St.meld. nr. 38 (2003-2004)

Om petroleumsvirksomheten

Til innholdsfortegnelse

3 Utfordringer og strategi for å realisere en langsiktig utviklingsbane

3.1 Stort ressurspotensial på norsk kontinentalsokkel

Etter mer enn 30 år med olje- og gassvirksomhet på norsk kontinentalsokkel er under 30 pst. av våre antatte petroleumsressurser produsert. De gjenværende utvinnbare ressursene er slik sett betydelige og kan legge grunnlaget for norsk olje- og gassvirksomhet i et langsiktig perspektiv.

De totale utvinnbare petroleumsressursene på kontinentalsokkelen er i dag anslått til 12,9 mrd Sm3 o.e. Dette fordeler seg om lag likt på gass og væske (olje og NGL).

Av de estimerte totale utvinnbare ressursene er 29 pst. solgt og levert. Dette representerer om lag 45 pst. av væskeressursene og 15 pst. av gassen. Videre er 32 pst. av de totale utvinnbare ressursene omfattet av prosjekter som er besluttet igangsatt, 7 pst. er knyttet til nye prosjekter på eksisterende felt, mens 6 pst. er knyttet til funn. De siste 26 pst. er ikke påviste.

Figur 3.1 Totale ressurser på norsk kontinentalsokkel

Figur 3.1 Totale ressurser på norsk kontinentalsokkel

Kilde: Oljedirektoratet

I St.meld. nr. 38 (2001–2002) Om olje- og gassvirksomheten skisserte Regjeringen en forvitringsbane der en i tillegg til de ressursene som er solgt og levert bare klarte å utvinne kartlagte reserver. Forskjellen mellom den langsiktige utviklingsbanen og forvitringsbanen består således av påviste ressurser i felt og funn som ikke omfattes av besluttede prosjekter, samt av uoppdagede ressurser. Oljedirektoratets ressurstall viser at av ressursene som ikke er besluttet utbygget utgjør uoppdagede ressurser 67 pst., ressurser i funn 15 pst. og ressurser i felt (økt utvinning) 18 pst.

Ressurser i funn, ressurser knyttet til nye tiltak på felt samt uoppdagede ressurser representerer store verdier. Dette kan danne et grunnlag for betydelig verdiskaping og aktivitet i sektoren i mange år framover. Store verdier står på spill dersom den langsiktige utviklingsbanen ikke nås. Det er derfor viktig å legge til rette for at lønnsomme ressurser utvikles på en effektiv måte.

Ressursanslaget er basert på hva som kan finnes og hvor stor andel som kan utvinnes ut fra geologiske vurderinger. Hvor mye som faktisk blir produsert er avhengig av en rekke økonomiske og tekniske forhold. Sentrale faktorer i så måte er:

  • at det tillates petroleumsvirksomhet i prospektivt areal

  • at prisene på olje og gass er på et tilstrekkelig høyt nivå

  • at kostnadene i virksomheten holdes under kontroll

  • at teknologiutviklingen fortsetter

Disse forholdene er helt sentrale for at norsk kontinentalsokkel også framover skal tiltrekke seg de investeringer som er nødvendig for å realisere de potensielle verdiene som ligger i ressursene.

Utfordringene knyttet til å realisere de uoppdagede ressursene er nærmere beskrevet i kapittel 3.2 i meldingen.

Utfordringene knyttet til å realisere ressursene i eksisterende felt er nærmere beskrevet i kapittel 3.3 i meldingen.

Når det gjelder ressurser i funn, er vurderingen at de lønnsomme funn som gjøres stort sett vil bli modnet og bygd ut. Enkelte funn forventes bygd ut i nær fremtid, mens andre venter på ledig kapasitet i infrastruktur eller krever ytterligere arbeid knyttet til å fastsette ressurspotensialet og å utvikle tekniske løsninger. Det finnes få eksempler på felt som er ulønnsomme i dag, men disse vil kunne bli realisert hvis man oppnår reduksjoner i kostnadsnivået. Videre teknologisk utvikling vil kunne bidra både til lavere kostnader og høyere inntekter gjennom økt utvinningsgrad. De tiltak som omtales i denne meldingen vil dermed kunne bidra til at enkelte slike funn vil bli bygd ut.

3.2 Letepolitikken

De forventede uoppdagede ressursene er anslått til 3,4 mrd. Sm3 o.e. – med et usikkerhetsspenn fra 2,6 til 4,3 mrd. Sm3 o.e. Disse ressursene er relativt jevnt fordelt mellom Nordsjøen (35 pst.), Norskehavet (36 pst.) og Barentshavet (29 pst.). Ressursanslaget for Barentshavet inkluderer bare ressurser som ligger utenfor omtvistet område. Det er størst usikkerhet knyttet til anslagene for de umodne områdene i nord.

Figur 3.2 Uoppdagede ressurser

Figur 3.2 Uoppdagede ressurser

Kilde: Oljedirektoratet

Den langsiktige utviklingsbanen bygger i den første tiden i all hovedsak på produksjon fra felt som allerede er i drift. Av de feltene som produserer på norsk kontinentalsokkel i dag, og som også de kommende årene vil forestå hoveddelen av produksjonen, ble det store flertallet påvist allerede på 1970- og 1980-tallet. Over tid vil produksjon fra ressurser som er påvist, men som det ikke eksisterer noen utbyggingsplaner for, utgjøre en større andel av produksjonsprofilen i utviklingsbanen. På lang sikt vil produksjonen fra ressurser som fremdeles er uoppdagede spille en stadig større rolle jf. figur 3.3.

Figur 3.3 Betydningen av uoppdagede ressurser for å nå den
 langsiktige utviklingsbanen

Figur 3.3 Betydningen av uoppdagede ressurser for å nå den langsiktige utviklingsbanen

Kilde: Oljedirektoratet/Olje- og energidepartementet

Den gjennomsnittlige funnstørrelsen avtar etter hvert som petroleumsprovinser modnes. Dette er en utvikling som antas i sterkere grad å gjøre seg gjeldende på deler av norsk kontinentalsokkel i årene som kommer. Det er fremdeles store uoppdagede ressurser både i de modne områdene og i de lite utforskede, umodne områdene på kontinentalsokkelen. Samtidig har leteaktiviteten de senere årene vært lavere enn tidligere år, 15 undersøkelsesbrønner i 2003 og 14 i 2002, mot rundt 20 undersøkelsesbrønner i årene før. Kombinasjonen av forventningene om avtagende funnstørrelser, betydelige uoppdagede ressurser og de senere års nedgang i leteaktiviteten, representerer en stor utfordring for realiseringen av den langsiktige utviklingsbanen. Det er derfor ønskelig å snu siste års nedadgående trend i antallet letebrønner.

Figur 3.4 Leteaktivitet 1966–2002

Figur 3.4 Leteaktivitet 1966–2002

Kilde: Oljedirektoratet

Det er stor variasjon i typer utfordringer som kontinentalsokkelen står overfor når det gjelder realiseringen av det økonomiske potensialet for de uoppdagede ressursene på norsk kontinentalsokkel. Denne variasjonen faller i stor grad sammen med graden av modenhet i de forskjellige områdene.

Modne områder kjennetegnes av kjent geologi, mindre tekniske utfordringer og godt utbygd eller planlagt infrastruktur. Dette gjør at funnsannsynligheten knyttet til boring av prospekter er relativt høy, men samtidig er også sannsynligheten for å gjøre nye store funn mindre. Umodne områder på den annen side kjennetegnes av lite kjennskap til geologien, store tekniske utfordringer og manglende infrastruktur. Usikkerheten knyttet til leteaktiviteten er større her, men samtidig er det fremdeles mulig å gjøre nye store funn.

I den videre gjennomgangen av hvordan Regjeringen møter utfordringene for å realisere det økonomiske potensialet i uoppdagede ressurser på kontinentalsokkelen, vil det bli skilt mellom modne og umodne områder. I tillegg vil Barentshavet bli omtalt i et eget avsnitt. Grunnen til dette er at store deler av denne petroleumsprovinsen er vesentlig mindre kjent enn de øvrige umodne områdene i Nordsjøen og Norskehavet, avstanden til markedene er store, samt at det nylig har vært gjennomført en utredning av konsekvensene av helårig petroleumsaktivitet i området Lofoten-Barentshavet.

Figur 3.5 Fordeling av uoppdagede ressurser

Figur 3.5 Fordeling av uoppdagede ressurser

Kilde: Oljedirektoratet

3.2.1 Letepolitikken i modne områder – store ressurser kan fases inn til eksisterende infrastruktur med god lønnsomhet

I de modne områdene av kontinentalsokkelen har det foregått petroleumsaktivitet i mer enn 30 år. Som følge av dette er geologien godt kjent og mange steder er infrastrukturen godt utbygd. Fra et leteperspektiv defineres i dag store deler av Nordsjøen, Haltenbanken og området rundt Snøhvit som modne områder.

Figur 3.5 viser at det fremdeles er betydelige gjenværende ressurser i de modne delene av norsk kontinentalsokkel. Dette gjelder både påviste og uoppdagede ressurser. God kjennskap til geologien fører til at funnsannsynligheten generelt sett er høyere i disse områdene enn på andre deler av kontinentalsokkelen. Modne områder kjennetegnes også av relativ godt utbygd eller planlagt utbygd infrastruktur. Dette gjør at investeringene knyttet til utbygging av et eventuelt funn kan være lave, og selv små funn kan gi god lønnsomhet dersom de kan fases inn til eksisterende infrastruktur med ledig kapasitet.

Samtidig som geologien er godt kjent og tilgangen til data er god, er de operasjonelle utfordringene i disse områdene ofte mindre enn på andre deler av kontinentalsokkelen, blant annet fordi mye av ressursene befinner seg på relativt grunt vann. Disse områdene er heller ikke blant de mest miljø- og fiskerifølsomme områdene på kontinentalsokkelen.

Den gjennomsnittlige funnstørrelsen i modne områder er forventet å være avtagende. Resultatet av dette er at verdien av hvert funn for oljeselskapene gjerne er mindre, og de største oljeselskapene viser dermed mindre interesse for disse områdene. Samtidig er levetiden på den eksisterende infrastrukturen begrenset og det er derfor viktig å påvise og utvinne ressursene i området før den eksisterende infrastrukturen stenges ned. Dersom dette ikke lar seg gjøre kan lønnsomme ressurser bli liggende i bakken, fordi funnene er for små til å kunne bære en egen utbygging av infrastruktur.

En av de sentrale utfordringene for å realisere potensialet fra de gjenværende ressursene i modne områder er å gi industrien tilgang til de tidskritiske ressursene. Tidligere har myndighetene gjennomført konsesjonsrunder basert på prinsippet om sekvensiell utforskning, noe som betyr at industrien har fått skrittvis tilgang til nye områder. Den læringseffekt man har fått ved systematisk å bygge på kunnskap fra tidligere tildelte utvinningstillatelser har ført til at funnfrekvensen på norsk kontinentalsokkel har vært høy. Sekvensiell leting har derfor vært en riktig tilnærming som har gitt gode resultater. Etter hvert som kontinentalsokkelen har blitt mer moden er behovet for slik utforskning blitt redusert. I modne områder er det ikke lenger behov for et system med skrittvis utforskning av nye arealer. Det er nå viktig at industrien får tilgang til større områder slik at de ressursene som er tidskritiske kan bli utviklet til rett tid.

I tillegg er det viktig at de arealene som blir tildelt industrien blir utforsket på en rask og effektiv måte. Rettighetshaverne i en utvinningstillatelse har en plikt til å påse at alle økonomiske ressurser i det tildelte området blir utforsket og produsert. Myndighetene må sikre at rammeverket legger til rette for dette. Rask og effektiv utforskning av tildelt areal er en viktig utfordring i både eksisterende og nye utvinningstillatelser.

Tatt i betraktning av at interessen fra mange av de etablerte aktørene er moderat for modne områder, er det viktig at nye selskaper med nye ideer og evne og vilje til å satse på modne områder, får mulighet til å etablere seg. Aktørbildet er behandlet i kapittel 3.4.

For nye aktører spiller blant annet tilgang til infrastruktur en sentral rolle. Det er viktig at aktører som ikke er medeiere i eksisterende infrastruktur i området får tilgang til ledig kapasitet i denne infrastrukturen til en riktig pris. Tilgang til infrastruktur er nærmere behandlet i kapittel 3.7.

Siden den gjennomsnittlige funnstørrelsen i modne områder går ned, er det viktig å redusere kostnadene slik at flere prosjekter blir lønnsomme. Kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel er nærmere behandlet i kapittel 3.5.

Jevn tilgang til areal

Siden forrige stortingsmelding om olje- og gassvirksomheten ble lagt frem har Regjeringen foretatt flere endringer i tildelingssystemet i modne områder for å bidra til økt leteaktivitet og mer effektiv utforsking av områdene. Regjeringen innførte i 2003 ordningen med tildeling av utvinningstillatelser i forhåndsdefinerte områder (TFO) i modne deler av kontinentalsokkelen. Ordningen innebærer at:

  • Store forhåndsdefinerte leteområder, som omfatter alt modent areal på kontinentalsokkelen, er gjort tilgjengelig for industrien.

  • Områdene vil utvides, men ikke innskrenkes, etter hvert som nye områder modnes.

  • Det legges opp til en fast, årlig syklus for konsesjonsrunder i modne områder med utlysning i januar, søknadsfrist 1. oktober og tildeling i desember.

  • I den lukkede perioden fra oktober til desember vil departementet foreta eventuelle utvidelser av området, samt eventuelle endringer i regelverket.

  • Arbeidsforpliktelsene i tildelte utvinningstillatelser vil vanligvis bestå av en serie beslutningspunkter og aktiviteter frem mot en eventuell innlevering av en utbyggingsplan. Ved beslutningspunktene vil selskapene normalt stå overfor en beslutning om å fortsette arbeidsforpliktelsen eller oppgi tillatelsen i sin helhet.

  • Rettighetshaverne skal normalt tilbakelevere det området av utvinningstillatelsen som ikke er omfattet av en utbyggingsplan etter utløpet av den initielle perioden. Denne regelen vil gjelde for de tillatelser som blir tildelt med en arbeidsforpliktelse som leder helt frem mot innsendelse av en plan for utbygging og drift.

  • Areal innenfor det forhåndsdefinerte området som blir tilbakelevert i perioden fra utlysning til søknadsfristen skal fortløpende inkluderes i utlysningsområdet.

  • Arbeidsforpliktelsene i fremtidige konsesjonsrunder i modne områder vil bli offentliggjort.

Arbeidsforpliktelsene som nå er introdusert i modne områder vil langt på vei sikre at den plikten rettighetshaverne har til å påse at alle økonomiske ressurser i tildelte områder blir utforsket og utbygd, blir oppfylt i nye utvinningstillatelser i modne områder. For eksisterende utvinningstillatelser må myndighetene bruke andre virkemidler for å sikre at enten aktivitetsplikten blir overholdt eller at utvinningstillatelsen blir overdratt til andre selskaper eller tilbakelevert til staten.

I 2003 gjennomgikk myndighetene alle utvinningstillatelser i letefasen på norsk kontinentalsokkel for å kartlegge utvinningstillatelser med liten eller ingen aktivitet. I utvinningstillatelser hvor det ble identifisert manglende aktivitet ble operatøren innkalt til møte og bedt om å redegjøre for dette. I etterkant av dette initiativet er flere av de utvinningstillatelsene med manglende aktivitet tilbakelevert, mens rettighetshavere for andre utvinningstillatelser har fått henstilling om å legge frem konkrete planer for aktivitet som vil bli fulgt opp av myndighetene.

Regjeringen vil i kommende år intensivere fokuset på utvinningstillatelser hvor ressurspotensialet ikke blir utnyttet på en tilfredsstillende måte. Det vil i oppfølgingen av felt i moden fase og nær sluttfasen bli lagt et særlig fokus på rettighetshavernes innstilling og vilje til å bidra i arbeidet med å utvikle og påvise infrastrukturnære ressurser. Regjeringen vil understreke selskapenes ansvar for å forvalte tildelte rettigheter på en ansvarlig måte gjennom å bidra til at alle økonomiske ressurser blir identifisert og produsert.

Arealavgiften har som mål å gi selskapene på norsk kontinentalsokkel insentiver til å utforske og utnytte eventuelle ressurser i det tildelte arealet på en effektiv måte. Dersom et selskap ikke finner at det tildelte arealet inneholder tilstrekkelige interessante kommersielle muligheter, skal arealavgiften bidra til at området overdras til andre eller tilbakeleveres til staten. Omsetningen av andeler i utvinningstillatelser er mer begrenset på norsk kontinentalsokkel enn i andre petroleumsprovinser det er naturlig å sammenlikne seg med, for eksempel britisk kontinentalsokkel. Regjeringen vil vurdere endringer i avgiften for å sikre at den gir insentiver til rask og effektiv utforskning og produksjon i tildelte områder.

Oljeindustrien har påpekt at en fjerning av ordningen med netto overskuddsavtaler vil gjøre utvinningstillatelsene som omfattes av denne ordningen lettere omsettelige. Olje- og energidepartementet vil på denne bakgrunn vurdere ordningen, jf. omtale i kapittel 4.

Ivaretakelse av miljøhensyn i modne områder

Norge har alltid hatt et høyt ambisjonsnivå på miljøområdet i petroleumsvirksomheten. Dette innebærer at virksomheten på norsk kontinentalsokkel er regulert slik at den foregår innenfor forsvarlige miljørammer. Regjeringen legger vekt på at det høye ambisjonsnivået på miljøområdet videreføres i modne områder, som på kontinentalsokkelen for øvrig. Et godt eksempel på hvilke avveininger som bør ligge til grunn for miljøtiltak særlig i de modne områdene, er målet om null miljøfarlige utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten. Målet gjelder allerede nå for nye selvstendige utbygginger og innen utgangen av 2005 for eksisterende installasjoner. Målet om null miljøskadelige utslipp ble presisert i St.meld. nr. 25 (2002–2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand . Her slo Regjeringen blant annet fast at det ved valg av tiltak for hvert felt skal foretas en helhetsvurdering av flere forhold, herunder miljømessige konsekvenser, sikkerhetsmessige konsekvenser, reservoartekniske forhold og kostnadsmessige forhold.

Regjeringen vil:

  • Gjennomføre årlige konsesjonsrunder som omfatter alt modent areal på norsk kontinentalsokkel.

  • Sette vilkår i nye utvinningstillatelser som sikrer at rettighetshaverne kontinuerlig arbeider aktivt med utforskning, utbygging og drift i de tildelte områdene og at areal som ikke blir fulgt opp på denne måten blir tilbakelevert.

  • Sørge for at utformingen av arealavgiften gir selskapene insentiver til rask og effektiv utforskning og utnyttelse av mulige ressurser i tildelte områder.

  • Informere nye aktører om mulighetene på norsk kontinentalsokkel ved aktivt å oppsøke selskaper, som gjennom tidligere erfaring har vist at de har evne og kapasitet til aktivt å bidra til verdiskaping.

  • Følge opp at rettighetshaverne oppfyller sin plikt til å bidra til at alle økonomiske ressurser i tildelte områder blir påvist og produsert.

  • Sørge for at det høye ambisjonsnivået på miljøområdet opprettholdes, og sikre fortsatt god sameksistens med fiskerinæringen.

3.2.2 Letepolitikken i umodne områder i Nordsjøen og Norskehavet – skuffende resultater av letevirksomheten de siste år

I de umodne områdene av norsk kontinentalsokkel er det fortsatt mulig å gjøre nye store funn. Dersom det viser seg at det er mulig å finne produserbare mengder i disse områdene, er det også en stor oppside i ressursanslagene. Mulighetene for å gjøre nye, store enkeltfunn i umodne områder bidrar til at norsk kontinentalsokkel fremdeles er konkurransedyktig i et internasjonalt perspektiv, og områdene har fremdeles potensiale til å tiltrekke seg interessen fra de største internasjonale oljeselskapene.

Det som kjennetegner umodne områder er at geologien er mindre kjent. Dette gjør at sannsynligheten for å gjøre funn blir mindre. Dette, kombinert med mangel på utbygd infrastruktur og krevende tekniske utfordringer, begrenser mangfoldet av aktører som er egnet til å lete etter slike ressurser. I tillegg til å ha bred erfaring og teknisk og geologisk kompetanse, må aktørene som opererer i disse områdene ha et solid finansielt fundament.

De senere års leteresultater i umodne områder, spesielt boringer på prospekter i utvinningstillatelser tildelt i 16. konsesjonsrunde, har så langt ikke gitt de forventede resultater. I forkant av 16. konsesjonsrunde var det stor optimisme knyttet til flere prospekter som ble tildelt. Det tildelte arealet inneholdt i følge ODs vurderinger 25 prospekter med en forventet, risikojustert ressursmengde på 345 mill. Sm3 o.e. Ved tildelingstidspunktet hadde mange selskaper blant annet store forventninger til prospektene som er alminnelig kjent som «Presidenten», «Havsule» og «Solsikke». Brønn 6406/5-1 («Presidenten») påviste om lag 8 mill. Sm3 o.e., som var betydelig mindre enn forventet, men resultatet viser at det er petroleum i området og flere prospekter gjenstår å bli boret innenfor utvinningstillatelsen. Funnsannsynligheten for de gjenværende prospektene i utvinningstillatelsen er, ifølge OD, ikke redusert etter den første boringen. Brønnene 6404/11-1 («Solsikke») og 6403/10–1 («Havsule») viste seg å være tørre.

Leteresultatene fra 16. konsesjonsrunde har hittil påvist ca. av forventningsestimatene og ingen av funnene som er gjort er vurdert som kommersielle i dag. Det gjenstår fremdeles å bore flere brønner i utvinningstillatelsene tildelt i 16. konsesjonsrunde.

Når det gjelder boringer i brønner tildelt i 17. konsesjonsrunde, har det så langt bare blitt boret én brønn. Denne brønnen, 6407/5-1, ble boret på det såkalte «Elida»-prospektet og det ble gjort et oljefunn. Det er for tidlig å si om funnet er drivverdig, men det ble gjort i et område som tradisjonelt har vært ansett som en gassprovins, og dette oljefunnet er oppmuntrende med hensyn til videre leting i området.

