdidas de hasta US$ 1,800 millones hasta 2028.

El tribunal falló en contra de los inversores. Los inversionistas apelaron la decisión pero el tribunal falló a favor del gobierno

Producción y desarrollo

Noruega produjo 4.1 Tcf de gas natural seco en 2016, un aumento significativo en comparación con 2015. El campo de producción de gas natural más grande de Noruega es Troll, que produjo 1.2 Tcf, lo que representa el 30% de la producción total de gas natural de Noruega. Los cuatro campos de producción más grandes son Ormen Lange (0.6 Tcf), Åsgard (0.3 Tcf), Kvitebjørn (0.2 Tcf) y Snøhvit (0.2 Tcf). Estos cinco campos representaron el 63% de la producción total de gas natural seco de Noruega en 2016.

Noruega tiene ocho áreas de petróleo y gas natural, dos de las cuales tienen reservas significativas.  El campo Martin Linge en el Mar del Norte tiene un estimado de 0,7 Tcf de gas natural recuperable y cerca de 66 millones de barriles de hidrocarburos líquidos. El campo Aasta Hansteen se encuentra al norte del Círculo Ártico. Este campo está a más de 280 kilómetros de la costa. El plan de desarrollo para el campo incluye la construcción de un gasoducto submarino de casi 450 kilosetros para transportar el gas natural hasta la planta de procesamiento de Nyhamna.  Aasta Hansteen tiene un estimado de 1.6 Tcf de gas natural recuperable, así como un pequeño volumen de líquidos. Statoil, el principal accionista y operador de Aasta Hansteen, también ha realizado varios descubrimientos más pequeños en campos cercanos que podrían desarrollarse en el futuro. Ambos campos están programados para comenzar la producción este año (2018).

Las exportaciones

Noruega exporta alrededor del 95% de su producción de gas natural. La mayor parte de las exportaciones se realizan a través de la amplia infraestructura de ductos de exportación. Se exportan 0,2 Tcf como LNG, la mitad tuvo como destino la UE.

Los envíos de gas natural licuado (GNL) de Noruega totalizaron aproximadamente 198 Bcf en 2016, frente a 184 Bcf en 2015. Los países europeos recibieron el 58% de las exportaciones de GNL de Noruega en 2015, la mayoría de las cuales se exportaron a los Países Bajos. La primera instalación de licuefacción de GNL a gran escala Noruega se inauguró en 2007. Statoil opera la terminal de exportación de GNL y la instalación de licuefacción en Melkoya, cerca de Hammerfest. La producción proviene de Snohvit, el primer desarrollo de gas natural de Noruega en el Mar de Barents. Melkoya, la primera terminal de exportación de GNL a gran escala en Europa, tiene una capacidad de diseño de 4,2 millones de toneladas métricas por año (mt/a) de GNL.

Además, Noruega tiene varias instalaciones de GNL en pequeña escala con una capacidad combinada para producir 0,44 tm/año de GNL. El GNL se distribuye en barcos cisterna pequeños y en camiones cisterna a puertos e instalaciones interiores en Noruega, Suecia y Dinamarca.

La primera terminal de recepción de GNL a pequeña escala de Finlandia se completó en 2016, y está programada para iniciar operaciones comerciales en septiembre de 2016. El GNL es utilizado principalmente por consumidores industriales y se utiliza cada vez más como combustible marino.

Líquidos

Los líquidos (etano, propano y butanos) como las olefinas producidas por plantas de procesamiento de gas natural, fraccionadores, refinerías de petróleo crudo y divisores de condensados, convierten a Noruega en el principal productor europeo de NGPL.

A medida que la producción de gas natural crece en Noruega, las cantidades de NGPL recuperadas han aumentado significativamente, de 124,000 b/d de equivalente de petróleo en 2000 a 338.000 b/d de equivalente de petróleo en 2016.  La mayoría de las NGPL se producen en la planta de procesamiento de Kårstø, al norte de Stavanger, Noruega, que puede procesar aproximadamente 3.1 Bcf por día de gas natural húmedo y condensado no procesado que recibe de varios campos en la plataforma continental noruega, incluidos Åsgard, Sleipner, y Mikkel.

