Energi

I 2025 og 2026 vil energilandskapet være preget av en kontrast mellom et overskudd av olje, et stabiliserende gassmarked og den fortsatte veksten innen fornybar energi.

Oljemarkedet går inn i en fase med overproduksjon. Den gradvise opphevelsen av OPEC+-restriksjonene i 2025, kombinert med økte utvinningsvolumer i Brasil, Guyana, Canada og USA, vil skape et betydelig tilbudsoverskudd. Denne dynamikken vil oppveie etterspørselen, i en kontekst preget av moderat global økonomisk vekst, fremdriften i energiovergangen og mindre kraftig forbruk i Kina. Som et resultat vil Brent-råolje ligge på et gjennomsnitt på rundt 68 USD i 2025, omtrent 12 USD mindre enn i 2024. I en situasjon med rikelig tilbud forventer Coface at prisen vil ligge på et gjennomsnitt på rundt 60 USD i 2026.

Det globale gassmarkedet stabiliserer seg gradvis: etterspørselen er fortsatt moderat, prisene er mindre volatile, og Europa sikrer sin forsyning i større grad takket være LNG. I 2026 bør denne normaliseringen styrkes med etableringen av ny flytendegjøringskapasitet i USA, Qatar og Canada, noe som gir større fleksibilitet og bidrar til å stabilisere prisene på lang sikt.

Fornybar energi fortsetter å vokse, dominert av sol- og vindkraft, og forventes å overta for kull i den globale kraftproduksjonen innen 2026. Asia, med Kina i spissen, er fortsatt drivkraften bak denne veksten, takket være sin rolle i produksjonen av grønn teknologi og sin kontroll over forsyningskjeder for kritiske metaller. I Europa er investeringsmomentet fortsatt sterkt, støttet av REPowerEU-planen. I USA er veksten fortsatt robust, men det politiske og regulatoriske miljøet skaper økt usikkerhet, særlig rundt endringer i føderale insentiver og vilkår for markedsadgang.

Rikelig oljetilgang, moderat etterspørselsvekst

Ved utgangen av 2025 tyder grunnleggende forhold i oljemarkedet på at 2026 vil starte med en vedvarende situasjon med overforsyning. Det globale tilbudet forventes å øke med mer enn 2 millioner fat per dag (mb/d) i 2026. Denne veksten ligger fortsatt godt over etterspørselen, som forventes å øke med mellom 0,8 og 1 mb/d, på bakgrunn av global industriell avmatning, vedvarende handelsspenninger og en akselererende energiomstilling i de avanserte økonomiene og Kina. Markedet går derfor inn i 2026 med et strukturelt overskudd, forsterket av tregheten i prosjekter som allerede er i gang.

I denne sammenhengen forventes prisene å fortsette den nedadgående trenden. Etter å ha stabilisert seg på rundt 68 USD ved utgangen av 2025, kan Brent-prisen ligge på et gjennomsnitt på rundt 60 USD i 2026, det laveste nivået siden 2021. Første halvår ser ut til å være mest sårbart, på grunn av samtidig tilførsel av nye volumer og en etterspørsel som fortsatt er begrenset av svakheten i industrisektoren. Andre halvår er fortsatt mer usikkert: utviklingen i sanksjonene mot Russland, Iran og Venezuela, OPEC+-beslutninger om kvoter, reaksjonen fra amerikanske skiferprodusenter på lavere priser og utviklingen i den globale veksten vil være de viktigste faktorene som sannsynligvis vil påvirke prisdynamikken.