Utlysningen av 18. konsesjonsrunde innebærer et betydelig løft i tilgjengelighet av nytt leteareal på norsk kontinentalsokkel. Med 95 utlyste blokker eller deler av blokker er 18. konsesjonsrunde den største runden i umodne områder siden første konsesjonsrunde i 1965.

Det utlyste arealet representerer svært varierte utfordringer med både store prospekter med relativt lave funnsannsynligheter og mindre prospekter hvor sannsynligheten for å gjøre funn er betydelig større. De utlyste blokkene strekker seg over store geografiske områder og inneholder både kjente og delvis kjente letemodeller, så vel som helt nye letemodeller som tidligere ikke har vært testet ved boring. Letemodellene i de utlyste områdene er av en slik beskaffenhet at det forventes en langvarig og gradvis utforskningsaktivitet før potensialet i de utlyste områdene er avdekket.

Utfordringer i umodne områder

Forutsetningen for å sikre ressurstilveksten fra umodne områder er at industrien får tilgang til de prospektive områdene. I motsetning til situasjonen i enkelte deler av de modne områdene er ikke ressursene i umodne områder tidskritiske. Rask og konstant tilgang til alle umodne områder er derfor ikke nødvendig på samme måte som i modne deler av kontinentalsokkelen. Det vil derfor fortsatt være behov for ordinære konsesjonsrunder selv om behovet for en styrt, sekvensiell utforskning er redusert.

Leteresultatene fra de umodne områdene i Norskehavet i de senere år utgjør en stor utfordring for de geologiske miljøene. Utfordringen består i å bruke den informasjonen som har kommet gjennom de siste års leteaktivitet på en kreativ måte som fører til nye ideer og nye letekonsepter.

I de siste konsesjonsrunder har en sett en tendens til at selskapene leverer svært smale søknader i umodne områder, dvs. at hvert selskap søker på kun én eller svært få utvinningstillatelser. Resultatet av slike smale søknader er at relativt få utvinningstillatelser blir tildelt i hver runde selv om store områder gjøres tilgjengelige. Målsettingen om effektiv utforskning hvor det letes tidsriktig etter alle økonomiske ressurser i umodne områder blir dermed ikke oppfylt.

For å møte de tekniske og organisatoriske utfordringene knyttet til bl.a. dypt vann, høyt trykk, høy temperatur, ukjent geologi og miljø spiller fortsatt teknologisk utvikling en sentral rolle i umodne områder. Videre teknologisk utvikling kan også gi viktige bidrag til å redusere kostnadene knyttet til leting og utbygging i disse krevende områdene.

I motsetning til modne områder hvor nye og mindre aktører kan spille en viktig rolle er det i umodne områder viktig med fortsatt interesse fra de største internasjonale selskapene. Det er disse selskapene som har kompetansen, erfaringen og den finansielle styrken til å møte utfordringene i disse krevende områdene.

Regjeringens tiltak – arealtilgang

For å møte utfordringen med manglende ressurstilvekst fra umodne områder, samt for å beholde interessen fra de største aktørene, er det viktig at industrien gis tilgang til de områdene som de anser for å være mest prospektive. Regjeringen valgte derfor å utlyse en meget omfattende 18. konsesjonsrunde. Med unntak av området i Nordland VI, har industrien i denne utlysningen fått tilgang til nesten alle de områdene som de gjennom nomineringene har gitt uttrykk for at er mest interessante. I tråd med industriens egne ønsker, som kom til uttrykk i KonKrafts aktivitetsprosjekt, inkluderer dette områder som kun ble nominert av ett selskap. Utlysningen er med dette blitt den største utlysningen i umodne områder siden første konsesjonsrunde i 1965.

Figur 3.6 Norske konsesjonsrunder

Figur 3.6 Norske konsesjonsrunder

Kilde: Oljedirektoratet

Industrien har med dette fått tilgang til store deler av de lite utforskede områdene i Nordsjøen og Norskehavet. Forholdene er dermed lagt til rette for en effektiv utforskning av store deler av de umodne områdene i disse petroleumsprovinsene. Med den omfattende utlysningen i 18. konsesjonsrunde og utlysning av alt modent areal i TFO-rundene, har Regjeringen gitt industrien tilgang til mesteparten av de prospektive områdene både i Norskehavet og Nordsjøen. Det er nå opp til industrien å utforske disse store områdene på en effektiv måte.

Dersom konsesjonsrunder i umodne deler av norsk kontinentalsokkel skal oppnå målsettingen fra industrien og myndighetene om effektiv utforskning av disse områdene, må selskapene følge opp myndighetenes utlysninger med brede søknader. Det er klart at målet om den langsiktige utviklingsbanen vil være umulig å oppnå dersom sentrale aktører på norsk kontinentalsokkel ikke følger opp på dette området. Regjeringen mener at dette er et forhold det er relevant å legge vekt på i tildelinger av utvinningstillatelser i umodne områder. Dette betyr ikke at selskapene skal søke på blokker hvor de ikke ser lønnsomme prospekter. Poenget er at de selskapene som skal få tildelt de viktigste områdene på kontinentalsokkelen, og dermed få de mest sentrale posisjonene i å videreutvikle norsk kontinentalsokkel, også må være de selskapene som på best mulig måte kan bidra til å realisere det fulle potensialet for utnyttelse av ressursene på kontinentalsokkelen.

Det var i forkant av utlysningen til 18. konsesjonsrunde rettet stor oppmerksomhet mot områdene rundt Lofoten, det såkalte Nordland VI-området. I sin behandling av spørsmålet om videre petroleumsaktivitet i området fra Lofoten og nordover besluttet Regjeringen at det ikke skal åpnes for videre petroleumsvirksomhet i Nordland VI. Regjeringen mener det til nå ikke er demonstrert at hensynet til fiskeriene og miljøet kan ivaretas på en tilfredsstillende måte ved oppstart av petroleumsvirksomhet i området. En nærmere vurdering av dette spørsmålet vil bli foretatt når den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet foreligger. For en mer utfyllende omtale av ULB og Regjeringens konklusjoner vises det til kap. 3.2.3.

I likhet med utfordringene i modne områder er det viktig at også areal som blir tildelt i umodne områder utforskes raskt og effektivt. Regjeringen vil derfor i 18. konsesjonsrunde og fremtidige konsesjonsrunder i umodne områder vurdere å introdusere liknende arbeidsforpliktelser som for utvinningstillatelser tildelt innenfor de forhåndsdefinerte områdene (TFO). Det er spesielt viktig i umodne områder at slike arbeidsforpliktelser er fleksible og tilpasset hver enkelt utvinningstillatelse.

18. konsesjonsrunde er en av de største som noen gang er utlyst i umodne områder. Regjeringen vil derfor nøye vurdere erfaringene fra denne konsesjonsrunden. Basert på disse vurderingene vil Regjeringen ta stilling til hyppigheten og innretningen på fremtidige konsesjonsrunder i umodne områder.

Regjeringen vil:

  • Arrangere konsesjonsrunder i umodne områder med et omfang og hyppighet som ivaretar behovet for leteaktivitet i umodne områder.

  • Pålegge arbeidsforpliktelser i umodne områder som sikrer rask og effektiv utforskning av tildelt areal.

3.2.3 Barentshavet– lite utforsket petroleumsprovins med stort potensiale

Barentshavet er i dag den minst utforskede delen av norsk kontinentalsokkel. I likhet med de øvrige umodne områdene, er usikkerheten knyttet til ressursanslagene i Barentshavet stor. Dette gir muligheter for en betydelig oppjustering av forventningsestimatene dersom ubekreftede letemodeller blir bekreftet ved funn. Sammen med områdene på dypt vann i Norskehavet og områdene utenfor Lofoten, vurderes Barentshavet som den petroleumsprovinsen der det er størst sannsynlighet for å gjøre nye, store funn i fremtiden.

Potensialet for uoppdagede ressurser i den delen av Barentshavet som ligger utenfor omstridt område forventes å være 990 mill. Sm3 o.e., tilsvarende i underkant av 30 pst. av totale uoppdagede ressurser på norsk kontinentalsokkel. Fra de første utvinningstillatelsene ble tildelt i Barentshavet i 1980 og frem til i dag er det boret 61 letebrønner. Resultatene fra disse boringene har vært blandete, men det er gjort mange gassfunn i Hammerfestbassenget der Snøhvit, som nå er under utbygging, er lokalisert. På grunn av manglende lønnsomme funn har interessen fra industrien vært variert. Dette var bakgrunnen for at myndighetene i 1997 gjennomførte «Barentshavprosjektet» hvor det ble tildelt utvinningstillatelser med gunstige betingelser, herunder redusert arealavgift, for å revitalisere interessen for området. Tildelingene som ble gjort i denne runden resulterte bl.a. i oljefunnet Goliat.

I 2001 ble all petroleumsvirksomhet i Barentshavet innstilt inntil Regjeringen hadde gjennomført en konsekvensutredning av helårig petroleumsaktivitet i området (ULB). Denne ble ferdigstilt høsten 2003, og Regjeringen fattet i desember 2003 beslutning om at petroleumsvirksomheten i Barentshavet syd kunne videreføres med visse unntak. I dag er Statoil, Norsk Hydro og Eni Norge operatører for utvinningstillatelser i Barentshavet.

Forutsetninger for petroleumsvirksomhet i Barentshavet

Det er knyttet en rekke utfordringer til petroleumsaktivitet i Barentshavet. Den geografiske beliggenheten gjør at det er langt til markedene og pr. i dag er det ingen infrastruktur i området. Dette er hovedsakelig en utfordring ved utbygging av gassfunn. Den teknologiske utviklingen har imidlertid gjort avstandene og mangel på infrastruktur til en mindre utfordring enn hva den var tidligere. Med utbyggingen av Snøhvitfeltet ser man at prosjekter som for bare få år siden ikke var mulig å realisere nå blir gjennomført grunnet den teknologiske utviklingen som har ført til utbyggingsløsninger med vesentlig lavere kostnader.

Også på miljøsiden vil teknologisk utvikling være av stor betydning for å finne kostnadseffektive løsninger som ivaretar miljøkravene petroleumsvirksomheten må operere under i dette området. Regjeringen har satt som en forutsetning for videre aktivitet i Barentshavet at det ikke skal være utslipp til sjø under normal drift. Dette er en vesentlig skjerping av kravene i forhold til det som gjelder ellers på kontinentalsokkelen. Det vises til vedlegget som oppsummerer ULB-arbeidet for en detaljert gjennomgang av de krav som er stilt. Det er viktig at oljeselskapene demonstrerer at de etterlever de kravene som er satt. Dette vil kreve vilje til å utprøve og ta i bruk ny teknologi.

Sameksistens med andre næringer har helt siden oppstarten av petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel stått sentralt. Særlig har forholdet til fiskeriene vært viktig. Ettersom petroleumsvirksomheten har flyttet seg nordover, hvor fisket er mer intensivt, har betydningen av å finne frem til gode sameksistensløsninger blitt større. Det faktum at det i Barentshavet så langt ikke er gjennomført feltutbygginger gjør at informasjonsbehovet her er større enn i Norskehavet og Nordsjøen. Det er over tid etablert gode ordninger som skal sikre at fiskeriinteressene blir informert og hørt om planlagt petroleumsaktivitet, som skyting av seismikk og leteboring. Det er likevel viktig at oljeselskapene, i tillegg til disse ordningene, selv er aktive og informerer godt om sine planlagte operasjoner til de som blir berørt.

Arealtilgang

Det foreligger planer om å bore på prospekter i flere av utvinningstillatelsene som ble tildelt i «Barentshavprosjektet» i 1997. Før det er aktuelt å tildele nye utvinningstillatelser i umodne områder av Barentshavet vil Regjeringen avvente resultatene fra disse boringene. På bakgrunn av disse resultatene vil Regjeringen vurdere behovet for at, og eventuelt på hvilke måter, blokker i umodne deler av Barentshavet bør inkluderes i en fremtidig konsesjonsrunde.

For de mer modne områdene rundt Snøhvit er disse inkludert i det forhåndsdefinerte området og dermed tilgjengelig for industrien gjennom de årlige tildelingsrundene i forhåndsdefinerte områder.

Utredningen av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten – Barentshavet (ULB)

Innledning

Høsten 2001 bestemte Regjeringen at det skulle gjennomføres en konsekvensutredning av helårig petroleumsaktivitet i området fra Lofoten og nordover. Havområdene fra Lofoten og nordover, inklusive Barentshavet, inneholder betydelige naturressurser av fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Områdene er således svært viktige både økologisk sett og for fiskerivirksomheten. Dette var bakgrunnen for initiativet i Sem-erklæringen om å klargjøre om det er mulig å drive helårig petroleumsvirksomhet i nordområdene fra Lofoten og nordover uten at det oppstår uakseptable skadevirkninger på miljøet og i sameksistens med fiskerinæringen og andre samfunnsinteresser. Dette var utgangspunktet for arbeidet med ULB.

Prosessen

Tidlig i 2002 ble det satt sammen en styringsgruppe bestående av Miljøverndepartementet, Fiskeridepartementet, samt Olje- og energidepartementet (OED), som ledet gruppen. OED opprettet også et sekretariat for utredningen, som skulle foreta den faglige koordineringen av grunnlagsutredningene som er utarbeidet under ULB. Det Norske Veritas (DNV) ble engasjert til å forestå denne oppgaven. Styringsgruppen utarbeidet et utkast til utredningsprogram som ble sendt på høring i juni 2002. Basert på innspillene fra høringsinstansene ble det endelige programmet for utredningen ferdigstilt og grunnlagsutredningene ble satt ut til forskjellige fagmiljøer.

I alt er det gjennomført 27 faglige grunnlagsutredninger for ULB om forskjellige temaer. I tillegg er også 7 rapporter som beskriver nåtilstanden i området, og som er felles for alle utredningene under den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet, benyttet i ULB-arbeidet. Grunnlagsutredningene for ULB er sammenstilt i en faglig sammendragsrapport. Både sammendragsrapporten og grunnlagsutredningene ble lagt frem for høring med høringsfrist 1. oktober 2003. Det kom inn 66 høringsuttalelser i den siste høringsrunden. Høringsuttalelsene til utredningen har vært en viktig del av Regjeringens beslutningsgrunnlag i dette spørsmålet.

I ULB-prosessen har åpenhet og involvering av berørte interesser stått sentralt. I tillegg til høringen av programmet og sammendragsrapporten (inkludert grunnlagsutredningene) har OED, med deltakelse fra Fiskeridepartementet og Miljøverndepartementet, i forbindelse med begge høringene avholdt særskilte høringsmøter med berørte interessegrupper og lokale myndigheter. I tillegg ble det i april 2003 avholdt et åpent fagseminar i Tromsø hvor forfatterne av de ulike grunnlagsstudiene presenterte sine foreløpige konklusjoner.

Regjeringens konklusjoner

På bakgrunn av ULB-arbeidet og høringsuttalelsene har Regjeringen besluttet at det ikke skal åpnes for videre petroleumsvirksomhet i Nordland VI. Områdets spesielle karakter som gyteområde for viktige fiskeslag og områdets betydning som fangstområde er tillagt betydelig vekt. Regjeringen mener det til nå ikke er demonstrert at hensynet til fiskeriene og miljøet kan ivaretas på en tilfredsstillende måte ved oppstart av petroleumsvirksomhet i området. En nærmere vurdering av dette spørsmålet vil bli foretatt når den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet foreligger. Konsesjonsperioden for de aktuelle tillatelsene vil da kunne bli forlenget.

Dette innebærer at de to utvinningstillatelsene (PL 219 og PL 220) som er tildelt i området ikke kan gjenoppta sine aktiviteter og at nye tildelinger ikke vil bli foretatt. Det vil således ikke være noen form for petroleumsvirksomhet i dette området inntil den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet foreligger.

I lys av resultatene fra ULB og høringsuttalelsene til utredningen har Regjeringen åpnet for videre helårig petroleumsvirksomhet i de allerede åpnede områdene i Barentshavet syd, med visse unntak. Unntakene er de kystnære områdene utenfor Troms og Finnmark og de særlig verdifulle områdene: polarfronten, iskanten, Bjørnøya og Tromsøflaket.

Snøhvitutbyggingen ble i 2002 godkjent av Stortinget. Snøhvit-strukturen ligger utenfor Tromsøflaket, men Albatross og Askeladd, som også er en del av utbyggingen, ligger delvis innenfor. Det er viktig å knytte tilleggsressurser til feltet for å utnytte den infrastrukturen som blir etablert i forbindelse med Snøhvit-utbyggingen. Regjeringen åpner derfor for at det kan letes etter tilleggsressurser av gass til Snøhvit, også på Tromsøflaket.

Når det gjelder Goliat ligger denne utvinningstillatelsen like utenfor Tromsøflaket. Regjeringen åpner for at rettighetshaverne på Goliat kan foreta de nødvendige avgrensningsboringene for å avklare om feltet kan bygges ut. Det understrekes at denne beslutningen ikke innebærer et endelig ja til utbygging av Goliatfeltet hvis dette skulle bli aktuelt. Dette må det tas stilling til når rettighetshaverne fremmer sin utbyggingsplan. Det blir da opp til selskapene å demonstrere at en eventuell utbygging tar tilstrekkelig hensyn til miljøet og det særlig verdifulle området.

En beslutning om videreføring av aktivitetene i Barentshavet nå er viktig for at oljeindustrien kan bore letebrønner i konsesjonsbelagt område, slik som de har foreslått, i løpet av høsten 2004 og våren 2005. Dette vil gi verdifull informasjon om prospektiviteten i området, og det kan gi en positiv effekt på aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen.

I St.meld. nr. 12 (2001–2002) Rent og rikt hav (Havmiljømeldingen) presenterte Regjeringen et opplegg for en helhetlig forvaltning av våre havområder. Det skal etableres helhetlige forvaltningsplaner for havområdene, med Barentshavet som første område. Disse må ha bærekraftig utvikling som sentral målsetning, og forvaltningen av økosystemene må bygge på føre-var-prinsippet og skje ut fra respekt for naturens tålegrenser. Viktige elementer vil være økosystemtilnærming, bl.a gjennom etablering av miljøkvalitetsmål. Formålet med forvaltningsplanen for Barentshavet er å etablere rammebetingelser som gjør det mulig å balansere næringsinteressene knyttet til fiskeri, sjøtransport og petroleumsvirksomhet innenfor rammen av en bærekraftig utvikling. Det vil være et sentralt element i planen at den skal avdekke kunnskapshull og peke på behov for forskning og tiltak.

I Sem-erklæringen sier Regjeringen at den vil «foreta en vurdering av petroleumsfrie fiskerisoner. Vurderingen skal omfatte områdene fra Lofoten og nordover, inkludert Barentshavet.» Olje- og energidepartementet og Fiskeridepartementet nedsatte tidlig i 2003 en arbeidsgruppe som skulle vurdere mulighetene for sameksistens mellom fiskerisektoren og petroleumssektoren i området Lofoten-Barentshavet. Gruppen leverte sin rapport i juli 2003. Regjeringen ønsker å videreføre arbeidet i denne gruppen for å vurdere spørsmål mellom petroleumssektoren og fiskerisektoren, inkludert å få belyst behovet for eventuelle petroleumsfrie fiskerisoner i området Lofoten-Barentshavet. Regjeringen vil i lys av arbeidsgruppens anbefaling og den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet vurdere opprettelsen av petroleumsfrie fiskerisoner.

Figur 3.7 Kart over ULB-området

Figur 3.7 Kart over ULB-området

Kilde: Oljedirektoratet

Tiltak

Det er en grunnleggende forutsetning for Regjeringens forslag at det skal stilles strenge krav til petroleumsvirksomheten i området. Kravene skal hovedsaklig bidra til å redusere risikoen i forbindelse med virksomheten. I ULB er det spesielt nevnt tre temaer hvor det bør settes inn tiltak. Disse er knyttet til oljevern, skipstrafikk og kartlegging av sjøfugl.

Regjeringen har satt som en betingelse for videreføring av aktivitetene i Barentshavet at oljevernet tilknyttet virksomheten er det beste til enhver tid. Det er oljeselskapene som er ansvarlige for beredskapen knyttet til sine operasjoner og Regjeringen vil påse at tilstrekkelige ressurser settes inn for å minimere risikoen knyttet til disse operasjonene. Barentshavet byr på en rekke utfordringer knyttet til oljevern som mørke, ising m.v. Regjeringen legger til grunn at gode løsninger for å takle disse utfordringene er på plass innen det er aktuelt med utbygging av felt i Barentshavet. OED vil samarbeide med andre relevante myndigheter for å utarbeide strenge krav til virksomheten.

I forhold til kartlegging av sjøfugl er det nødvendig med nye undersøkelser for å styre kunnskapsnivået. OED vil ta et initiativ overfor relevante myndigheter, fagmiljøer og petroleumsindustrien for å få i stand et prosjekt som kan bedre kunnskapen om sjøfugl i området.

Et eventuelt stort oljeutslipp fra norsk petroleumsvirksomhet vil kunne få betydelige virkninger for fiskeri- og havbruksnæringen, og regjeringen vil sette ned et utvalg for å vurdere erstatningsordninger for norsk fiskeri- og havbruksnæring. En slik ordning ble i stor grad etterspurt på høringsmøter som departementet hadde med fiskeriorganisasjonene.

I arbeidet med ULB ble det foretatt en generell gjennomgang av kunnskapsgrunnlaget. Manglende kunnskap som er viktig for å si noe om konsekvensene av petroleumsvirksomhet på miljø og andre næringer er identifisert i ULB, og oppfølging er foreslått. Øvrige områder hvor det er påpekt manglende kunnskap, men som ikke er direkte relevant for ULB, vil bli vurdert i forbindelse med det videre arbeidet med den helhetlige forvaltningsplanen. En sentral del av arbeidet med forvaltningsplanen vil være å identifisere kunnskapshull og peke på behov for forskning og tiltak.