La importante capacidad de procesamiento y fraccionamiento de gas natural en Noruega, particularmente en Kårstø, ha hecho que el puerto de Kårstø se convierta en la instalación de exportación de GLP más grande de Europa y en una de las terminales más grandes y modernas del mundo. El propano y el butano originados en el puerto se trasladan en cisternas a todo el mundo. Sin embargo, mientras las exportaciones de gas licuado de petróleo de Noruega (GLP, una mezcla de propano y butano) continúan aumentando, la producción de etano ha ido disminuyendo gradualmente.

Históricamente, el etano producido en Kårstø fue enviado en barcazas a Rafnes, Noruega, y Stenungsund, Suecia. Sin embargo, la disminución en la producción de etano ya no es suficiente para que Ineos en Rafnes y Borealis en Stenungsund operen sus plantas a plena capacidad.

En marzo de 2015, Ineos comenzó a importar etano desde la terminal de exportación de Sunoco Logistics en Marcus Hook, Pensilvania, a su planta de Rafnes, donde se utiliza como materia prima en la producción de etileno. En septiembre de 2016, Ineos también comenzó a importar etano desde la terminal de Enterprise Product Partners en Morgan’s Point, Texas.

A finales de 2016, Ineos tenía cuatro transportadores de etano especialmente construidos bajo una acuerdo de largo plazo, y antes de finales de 2017 se espera que la compañía agregue otros cuatro transportadores de etano a su flota. Los barcos transportarán etano entre las dos terminales de exportación de EE. UU. y Rafnes, así como posiblemente otros destinos europeos en el Mar del Norte. La exportación de etano de EE. UU. a Noruega ha dado lugar a que un exportador de energía tradicional se convierta en un importante importador de etano de los Estados Unidos a una tasa esperada de aproximadamente 25.000 b/d en el futuro.

Electricidad

La energía hidroeléctrica representó el 97% de la electricidad producida en Noruega en 2014.

La generación de electricidad en Noruega en 2014 fue de 140 mil millones de kilovatios (BkWh), de los cuales 136 BkWh provinieron de la energía hidroeléctrica. Según Statistics Norway, el consumo neto total de electricidad en 2014 fue de 117 BkWh, aproximadamente un 2% menos que en 2013. 26

Alrededor del 97% de toda la generación de electricidad en Noruega proviene de la energía hidroeléctrica. La electricidad restante se genera a partir de combustibles fósiles y otras energías renovables, incluidos el viento y la biomasa. El mayor generador de energía renovable en Europa es Statkraft, que es propiedad del estado noruego y es un importante proveedor de energía hidroeléctrica. La red eléctrica de Noruega es propiedad y está operada por Statnett. Statnett es responsable de garantizar la confiabilidad y eficiencia de la red eléctrica y de equilibrar el suministro y la demanda de electricidad. La compañía es propiedad del estado noruego y sus ingresos por la operación de la red están regulados por la Dirección de Energía y Recursos Hídricos de Noruega, dependiente del Ministerio de Petróleo y Energía.

A fines de la década de 1990, Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca integraron sus mercados de electricidad en un mercado único para la región nórdica. En 2008, comenzó a funcionar un cable de alimentación submarina con capacidad de 0,7 gigavatios que permite el comercio de electricidad entre Noruega y los Países Bajos.

Además, actualmente se están construyendo cables submarinos para conectar Noruega con Alemania y el Reino Unido. Se espera que se completen para 2019 y 2021, respectivamente, y ambos tendrán capacidades de transmisión de 1.4 gigavatios. 27Noruega también tiene una pequeña interconexión con Rusia en el extremo norte.

En 2014, Noruega importó 6 BkWh de electricidad y exportó 22 BkWh. La mayoría de las importaciones y exportaciones se dirigieron o vinieron de Suecia. El comercio con los Países Bajos y Dinamarca representó la mayor parte de la electricidad importada y exportada restante, con solo pequeñas cantidades comercializadas con Finlandia y Rusia.

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