Selv om utviklingen i OPEC+-produksjonen fortsatt er usikker, forventes tilbudsveksten i 2026 hovedsakelig å drives av land utenfor OPEC+. USA vil fortsatt være verdens største produsent, men landets marginale bidrag forventes å avta: WTI-terminsprisene ligger fortsatt nær break-even-punktet for nye skiferbrønner – vanligvis mellom 55 og 65 USD – noe som bremser investeringene, særlig ettersom kostnadene stiger på grunn av ståltoll. Selv om produksjonen fra skiferbassengene er usikker, vil konvensjonelle felt i Alaska og offshore i Mexicogolfen fortsette å gi moderat støtte til veksten. Samtidig vil den globale offshore-produksjonen forbli en viktig drivkraft i 2026, støttet av idriftsettelsen av nye FPSO-er i Brasil og Guyana, samt stabil vekst i Norge. Canada vil fortsette å utvide oljesandutvinningen, mens opptrappingen av Vaca Muerta-skiferfeltet i Argentina også vil bidra til økningen i det globale tilbudet.

Veksten i etterspørselen etter olje vil forbli beskjeden i 2026. Vekstøkonomiene vil stå for det meste av økningen i etterspørselen. India forventes å bli den viktigste drivkraften for etterspørselen fra og med 2026, drevet av vedvarende vekst og den fortsatt begrensede elektrifiseringen av landets bilpark, mens Kina vil oppleve svakere forbruksvekst på grunn av en strukturell avmatning og den raske elektrifiseringen av transportsektoren. I Europa vil energiomstillingen fortsette å gradvis redusere visse bruksområder for olje.

Kombinasjonen av moderat etterspørsel og rikelig tilbud forventes å føre til en oppbygging av lagrene i 2026, noe som vil holde markedet i overskudd og utøve vedvarende press på råoljeprisene. I denne sammenhengen vil oljeselskapenes resultater fortsatt være blandede: integrerte storaktører vil dra nytte av motstandsdyktigheten i sine nedstrøms- og petrokjemiske aktiviteter, mens produsenter med høye kostnader – særlig enkelte amerikanske skiferaktører og komplekse offshore-prosjekter – vil oppleve at marginene deres blir presset. Motsatt forventes raffineringsmarginene å forbli sterke i 2026, støttet av lave råoljepriser og synkende raffineringskapasitet i Europa og USA, noe som holder prisene på raffinerte produkter høye.

Økt global LNG-tilførsel endrer gassmarkedene

I motsetning til vintrene etter 2022, da Europa klarte å fylle opp gasslagrene til nivåer nær 95–100 %, går kontinentet inn i vinteren 2025–2026 med betydelig lavere nivåer: 83 % i gjennomsnitt og 79 % i Nordvest-Europa. Til tross for disse historisk lave lagrene har de europeiske gassprisene holdt seg bemerkelsesverdig stabile. Denne vedvarende (relative) svakheten i markedet kan først og fremst forklares med den dominerende faktoren som for tiden omdefinerer den globale gassbalansen: den raske økningen i det globale LNG-tilbudet. Spesielt den store mengden amerikansk LNG, som er tilgjengelig fleksibelt og i stadig større volumer, reduserer automatisk den strategiske betydningen av europeisk lagring. USA etablerer seg som det de facto lagringsknutepunktet, nøkkelleverandøren og prisreferansen for det globale gassmarkedet, noe som reduserer Europas følsomhet overfor egne lagernivåer. Utenfor USA forventes det at flytendegjøringskapasiteten vil øke betydelig over hele verden, særlig i Canada og Qatar.

I en situasjon der den europeiske etterspørselen (sesongjustert) forventes å forbli stort sett stabil, vil utvidelsen av det globale LNG-tilbudet bidra til å stabilisere TTF-prisene. Disse forventes å forbli godt under toppnivået fra 2022, da prisene i gjennomsnitt oversteg 120 euro/MWh. Prisene vil imidlertid ikke komme tilbake til nivåene fra 2018–2019, som lå på rundt 15–20 euro/MWh. Med en gjennomsnittlig TTF-pris som stabiliserer seg på rundt 28–30 euro/MWh i 2026, vil dette gjenspeile et mer avslappet marked som likevel er strukturelt dyrere enn før energikrisen.