Samiske forhold

I høringsperioden for ULB ble det avholdt et møte mellom myndighetene og representanter for samiske interesser. På møtet deltok representanter fra Olje- og energidepartementet, Kommunal- og regionaldepartementet, Landbruksdepartementet, Sametinget, Norske Reindriftssamers Landsforbund og Reindriftsstyret. Det ble diskutert ulike tiltak for oppfølging på bakgrunn av utredningen «Petroleumsvirksomhet i Lofoten-Barentshavet og samiske forhold» som ble utarbeidet under ULB. Følgende punkter vil bli fulgt opp fra myndighetene:

  • Snøhvitutbyggingen ble godkjent av Stortinget i 2002 og skal være i produksjon fra 2006. For å få kunnskap om hvilke konsekvenser dette prosjektet faktisk har hatt for samiske forhold når produksjonen har pågått noen år skal det derfor utføres et flerfaglig forskningsprosjekt for å kartlegge de faktiske konsekvenser av Snøhvitutbyggingen på samiske næringer, kultur og samfunn. I etterkant av dette arbeidet vil man i dialog med Sametinget og reindriftens organisasjoner vurdere avbøtende tiltak for å begrense eventuelle negative konsekvenser av utbyggingen for samiske næringer, kultur og samfunn.

  • Det er viktig at konsekvenser for samiske forhold blir tilstrekkelig belyst ved utbygging av petroleumsressurser. Det vil derfor tas inn i veilederen til konsekvensutredninger for feltutbygginger at konsekvenser for samiske interesser og reindriftsinteresser skal inngå i konsekvensutredningene der dette er relevant.

  • Reindriften er generelt sårbar overfor ulike typer utbygginger og inngrep. Små inngrep kan gjøre stor skade. Regjeringen har som målsetting å styrke vernet av reindriftsarealene, jf. St.meld. nr. 33 (2001–2002) Tilleggsmelding om samepolitikken . Dette gjør det nødvendig å se de ulike tiltak og inngrep i sammenheng. Det arbeides for tiden med en klassifikasjon av beiteareal for rein der målet er å synliggjøre de ulike områders viktighet. I tilknytning til dette vil det bli vurdert i hvilken utstrekning utredninger er nødvendige for å synliggjøre konsekvenser for reindriften av en generell samfunns- og infrastrukturutbygging i reinbeiteområdene.

Sameksistens mellom fiskerinæringen og oljevirksomheten

Olje- og energidepartementet og Fiskeridepartementet nedsatte i 2003 en gruppe som skulle vurdere mulighetene for sameksistens mellom fiskerinæringen og petroleumsnæringen i området Lofoten – Barentshavet. Gruppen bestod av representanter fra de to departementene samt Oljedirektoratet, Fiskeridirektoratet, Havforskningsinstituttet, Oljeindustriens Landsforening og Norges Fiskarlag.

Gruppen identifiserte i sitt arbeid tre områder av særlig viktighet for fiskeriaktiviteten, hvor en ser behov for operasjonelle begrensninger for petroleumsvirksomheten i fasene seismikk, leteboring og produksjon. Disse er gjengitt i Tabell 3.1. Områdene er vist på figur 3.8.

Tabell 3.1 Spesifikke tilrådinger mht. seismikk, leteboring og produksjon

  Seismikk Leteboring Produksjon
Havområder i Lofoten – Barentshavet Sør som ikke nevnes nedenfor Arbeidsgruppen har ikke fremmet forslag om stedspesifikke tiltak.
Havområder øst for 400 meters vanndyp i Nordland VI, VII og Troms II Innsamling av seismikk bør ikke tillates i perioden desember – april.Innsamling av seismikk bør ikke tillates under innsiget av sild til Lofoten, vanligvis i perioden august – september. I denne perioden bør seismikkfartøy ha fiskerifaglig kvalifisert følgefartøy, og innhenting av seismikk legges opp slik at den ikke forstyrrer innsiget av sild til overvintringsområdene. Leteboring, inklusive forberedende arbeider, bør ikke tilllates i perioden desember – april. Leteboring i mulig oljeførende lag bør ikke tillates i mai. Arbeidsgruppen har har ikke kunnet samle seg om en konklusjon om at petroleumsvirksomhet vil være forenelig med å ivareta hensynet til fiskeressurser og fiskeriaktiviteter på en god måte i området.
Et belte med en bredde på 50 kilometer langs kontinentalsokkelskråningen i Troms I, III og sør for 72°30’N I Bjørnøya Vest Innhenting av seismikk bør ikke gjennomføres i første kvartal.Vilkår for innsamling av seismikk under innsiget av sild til Lofoten tilsvarende som for delområdet ovenfor. Leteboring, inklusive forberedende arbeider, bør ikke gjennomføres nord for 71°N i første kvartal.Sør for 71°N bør leteboring, inklusive forberedende arbeider, ikke gjennomføres i perioden desember-april. Leteboring i mulig oljeførende lag bør ikke gjennomføres i mai. Ingen stedsspesifikke begrensninger.
Et belte på 35 kilometer langs kysten i Troms III, Finnmark Vest og Øst Vilkår for innhenting av seismikk avklares mellom berørte myndigheter og næringsinteresser i forkant av de planlagte aktivitetene. Petroleumsvirksomhet i disse områdene synes ikke aktuelt i overskuelig framtid. Vilkår for leteboring og produksjon er derfor ikke drøftet nærmere.

Regjeringen vil legge disse anbefalingene til grunn ved vurdering av vilkår og mulige begrensninger for petroleumsaktiviteten av hensyn til fiskeriaktiviteten ved eventuelle fremtidige tildelinger av nye utvinningstillatelser i Barentshavet. Borebegrensninger i Barentshavet er tidligere omtalt i St.meld. nr. 40 (1988–89).

Figur 3.8 Områder i Lofoten-Barentshavet med forslag til spesifikke
 tiltak

Figur 3.8 Områder i Lofoten-Barentshavet med forslag til spesifikke tiltak

Kilde: Olje- og energidepartementet

Regjeringen vil:

  • Gjenåpne for helårig petroleumsaktivitet i Barentshavet Syd med unntak av de kystnære områdene og de særlig verdifulle områdene rundt Bjørnøya, Tromsøflaket, iskanten og polarfronten.

  • Vesentlig styrke oljevernberedskapen i området Lofoten-Barentshavet.

  • Arbeide for å redusere risikoen knyttet til eksport av petroleum med skip.

  • Igangsette programmer for å fylle kunnskapshull, herunder kartlegging av sjøfugl.

  • Arbeide for at petroleumsvirksomheten innrettes på en slik måte at den bidrar til verdiskaping og sysselsetting i landbasert virksomhet i regionen. Vurderinger og krav om dette vil være aktuelt i forbindelse med behandling av utbyggingsplaner og feltspesifikke konsekvensutredninger.

  • Sette ned et utvalg for å vurdere erstatningsordninger for fiskeri- og havbruksnæringen ved eventuelle store oljeutslipp fra norsk petroleumsvirksomhet.

3.3 Store verdier i modne felt og områder

Figur 3.9 Ressurser i eksisterende felt

Figur 3.9 Ressurser i eksisterende felt

Kilde: Oljedirektoratet

De modne feltene 1 på norsk kontinentalsokkel preges i dag av fallende produksjon og liten endring i driftskostnader. Dette fører til at enhetskostnadene øker. Utviklingen i enhetskostnadene vil være avgjørende for nedstengingstidspunkt og for mulighetene for økt utvinning og tilknytning av mindre felt. Dersom ikke ny teknologi, nye organisasjonsformer og arbeidsprosesser tas i bruk sammen med tiltak for økt utvinning og innfasing av tilleggsressurser, vil felt i moden fase eller i sluttfasen av sin levetid stenges ned, arbeidsplasser gå tapt og store verdier forbli urealisert for samfunnet.

3.3.1 Store verdier i økt utvinning

Ressurspotensialet og potensialet for fremtidig verdiskaping fra felt i moden fase er betydelig. Tiltak for økt utvinning kan gi om lag 900 mill. Sm3 o.e. 2 , som tilsvarer ca. ett og et halvt Statfjordfelt. Innsats for å øke verdiskapingen fra modne felt og områder spiller derfor en viktig rolle for å nå den langsiktige utviklingsbanen, jf. figur 3.10.

Figur 3.10 Betydningen av økt utvinning for å nå den
 langsiktige utviklingsbanen

Figur 3.10 Betydningen av økt utvinning for å nå den langsiktige utviklingsbanen

Kilde: Oljedirektoratet/Olje- og energidepartementet

Gjennomføring av nødvendige tiltak og prosjekter vil imidlertid ikke skje av seg selv, men fordrer aktiv innsats fra operatører og rettighetshavere for å identifisere og beslutte lønnsomme prosjekter for økt utvinning og innfasing av tilleggsressurser i nærliggende funn og prospekter. Videre fordrer det omfattende tiltak for å gjøre driften av feltene mer effektiv, dvs. oppnå reduserte driftskostnader.

Oljedirektoratet har i samarbeid med operatørene på kontinentalsokkelen foretatt en kartlegging av over 100 konkrete prosjekter og mulige tiltak for økt utvinning i felt som per i dag er i drift. Kartleggingen viser at det er store muligheter for å øke utvinningen fra felt som er i produksjon, men den viser også at flere prosjekter har marginal lønnsomhet og/eller er avhengig av utvikling og anvendelse av ny teknologi. Det må arbeides aktivt med prosjektene fra operatørenes og rettighetshavernes side for at disse skal bli teknologisk gjennomførbare og lønnsomme.

Dersom disse prosjektene settes i gang vil målsetningen om å nå 50 pst. gjennomsnittlig utvinningsgrad for oljefelt være innen rekkevidde. Sannsynligheten for å innfri denne målsettingen økes ytterligere dersom en i tillegg lykkes med å produsere ressurser i nærliggende funn. Slik produksjon vil bidra til økt levetid for innretningene og større samlet produksjon fra hovedfeltene. Sett på denne bakgrunn er det grunn til å stille spørsmål ved om målet om en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 50 pst. for oljefelt på norsk kontinentalsokkel er ambisiøst nok.

Figur 3.11 viser effekten av ett til ti prosentpoengs økning av den gjennomsnittlige utvinningsgraden på norsk kontinentalsokkel.

Figur 3.11 Ressurstilvekst som følge av høyere utvinningsgrad

Figur 3.11 Ressurstilvekst som følge av høyere utvinningsgrad

Kilde: Oljedirektoratet

Som figur 3.11 viser er det store ressurser å hente ved hvert prosentpoeng den gjennomsnittlige utvinningsgraden heves. Hvor langt det er mulig å komme avgjøres av geologiske og geofysiske betingelser og selskapenes evne til å omsette menneskelige ressurser og tilgjengelig teknologi i lønnsomme tiltak for økt utvinning og mer effektiv drift. Rent teknologisk finnes det en rekke muligheter for å øke utvinning fra et felt. De mest anvendte teknologiene for økt utvinning på norsk kontinentalsokkel er injeksjon av vann og/eller gass for å vedlikeholde eller øke trykket i reservoaret. Injeksjon av CO2 for å øke utvinningsgraden er også en mulighet. Beregningene så langt tyder imidlertid på at bruk av CO2 ikke er lønnsomt. Mulighetene for bruk av CO2 er nærmere omtalt i kapittel 3.6.2.

I lys av de betydelige ressursene som potensielt kan utvinnes ved tiltak i felt i drift, forventer Regjeringen at operatører og øvrige rettighetshavere arbeider aktivt for å maksimere verdiskapingen og utvinningsgraden. Regjeringen mener at det må være et felles langsiktig mål å heve den gjennomsnittlige utvinningsgraden for oljefelt på norsk kontinentalsokkel ut over 50 pst. Dette vil kunne realisere betydelige verdier for næringen og for samfunnet.

3.3.2 Lavere driftskostnader – en forutsetning for videre drift av det enkelte felt

Iverksetting av tiltak for å heve utvinningsgraden og for å fase inn tilleggsressurser i omkringliggende funn og prospekter er avgjørende for feltenes fremtid. Det er her potensialet for økt verdiskaping er størst. Det er derfor viktig at operatører og rettighetshavere setter inn tilstrekkelige ressurser for å realisere disse mulighetene. Samtidig må det skje endringer i måten feltene drives på. Selv med gjennomføring av tiltak for økt utvinning og innfasing av tilleggsressurser, vil en rekke felt ha for høye driftskostnader. Figur 3.12 viser en prognose for forventet utvikling av enhetskostnader 3 for et utvalg produserende felt dersom ingen tiltak gjennomføres. Beregningen er basert på dagens kostnadsnivå for totale driftskostnader og forventet fremtidig produksjon per felt.

Figur 3.12 Forventet utvikling av enhetskostnader for et utvalg produserende
 felt på norsk kontinentalsokkel

Figur 3.12 Forventet utvikling av enhetskostnader for et utvalg produserende felt på norsk kontinentalsokkel

Kilde: Wood Mackenzie, McKinsey

Tiltak for å redusere driftskostnadene må settes inn i god tid før nedstengningstidspunktet for å tilrettelegge for arbeid med prosjekter for økt utvinning og innfasing av tilleggsressurser. Dersom en kommer sent i gang vil det ikke være tilstrekkelig tid til å modne slike prosjekter. Det eneste en da oppnår er forlengelse av driften i en svært begrenset periode, i mange tilfelle bare innenfor en periode på ett år.

Tiltak for å redusere driftskostnadene må gjennomføres både offshore og på land. Slike tiltak kan eksempelvis innebære:

  • Reduksjon av arbeidsoppgaver og bemanning offshore, dvs. konsentrasjon om de viktigste oppgavene og fjerning av mindre viktige oppgaver.

  • Økte krav til den enkelte ansatte om større fleksibilitet. Dette innbærer at personell offshore må være forberedt på å utføre mer varierte arbeidsoppgaver enn i dag.

  • Reduksjon av fast stasjonert vedlikeholdspersonell på plattformene og innføring av kampanjebasert vedlikehold, dvs. opprettelse av enheter som har ansvar for vedlikehold på flere plattformer og som utfører konsentrert vedlikehold på disse etter tur.

  • Overføring av arbeidsoppgaver og personell til land gjennom bruk av e-drift eller integrerte operasjoner. Ved bruk av nye og avanserte informasjonssystemer kan utstyr og operasjoner overvåkes og styres fra land. Ifølge Oljeindustriens Landsforening (OLF) er det mulig å redusere dagens driftskostnader med inntil 30 pst. gjennom økt bruk av e-drift. Potensialet som ligger i bruk av e-drift er nærmere redegjort for i kapittel 3.3.4.

  • Bedre utnyttelse av kapasiteten i forsyningsfartøy. Ifølge KonKrafts kostnadsrapport vil det være mulig å redusere de årlige utgiftene til forsyning av felt på norsk kontinentalsokkel med i størrelsesorden 225 mill. kroner dersom kapasitet i forsyningsfartøyene utnyttes bedre. Se for øvrig kapittel 3.3.5.

  • Bedre utnyttelse av kapasiteten ved forsynings- og helikopterbasene. Ifølge Statoil vil det være mulig å oppnå en kostnadsreduksjon på inntil 100 mill. kroner bare i Tampen-området, dersom forsynings- og helikopterbasene som betjener feltene i dette området kunne utnyttes mer optimalt. Se for øvrig kapittel 3.3.5.

Gjennomføring av tiltakene nevnt over setter store krav til fleksibilitet hos de ansatte og ledelsen i selskapene og vil kunne få betydelige konsekvenser for den enkelte arbeidstager. Aktiv og positiv medvirkning fra alle som er involvert er derfor en nødvendig forutsetning for å lykkes. Tiltakene må videre gjennomføres innenfor rammen av et forsvarlig HMS-nivå.

Videre vil det i modne områder ofte være gunstig å se flere felt i sammenheng og optimalisere driften av disse som en enhet istedenfor enkeltvis. Dette kan over tid gi mulighet for overføring av produksjon mellom plattformer og nedstenging av innretninger det ikke lenger er bruk for.

Vi ser nå en utvikling i denne retning både i Oseberg og i Tampen-området. Boks 3.1 gir en oversikt over status i dette arbeidet.

Boks 3.1 Status i arbeidet med å øke verdiskapingen i områdene Tampen og Oseberg

Tampen

I Tampen ligger de store feltene Statfjord, Gullfaks og Snorre samt en rekke mellomstore og mindre felt. De to største feltene, Statfjord og Gullfaks, er modne felt og mer enn 90 % av reservene er produsert. Statfjord, Gullfaks og Snorre er blant de største funn som er gjort i verden de siste 30 årene. Petroleumsproduksjonen fra området vil være betydelig også de neste 10 årene. Tampen er derfor et viktig område på norsk kontinentalsokkel. Statoil ble 1.1.2003 operatør for alle feltene i Tampen og grunnlaget for å høste samordningsgevinster ble dermed betydelig bedret.

Høsten 2002 startet Statoil utviklingsprosjektet «Tampen 2020», hvis formål er å optimalisere den samlede verdiskapingen i området og drive det som om det var én utvinningstillatelse. Prosjektet drives i nært samarbeid med de andre rettighetshaverne i området. Så langt er det identifisert et betydelig potensial for økt ressursutvinning i området (fra 45 til 55 mill. Sm3 o.e.1 ). Videre er det vist at verdiskapingen fra området best kan sikres gjennom optimal bruk av bestående innretninger. Det er med andre ord ikke funnet grunnlag for investeringer i nye plattformer eller større rørledninger til land. Dette betyr at man over tid vil søke å utnytte kapasiteten i området mer optimalt gjennom overføring av produksjon mellom plattformer og stenge plattformfunksjoner etter hvert som de blir overflødige.

Statoil har også iverksatt en ny driftsmodell for Tampen. Formålet med denne er primært å intensivere arbeidet med økt utvinning i området og effektivisere vedlikeholdsarbeidet knyttet til innretningene. Dette skal de oppnå gjennom å samle kompetansen på disse områdene i egne Tampenenheter. I tillegg til dette har Statoil iverksatt egne store effektiviseringsprogram på Gullfaks og Statfjord. Disse programmene har som mål å redusere driftskostnadene med 30 pst.

Tampen 2020-prosjektet skal munne ut i en områdeplan for Tampen. Planen skal være ferdig våren 2004 og vil stake ut retningen for området på kort og lang sikt samt prioritere områdearbeid på årlig basis.

Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet har aktivt fulgt opp Statoils arbeid i Tampen 2020-prosjektet. Fordi Tampen-området fortsetter å være svært viktig for norsk oljeproduksjon i årene framover, vil både departementet og direktoratet fremdeles ha betydelig oppmerksomhet rettet mot utviklingen i området.

Oseberg

I forbindelse med salget av SDØE-andeler i 2002 ble eierstrukturen i Oseberg-området utjevnet. Dette har ført til en samordning av de enkelte utvinningstillatelsene, slik at området i dag drives og videreutvikles som én enhet. Samordningen har ført til ny giv. Operatøren, Hydro, har satt i gang en rekke tiltak for å videreutvikle Oseberg-området. Blant annet arbeides det nå med å etablere en langsiktig strategi for området frem til 2015.

Det er betydelig infrastruktur i Oseberg-området og plattformene har i dag ledig kapasitet for behandling av olje. Rettighetshaverne arbeider derfor med planer for utbygging av flere nye strukturer som ligger nær eksisterende installasjoner.

Olje- og energidepartementet godkjente blant annet i 2003 plan for utbygging og drift for prosjektene Oseberg Sør J Struktur og Oseberg Vestflanken.

Hydro har i tillegg blitt tildelt betydelig areal rundt Oseberg i forbindelse med TFO 2003. Selskapet ønsker å utforske områder innen rekkevidde av eksisterende infrastruktur for å utnytte denne til produksjon av eventuelle funn.

Utviklingen i Oseberg-området har til nå vært positiv. Produksjonen fra området er fallende og det er derfor viktig at operatør og øvrige rettighetshavere har fokus på effektiv drift, økt utvinning og utbygging og produksjon av nærliggende funn. Av denne grunn vil Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet aktivt følge utviklingen i området.

1) Potensialet er eksklusive tilleggsvolum fra Statfjord senfase prosjektet.

3.3.3 Praktiske eksempler på hvilke utfordringer vi står overfor

Plattformene på Statfjordfeltet kan tjene som et godt eksempel på hvilke utfordringer en står overfor. Disse ble bygget på slutten av 1970-tallet og første halvdel av 1980-tallet og er tilpasset en produksjon på 850 000 fat/dag. Produksjonen fra plattformene er i dag på ca. 250 000 fat/dag 4 , hvorav ca. 120 000 fat/dag kommer fra Statfjordfeltet. Produksjonen over disse plattformene vil i følge prognosene fortsette å falle ut over i tid og Statoil antar at produksjonen vil bli ulønnsom i 2009 dersom ikke tiltak gjennomføres.

For å sikre en god ressursutnyttelse og maksimal verdiskaping fra Statfjordfeltet, og omkringliggende felt som benytter plattformene på Statfjordfeltet, er det viktig at mulighetene for økt utvinning utnyttes og at de samlede driftskostnadene tilpasses den fallende produksjonen. Hvis slike tiltak ikke gjennomføres kan betydelige verdier gå tapt. Per i dag vurderer operatøren, Statoil, og rettighetshaverne et eget prosjekt kalt «Statfjord senfase». Dette prosjektet kan:

  • føre til i overkant av 60 mill. Sm3 o.e. i økt utvinning

  • øke levetiden for de enkelte plattformene fra 5 til 10 år

For å få gjennomført prosjektet er det nødvendig med omfattende ombygginger av plattformene på Statfjordfeltet. Ettersom arbeidet må skje offshore innebærer det store investeringer og høy risiko. Risikoen er bl.a. knyttet til arbeidsomfang og størrelse på tilleggsproduksjon. Økonomien i prosjektet er også avhengig av fleksibilitet i forhold til gjeldende arbeidsvilkår knyttet til samsoving og nattarbeid, samt forutsigbarhet med hensyn til miljø- og avgiftspolitikk. Det er med andre ord krevende å oppnå tilstrekkelig robusthet og lønnsomhet i prosjektet.

For å understøtte lønnsom produksjon i senfasen har Statoil som mål å redusere årlige driftskostnader på Statfjord-plattformene med 30 pst. innen 2007. Viktige tiltak vil være endringer i drifts- og vedlikeholdsfilosofi, flytting av oppgaver til land og reduksjon i logistikk og anskaffelseskostnader.

Andre eksempler på felt med slike utfordringer er Brage, Njord, Gyda og Veslefrikk. Dette er forholdsvis små felt som risikerer å stenge ned innen 2 til 5 år. Fremdeles er det betydelige gjenværende verdier i feltene og i omkringliggende funn og prospekter, men disse er økonomisk marginale og derfor krevende å realisere. Realisering av disse verdiene betyr imidlertid mye for levetiden for feltet, økt verdiskaping og antall arbeidsplasser. Tilfellet Brage er nærmere beskrevet i boks 3.2.

Boks 3.2 Forlenget levetid gjennom endring av driftsformer offshore

Bragefeltet er et eksempel på hvordan reorganisering og fjerning av arbeidsoppgaver kan gi reduserte kostnader og dermed bidra til forlenget levetid. I utgangspunktet skulle Brage, hvor produksjonen er på hell, ha stengt ned i 2005. På det tidspunktet var det ventet at kostnadene ville overstige inntektene fra feltet. Gjennom iverksettelsen av tiltak for å redusere driftskostnadene forventer Hydro, som er operatør for feltet, at dette skjæringspunktet utsettes med ca. to år. Siden tiltakene ble gjennomført i 2003, forventer Hydro at det også er tid nok til å modne og beslutte andre prosjekter som kan nyttiggjøre seg Brageinstallasjonene. Dersom identifiserte prosjekter for økt utvinning gjennomføres, vil levetiden for Bragefeltet forlenges til 2009, og dersom det gjøres nye funn i tilknytning til Brage kan dette forlenge feltets levetid ytterligere ut over 2010.

Tiltakene for å redusere driftskostnadene på Brage omfatter flytting av arbeidsoppgaver til land, etablering av mer rasjonelle arbeidsprosesser, fjerning av unødvendige oppgaver, eliminering av unødvendig byråkrati, etablering av korte kommandolinjer samt å klargjøre den enkeltes arbeidsoppgaver. Tiltaket innebærer også mer fleksibel bruk av ansatte i forbindelse med vedlikeholdsarbeid. Tidligere hadde gjerne enkeltplattformer et dedikert vedlikeholdsmannskap. Hydro har nå overført slike oppgaver til et mannskap som dekker vedlikeholdsoppgaver for et større område, dvs. flere felt. Dette omtales ofte som kampanjebasert vedlikehold – i motsetning til dag-til-dag vedlikehold. Fleksibel bruk av ansatte og deres kompetanse forutsetter at ansatte må kunne stille på jobb der arbeidsoppgavene befinner seg.

Hydro har gjennomført omstillingen i nært samarbeid med de ansattes foreninger og verneapparat. Det er lagt stor vekt på å opprettholde sikkerhetsnivået både under og etter omstillingen.

Figur 3.13 Rasjonelle driftsformer forlenger levetiden

Figur 3.13 Rasjonelle driftsformer forlenger levetiden

Kilde: Norsk Hydro

Regjeringen vil:

  • Arbeide for at nødvendige tiltak gjennomføres på modne felt for å skape merverdier gjennom mer effektiv drift, økt produksjon fra eksisterende felt og realisering av forekomster som ellers ikke vil være lønnsomme. Gjennomføring av slike tiltak er primært oljeselskapenes ansvar. Arbeidet med omlegging av driften må skje i nært samarbeid med arbeidstagerne.

  • Oppfordre partene til å finne konstruktive løsninger som kan sikre verdiskaping og sysselsetting på lang sikt.

3.3.4 E-drift eller integrerte operasjoner – fremtidens driftspraksis

OLF anslår at potensialet knyttet til bruk av e-drift eller integrerte operasjoner er opp mot 8–10 pst. økt produksjon, inntil 4–5 prosentpoeng økning i utvinningsgraden og inntil 30 pst. reduksjon av driftskostnadene i forhold til dagens nivå.

E-drift eller integrerte operasjoner innebærer bruk av informasjonsteknologi til å endre arbeidsprosesser for å oppnå bedre beslutninger, til å fjernstyre utstyr og prosesser og til å flytte funksjoner og personell til land. Grunnlaget for e-drift er datateknologi som gjør det mulig å overføre informasjon uten nevneverdig tidsforsinkelse over lange avstander. Personell på land kan derfor få samme informasjon til samme tid som personell offshore. Dette åpner for muligheter til å endre måten man arbeider på. Ulike teknologier og kunnskap kobles sammen til en helhet som omformer oppgavedeling mellom hav og land, operatør og leverandører.

Mye teknologi finnes allerede, men samlet sett har petroleumsindustrien til nå i liten grad utnyttet denne. En av de store utfordringene er å få til utstrakt samarbeid mellom aktørene.

Et konkret eksempel på utnyttelse av e-drift er boresenteret ConocoPhillips har etablert i Tananger. I dette senteret møtes ulike faggrupper (geologer, petroleumsingeniører, etc.) i arbeidet med å bore brønner. De får informasjon til samme tid som den gjøres tilgjengelig på Ekofiskplattformen. Samarbeidet som oppstår i dette senteret, og mellom plattformen og senteret, bidrar til tverrfaglige vurderinger, mer effektiv bruk av tilgjengelig personell, og dermed bedre beslutninger. I tillegg er det slik at en ansatt ved et boresenter på land kan tilby faglig støtte til flere operasjoner, på ulike felt, ja i ulike land for den del. Det gjør at kompetansen kan utnyttes mye bedre. ConocoPhillips anslår at de gjennom sitt boresenter i Tananger har spart om lag 60 mill. kroner på under ett år. Innsparingene er hovedsakelig et resultat av mer effektive beslutninger og flytting av visse funksjoner til land. I tillegg til billigere brønner oppnår en bedre brønnbaner og færre tørre brønner.

Et annet konkret eksempel er Bragefeltet der ventilene i fem brønner kontrolleres direkte av produsenten ABB i Oslo. ABBs oppgave er å styre ventilene på en slik måte at produksjonen fra brønnene blir optimalisert. ABB er som produsent av utstyret den som har de beste forutsetninger for å utføre denne operasjonen. I følge Hydro har dette ført til fra 600 til 1 100 fat olje per dag i ekstra produksjon per brønn.

E-drift kan også benyttes til HMS-formål. E-drift kan lede til raskere deteksjon av faresituasjoner og avvik av betydning for personell, ytre miljø, utstyr og produksjon. E-drift vil videre kunne redusere risikoeksponering på kontinentalsokkelen og redusere behov for helikoptertransport ved at personell og funksjoner flyttes til land. Kompetansen hos personell som av helsemessige årsaker ikke lenger kan arbeide på kontinentalsokkelen kan også utnyttes ved e-drift.

En systematisk utnyttelse av e-drift vil altså bidra til økt produksjon, forlenget levetid for felt og dermed opprettholdelse av arbeidsplasser knyttet til virksomheten. Omlegging og flytting av arbeidsoppgaver til land vil kunne ha store konsekvenser for de berørte arbeidstagere. Dette gjør denne type endringer krevende å gjennomføre. En forutsetning for vellykket innføring av e-drift er derfor medvirkning fra alle involverte parter. Store verdier står på spill dersom man ikke makter å få til organisasjonsmessige tilpasninger som gjør det mulig å ta i bruk e-drift i betydelig skala på norsk kontinentalsokkel.

For fullt ut å kunne nyttiggjøre seg mulighetene som ligger i e-drift konseptet er det også utfordringer knyttet til datanettverk og standardisering. Transport av data mellom installasjoner og land er en viktig forutsetning for e-drift. Datanettverkene benytter både radiosamband, satellittsamband og fiberkabler. Eksisterende fiberkabler har gitt norsk kontinentalsokkel et fortrinn ved å åpne for kommunikasjon med høy kapasitet over lange distanser. Nettverkene er ikke fullt utbygd. Det eksisterer flere fiberkabler i Nordsjøen, med ulike eiere og driftsoperatører. Felt som skal koble seg inn på et offentlig nett på land må forhandle om pris og ytelse med flere forskjellige leverandører. Av regularitets- og sikkerhetsmessige grunner må alle datanettverksløsninger ha ringstruktur for å brukes til e-driftsløsninger.

Regjeringen vil:

  • Bidra til at potensialet for økt verdiskaping gjennom bruk av e-drift blir realisert.

  • Be Oljedirektoratet om å initiere et samarbeid mellom involverte parter for å fremme bruk av e-drift.

  • Bidra til å avklare tekniske, organisatoriske og sikkerhetsmessige spørsmål knyttet til telenettverk for overføring av data offshore.

3.3.5 Behov for effektivisering av landbasert forsyning og driftsstøtte

I følge KonKrafts kostnadsstudie er logistikk og forsyningskostnadene for 2003 estimert til totalt 3,6 mrd. kroner. Rundt 55 pst. av denne kostnaden relaterer seg til plattformdrift, mens lete- og produksjonsboring utgjør 45 pst. av de totale logistikkostnadene. Studien viser også sammenligninger som indikerer at logistikk og forsyningskostnader på norsk kontinentalsokkel ligger på samme nivå eller er litt lavere enn på britisk kontinentalsokkel.

Sentrale kostnadsdrivere for landbasert forsyning og drift på norsk kontinentalsokkel er kapasitetsutnyttelse i forsyningsfartøy og base- og driftvirksomheten.

Kapasitetsutnyttelse i forsyningsfartøy

I følge KonKrafts kostnadsstudie utgjør bruk av forsyningsfartøy rundt 45 pst. av totalkostnadene på logistikkområdet. Økt kapasitetsutnyttelse gjennom samseiling til flere innretninger er et sentralt tiltak for å få ned kostnadene til denne type tjenester. Per i dag eksisterer det et samarbeid mellom Esso og Statoil ved Dusavik-basen for forsyning av disse operatørenes felt i Sørlige Nordsjø. Dette samarbeidet har redusert forsyningsskipskostnadene med rundt 10 pst., med en forventning om 20 pst. i 2005. Shell, Statoil og Hydro har videre inngått et samarbeid om forsyning av flere felt på Haltenbanken ut fra Kristiansund. Hydro anslår at dette samarbeidet har redusert fartøykostnadene med mellom 10 og 20 pst. Potensialet for økt kapasitetsutnyttelse gjennom slikt samarbeid er imidlertid større. I KonKraftstudien vises det til at det med dagens basestruktur er mulig å spare om lag 225 mill. kroner per år gjennom bedre utnyttelse av eksisterende kapasitet i forsyningsskipene, jf. figur 3.14.

Figur 3.14 Mulig kostnadsreduksjon som følge av mer effektiv
 kapasitetsutnyttelse

Figur 3.14 Mulig kostnadsreduksjon som følge av mer effektiv kapasitetsutnyttelse

Kilde: KonKraft

Landbasert base- og driftvirksomhet på norsk kontinentalsokkel

Lokalisering av drifts- og forsyningstjenester til feltene på norsk kontinentalsokkel har vært og er viktig for regional utvikling. Det er en bekreftelse på at petroleumsvirksomheten utenfor kysten også skal kunne vises igjen i aktivitet på land. Dette har vært et bærende prinsipp for Stortingets behandling av utbyggingssaker på norsk kontinentalsokkel.

I hovedsak har denne politikken fungert godt og frem til nå både sikret regional utvikling og gitt et rimelig effektivt forsynings- og driftsmønster for feltene på norsk kontinentalsokkel. Regjeringen ønsker derfor å videreføre hovedprinsippene i denne politikken.

Per i dag eksisterer det forsynings- og helikopterbaser åtte forskjellige steder langs kysten fra Stavanger til Hammerfest. Driftsorganisasjoner for ulike felt er lokalisert på seks steder: Stavanger, Bergen, Kristiansund, Stjørdal, Harstad og Hammerfest. Figur 3.15 viser en oversikt over forsyningsbaser, helikopterbaser og driftsorganisasjoner i Norge.

Figur 3.15 Driftsorganisasjoner, forsynings- og helikopterbaser i Norge

Figur 3.15 Driftsorganisasjoner, forsynings- og helikopterbaser i Norge

Kilde: Oljedirektoratet

Kostnader knyttet til forsyningsbaser, transport av personell og landbaserte driftsoppgaver bidrar også til de totale kostnadene for å drifte et felt. Når tiden er inne for å vurdere tiltak for å få ned driftskostnadene offshore, er det naturlig å vurdere om effektiviseringstiltak også kan settes inn for å redusere kostnadene ved landbasert forsyning, transport og drift.

Det har fra næringens side vært pekt på at det er mulig å effektivisere virksomheten som foregår ved forsyningsbasene. I følge Statoil vil det for eksempel i Tampen-området alene være mulig å spare inntil 100 mill. kroner årlig. Innsparingene oppnås gjennom å konsentrere oppgaver på visse forsyningsbaser og optimalisere utflyvingsmønsteret fra helikopterbasene. Dette mener Statoil å få til uten å redusere aktiviteten betydelig ved noen av de eksisterende enhetene som betjener feltene i Tampen-området.

For de aller fleste feltene på norsk kontinentalsokkel har det i forbindelse med godkjenning av utbyggingsplanen blitt fastsatt hvilke forsynings- og helikopterbaser som skal benyttes, og hvor den landbaserte driftsorganisasjonen skal lokaliseres. Det finnes også eksempler på at det er fastsatt konkrete krav til hvor mange personer som skal arbeide i forhold til et konkret felt på bestemte baser og bestemte steder. I en situasjon der operatørselskapene foretar store endringer på feltene for å forlenge levetiden, vil slike bindinger i forhold til basebruk og lokalisering av driftsorganisasjoner være krevende å opprettholde på lang sikt.

For å realisere den langsiktige banen er det viktig at operatørene har frihet til å organisere virksomheten på en mer effektiv måte allerede i dag. Ut fra hensynet til at det er et legitimt krav at petroleumsvirksomheten skal bidra til lokal utvikling, og ut fra det forhold at konsesjonskravene har skapt en forventning om et jevnt aktivitetsnivå på visse steder, må man finne en praktisk tilnærming som ivaretar disse behovene.

Det er fortsatt Regjeringens mål at aktiviteten på kontinentalsokkelen skal vises igjen i aktivitet på land. Ved en effektivisering av basevirksomheten må det derfor legges til grunn at virksomheten ved de enkelte basene skal opprettholdes, om enn med faglig innhold som er tilpasset nye behov. Dette betyr at alle konsesjonskrav som er fastsatt ved beslutning om utbygging av det enkelte felt må respekteres, men slik at det åpnes opp for tilpasninger i arbeidsinnhold og funksjoner som i dag utføres ved den enkelte base eller driftsorganisasjon. For fremtidige etableringer bør en søke å fastsette mer fleksible vilkår som kan fungere godt under ulike forhold gjennom feltenes levetid .

Regjeringen vil:

  • Aktiviteten på kontinentalsokkelen skal vises igjen i aktivitet på land. For modne felt som gjennomgår effektiviseringstiltak offshore, vil det være naturlig å vurdere tiltak i landbasert base- og driftsvirksomhet. Virksomheten ved disse enhetene skal opprettholdes, men det faglige innholdet må kunne tilpasses nye behov. For fremtidige etableringer bør en søke å fastsette mer fleksible vilkår, som kan fungere godt under ulike forhold gjennom feltenes levetid.

3.3.6 Norsk-britisk samarbeid

I november 2001 oppfordret energiministrene i Norge og Storbritannia til økt samarbeid i Nordsjøen. En rapport som presenterte 14 konkrete anbefalinger for samarbeid mellom de to land ble lagt frem under Offhore Northern Seas (ONS) i august 2002. Anbefalingene ble fulgt opp av en gruppe med representanter fra industri og myndigheter. Resultatet av arbeidet som er gjennomført til nå ble lagt frem 3. desember 2003 i London. Økt verdiskaping kan realiseres gjennom tettere samarbeid. Gevinsten som følge av flere og billigere infrastrukturalternativ, mer effektiv transport, driftsmessige synergier og sparte disponeringskostnader anslås å være betydelige.

En viktig del av samarbeidet mellom Norge og Storbritannia er utarbeidelsen av en rammeavtale som vil dekke utbyggingen av den planlagte nye gassrørledningen fra Norge til Storbritannia. Avtalen vil også dekke andre prosjekter på tvers av grensen. Rammeavtalen vil utgjøre den mest omfattende samarbeidsavtale innen energi mellom Norge og Storbritannia. 2. oktober 2003 signerte energiministrene Einar Steensnæs og Stephen Timms en avtale om prinsipper knyttet til regulering av prosjekter som krysser grenselinjen. Prinsippene skal innarbeides i rammeavtalen som planlegges sluttført i 2004.

Det eksisterer flere påviste petroleumsforekomster som strekker seg over grenselinjen mellom Norge og Storbritannia. En del av forekomstene er utviklet, mens andre ikke er satt i produksjon til tross for at de ble påvist for mange år siden. Årsakene til at enkelte forekomster ennå ikke er utviklet kan være mange. En medvirkende årsak kan være at utviklingen av grenseoverskridende forekomster må avklares og godkjennes av begge de to lands myndigheter.

For å bidra til at påviste ressurser som strekker seg over delelinjen blir utviklet, arbeider norske og britiske myndigheter med å forenkle prosedyrene for utvikling av mindre felles forekomster. Slike forenklede prosedyrer vil gjøre det mer attraktivt å realisere påviste forekomster, samt å lete etter ressurser som kan strekke seg over delelinjen.

Regjeringen vil:

  • Ferdigstille rammeavtalen mellom Norge og Storbritannia.

  • Arbeide for forenklede prosedyrer for utvikling av petroleumsforekomster som strekker seg over sokkelgrensen mellom Norge og Storbritannia.

3.4 Aktørbildet

Dagens sammensetning av aktørene på norsk kontinentalsokkel

Som figur 3.16 viser, har Hydro og Statoil nærmere 70 pst. av operatørskapene på felt med godkjent plan for utbygging og drift (PUD). Med unntak av operatørskapet til Pertra på Varg og Talismans operatørskap på Gyda er det Statoil, Hydro og de største internasjonale oljeselskapene som har alle operatøroppgaver på felt med godkjent PUD. Også når det gjelder fordelingen av ressurser dominerer Statoil, Hydro og de største internasjonale oljeselskapene. Aktørbildet på norsk kontinentalsokkel er med andre ord sterkt dominert av Statoil og Hydro, samt de største internasjonale oljeselskapene.

Figur 3.16 Fordeling av operatørskap på felt på norsk
 kontinentalkontinentalsokkel

Figur 3.16 Fordeling av operatørskap på felt på norsk kontinentalkontinentalsokkel

Kilde: Olje- og energidepartementet

De største internasjonale aktørenes sentrale plass på norsk kontinentalsokkel er en naturlig konsekvens av at kontinentalsokkelen har vært kjennetegnet av få, store og krevende oppgaver hvor det har vært mulig å realisere store verdier. Myndighetene har derfor bevisst satset på i stor grad å begrense aktørbildet til de største internasjonale selskapene. Det er disse selskapene som gjennom sin brede erfaring og kompetanse har vært best egnet til å utnytte de krevende mulighetene som har kjennetegnet norsk kontinentalsokkel. Samtidig har det gjennom 1970- og 80-tallet vært et mål å bygge opp den norske petroleumkompetansen. Dette ble gjort ved at de norske selskapene Statoil, Hydro og Saga ble tildelt andeler, og operatørskap, i et stort flertall av utvinningstillatelsene på norsk kontinentalsokkel.

Politikken med et begrenset aktørbilde på norsk kontinentalsokkel har gitt gode resultater så langt. Etter hvert som norsk kontinentalsokkel modnes og bredden i utfordringene øker, er det imidlertid naturlig at også aktørbildet endres for å gjenspeile dette.

Hva kan nye aktører bidra med på norsk kontinentalsokkel?

En konsentrasjon av operatørskap på et fåtall selskaper vil, gjennom utnyttelse av læringsoverføring, områdesynergier og stordriftsfordeler, legge til rette for effektiv drift og et konkurransedyktig kostnadsnivå. Situasjonen i dag er ofte at samme selskap opererer flere felt som ligger i nærheten av hverandre. Dette er spesielt fremtredende i Oseberg og Tampenområdet der henholdsvis Hydro og Statoil er operatører. Samtidig som denne strukturen legger til rette for utnyttelse av stordriftsfordeler og utnyttelse av læringseffekter, gjør at effektiviteten og kostnadsnivået i næringen i stor grad blir avhengig av et fåtall operatørselskaper.

En slik konsentrasjon innebærer risiko for begrensninger i kreativiteten og virke hemmende i forhold til å dra nytte av lærdom fra andre petroleumsprovinser. At nye selskaper kommer inn med nye idéer og forretningsstrategier kan derfor være et viktig tilskudd til den norske oljevirksomheten. Et videre spekter av aktører vil derfor kunne bidra til økt verdiskaping gjennom reduserte kostnader og økt utvinning. Erfaringen fra britisk kontinentalsokkel indikerer snarere at et mer variert aktørbilde, også på operatørsiden, vil kunne bidra til økt verdiskaping også på norsk kontinentalsokkel. Dette gjelder særlig på letesiden og for felt i halefasen. Tilsvarende vil trolig gjelde for norsk kontinentalsokkel, men må vurderes opp mot de fordelene en konsentrasjon av operatørskap gir, særlig i geografisk avgrensede områder.

Erfaringene fra Norge og utlandet tilsier også at de største oljeselskapene i begrenset grad konsentrerer seg om utforskning av modne områder, utover områder i direkte tilknytning til egen infrastruktur. Fra både norsk kontinentalsokkel og andre petroleumsprovinser er det en tendens til at mindre og spesialiserte selskaper overtar felt fra de større selskapene mot slutten av feltenes levetid. Flere av disse nye selskapene har vært i stand til å forlenge levetiden til eksisterende felt betydelig. Fra norsk kontinentalsokkel er Pertra sin aktivitet på Varg-feltet et godt eksempel på dette. I henhold til tidligere operatørs planer skulle Varg-feltet ha vært stengt ned innen utgangen av 2002. Pertra har gjennom fokusering på undergrunnsarbeidet og evne og vilje til å satse på et lite felt vært i stand til å øke de gjenværende reservene i feltet til mer enn på oppstartstidspunktet. Haleproduksjonen fra Varg-feltet vil med andre ord kunne overgå produksjonen i forhold til det volum som ved oppstart ble ansett for å være hovedproduksjonen.