Økningen i det globale gassutbudet vil føre til en moderering av prisene, men det vil være et unntak i USA. Henry Hub-prisen kan stige noe, men vil fortsatt ligge lavere enn alle andre regionale priser. Denne relative økningen skyldes lavere lagernivåer, en direkte konsekvens av den raske utvidelsen av USAs LNG-eksport, som tar en stadig større andel av den innenlandske produksjonen. I denne sammenhengen forventes TTF–Henry Hub-spreaden å fortsette å krympe i 2026, etter å ha nådd sitt laveste nivå siden energikrisen i 2022 ved utgangen av 2025. Likevel vil USA fortsatt ha en gunstig konkurranseposisjon.

Utenfor Europa og USA vil gassmarkedene i 2026 fortsatt være dominert av Asia, som vil forbli den viktigste kilden til global etterspørsel. Forbruket der vil vokse moderat, drevet av India og Sørøst-Asia, mens Kina vil oppleve en mer moderat vekst. Den store tilgangen på LNG over hele verden bør holde de asiatiske prisene (JKM) på moderate nivåer, godt under de spenningene som ble observert i 2022, selv om det fortsatt vil være en asiatisk premie på grunn av konkurransen blant kjøpere om å sikre seg laster.

Utbyggingen av fornybar energi vil bli drevet av solenergi

I 2026 vil fornybar energi fortsette sin sterke utbredelse. Solenergi vil oppleve den mest betydelige veksten, etterfulgt av vindkraft. Mens fornybar energi utgjorde bare 14,6 % av primærenergimiksen i 2024, forventes andelen av elektrisitetsproduksjonen (32 %) å overstige andelen fra kull innen 2026. Denne økningen vil imidlertid understreke de voksende utfordringene knyttet til integrering av fornybar energi i elektrisitetssystemene.

De regionale forskjellene vil fortsatt være markante. Asia vil fortsatt være den viktigste drivkraften for veksten, ledet av Kina – som vil stå for mer enn halvparten av den globale utbyggingen – og India, der utbyggingen går stadig raskere. Europa vil fortsette å øke kapasiteten, men fremgangen vil bli hemmet av flaskehalser i nettet, administrative forsinkelser, høye finansieringskostnader og integrasjonsvansker. I USA er fremdriften fortsatt sterk takket være «Inflation Reduction Act», men den undergraves av et mer usikkert reguleringsmiljø: mulige endringer i visse skattekreditter, strengere importrestriksjoner, vanskeligheter som flere havvindprosjekter støter på, og strengere godkjenningsprosedyrer på føderale områder. I fremvoksende økonomier utenfor Asia vil veksten fortsatt være mer ujevn, ofte begrenset av tilgang til finansiering og svak elektrisitetsinfrastruktur.

Variasjonene i tilbudet av sol- og vindkraft vil øke behovet for fleksibilitet, lagring og nettforsterkning, mens den økende forekomsten av overproduksjon vil kreve mer presis styring av balanse og nettforbindelser. Samtidig vil elektrifiseringen av bruksområder – oppvarming, transport, industri – kreve massive investeringer i infrastruktur. Fremtiden for fornybar energi vil derfor avhenge like mye av evnen til å integrere denne produksjonen som av utbyggingen av ny kapasitet.

Risikoen knyttet til forsyningskjeder vil fortsatt være høy. Kina dominerer produksjonen av solcellemoduler, mellomkomponenter og nøkkelutstyr, samt utvinning og, fremfor alt, raffinering av sjeldne jordarter, som er avgjørende for vindturbiner. Denne konsentrasjonen utsetter sektoren for geopolitiske og industrielle sårbarheter.

Til tross for sterk vekst i installasjoner er utstyrsprodusentenes marginer fortsatt under press. Ifølge IEA har prisene på solcelleanlegg i Kina falt med mer enn 60 % siden 2023, noe som har presset marginene ned til rundt 10 % og resultert i kumulative tap på rundt 5 milliarder USD siden begynnelsen av 2024. Innen vindkraft registrerte også produsenter utenfor Kina tap på rundt 1,2 milliarder USD i fjor, noe som gjenspeiler et miljø preget av høye kostnader og vedvarende spenninger i forsyningskjeden.