Et annet eksempel på nye typer aktører med store planer for norsk kontinentalsokkel er Talisman med sitt kjøp av BPs eierandel i Gyda. Talisman har, gjennom virksomhet i andre petroleumsprovinser, vist at de aktivt satser på modne områder og at de er i stand til å forlenge felts levetid og dermed produsere verdier som ellers ville ha blitt liggende igjen i bakken. Talisman har i perioden frem mot 2006 ambisjoner om å fordoble produksjonen fra Gyda til 20 000 fat pr. dag. I følge tidligere planer skulle feltet stenges ned ved utgangen av denne perioden.

Til tross for disse eksemplene og nye aktørers mulige positive bidrag, spesielt i modne områder av kontinentalsokkelen, er det viktig å understreke at også de største internasjonale selskapene fremdeles vil spille en sentral rolle på norsk kontinentalsokkel. Disse aktørenes brede erfaring og kompetanse, samt finansielle kapasitet, vil være av avgjørende betydning for effektiv utforskning av krevende områder med spesielle utfordringer. Også i forbindelse med store og kompliserte utbygginger er kompetansen og den finansielle tyngden til de store selskapene av avgjørende betydning. De store internasjonale selskapene, samt Statoil og Hydro, er i dag operatører for de viktigste produserende feltene på norsk kontinentalsokkel. Den fortsatte produksjonen fra, og den fremtidige utviklingen av, disse feltene vil også i fremtiden være av stor betydning for petroleumsproduksjonen på norsk kontinentalsokkel.

Det er også viktig å påpeke at introduksjon av nye aktører ikke vil gi en umiddelbar virkning på aktivitetsnivået. Nye selskaper trenger en viss tid på å undersøke mulighetene på norsk kontinentalsokkel, samt til å opparbeide seg en portefølje. En viss størrelse på engasjementet på norsk kontinentalsokkel er en forutsetning for at selskaper skal kunne drive kostnadseffektivt. Nye selskaper må derfor ha mulighet og tid til å bygge opp en bærekraftig og langsiktig portefølje av eierandeler i utvinningstillatelser. Først etter dette kan en regne med at de nye selskapene vil være aktive rettighetshavere som bidrar til verdiskapingen og aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen. Dette betyr at et scenario med mange små aktører som sitter på svært små porteføljer ikke nødvendigvis er en ønsket situasjon som bidrar til økt verdiskaping på kontinentalsokkelen.

Prekvalifisering

For å legge forholdene bedre til rette for nye aktører ble det i St.meld. nr. 39 (1999–2000) Olje- og gassvirksomheten introdusert en ordning med prekvalifisering av nye operatører og rettighetshavere. Denne ordningen ble videreutviklet i forrige stortingsmelding om petroleumsvirksomheten. Siden oppstarten av ordningen og frem til april 2004 har 21 selskaper gjennomgått prekvalifisering eller blitt rettighetshaver på norsk kontinentalsokkel. I tillegg er andre selskaper til vurdering eller har indikert et ønske om prekvalifisering.

Figur 3.17 Prekvalifiserte/nye aktører siden 2000

Figur 3.17 Prekvalifiserte/nye aktører siden 2000

Kilde: Olje- og energidepartementet

De fleste av selskapene som har gjennomgått prekvalifisering har etablert seg som aktive rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel, og spekteret av selskaper strekker seg fra små, nystartede norske oljeselskaper til mellomstore internasjonale selskaper og europeiske energi-/gasselskaper. Tilstrømmingen av nye selskaper etter introduksjonen av ordningen med prekvalifisering har vært god. Ordningen har også gitt selskapene økt forutsigbarhet og dermed bidratt til å forenkle etableringen i norsk oljevirksomhet for de selskapene som har fått prekvalifisering.

Hvilke aktører trenger norsk kontinentalsokkel og hva gjør Regjeringen for å tiltrekke seg disse?

Målsettingen med et bredere aktørbilde på norsk kontinentalsokkel er at nye aktører skal bidra til å øke konkurransen på kontinentalsokkelen, samt sette fokus på områder og oppgaver som i dag ikke blir ivaretatt på en tilfredsstillende måte. Det er av stor betydning for realiseringen av den langsiktige utviklingsbanen at aktørbildet på norsk kontinentalsokkel er tilpasset de utfordringene petroleumsvirksomheten står overfor. Spesielt er effektiv utforskning etter ressurser i modne områder, samt haleproduksjon, viktige utfordringer hvor det har vist seg at et bredere aktørbilde enn hva vi har i dag kan være av sentral betydning. Nye aktører kan gjennom deltakelse i eksisterende utvinningstillatelser utfordre og utfylle de etablerte selskapene og dermed bidra til at tildelt areal blir utnyttet på en mer effektiv måte. De kan også gjennom deltakelse i tildelingsrundene øke konkurransen om areal, bidra med nye letekonsepter og sette fokus på områder som de etablerte aktørene ikke prioriterer.

For at nye aktører skal bidra til effektiv utforsking og utnyttelse av petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel må hovedkravet til nye aktører fortsatt være at de gjennom sin egen petroleumsfaglige kompetanse skal kunne øke verdiskapingen på kontinentalsokkelen. Dette stiller en rekke krav til egenskaper hos de nye aktørene. Potensielle nye aktører må ha tilstrekkelig petroleumsfaglig kapasitet i selskapet til aktivt og løpende å kunne følge opp sine eierandeler på norsk kontinentalsokkel. Regjeringen forventer at nye aktører skal kunne bidra med petroleumsfaglige vurderinger som utfordrer de øvrige rettighetshaverne i eksisterende utvinningstillatelser, eller at de gjennom deltakelse i konsesjonsrunder bidrar med egne letekonsepter. I tillegg er det viktig at nye aktører har en finansiell styrke slik at de aktivt kan være pådrivere i utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel. Finansielle begrensinger kan medføre at enkelte rettighetshavere kan bli til hinder for en effektiv kartlegging og utnyttelse av petroleumsressursene i en utvinningstillatelse.

Erfaringene fra Storbritannia viser at det er stor variasjon i hvilken grad nye aktører aktivt kan bidra til økt aktivitet. De senere år har forskjellige mellomstore aktører som relativt nylig har etablert seg på britisk kontinentalsokkel vært operatør for en betydelig andel av leteboringene. Av disse boringene står kun fem selskaper for et klart flertall. Dette er en type aktører som generelt sett innehar den nødvendige kompetansen og finansielle kapasiteten til å være aktive partnere som utfordrer operatøren i en utvinningstillatelse eller selv være en kompetent operatør. Denne typen selskaper vil særlig kunne gi viktige bidrag til verdiskapingen i modne områder av norsk kontinentalsokkel.

Figur 3.18 Oljeselskaper på UKCS rangert etter reservebase (* rettighetshavere
 på norsk kontinentalsokkel)

Figur 3.18 Oljeselskaper på UKCS rangert etter reservebase (* rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel)

Figur 3.18 viser aktørbildet på britisk kontinentalsokkel rangert etter reservebasen til selskapene. De selskapene som er markert i rødt er også til stede på norsk kontinentalsokkel. Som det fremgår av figuren er alle de åtte største aktørene på britisk kontinentalsokkel også på norsk kontinentalsokkel. Blant de selskapene som er mellomstore på britisk kontinentalsokkel er det flere som ikke er representert på norsk kontinentalsokkel. Dette er også den typen selskaper som har vist at de aktivt kan bidra til verdiskapingen på britisk kontinentalsokkel. Regjeringen vil derfor i større grad enn tidligere tilstrebe at selskaper som gjennom virksomhet i andre petroleumsprovinser har vist at de aktivt kan bidra til verdiskapingen, men som ikke ennå er representert på norsk kontinentalsokkel, blir informert om hvilke muligheter det er på norsk kontinentalsokkel. Britiske myndigheter har i lengre tid aktivt markedsført mulighetene på britisk kontinentalsokkel, og erfaringene derfra tilsier at dette er et viktig skritt for å tilføre kontinentalsokkelen nye, kompetente aktører. Regjeringen vil også gjennomgå kravene som settes til rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel for å sikre at de ikke skaper unødvendige etableringsbarrierer for kompetente selskaper, samt at de er tilpasset utviklingen i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel. Kravene til rettighetshaverne skal sikre at selskapene har nødvendig kompetanse for å bidra til verdiskaping på kontinentalsokkelen, samtidig som en sikrer at petroleumsvirksomheten blir gjennomført på en fullt ut forsvarlig måte.

3.5 Høye kostnader – en trussel mot langsiktig aktivitet på norsk kontinentalsokkel

Kostnadsnivået er helt sentralt for lønnsomheten til ressursbasen på kontinentalsokkelen. Skal den langsiktige utviklingsbanen nås, er det avgjørende å holde kostnadsnivået under kontroll.

Kostnadsnivået i petroleumsvirksomheten i Norge er svært høyt. En hovedårsak til dette er de krevende naturgitte forholdene virksomheten foregår under. Også sammenlignet med andre petroleumsprovinser med krevende geografiske, klimatiske og geologiske forhold er kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel høyt. Det høye kostnadsnivået har blitt etablert gjennom prosesser og avtaler mellom aktørene innen industrien i perioder med store produksjonsvolumer og gode energipriser. Deler av den offentlige reguleringen av næringen preges også av at petroleumsvirksomheten har hatt større evne til å bære kostnader enn andre næringer.

Historisk har petroleumsvirksomheten i Norge vært preget av store funn og høy utbyggingsaktivitet. Aktivitetsnivået har i stor grad blitt bestemt av i hvilken grad nye leteområder har blitt gjort tilgjengelige for industrien, hvilke funn en har gjort og av hvilke prosjekter det til enhver tid har vært mulig å realisere med tilgjengelig teknologi. I tillegg har det vært lagt ned stor innsats for å kommersialisere tekniske løsninger og videreutvikle arbeidsprosessene slik at en større del av ressursbasen har blitt lønnsom.

Den økte modenheten til viktige deler av norsk kontinentalsokkel gjør at en nå står overfor andre utfordringer på kostnadssiden enn tidligere. På 90-tallet var det nødvendig å gjennomføre et krafttak for å redusere kostnadene ved nyutbygginger for å gjøre flere funn lønnsomme. Det er nå nødvendig med en tilsvarende innsats for å redusere kostnadene ved leting og for å øke produksjonen og redusere kostnadene fra felt i senfase. Samtidig er det viktig at næringen i disse prosessene lærer av erfaringene fra endringsprosessene på 90-tallet, og har nødvendig fokus også på de helse-, miljø- og sikkerhetsmessige konsekvensene av beslutningene før disse iverksettes.

Det høye norske kostnadsnivået på kontinentalsokkelen bidrar til at færre prospekter blir lønnsomme å bore, enkelte funn ikke blir bygd ut, færre prosjekter for økt utvinning på felt i drift blir lønnsomme og til at felt stenges ned for tidlig. En reduksjon i kostnadsnivået vil derfor øke verdiskapingen i næringen, både fordi mer ressurser blir lønnsomme og ved at kostnadene for alle prosjekter blir redusert.

Partene i industrien har hovedansvaret for det etablerte kostnadsnivået i virksomheten. Det er således i stor grad opp til partene selv å forbedre den utviklingen i kostnadsnivået en har sett i de senere årene. Gevinsten ved dette ligger i at en større del av ressursbasen blir lønnsom. Dette vil skape større aktivitet til glede både for oljeselskaper, leverandører, arbeidstakere og samfunnet som helhet. Dersom ikke kostnadsnivået reduseres vil vesentlige deler av ressursbasen på kontinentalsokkelen ikke bli utnyttet og dermed vil den langsiktige utviklingsbanen ikke nås.

3.5.1 To studier av kostnadsbildet på norsk kontinentalsokkel

Oljenæringen er global i sin natur. Med et internasjonalt marked for innsatsfaktorer, og som følge av at de samme selskapene driver aktivitet over hele verden, vil man ikke forvente å finne vesentlige forskjeller i kostnadsnivå mellom ulike oljeprovinser.

Et sentralt forhold som gjør at slike forskjeller eksisterer er de naturgitte forholdene aktiviteten foregår under. Det er opplagt stor forskjell på å utvinne olje fra store havdyp i barske havmiljøer i forhold til å gjøre det på land.

I tillegg til forskjeller som skyldes at ulike naturgitte forhold stiller ulike krav til teknologiske løsninger, vil kostnadsforskjeller kunne oppstå som følge av den organisering og regulering virksomheten foregår under i en provins. Dette er forhold som det er mulig å gjøre noe med.

KonKraft har gjennomført en studie av kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel. Også Oljedirektoratet har utført egne analyser av kostnadsforhold og kartlagt eksisterende studier av kostnadsnivået. Formålet med begge analysene har vært å kartlegge kostnadssituasjonen på norsk kontinentalsokkel og identifisere kostnadsdrivere som det er mulig å gjøre noe med. Dette er dels gjort ved konkret å studere potensialet for kostnadsreduksjoner ved en type aktivitet – og dels ved å sammenligne kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel mot andre sokler. I det siste tilfelle er forskjeller i naturgitte forhold tatt hensyn til ved å bruke kostnadsnivået på britisk kontinentalsokkel som sammenligningsgrunnlag. For utbyggingskostnader er også Mexicogolfen benyttet som sammenligningsgrunnlag.

Bruken av britisk kontinentalsokkel som sammenligningsgrunnlag betyr ikke at kostnadsnivået på britisk side er et mål for hva vi burde hatt på norsk side. Også på britisk kontinentalsokkel står en overfor en alvorlig utfordring knyttet til kostnadsnivået. Samtidig er norsk kontinentalsokkel samlet sett mindre moden og har nyere innretninger. På driftssiden tilsier dette at kostnadsnivået på norsk side bør være lavere enn på britisk side. Sammenligninger av eksempelvis totale enhetskostnader for ulike regioner gir dermed ikke et tilstrekkelig nøyaktig bilde av de underliggende kostnadsforskjellene.

Hovedresultater

I KonKrafts studie har man fokusert på kostnadsnivået innenfor ulike aktivitetsområder. De aktivitetsområdene som er vurdert er boring og brønn, drift og vedlikehold, modifikasjoner, landstøtte og administrasjon samt forsyning og logistikk.

Studien til Oljedirektoratet har et noe annet utgangspunkt. Oljedirektoratet har gått nærmere inn på kostnadsforskjeller i forhold til britisk kontinentalsokkel for henholdsvis leteboring, utbygging og drift, samt i forhold til Mexicogolfen for utbygging.

Hovedkonklusjonene fra begge studiene er at det er betydelige potensialer for kostnadsreduksjoner innenfor aktiviteter på norsk kontinentalsokkel. På enkelte områder, som boring, er potensialet meget stort. Hovedresultatet fra Oljedirektoratets arbeid framgår av figur 3.19. For leteboring er kostnadene anslagsvis 35–50 pst. høyere enn på britisk kontinentalsokkel. For utbygging er den tilsvarende kostnadsforskjellen om lag 20 pst. Mot Mexicogolfen er forskjellen vesentlig større. På driftssiden er kostnadene om lag 10 pst. høyere i forhold til britisk kontinentalsokkel.

Videre viser KonKrafts studie at det er store forskjeller i kostnadsnivå mellom sammenlignbare felt og innretninger på norsk kontinentalsokkel. I driftsfasen er det eksempelvis milliardbeløp å spare hvert år hvis beste praksis i større grad overføres til alle felt.

Samlet viser dette at norsk kontinentalsokkel kommer dårlig ut selv ved sammenligning med britisk kontinentalsokkel, som også opplever å ha et kostnadsproblem. KonKraft-studien påpeker at kostnadsdrivere i den norske petroleumsvirksomheten er årsverkskostnader, bemanning, regulering av HMS og ytre miljø samt organisering og arbeidsformer. Oljedirektoratets studie peker på de samme forholdene. Med de strukturendringer en ser på kontinentalsokkelen, der boring relativt sett blir en stadig viktigere kostnadskomponent, vil det være svært viktig å adressere kostnadsutfordringen.

Figur 3.19 Kostnadsforskjeller etter type aktivitet

Figur 3.19 Kostnadsforskjeller etter type aktivitet

Kilde: Olje- og energidepartementet

I de neste avsnittene gis det en nærmere gjennomgang av resultatene fra de refererte studiene.

Leteboring

Figur 3.20 Kostnadsforskjeller mellom norsk og britisk kontinentalsokkel
 innen leteboring

Figur 3.20 Kostnadsforskjeller mellom norsk og britisk kontinentalsokkel innen leteboring

Kilde: Olje- og energidepartementet

Letekostnader etter tildeling kan deles i fire hovedgrupper; undersøkelsesboring, generelle undersøkelser inkludert seismikk-kostnader, feltevaluering/feltutvikling og administrasjon.

Innenfor leting har både KonKraft og Oljedirektoratet fokusert på borekostnader som i snitt har utgjort over 50 pst. av de totale letekostnadene på norsk kontinentalsokkel i perioden 1985 til 2003. Leie av borefartøy og kjøp av boretekniske tjenester står, i følge Oljedirektoratets kartlegging, hver for om lag 40 pst. av kostnadene knyttet til leteboring.

Figur 3.20 viser at kostnadene innen leteboring er vesentlig høyere på norsk kontinentalsokkel enn på britisk kontinentalsokkel. Den store kostnadsforskjellen er i vesentlig grad knyttet til komponentene leie av borefartøy og kjøp av boretekniske tjenester.

Markedet for flyttbare borerigger er i utgangspunktet internasjonalt. Et borefartøy kan flyttes fra en oljeprovins til en annen avhengig av de til enhver tid gjeldende markedsforhold. Dette betyr ikke at kostnadene ved å leie borefartøy er utjevnet internasjonalt eller at det ikke er barrierer knyttet til å flytte et fartøy til norsk kontinentalsokkel. Dette skyldes dels ulik myndighetsregulering for å ivareta helse-, miljø- og sikkerhetshensyn, dels avtalte forhold mellom arbeidsgiver og arbeidstaker og dels selskapenes måte å opptre på. Disse forholdene gjør at det i praksis er liten grad av overflytting av borefartøy mellom eksempelvis norsk og britisk kontinentalsokkel.

Det har over lengre tid pågått et arbeid med å redusere ekstrakostnadene på norsk kontinentalsokkel knyttet til myndighetsregulering. Riggnæringen oppgir ikke, som tidligere, regelverksforskjeller som en sentral årsak til kostnadsforskjellene. Dette skyldes at store deler av disse kostnadene er engangsinvesteringer som i stor grad er gjennomført på aktuelle fartøy. I KonKrafts studie påpekes det imidlertid at det finnes enkelte borerigger på britisk kontinentalsokkel som, gitt moderate oppgraderinger, er aktuelle for bruk på norsk kontinentalsokkel. Eksempler på riggoppgraderinger de siste årene viser variasjoner i størrelsesorden 30–100 mill. kroner.

Det er store personellrelaterte kostnadsforskjeller for borefartøy. Studiene gjennomført av Oljedirektoratet og KonKraft viser at driftskostnadene for en borerigg er dobbelt så høye på norsk som på britisk kontinentalsokkel. Dette slår direkte inn i kostnadene ved å leie et borefartøy (dagraten). Kostnadsforskjellene skyldes hovedsakelig arbeidstidsordninger, tarifferte tillegg og sosiale utgifter. For et borefartøy tilsvarer dette en forskjell i dagrate på om lag 30 000 dollar. Den store kostnadsforskjellen mellom britisk og norsk side har i stor grad utviklet seg siden 1997. Veksten i personellrelaterte kostnader knyttet til drift av borefartøy har i denne perioden vært betydelig høyere på norsk kontinentalsokkel enn på britisk side.

Boretekniske tjenester er i følge KonKrafts studie den andre sentrale kostnadskomponenten innen leteboring. Bak dette begrepet ligger elementer som logging, klargjøring og rydding av brønnen. Forsyning av boreslam og borekroner samt pumpe og sementeringstjenester er andre elementer. Av de tekniske tjenestene er 25–30 pst. knyttet til servicekontrakter. Disse kontraktene er vesentlig dyrere i Norge sammenlignet med Storbritannia, forskjellen er på om lag 30 pst. Dette skyldes hovedsakelig personellkostnader, som igjen er knyttet til høyere grunnlønn, færre arbeidsdager og mer overtid i Norge. Den høyere overtidsbruken skyldes hovedsakelig ordninger avtalt mellom arbeidstaker og arbeidsgiver. Dette inkluderer personelldisponeringsplan, som begrenser arbeidsgivers mulighet til å utnytte arbeidstakerne effektivt innenfor deres arbeidsperiode.

De øvrige tekniske kostnadene er knyttet til operatørselskapets bruk av egen organisasjon. De høyere personellrelaterte kostnadene vil også gjelde for denne delen av de boretekniske tjenestene. Grovt sett kan man derfor si at for boretekniske tjenester er kostnadene i størrelsesorden 30 pst. høyere i Norge enn på britisk kontinentalsokkel.

Samlet sett betyr dette at kostnadene knyttet til leteboring på norsk kontinentalsokkel er om lag 60 pst. høyere enn på britisk side av grenselinjen. KonKrafts studie bekrefter nivået på kostnadsforskjellen knyttet til leteboring.

Boks 3.3 Båt eller rigg?

Norsk regelverks og tariffavtalenes betydning for kostnadsnivået illustreres av KonKraft blant annet gjennom konsekvensene for fartøyet Regalia. Når dette fartøyet benyttes til installasjonsarbeid og dykkerassistanse følger det flaggstatens regelverk. Når fartøyet benyttes til brønnintervensjon og flotell, klassifiseres aktivitetene som petroleumsaktivitet. Konsekvensen er samtidig at tariffavtalene som er inngått for petroleumsaktiviteten kommer til anvendelse. Dette innebærer at de mannskapsrelaterte driftskostnadene øker med om lag 50 pst.

Figur 3.21 Kostnadsøkninger ved oppdrag i ulike regimer

Figur 3.21 Kostnadsøkninger ved oppdrag i ulike regimer

Kilde: KonKraft

Figur 3.22 Kostnadsforskjeller innen utbygging

Figur 3.22 Kostnadsforskjeller innen utbygging

Kilde: Olje- og energidepartementet

Utbygging og investeringer

Selv om utbyggingskostnadene på norsk kontinentalsokkel ble betydelig redusert på 90-tallet, er de fortsatt betydelig høyere enn på britisk side og ikke minst i forhold til Mexicogolfen.

Oljedirektoratets kartlegging av forskjeller i utbyggingskostnader konkluderer med at disse er anslagsvis 20 pst. høyere på norsk kontinentalsokkel sammenlignet med britisk side. Forskjellen skyldes delvis høyere lønnskostnader i fabrikasjon, konstruksjon, installasjon og tilkobling, delvis strengere miljøkrav, delvis mer kostnadsdrivende utforming av produksjonsutstyret og til slutt større og dyrere boligkvarter. Videre er utbyggingskostnadene på britisk side igjen anslagsvis 40 pst. høyere enn i Mexicogolfen. Årsaker til denne forskjellen er mindre standardisering, mer kompleks utforming av innretningene, markedsforhold samt geografiske og klimatiske forhold.

Oljedirektoratets kartlegging bekrefter i stor grad funnene i en studie gjennomført i 1999 5 som konkluderte med at kostnadene for små og mellomstore installasjoner i Mexicogolfen var drøyt 30 pst. av de i Storbritannia. I studien identifiserte man at det var mulig å redusere kostnadene på britisk side med 40 pst. Den gjenværende kostnadsforskjellen skyldes naturgitte forhold samt ulikheter i markedene for gass og innsatsvarer. Hovedårsakene til det høyere britiske kostnadsnivået ble angitt å være mindre gjenbruk av designkonsepter, mer kostbar transportinfrastruktur, mer komplisert layout og mindre standardisert utstyr. Kostnadsforskjellen var særlig stor på mindre og mellomstore utbygginger.

Oljedirektoratets analyse av utbyggingskostnader fokuserer på kostnader knyttet til ulike installasjoner og utbyggingsløsninger. Det tas her i liten grad hensyn til at det er forskjeller i borekostnader i de ulike regionene. Selv om kostnadsforskjellene knyttet til boring i utbyggings- og driftsfasen kan være mindre enn de som er dokumentert for letefasen, blant annet fordi deler av boringen skjer fra faste installasjoner, er det også her betydelige forskjeller.

Det høye kostnadsnivået for boring på norsk kontinentalsokkel vil dermed bidra til at forskjellene i samlede investeringskostnader er betydelig høyere enn de som fremkommer over. Med de strukturendringer en ser på kontinentalsokkelen blir boring relativt sett en stadig viktigere kostnadskomponent. De høyere borekostnadene vil således ikke bare svekke lønnsomheten til all leting, men også til ikke-utbygde funn, tiltak på felt i drift og vedlikehold av eksisterende brønner.

KonKrafts studie har ikke behandlet ubyggingskostnader direkte. I tillegg til borekomponenten vurderes kostnader knyttet til modifikasjoner, som sammen med borekostnader vil utgjøre store deler av de totale investeringene på norsk kontinentalsokkel i årene som kommer.

Modifikasjonskostnadene er viktige for utbygging av tilleggsressurser og satellitter. I tillegg vil de være avgjørende for når en innretning blir tatt ut av bruk. Modifikasjoner foretas videre for nye tilknytninger, kapasitetsøkninger, omlegging av driftsform og ivaretakelse av teknisk integritet og sikkerhet. Store deler av modifikasjonskostnadene er knyttet til sikkerhet og teknisk integritet. Modifikasjoner knyttet til ivaretakelse av det ytre miljø forventes å øke over de neste årene.

Figur 3.23 viser at HMS-hensyn er en viktig årsak til gjennomføring av modifikasjoner. KonKraft-studien peker på at særlig for felt i sluttfase vil store modifikasjoner knyttet til sikkerhet og teknisk integritet, fysisk arbeidsmiljø og vern om det ytre miljø øke. Det pekes på at dette øker behovet for gjennomføring av grundigere kost-nyttevurderinger for felt i denne fasen, når slike tiltak vurderes. En videreføring av dagens praksis vil kunne få konsekvenser for ressursutnyttelsen fra slike felt.

Figur 3.23 Fordeling av modifikasjonskostnader

Figur 3.23 Fordeling av modifikasjonskostnader

Kilde: KonKraft

Drift

Driftskostnadene på et felt vil i stor grad være bestemt av det utbyggingskonseptet som er valgt. Feltets alder er en annen viktig faktor. Dette gjør en sammenligning av driftskostnader mellom enkeltfelt mer komplisert enn for lete- og utbyggingsfasene. Det gjør videre overordnede sammenligninger mellom ulike land lite relevant.

Direkte sammenligning av drifts- og vedlikeholdskostnadene for forholdsvis like felt viser at disse typisk vil være 10–15 pst. høyere på norsk sammenlignet med britisk kontinentalsokkel. Avgifter samt kostnader ved bruk av 3. parts infrastruktur er da holdt utenfor. Personellkostnader utgjør en større andel av de totale driftskostnadene i Norge. I følge KonKraft er anslagsvis 65 pst. av de totale drifts- og vedlikeholdskostnadene personellrelaterte.

Tilsvarende sammenligninger av driftskostnader med Mexicogolfen, der det tas hensyn til feltspesifikke forhold, er ikke tilgjengelige. KonKrafts rapport viser imidlertid at enhetskostnadene på norsk kontinentalsokkel er om lag 3 ganger så høye som i Mexicogolfen.

Figur 3.24 Kostnadsforskjeller innen drift

Figur 3.24 Kostnadsforskjeller innen drift

Kilde: Olje- og energidepartementet

Kartleggingen Oljedirektoratet har gjennomført viser at det er et betydelig potensial i å redusere drifts- og vedlikeholdskostnadene. Potensialet ligger hovedsakelig innen bedre organisering av arbeidet til havs, optimalisering av arbeidsfordeling mellom plattformene og land, bedre erfaringsoverføring av effektive driftsformer mellom felt, effektivisering av samarbeidet med leverandørene samt raskere implementering av identifiserte forbedringspotensialer. Hvor store reduksjoner en kan oppnå vil variere fra felt til felt. Oljedirektoratets studie støtter opp om KonKrafts estimat på at det her er et samlet potensial for norsk kontinentalsokkel på om lag 15–20 pst.

KonKraft har også sammenlignet årsverkkostnadene på kontinentalsokkelen med landbasert virksomhet. En person som arbeider helkontinuerlig skift arbeider like mange timer per uke i gjennomsnitt uavhengig om den ansatte arbeider på land eller til havs. Et viktig skille mellom de to er at alt arbeid på kontinentalsokkelen er definert som helkontinuerlig skift, uavhengig av om det arbeides kun dag eller både dag og natt. Videre påpekes det i KonKrafts studie at norske plattformer gjennomgående har høy bemanning sammenlignet med plattformer av samme kompleksitet i Storbritannia, Canada og Mexicogolfen.

KonKraft har også sett på utviklingen i produksjonskostnadene over tid. For et utvalg felt på norsk kontinentalsokkel i perioden 1997–2004 har produksjonskostnadene gjennomsnittlig økt med rundt 3 pst. per år. Tilsvarende tall for britiske felt er 0,4 pst. Fortsetter denne kostnadsutviklingen samtidig som produksjonen fra feltene fortsetter å falle, vil feltene bli stengt ned uhensiktsmessig tidlig.

KonKrafts studie peker på at det er betydelig spredning mellom plattformene på norsk kontinentalsokkel når det gjelder kostnadsnivå innen drift og vedlikehold; opp til 70 pst. på det meste. Hadde alle plattformene hatt et kostnadsnivå på linje med de 25 pst. mest effektive, er den totale kostnadsbesparelsen på kontinentalsokkelen estimert til 3,8 mrd kroner per år. Den potensielle kostnadsreduksjonen ved dette er på hele 30 pst. av de totale drifts- og vedlikeholdskostnadene. Også innenfor områdene landstøtte/administrasjon og forsyning/logistikk er det kartlagt betydelige potensial for kostnadsreduksjoner.

3.5.2 Myndighetsregulering kan innebære unødig høye kostnader

For alle tiltak som myndighetene gjennomfører – enten det gjelder sikring av liv og helse, tiltak for å sikre arbeidsmiljøet eller tiltak for å ivareta det ytre miljø må det foreligge vurderinger av kostnader og nytteverdi. Norsk olje- og gassvirksomhet står i dag overfor en situasjon der de reguleringer næringen underlegges kan få større negative effekter for aktivitetsnivået enn tidligere med de konsekvenser dette vil ha for den totale verdiskapingen fra næringen. Myndighetene har dermed et medansvar for kostnadsnivået i olje- og gassvirksomheten gjennom reguleringen av denne.

Det er viktig å opprettholde våre strenge krav til ytre miljø og helse, arbeidsmiljø og sikkerhet (HMS). Norge skal fortsatt være et foregangsland på disse områdene. Samtidig er det blitt enda viktigere å påse at de høye kravene blir oppfylt på en kostnadseffektiv måte, dvs. at vi får mest mulig igjen for de ressursene som settes inn i tiltak knyttet til HMS og ytre miljø.

Olje- og energidepartementet vil sammen med øvrige berørte departementer foreta en samlet gjennomgang av reguleringen av petroleumsvirksomheten.

3.5.3 Olje- og energidepartementet som sektordepartement

Som ansvarlig sektordepartement må Olje- og energidepartementet bidra til en helhetlig etterlevelse av de rammer som etableres for petroleumsvirksomheten gjennom vedtak i Stortinget og av regjeringen. Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet skal i samarbeid med andre berørte myndigheter med egne myndighetsansvar, sikre at virksomhet i tilknytning til petroleumsvirksomheten følges opp på en helhetlig måte, slik at vedtak fattes slik i tid og med et slikt innhold at de vedtatte nøkkelbeslutninger i tilknytning til de ulike faser av virksomheten kan iverksettes og etterleves av rettighetshaver på en forutsigbar måte.

Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet skal samhandle med andre fagdepartementer og deres underliggende etater ved behandling av saker knyttet til Olje- og energidepartementets sektoransvar for petroleumsvirksomheten. Når vedtak skal fattes samtidig av flere myndigheter i tilknytning til de nøkkelbeslutninger som fattes i alle faser av virksomheten, og disse vedtakene berører hverandre, skal vedtakene koordineres av Olje- og energidepartementet. For vedtak fra andre myndigheter som ikke kan anses å ha betydning for de totale vurderinger i denne forbindelse, og som derfor gis på ulike tidspunkter, skal myndighetene holdes gjensidig orientert gjennom Olje- og energidepartementets koordinering.

Olje- og energidepartementet vil ta initiativ til en bedret koordinering av beslutningsprosesser knyttet til petroleumsvirksomheten for å sikre høyere effektivitet og forutsigbarhet.

3.5.4 Høye kostnader reduserer aktivitetsnivået

Kostnadsnivået påvirker direkte lønnsomheten til prosjekter i alle deler av virksomheten. I faser preget av god lønnsomhet vil konsekvensene av et høyt kostnadsnivå være lite synlige. Prosjekter vil i en slik fase bli gjennomført, om enn på en mindre lønnsom måte enn i en situasjon med et lavere kostnadsnivå.

Når store deler av kontinentalsokkelen blir mer moden, og mindre prosjekter og mer marginale tiltak blir stadig viktigere å få gjennomført, blir konsekvensene av et uhensiktsmessig kostnadsnivå mer synlige. I en slik fase vil det særnorske kostnadsnivået bidra til at:

  • færre prospekter blir lønnsomme å bore

  • enkelte funn ikke blir bygd ut

  • færre prosjekter for økt utvinning på felt i drift blir lønnsomme

  • felt stenges ned for tidlig

En reduksjon i kostnadsnivået vil derfor øke verdiskapingen i næringen, både fordi mer ressurser blir lønnsomme, men kanskje viktigere ved at kostnadene for alle prosjekter blir redusert.

I letefasen vil høye letekostnader særlig ramme leting etter små funn. Dette skyldes at letekostnadene veier tungt i den totale lønnsomhetsvurderingen knyttet til beslutningen om leting etter mindre funn.

Lønnsomheten til prosjekter på kontinentalsokkelen er imidlertid ikke systematisk avhengig av ressursmengden. Selv store lete- og utbyggingsprosjekter – med potensielt stor oppside – kan forbli urealisert med det kostnadsnivået som i dag er etablert. Store ressurser, og derigjennom potensielt store verdier, står dermed på spill.

Mindre leting

Forventede funn i Nordsjøen framover er i stor grad forholdsvis små. Etter Oljedirektoratets vurdering kan nærmere 100 funn på under 5 mill. Sm3 gjøres, gitt at de er lønnsomme å lete etter. Ressursene i disse utgjør cirka 15 pst. av de uoppdagede ressursene i Nordsjøen. Med den gjennomsnittlige funnsannsynlighet vi nå har på norsk kontinentalsokkel, krever dette boring av anslagsvis 300 undersøkelsesbrønner.

En reduksjon i kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel vil gjøre flere prospekter lønnsomme. Det er store forskjeller i lønnsomheten til ulike boremål. Generelt sett vil minste lønnsomme prospektstørrelse ved en gitt funnsannsynlighet reduseres betydelig hvis borekostnadene eksempelvis halveres. Det er ikke urealistisk at det etablerte kostnadsnivået gjør at flere hundre prospekter i Nordsjøen ikke er lønnsomme å bore. Tilsvarende effekter vil en finne i Norskehavet og Barentshavet. Dette gjør at en vesentlig del av de uoppdagede ressursene ikke er lønnsomme med dagens teknologi og kostnadsnivå.

I virkeligheten vil funnsannsynligheten og kostnadene ved utbygging og produksjon variere betydelig mellom prospekter. Dette betyr at enkelte mindre prospekter vil være lønnsomme, samtidig som det høye kostnadsnivået også vil påvirke lønnsomheten ved boring av store, risikofylte strukturer. Dette gjør at ressurseffekten av det høye borekostnadsnivået kan være svært stor.

Færre utbygginger

Boring er en sentral kostnadskomponent ved utbygging av olje- og gassforekomster. I de nærmeste årene vil boring utgjøre om lag en tredjedel av investeringskostnadene på kontinentalsokkelen, og over tid forventes denne andelen å øke ytterligere. Særlig for forekomster med komplekse reservoarer vil borekostnadene være en sentral kostnadskomponent.

I tillegg har Oljedirektoratets kartlegging vist at utbyggingskostnadene utover boring er vesentlig høyere i Norge enn i Storbritannia. I Mexicogolfen er kostnadene igjen betydelig lavere enn på britisk kontinentalsokkel.

Det er til sammen om lag 50 funn som Oljedirektoratet har klassifisert i gruppen «utvinning sannsynlig, men uavklart». Samlet ressursmengde i disse er 400 mill. Sm3 o.e. Dette tilsvarer halvannet års produksjon på dagens nivå.

Venting på ledig kapasitet i infrastruktur er en hovedårsak til at de funn som er gjort ikke allerede er realisert. Usikkert ressursanslag, lite volum, dårlig reservoarproduktivitet og høye brønnkostnader er andre faktorer som trekkes fram som grunner til at disse ikke realiseres i dag. Dette fører til svak lønnsomhet og gjør at funnene trenger videre modning. Reduserte kostnader knyttet til boring, utbygging og drift vil bedre lønnsomheten for disse.

Borekostnadene er her et nøkkelelement. Dette kan belyses gjennom verdiøkningen for et av gassfunnene i Norskehavet ved en reduksjon i borekostnadene. For et mulig utbyggingsscenario øker verdien av funnet med om lag 500 mill. kroner for hver 10 pst. reduksjon i borekostnadene. En betydelig reduksjon i borekostnadene vil således være viktig for å gjøre flere av de funn som i dag vurderes for utbygging lønnsomme.

Raskere nedstenging av produserende felt

Kostnadsnivået påvirker felt i drift på flere måter. Det høye kostnadsnivået reduserer lønnsomheten ved tiltak for økt utvinning fra feltene. Dette gjelder både for nye, større prosjekter, for vedlikehold og for den løpende aktiviteten. Da flere av tiltakene for økt utvinning krever omfattende boreaktivitet, vil de ekstra borekostnadene være en svært viktig komponent i dette.

Konsekvensen blir at nedstengningstidspunktet framskyndes i forhold til en situasjon uten dette høye kostnadsnivået. Forskjellen i et felts levetid kan være svært stor hvis store prosjekter knyttet til økt utvinning ikke gjennomføres. At levetiden til Ekofisk ble forlenget med 30 år etter at produksjonen av feltet ble omlagt, viser at omfanget av slike tiltak kan være stort.

I dagens ressursestimat er det lagt til grunn en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 50 pst. for oljefelt og 75 pst. for gassfelt. Forskjellen mellom ressursmengden i besluttede og planlagte prosjekter og målsettingen om utvinningsgrad er på 400 mill. Sm3 o.e. – eller halvannen gang planlagt produksjon i inneværende år. Ytterligere 500 mill. Sm3 o.e. inngår i prosjekter som ennå ikke er besluttet utbygget. Dette viser imidlertid ikke det fulle potensialet for felt i drift.

Gjennom en systematisk satsing både på utvikling og bruk av mer effektive produksjonsmåter og på å redusere kostnadsnivået, vil det være mulig å oppnå en høyere utvinningsgrad enn det som er lagt til grunn i dag. Hvert prosentpoeng i økt gjennomsnittlig utvinningsgrad utgjør i underkant av 100 mill. Sm3 o.e. i ressurser. Markedsverdien av hvert prosentpoeng er godt over 100 mrd. kroner med dagens prisnivå.

Problematikken knyttet til felt i senfase er nærmere omtalt i meldingens kap. 3.3.

Regjeringen vil:

  • Støtte industriens bestrebelser for å få ned kostnadene på kontinentalsokkelen.

  • Foreta en gjennomgang av regelverket for petroleumsvirksomheten for å sikre at det er tilpasset en mer moden kontinentalsokkel.

3.6 Ytre miljø – petroleumsproduksjon kombinert med ivaretakelse av høye miljøkrav

Norges rolle som en stor energiprodusent skal forenes med å være et foregangsland på miljøområdet. Dette målet har preget myndighetenes politikk overfor petroleumsvirksomheten i alle de årene det har vært produsert olje og gass på norsk kontinentalsokkel. Det sterke miljøfokuset innebærer at man i dag kan vise til en generell positiv trend når det gjelder ivaretakelse av miljøhensyn i norsk petroleumsvirksomhet. Fokuset på miljø har også utløst en rekke miljøtiltak og kreative miljøløsninger i virksomheten.

Den generelt positive miljøtrenden i norsk petroleumsvirksomhet illustreres blant annet gjennom arbeidet mot null miljøskadelige utslipp til sjø innen 2005 og økt fokus på energieffektivitet.

Målsettingen om null miljøskadelige utslipp til sjø innen 2005 ble etablert i St.meld. nr. 58 (1996–97) Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling , og målet ble endelig definert i St.meld. nr. 25 (2002–2003) Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand . Etter etableringen av målsettingen har petroleumsindustrien implementert en lang rekke tiltak for å redusere utslippene til sjø. Dersom selskapene også implementerer alle tiltak som er planlagt, vil utslippene reduseres ytterligere med rundt 80 pst. En reduksjon av CO2 -utslippene per produsert enhet på 2 pst. fra 2001 til 2002 som følge av blant annet en mer energieffektiv drift er et annet eksempel på en positiv utvikling på miljøområdet i petroleumsvirksomheten.

Det er ikke uten grunn at norske selskaper kommer svært godt ut i internasjonale kartlegginger av olje og gasselskapers miljøstandard, og kreative teknologiske miljøløsninger kjennetegner på mange måter virksomheten på norsk kontinentalsokkel. En velkjent teknologisk løsning med betydelige positive miljøkonsekvenser er lagring av CO2 som skilles ut av gassen som produseres på Sleipner for å sikre at gassen holder salgsspesifikasjon. CO2 pumpes ned og lagres i sandsteinsformasjonen Utsira. Denne lagringen innebærer at Norges utslipp av CO2 hvert år er 1 million tonn lavere enn de ellers ville vært. Ekofisk-området er på sin side et eksempel på at generell teknologiutvikling i petroleumssektoren har en positiv miljøeffekt. To nye plattformer i Ekofisk 2-utbyggingen gjorde at det var mulig å skifte ut gamle turbiner på Ekofisk-senteret med moderne turbiner med høyere virkningsgrad. I tillegg er det installert varmegjenvinning fra eksosgass fra turbiner. Disse løsningene har bidratt til at utslippene av CO2 i området har blitt redusert med hele 1,2 mill. tonn per år siden 1997. Et ytterligere eksempel på en kreativ miljøløsning på norsk kontinentalsokkel er injisering av gjødselstoffet kalsiumnitrat i reservoaret på Gullfaks-feltet. Dette gjøres for å hindre utvikling av H2 S gass og rust og erstatter et årlig forbruk på 240 000 liter kjemikalier inkludert miljøfarlige kjemikalier. Med bakgrunn i de positive resultatene fra Gullfaks, er gjødselprosessen også tatt i bruk på Veslefrikk-feltet i Nordsjøen.

Boks 3.4 Gode miljøløsninger på Kvitebjørnfeltet

Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen er bygd ut med gode miljøløsninger både for luftutslipp og for utslipp til sjø. Som en følge av dette vil gass og kondensat bli produsert uten fysiske utslipp til sjø, og med svært lave utslipp til luft.

Som første felt på norsk kontinentalsokkel får Kvitebjørn en egen brønn for deponering av oljeholdig borekaks, væskeavfall fra brønnopprensking, produsert vann og drenasjevann. Brønnen skal bores til Utsira-formasjonen. Takket være deponibrønnen er plattformen bygd uten renseutstyr for produsert vann og borekaks. Dette innebærer en driftsmessig utfordring fordi det krever at injeksjonsutstyret hele tiden fungerer. Kan ikke vannet injiseres, må produksjonen stenges ned.

Utslippene av CO2 per produsert enhet blir lavere enn på noen annen produksjonsinnretning på norsk kontinentalsokkel. Dette skyldes at Kvitebjørn er et reservoar med høyt trykk og temperatur. Ved å utnytte dette kan energiforbruket på plattformen reduseres betydelig. For eksempel regner man med at 90 pst. av gassen som produseres kan sendes til land gjennom rørledning ved hjelp av sin egen energi. Dette er mulig ved at gasstrømmen trykkavlastes så lite som mulig når den kommer opp på plattformen, før den går i transportledningen. I tillegg skal en av to dieseldrevne generatorer bygges om til en lav-NOx -generator når boreoperasjonene på plattformen er avsluttet. Dette vil bidra til å redusere utslippene av nitrogenoksider betydelig.

Statoil er operatør for Kvitebjørn-feltet som er planlagt å komme i produksjon høsten 2004.

3.6.1 En mer kostnadseffektiv miljøpolitikk – fleksibel gjennomføring av miljøkrav

Regjeringens mål om at norsk petroleumsvirksomhet skal utvikle seg langs den langsiktige utviklingsbanen stiller krav til ytterligere kostnadseffektivitet på alle områder. Kostnadseffektivitet har gjennom mange år vært et viktig hensyn i norsk miljøpolitikk, og det er viktig at det innenfor nasjonalt og internasjonalt rammeverk fortsatt legges til rette for en virkemiddelbruk som gir størst mulig grad av kostnadseffektivitet ved gjennomføring av miljøkrav. Samtidig skal det høye ambisjonsnivået for miljøløsninger ligge fast.

For deler av Norges internasjonale forpliktelser er ikke virkemiddelbruken endelig avklart. I det videre arbeidet med utforming av virkemidler for å oppfylle disse, vil det være viktig å tilstrebe styringseffektivitet, kostnadseffektivitet og fleksibilitet.

Vi har allerede gode erfaringer med en fleksibel gjennomføring av miljøkrav i petroleumsvirksomheten. Dette har redusert kostnadene ved gjennomføring av miljøkrav, uten at ambisjonsnivået i forhold til miljømål har blitt redusert. Et eksempel er pålegget operatørene på norsk kontinentalsokkel har fått om å installere gjenvinningsutstyr for nmVOC. Pålegget åpner for at kravet om innfasing kan oppfylles i samarbeid med andre lastepunkter offshore. Statoils overslag viser at fleksibiliteten i reguleringen av nmVOC-utslippene har gitt besparelser på om lag 500 til 600 mill. kroner i nåverdi. Det brede kvotesystemet for klimagasser fra 2008 er et annet eksempel på et fleksibelt virkemiddel som vil sørge for at utslippene av klimagasser reduseres kostnadseffektivt.

Det er kostnadsvariasjonene mellom felt ved gjennomføring av miljøtiltak sammen med ulike teknologiske muligheter som gjør at en fleksibel virkemiddelbruk medfører gevinster i form av reduserte kostnader. For eksempel viser en utredning gjort av Oljedirektoratet i samarbeid med flere operatørselskap at tiltakskostnadene ved å etterinstallere lav-NOx -brennere på norske innretninger offshore varierer mellom 23 kroner og 970 kroner per kilo reduserte NOx -utslipp.

Utslipp til luft er et område hvor det ligger til rette for en videreutvikling av den fleksible tilnærmingen, men industrien bør også vurdere om det er mer hensiktsmessig å ta i bruk den fleksibiliteten som allerede ligger inne i arbeidet mot null miljøskadelige utslipp til sjø. Substitusjon av tilsatte miljøfarlige kjemikalier er en generell målsetting for alle felt. Øvrige tiltak skal også vurderes for hvert enkelt felt, men selskap som opererer flere felt gis anledning til å foreta en prioritering av de mest kostnadseffektive tiltakene på tvers av feltene og velge de tiltakene som gir høyest kostnadseffektivitet. Så langt har denne muligheten i liten grad blitt brukt.

En større mulighet for å se gjennomføring av miljøkrav på tvers av felt kan i særlig grad være aktuelt for felt i senfase. Det må understrekes at det kun er aktuelt å åpne for en større grad av fleksibel implementering av miljøtiltak i den grad en oppnår tilsvarende positiv miljøeffekt ved en alternativ implementering. Den totale miljøgevinsten skal ikke reduseres, og den aktive innsatsen for å møte miljøutfordringene i petroleumsindustrien må opprettholdes for å sikre at miljøet ikke tilføres unødvendige belastninger i form av forurensing.

Basert på de gode erfaringene en allerede har med en fleksibel gjennomføring av miljøkrav, vil Regjeringen invitere industrien til et samarbeid om en videreutvikling av en slik tilnærming. Målet er en enda større grad av kostnadseffektivitet ved ivaretakelse av miljøhensyn i petroleumsvirksomheten. Industrien inviteres derfor til å presentere konkrete løsninger for hvordan relativt dyre miljøkrav på et felt kan gjennomføres med samme miljøeffekt på et annet felt, men til lavere kostnader. Myndighetene vil på sin side vurdere de forslag industrien kommer med fra sak til sak.

3.6.2 Bruk av CO2 til økt utvinning

Injeksjon av CO2 for å øke utvinningsgraden av olje er en mulighet som hittil ikke har blitt benyttet offshore. Metoden er brukt i mer enn tretti år i oljefelt på land, først og fremst i USA. Erfaringer fra USA, samt studier som er gjort på utvalgte felt offshore på norsk, britisk og dansk kontinentalsokkel, viser at CO2 injeksjon teknisk sett kan gi en betydelig økt utvinning for feltene. Metoden konkurrerer delvis med bl.a. annet vann og naturgass som injeksjonsmiddel, men har i tillegg egenskaper som kan øke produksjonen ut over det som er mulig med bruk av disse. Det er viktig å påpeke at bruk av CO2 til økt utvinning ikke utelukker reinjeksjon av produsert vann. Bruk av CO2 til økt utvinning kan i tillegg bety mye i klimasammenheng, ettersom det kan bidra til å redusere utslipp av CO2 .

En studie Oljedirektoratet gjennomførte i 2003, viser at bruk av CO2 til økt utvinning på norsk kontinentalsokkel kan bidra til 240–320 mill. Sm3 økt oljeproduksjon. For å utvinne hele dette tekniske potensialet vil det være behov for tilførsel av 20 til 30 mill. tonn CO2 årlig i 25 år. Til sammenlikning var Norges totale utslipp av CO2 i 2002 om lag 40 mill. tonn.

Injeksjon av CO2 vurderes i dag av industrien på enkelte felt på norsk kontinentalsokkel, men det er knyttet betydelige kostnadsmessige og tekniske utfordringer til en eventuell bruk av CO2 for økt oljeutvinning offshore i Norge. Utfordringene er hovedsakelig knyttet til utskillelse av CO2 fra potensielle kilder. Beregningene så langt tyder på at det kan være fornuftig å ta i bruk CO2 til økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel, gitt at man finner lønnsomme og teknologisk gjennomførbare løsninger. I tillegg er det viktig å påpeke at det er en rekke feltspesifikke forhold som vil spille inn i en vurdering av muligheten for bruk av CO2 på norsk kontinentalsokkel.

Regjeringen vektlegger internasjonalt samarbeid i utviklingen av teknologier knyttet til utskilling, lagring og bruk av CO2 , og Norge samarbeider om disse temaene gjennom ulike internasjonale fora. Blant annet er Norge sammen med en rekke andre land og EU med i et forum kalt Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF). CSLF er initiert av USA, og har som formål å videreutvikle mulighetene for CO2 -håndtering fra fossile energikilder, herunder teknologier knyttet til utskilling, lagring og bruk av CO2.

I St.meld. nr. 9 (2002–2003) Om innenlands bruk av naturgass mv. , ble det fastslått at en vil utrede tilrettelegging for bruk av CO2 til økt oljeutvinning. Dette skal baseres på Oljedirektoratets kartlegging av potensialet. En mulig tilrettelegging for bruk av CO2 for økt oljeutvinning må ta utgangspunkt i de teknologiske og økonomiske utfordringene, verdiskapingspotensialet, de miljømessige gevinstene og potensielle gevinster for norsk leverandørindustri. Olje- og energiministeren vil ta initiativ til et samarbeidsprosjekt med industrien for å arbeide videre med problemstillinger knyttet til bruk av CO2 for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel.

På lengre sikt kan en se for seg en utvikling der bruk av CO2 fra ulike kilder (eksempelvis fra kullkraftverk) i landene rundt Nordsjø-bassenget brukes til å øke utvinningen fra felt både på Norges og andre lands sokler. Et slikt scenario er interessant, men svært utfordrende å få gjennomført. I tillegg til betydelige investeringer bl.a. i anlegg for utskillelse av CO2 og infrastruktur for frakt av CO2 , vil det også kreve stor grad av samordning og avklaring av rammebetingelser mellom de ulike lands myndigheter. Som et første skritt vil norske myndigheter invitere myndighetene i Storbritannia, Danmark og Nederland til en dialog om interessen og muligheten for et samarbeid for tilrettelegging for gjennomføring av slike prosjekter.

Boks 3.5 Weyburn feltet i Canada – et EOR og miljøprosjekt

I 2000 startet oljefeltet Weyburn i Canada injeksjon av CO2 for å øke oljeutvinningen fra feltet. Hver dag leverer Great Plains Synfuels i Nord – Dakota i USA 5000 tonn CO2 til Weyburn-feltet via en rørledning. Pan Canadian som er operatør av feltet, forventer at ca 20 mill. tonn CO2 vil bli lagret i reservoaret over en 25-årsperiode. Forventet økt oljeutvinning som en følge av CO2 -injeksjon er 19–20 mill Sm3 , eller om lag 9 pst. av opprinnelig tilstedeværende olje.

Regjeringen vil:

  • Invitere industrien til et samarbeid om en mer kostnadseffektiv og fleksibel implementering av miljøkrav i petroleumssektoren innenfor nasjonalt og internasjonalt rammeverk.

  • Arbeide for tilrettelegging for bruk av CO2 for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel, bl.a. gjennom å ta initiativ til et samarbeidsprosjekt mellom myndigheter og industri, og å invitere myndighetene i Storbritannia, Danmark og Nederland til en dialog om disse spørsmålene.

3.7 Mer effektiv bruk av infrastruktur kan øke verdiskapingen

Utvikling av prosesserings- og transportinfrastruktur på norsk kontinentalsokkel er normalt kjennetegnet ved store etableringskostnader og relativt lave driftskostnader. Gjennom effektiv utbygging og drift vil det dermed normalt framkomme stordriftsfordeler. I slike situasjoner vil det ofte ikke være hensiktsmessig å etablere konkurrerende infrastruktur side om side. Det kan derfor være samfunnsøkonomisk lønnsomt at det investeres i produksjons- og transportkapasitet utover utbyggers planlagte behov for å bedre mulighetene for framtidige brukere og leteaktivitet etter tilleggsressurser. Videre er det ut fra samfunnets side ønskelig at tilgang til ledig kapasitet ikke prises urimelig høyt i forhold til underliggende risiko og alternativanvendelse, slik at infrastrukturen utnyttes så effektivt som mulig. Dette vil være avgjørende for nye aktørers evne til å skape lønnsomhet i leting og utvikling av funn.

For å sikre en effektiv bruk av rørledninger og andre transportanlegg for gass er avkastningen i disse regulert av myndighetene. Adgangen til rørledningene bestemmes på bakgrunn av objektive kriterier og fra 2003 er tariffene fastsatt i forskrift.

På norsk kontinentalsokkel har oljerør til land i stor grad blitt utbygd som feltdedikerte rør. For øvrig vil transport av olje i rørledning til land konkurrere mot bøyelasting til havs. Tariffer i og adgang til oljerør har derfor ikke vært regulert i samme grad som gassrørledninger. Departementet godkjenner avtaler om bruk av oljerør, og tar i den forbindelse stilling til tariffnivå, adgangsprinsipper mv. Utviklingen på norsk kontinentalsokkel med avtakende produksjon fra flere felt har medført at tidligere feltdedikerte oljerørledninger nå transporterer en større andel tredjepartsolje. Som et resultat av dette vil myndighetene opprettholde fokus på tariffnivå og adgangsprinsipper i oljerørledninger i tiden fremover.

Kostnadseffektiv drift og riktig prising av tjenester ved bruk av eksisterende innretninger offshore er viktig for å oppnå en mer effektiv påvisning av nye ressurser og bedre utnyttelse av påviste ressurser. Disse forholdene vil være avgjørende for at det skal være lønnsomt å knytte opp nye funn til eksisterende felt for behandling og transport. Så langt har myndighetene stilt krav til at industrien, gjennom Oljeindustriens Landsforening (OLF), har retningslinjer for tredjepartsbruk av eksisterende innretninger offshore. I tillegg skal alle avtaler om slike tjenester godkjennes av departementet.

3.7.1 Organisering og regulering av gasstransportvirksomheten

Norge har verdens største offshore gasstransportsystem og eksportkapasiteten vil øke med om lag 20 pst. i forbindelse med den nye rørledningen til Sør-England (Langeled).

Figur 3.25 Gasstransportsystemet

Figur 3.25 Gasstransportsystemet

Kilde: Oljedirektoratet

Olje- og energidepartementet har de senere årene i nært samarbeid med industrien foretatt betydelige forbedringer av gasstransportvirksomheten. En helhetlig organisering av eierskap, drift og bruk gir mer effektiv bruk av transportsystemet og reduserer driftskostnadene.

Olje- og energidepartementet utarbeidet høsten 2002 forskriftsbestemmelser som fastslår hovedprinsippene for adgang til transportsystemet. For den delen av transportsystemet som omfattes av den nye, enhetlige eierstrukturen – Gassled – fastsatte departementet tariffer i egen forskrift. Departementet videreførte reguleringen av gasstransportsystemet, slik at fortjeneste tas ut på feltene og ikke i transportsystemet. Adgang til kapasitet er basert på behov for transport av gass. For å sikre god ressursforvaltning kan transportrettighetene overdras mellom brukere når behovene endres. Departementet tildelte myndighet for kapasitetsstyring i transportsystemet til Gassco som er nøytral operatør. Oljedirektoratet bistår Gassco med nøytrale ressursvurderinger knyttet til kapasitetstildelingen.

Det nye adgangsregimet for gasstransport er nøytralt i forhold til aktører som har behov for å transportere naturgass og det reduserer administrasjons- og transaksjonskostnadene og forenkler derigjennom prosessene rundt selskapsbasert transport og avsetning av naturgass fra norsk kontinentalsokkel. Den nye organiseringen bidrar til en effektiv utnyttelse av eksisterende gasstransportkapasitet og sikrer brukere adgang til ledig kapasitet på en enkel måte og til myndighetsfastsatte tariffer. Som følge av at tariffene i Gassled reduseres over tid bedres mulighetene for forlenget produksjon og leting etter ressurser med relativt lav lønnsomhet.

Et drøyt års erfaring viser at den nye transportorganiseringen fungerer tilfredsstillende. Olje- og energidepartementet evaluerer kontinuerlig gjeldende adgangsregime. I det videre arbeidet med dette vil en spesielt følge utviklingen i annenhåndsmarkedet for transport og vurdere om behovene til små aktører og tidskritiske ressurser med relativt lav lønnsomhet ivaretas tilstrekkelig i gasstransportsystemet og i markedet for modulerings- og blandetjenester.

3.7.2 Forutsigbar og effektiv tredjepartsbruk gir økt aktivitet

I en fase der kontinentalsokkelen blir mer moden, er det av stor betydning at eierne av infrastruktur åpner for tredjeparts bruk av ledig kapasitet. Dette vil sikre at nye og etablerte aktører har insentiver til å lete etter forekomster som kan prosesseres på eksisterende installasjoner.

For felt som ved en utbygging ønskes knyttet opp mot eksisterende innretninger offshore, kan usikkerheten om forhandlingsprosess og vilkår for bruk, samt tidsbruken i slike forhandlinger, føre til forsinkelse av utbyggingen, valg av suboptimale utbyggingsløsninger eller til at ressurser forblir underutviklet. Særlig vil liten konkurranse om å tilby tredjepartsadgang kunne føre til urimelige vilkår for adgang, noe som gir en urimelig fordeling av verdiskapingen mellom eieren av infrastrukturen og ressurseier. En ytterligere konsekvens av disse forholdene er at lønnsomheten av leteaktiviteten svekkes. Spesielt kan dette være vanskelig for nye og små aktører med begrenset kapasitet til å gjennomføre forhandlingsprosesser.

Olje- og energidepartementet legger derfor stor vekt på at det legges til rette for effektiv bruk av eksisterende innretninger offshore for å realisere ny aktivitet og derigjennom den langsiktige utviklingsbanen. Effektiv bruk av eksisterende innretninger styrker insentivene til leting, ny feltutvikling og økt utvinning på de produserende feltene gjennom deling av driftskostnadene og den totale verdiskapingen. Departementet ser det som viktig at nye brukere er sikret en tilstrekkelig forutsigbarhet for kostnader og andre vilkår ved bruk av eksisterende infrastruktur. Dette er avgjørende for at det skal være interessant å gjennomføre leting og utvikling for aktører uten eierskap i eksisterende innretninger offshore. Samtidig er det et mål at vilkårene for tredjepartsbruk opprettholder eiernes insentiver til å lete etter egne ressurser i samme område, til å foreta investeringer i ekstrakapasitet ved oppstart med tanke på en senere områdeløsning og til å foreta vedlikeholdsinvesteringer for å sikre levetiden av infrastrukturen utover moderfeltets behov.

Departementet ser det som viktig, særlig med tanke på små og nye aktører, at forhandlingsprosessene om tredjepartsbruk er enkle og at en i disse kommer fram til effektive tariffer for bruk av eksisterende innretninger offshore. Tariffer som gir en rimelig avkastning til eierne sikrer tilstrekkelige investeringer og gir samtidig nye brukere mulighet til å gjennomføre leting etter marginale prospekter og til å utvikle prosjekter gjennom god utnyttelse av eksisterende innretninger.

På denne bakgrunn tok departementet nylig et initiativ overfor industrien for å avklare hvordan tredjepartsbruk av eksisterende innretninger kan gjennomføres på en bedre måte, og eventuelt reguleres. Arbeidet tar også for seg muligheten for å foreta forbedringer i retningslinjene for tredjepartsbruk som OLF utformet i 2001 etter initiativ fra departementet. Hensikten var å få fram synspunkter fra rettighetshaverne og eventuelle nykommere på kontinentalsokkelen. Høringen viste at selskapene vektlegger at prosesser for å inngå avtaler om tredjepartsbruk for eksisterende innretninger på norsk kontinentalsokkel er forutsigbare, foregår med konstruktiv og hurtig framdrift, er ikke-diskriminerende, sikrer adgang på rimelige vilkår slik at en fornuftig fordeling av avkastning og risiko oppnås samt sørger for riktig prioritering av felt slik at ledig kapasitet utnyttes best mulig. De fleste selskapene foreslår å gjennomføre forbedringer innenfor rammene av forhandlinger i henhold til retningslinjer. Forslagene omfatter bl.a. standardisering av tjenester, obligatorisk offentliggjøring av tariffer og andre vilkår samt større forpliktelser til å følge retningslinjene og å holde timeplan. Noen få tar til orde for forskriftsregulering og aktiv myndighetsinngripen for å sikre at avtaler inngås. På bakgrunn av høringen vil departementet vurdere hvilke forbedringer som er hensiktsmessige og hvordan disse kan gjennomføres.

Regjeringen vil:

  • Vurdere endringer i rammeverket for bruk av eksisterende innretninger offshore, basert på blant annet en høring av industrien, med formål å skape større forutsigbarhet og effektivitet med hensyn til slik bruk.

3.7.3 Utfordringer knyttet til utvikling av gasstransportkapasitet

Den nye gasstransportorganiseringen fra 2003 legger til rette for mer effektiv bruk av gasstransportsystemet. Dette gjelder særlig i områder med knapp kapasitet. Effektiv utnyttelse av det eksisterende gasstransportsystemet kan bidra til å redusere eller utsette behovet for nye investeringer.

Store gassfelt, som for eksempel Ormen Lange, har som regel robust nok økonomi til å etablere nye gasstransportløsninger. Gasstransport har stor grad av skalaøkonomi, og for mindre funn kan det være utfordrende å etablere ny kapasitet hvis ressursgrunnlaget i et område foreløpig ikke er tilstrekkelig. Det er derfor viktig å sikre at det gjennomføres leting i områder med manglende transportkapasitet slik at ressursgrunnlaget blir tilstrekkelig til å realisere en transportløsning. Når det finnes tilstrekkelige, men fragmenterte ressurser i et område, kan flere felt og ressurseiere finansiere et nytt rør i fellesskap. Hvis potensielle brukere har ulik tidshorisont og ulike preferanser om hvilket marked gassen skal gå til, kan det være utfordrende å realisere tilstrekkelige investeringer i transportinfrastruktur. Særlig gjelder dette tilleggskapasitet for å sikre tilstrekkelig kapasitet til ressurser som ennå ikke er påvist.

Gassco har blant annet som oppgave å samordne prosessene for videreutvikling av oppstrøms gassrørledningsnett samt selv vurdere behovet for å utføre slik videreutvikling. Gassco er i en unik posisjon til å vurdere hvor og når det eventuelt bør bygges ny transportkapasitet og kan, som en nøytral aktør, bidra til å redusere eventuelle koordineringsproblem og forenkle prosessen med videreutvikling. Gassco skal anbefale løsninger og ikke selv foreta investeringer.

Gassco utarbeider årlig en plan for gasstransporten på norsk kontinentalsokkel, basert på teknisk tilstand i anleggene og brukernes innmelding av framtidige behov. Transportplanen er gjenstand for diskusjon i industrien og legger grunnlaget for anbefalinger om en helhetlig videreutvikling.

I KonKrafts aktivitetsprosjekt er det foreslått å etablere en generell politikk om større SDØE-andeler i infrastruktur utover statens eget transportbehov for å sikre tilstrekkelig investering i ny kapasitet. Det er formålstjenelig at slik infrastruktur utvikles av selskaper med oppstrømskompetanse, eget transportbehov, kunnskaper om markedsutsiktene samt gjennomføringsevne, slik at en unngår kostbare feilinvesteringer. I utgangspunktet bør statens andel i infrastruktur derfor reflektere statens andel i de ressursene som forventes å benytte denne infrastrukturen.

Arbeid med å utvikle økt transportkapasitet fra Halten/Nordland

I området Halten/Nordland er det flere funn og prospekter, deriblant Skarv, som foreløpig ikke har blitt utviklet grunnet blant annet manglende gasstransportkapasitet ut av området. Vinteren 2003 ga Olje- og energidepartementet på denne bakgrunn Gassco i særskilt oppdrag å arbeide intensivt med berørte parter for å øke transportkapasiteten fra Halten/Nordland. Det er en forutsetning for arbeidet at økt transportkapasitet kan vises mer verdiskapende enn å vente på ledig kapasitet i eksisterende anlegg. Alternative transportløsninger er nå gjenstand for videre studier.

Regjeringen vil:

  • Følge opp industriens arbeid med å sikre tilstrekkelig gasstransportkapasitet basert på Gasscos årlige transportplan.

  • Spesielt følge opp studien Gassco utfører i samarbeid med berørte parter for å utvikle gasstransportkapasitet fra Halten/Nordland, og foreta en vurdering om dagens ordning for etablering av ny gassinfrastruktur er hensiktsmessig i etterkant av denne prosessen

Boks 3.6 Gassco – operatøren for gasstransport

Stortinget vedtok å opprette et nytt operatørselskap for transport av naturgass for å sikre uavhengighet og likebehandling av eiere/skipere av naturgass i drift og utvikling av transportsystemet, jf. St.prp. nr. 36 (2000–2001) og Innst. S. nr. 198 (2000–2001). Aksjekapitalen er 10 mill. kroner. Gassco overtok 1. januar 2002 operatørskapet for transportsystemet, som omfatter ansvaret for drift og utvikling av transportsystemet samt bl.a. ivaretakelse av gjeldende krav til helse, miljø og sikkerhet.

Gassco AS har hovedkontor på Bygnes i Karmøy kommune. Selskapet har om lag 120 ansatte per 1. januar 2004.

Transport- og behandlingsanleggene på norsk kontinentalsokkel skal tjene alle produsenter av gass og bidra til en effektiv utnyttelse av ressursene på kontinentalsokkelen. Dette kan bare ivaretas av en enhet som har nøytrale insentiver i forhold til alle brukerne av transportsystemet.

Boks 3.7 Gassled – samlet eierstruktur for gasstransport

Stortinget ba i Innst. S. nr. 198 (2000–2001) departementet innkalle de aktuelle selskapene til forhandlinger med siktemål å oppnå en samlet eierstruktur for gasstransport. Stortinget samtykket i forbindelse med behandlingen av St. prp. nr. 21 (2002–2003), jf. Innst. S. nr. 89 (2002–2003), i at Olje- og energidepartementet kunne godkjenne overføring av eksisterende SDØE-eierandeler i gasstransportsystemet til det nye interessentskapet Gassled. Gassleds eieravtale ble undertegnet 20. desember 2002 og godkjent samme dag. Eierfordelingen i Gassled er:

Petoro AS1 38,293 pst.

Statoil ASA 20,379 pst.

Norsk Hydro Produksjon a.s 11,134 pst.

TOTAL E&P NORGE AS 9,038 pst.

Esso Exploration and Production Norway AS 5,179 pst.

Norske Shell Pipelines AS 4,681 pst.

Mobil Development Norway A/S 4,576 pst.

Norsea Gas A/S 3,018 pst.

Norske ConocoPhillips A/S 2,033 pst.

Eni Norge AS 1,683 pst.

Petoros deltakerandel i Gassled skal økes med om lag 9,5 pst. med virkning fra 1. januar 2011, og de øvrige rettighetshavernes deltakerandel skal reduseres proporsjonalt med virkning fra samme dato. SDØE-andelen i Norsea Gas AS er 40,006 pst. Når en tar hensyn til dette vil staten gjennom SDØE ha 39,5 pst. i 2003–2010 og 49 pst. fra 2011 i Gassled. Konsesjonstiden for aktuelle anlegg i Gassled er satt til 31. desember 2028.

Gassbehandlingsanlegget på Kollsnes ble innlemmet i Gassled fra 1. februar 2004. Gassled omfatter alle rik- og tørrgassanlegg som i dag brukes eller snarlig vil bli brukt av andre enn eierne (tredjepartsbruk) og opereres av Gassco. Det legges opp til at nye rørledninger og transportrelaterte anlegg vil innlemmes i Gassled fra det tidspunkt de blir gjenstand for tredjepartsbruk og en del av det sentrale oppstrøms gasstransportsystemet. En samlet eierstruktur for det vesentligste av gassinfrastrukturen la grunnlaget for et enhetlig adgangsregime og effektiviserer administrasjon og daglig drift av gasstransporten for framtiden.

1 Petoro AS er rettighetshaver for statens deltakerandel (statens direkte økonomiske engasjement – SDØE)

3.8 Gassressursenes vei til et lønnsomt marked

Norge produserer svært store mengder gass for salg – 72 mrd. Sm3 tørrgass i 2003. Energimengden tilsvarer nesten 4 ganger Norges totale energiforbruk i 2003. Norges nærhet til gassmarkedene i Europa har gjort det mulig å utvikle gassvirksomheten til det den er i dag. Gassproduksjonen er i sterk vekst og antas å være opp mot 120 mrd. Sm3 i 2010.

En viktig del av gassvirksomheten er infrastrukturen for transport og behandling av gass. Dette gjelder både til havs og på land. Det er investert betydelige beløp i behandlingsanlegg for gass i Norge. Naturgass føres, eller planlegges ført, til land flere steder langs hele kysten: Kårstø i Rogaland, Kollsnes i Hordaland, Tjeldbergodden og Nyhamna (fra 2007) i Møre og Romsdal, samt Melkøya utenfor Hammerfest i Finnmark fra 2006. Mer enn 60 pst. av gassen som produseres på norsk kontinentalsokkel er innom landanlegg i Norge for prosessering. Andelen øker vesentlig når de nye anleggene på Melkøya og Nyhamna kommer i drift. Det er altså betydelige mengder gass som bringes til land og behandles i Norge. På alle disse stedene er gass tilgjengelig for bruk i lokal eller nasjonal industri, og det tas i dag ut gass i rør, som CNG (komprimert naturgass) eller som LNG (flytende naturgass) på Kårstø, Kollsnes og Tjeldbergodden, jf. St.meld. nr. 9 (2002–2003).

Utbygging av landanlegg

Det pågår utbygging og utvidelser av landanlegg i Norge som innebærer investeringer på om lag 40 mrd. kroner.

På Kårstø pågår det en utvidelse av gassbehandlingskapasiteten for å kunne prosessere gass fra Kristin-feltet på Haltenbanken fra oktober 2005. I tillegg bygges det et anlegg for fjerning av CO2 fra Kristin-gassen og produksjon av etan. Dette anlegget skal også stå ferdig i 2005 og innebærer en vesentlig økning av etanproduksjonen fra 620 000 til 950 000 tonn pr år. Disse utvidelsene på Kårstø omfatter investeringer på om lag 5,7 mrd. kroner.

På Kollsnes pågår for tiden bygging av et NGL-ekstraksjonsanlegg som skal stå ferdig i oktober 2004. Anlegget omfatter investeringer på om lag 3 mrd. kroner og skal bl.a. behandle rikgass fra Kvitebjørn og Visund. Når anlegget kommer i produksjon, er det beregnet at kapasiteten for behandling av gass på Kollsnes vil øke til i overkant av 140 mill. Sm3 per dag og kapasiteten for produksjon av kondensat økes til 69 000 fat per dag.

Stortinget behandlet i mars 2002 St.prp. nr. 35 (2001–2002) Utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG . Snøhvitutbyggingen omfatter investeringer på om lag 18,6 mrd. kroner i LNG-anlegget på Melkøya.

Stortinget vedtok utbygging av Ormen Lange-feltet 2. april 2004. Utbyggingen omfatter etablering av et nytt gassbehandlingsanlegg på Nyhamna i Møre og Romsdal. Landanlegget vil få en behandlingskapasitet på 70 mill. Sm3 gass per dag og omfatter investeringer på i overkant av 16 mrd. kroner.

Valg av prosesseringsløsning

Lønnsomheten i behandling av gass ved bruk av anlegg i Norge må vurderes fra prosjekt til prosjekt. Rettighetshaverne disponerer selv over den petroleum de produserer, jf. petroleumsloven § 3–3, tredje ledd. Det innebærer at rettighetshaverne har rett til å avsette olje- og gassproduksjonen i tråd med det som for dem fremstår som den kommersielt beste løsning, inkludert valg av transportløsning og bruk av prosesseringsløsning. Dette er i tråd med EØS-avtalen der hovedsiktemålet er å etablere et indre marked basert på fri flyt av varer og tjenester. Eksempelvis har rettighetshaverne på Statfjordfeltet muligheten til å transportere den produserte rikgassen til både Norge og Storbritannia for prosessering, i og med at det er opprettet infrastruktur fra Statfjord til begge land. Andre felt har ikke nødvendigvis valgmulighet når det gjelder prosessering, men de aller fleste produsenter av gass kan velge mellom forskjellige leveringspunkt for gassen gjennom reservasjoner i transportsystemet. Valgmuligheter hva gjelder prosesserings- og transportløsninger, inkludert bruk av andres infrastruktur, bidrar til en effektiv utvikling av felt på norsk kontinentalsokkel, jf. kap. 3.8.

Lønnsomt eksportmarked

Norge eksporterer gass for store verdier. Dette har blant annet sin årsak i stor betalingsvillighet i de land som mottar norsk gass. Hvis en antar en europeisk gasspris på 1 NOK/Sm3 , var brutto eksportverdi av norsk gass i 2003 rundt 70 mrd. NOK. Gassens konkurranseevne har økt i forhold til annet brensel på kontinentet og i Storbritannia. Fremover ser det ut til at det særlig er i kraftproduksjonen at vi vil se vekst i forbruket av naturgass. Hovedmarkedene for norsk gass er tett befolkede områder med en meget velutviklet infrastruktur for distribusjon av gass. Naturgass har også klare miljømessige fortrinn i disse markedene, hvor alternative energikilder tradisjonelt har vært, og fremdeles i hovedsak er, kull, olje og kjernekraft. Dette er forhold som gir grunn til å tro at betalingsvilligheten for gass i Europa, og ikke minst i USA, vil være høy også i fremtiden.

Oppfølging av St.meld. nr. 9 (2002–2003) Om innenlands bruk av naturgass m.v. (Gassmeldingen)

Under stortingsbehandlingen av Gassmeldingen ble Regjeringen blant annet bedt om å utrede nærmere de økonomiske sidene ved alternative løsninger for hvordan gass kan føres frem til aktuelle innenlandske brukere. Regjeringen vil legge frem resultatene fra utredningene for Stortinget i løpet av våren 2004.

Regjeringen vil:

  • Arbeide for å opprettholde konkurransedyktigheten til norske anlegg for behandling og eksport av rikgass.

3.9 Forskning og ny teknologi

Petroleumssektorens betydning og behovet for økt satsing på petroleumsforskningen ble fastslått i Sem-erklæringen: «Samarbeidsregjeringen mener det er viktig å sikre at petroleumssektoren blir en vesentlig bidragsyter til finansiering av velferdssamfunnet og til industriell utvikling. Det krever økt satsning på forskning og teknologiutvikling.»

Petroleumsnæringen er Norges største næring målt i verdiskaping. Virkningene for sysselsettingen i landet, ikke minst i distriktene, er betydelig. Næringen gir også sterke impulser til innovasjon og teknologisk utvikling både innen næringen og norsk næringsliv for øvrig. Ingen annen næring har lignende forutsetninger når det gjelder å bidra til industriell utvikling og inntekter til det norske samfunn.

Det er viktig at den norske kunnskapsbasen på dette feltet ikke forvitrer. Kunnskapsbasen forvaltes både av offentlige institusjoner, deriblant universiteter og høgskoler, og av private virksomheter. Denne kunnskapsbasen er et viktig grunnlag for videre verdiskaping og vekst.

Den norske petroleumsforskningen er av høy internasjonal kvalitet. Statistikk som sammenlikner norsk vitenskaplig publiseringsaktivitet med andre land viser at Norge gjør det godt innen fag rettet mot petroleumsvirksomheten. Miljøene som er utvalgt til Senter for fremragende forskning viser høy kvalitet på den petroleumsrelevante forskningen. Dette nivået må opprettholdes gjennom god rekruttering til og videreutvikling av fagmiljøene og de teknologiske miljøene. Det er derfor nødvendig med offentlig finansiering av forskning rettet mot petroleumsvirksomheten.

Statlig medvirkning gjennom universitets- og høgskolesektoren og de offentlige forskningsprogrammene i regi av Norges forskningsråd har vært vesentlig for å sikre tilstrekkelig teknologiutvikling. Erfaring viser at målrettet, langsiktig FoU-satsing er en nødvendig innsatsfaktor i utviklingen av olje- og gassvirksomheten. Eksempelvis har Snøhvitutbyggingen latt seg realisere gjennom en 10–20-årsperiode med systematisk forskningssamarbeid innen LNG-teknologi og flerfasetransport. Denne forskningsinnsatsen har skjedd i samarbeid mellom universiteter, høgskoler, petroleumsinstitutter, Norges forskningsråd og industrien.

Teknologi er viktig for å redusere kostnadene og således øke både norsk kontinentalsokkels og næringens konkurransekraft. Teknologi har bidratt vesentlig til å få ned utbyggingskostnadene og derigjennom bidratt til ny utbyggingsaktivitet som ellers ikke ville være lønnsom. Overgangen fra bunnfaste til flytende produksjonsløsninger representerte en vesentlig effektivitetsforbedring innen utbygging av felt på norsk kontinentalsokkel på 90-tallet. Figur 3.26 viser reduksjonen i utbyggingskostnader per enhet produsert som følge av at flytende produksjon ble tatt i bruk i perioden (investeringer i 1000 kroner per fat).

Figur 3.26 Overgang fra bunnfaste til flytende produksjonsløsninger

Figur 3.26 Overgang fra bunnfaste til flytende produksjonsløsninger

Kilde: Statoil

Vi har i dag utnyttet 1/3 av våre anslåtte petroleumsressurser. Utvikling av gjenværende ressurser for å realisere den langsiktige utviklingsbanen krever forskningsinnsats og ny teknologi.

Flere av løsningene som anvendes i dag er et resultat av forskningsinvesteringer gjort på 70-80-90-tallet. Det er avgjørende at vi nå gjør tilsvarende FoU-investeringer på områder som for eksempel leting, økt utvinning og integrerte operasjoner (e-drift) for å ha kunnskap og menneskelige ressurser som er i stand til å håndtere slike utfordringer fremover. Fremtiden vil også preges av spørsmål om å kunne starte aktivitet i særlig miljøsensitive områder, hvor en stor del av ressursgrunnlaget ligger. Økt FoU-innsats kan bidra til løsninger i slike spørsmål.

For å møte hovedutfordringene i den videre utviklingen av olje- og gassnæringen, er det nødvendig med offentlig satsing på forskning og teknologi innen petroleumsvirksomheten. Dette er tidskritisk med tanke på både fremtidige inntekter og fremtiden til store deler av norsk industri.

Boks 3.8 Fram Vest

Fram Vest er et av funnene i det såkalte Sogn-området. En samordnet utbygging av alle funnene med innfasing til en sentralt plassert flytende innretning ble vurdert. Operatøren vurderte lønnsomheten i et slikt alternativt til å være for marginal i forhold til den relativt store reservoarusikkerheten. Heller ikke funnene i Fram kunne forsvare en utbygging basert på en tradisjonell flytende innretning.

Den endelige strategien ble derfor å utvikle området med undervannsteknologi. I første omgang ble det valgt å bygge ut den største strukturen (Fram Vest). Denne er i all hovedsak basert på det som i dag regnes som konvensjonell undervannsteknologi og innebærer 26 km flerfaseoverføring av ubehandlet brønnstrøm fra to havbunnsrammer til Troll C. Den nyetablerte infrastrukturen på havbunnen nord for Trollfeltet vil bidra til at andre funn i området kan bygges ut etter hvert som det blir ledig behandlingskapasitet på Troll C innretningen. En videre utbygging av de øvrige funnene i området vil sannsynligvis måtte betinge introduksjon av undervanns separasjonsteknologi. En faset utbygging av Fram Vest vil således kunne gi tid til å kvalifisere de nye, nødvendige teknologielementene i en slik løsning.

Boks 3.9 OG21 – Nasjonal strategi for teknologi og forskning i olje- og gassnæringen

For å videreutvikle norsk kontinentalsokkel og styrke norsk industris internasjonale konkurranseevne, tok Olje- og energidepartementet i 2001 initiativ til å etablere en helhetlig og fokusert nasjonal strategi for forskning og utvikling innen petroleumsnæringen, OG21 (Olje- og gass i det 21. århundre). OG21 er petroleumsnæringens eget strategiorgan for forskning og utvikling, med eget styre oppnevnt av OED og sekretariat lokalisert i Norges Forskningsråd (Forskningsrådet). Petroleumsnæringen, forskningsmiljøer, Forskningsrådet og Oljedirektoratet har deltatt i strategiarbeidet.

OG21 har identifisert 5 satsingsområder:

  • økt utvinning

  • småfelt

  • utvinning på dypt vann

  • effektivisering av forsyningskjeden innen gass

  • miljø

Innen disse områdene har OG21 ved hjelp av prosjektgrupper (Lead Parties) konkretisert planer for fremtidig FoU-satsing innen 9 prioriterte områder, herunder stimulert utvinning, sanntids reservoarstyring, kostnadseffektiv gassproduksjon- og avtak, dypvannsteknologi og undervannsanlegg. Lead Party-gruppene samarbeider med leverandørindustri og forskningsmiljøer. De skal være pådrivere for igangsetting av prosjekter som skal bidra til gjennomføring av OG21-strategien. Gruppene har utarbeidet gapanalyser, foreslått prioritering og forslag til videre arbeid. Dette arbeidet har fått bred tilslutning fra hele petroleumsnæringen. I tillegg vurderes aktiviteter innen områder som reduksjon av utslipp til luft og til vann. Dette er viktig både når det gjelder miljøutfordringer og for å adressere utfordringer i grenseflaten miljø og økt ressursuttak, bl.a. injisering av CO2 i reservoarene for å øke utvinningsgraden på norsk kontinentalsokkel. OG21-strategien er også reflektert i Norges forskningsråds prioriteringer.

Asset Forum

Hovedansvaret for å finansiere og iverksette prosjekter for teknologiutvikling ligger hos beslutningstakerne i de utvinningstillatelsene og hos de operatørselskapene som vil være brukere av ny teknologi. Olje- og energidepartementet har i samråd med OG21 tatt initiativ til et Asset Forum bestående av de forretningsansvarlige i oljeselskapene i utvinningstillatelsene på norsk kontinentalsokkel. Formålet er å teste og ta i bruk ny og mer kostnadseffektiv teknologi, hovedsakelig gjennom felles prosjekter innen og mellom utvinningstillatelser. Det er enighet i industrien om å etablere et fast samarbeid blant utvinningstillatelsene for dette formålet, og Oljeindustriens Landsforening har tatt en ledende rolle.

PETROMAKS

I 2004 ble PETROMAKS etablert som et nytt stort program innen petroleumsforskning i Forskningsrådet. Framover vil mye av Forskningsrådets olje- og gassaktiviteter bli fanget opp i PETROMAKS. Programmet har som mål å bidra til å gjennomføre prioriteringene i OG21s forsknings- og teknologistrategi. Intensjonen i programmet er å dekke hele kjeden fra grunnforskning til anvendt forskning.

PETROMAKS skal bedre utnyttelsen av produserende felt og skape større tilgjengelighet til nye reserver. Leting og økt utvinning er nødvendig for å kunne realisere den langsiktige utviklingsbanen.

De mest sentrale forskningsoppgavene innenfor det nye programmet vil i første fase være:

  • Leting: Utvikling av geofysiske målemetoder, lete- og reservoarmodeller og bedret forståelse av bassengdannelse.

  • Økt utvinning i et bredt perspektiv: Utvikling av metoder for stimulert utvinning, reservoarovervåking og -styring og boreteknologi samt nye prosesser, metoder og teknologi for avsetning av gass.

Demo 2000

Programmet Demo 2000 skal omsette prioriteringene til OG21 til konkrete prosjekter for utvikling, demonstrasjon og testing av nye løsninger. Demo 2000 har som formål å fremme utvikling og bruk av ny teknologi for norsk kontinentalsokkel og for eksport. Demo 2000 vil spille en sentral rolle i å fremme forslag til større pilotprosjekter som er velegnet for samarbeid mellom flere utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel.

Regjeringen anser programmet for å være et viktig verktøy for å løse de fremtidige teknologiutfordringene på norsk kontinentalsokkel og internasjonalt.

3.9.1 Forskningsmessige utfordringer og behovet for offentlig innsats

Realisering av den langsiktige utviklingsbanen for petroleumsvirksomheten krever bl.a. at petroleumsressurser som ikke er lønnsomme med dagens teknologi, blir produsert. Dette krever forskningsinnsats og ny teknologi.

Hovedtyngden av olje- og gassnæringens forskning og utvikling finansieres av næringen selv. Gjennom forskning knyttet til de enkelte utvinningstillatelser sikres teknologiutvikling som er nødvendig for å utvikle enkeltfelt og ivareta konkrete, kortsiktige teknologibehov. Oljeselskapene bruker dessuten midler til mer generell forskning og utvikling. Dette kan være felles satsninger med leverandørindustri og forskningsinstitutter for å oppnå særskilte teknologiløft. Denne type midler har blitt sterkt redusert de siste årene.

Oljeselskapene har i løpet av de siste 10–15 årene blitt mer kortsiktige i sine FoU-prioriteringer, og det er således mer krevende å sikre den nødvendige teknologiutviklingen. Dette skyldes bl.a. at nyere funn er mindre og at forventet kontantstrøm fra disse i mindre grad kan finansiere nødvendige teknologiske løft alene. I tillegg har bortfall av teknologiavtalene og FoU-vilkår stilt av myndighetene i forbindelse med tidligere konsesjonstildelinger medvirket til denne utviklingen.

Leverandørindustrien har, i likhet med forskningsinstituttene, på langt nær de samme inntektene fra olje- og gassvirksomheten som staten og oljeselskapene, men det er disse som leverer og utvikler hovedtyngden av de teknologiske løsningene som oljeselskapene trenger for at vi skal kunne utnytte våre petroleumsressurser. Leverandørindustrien og instituttene har ikke økonomisk ryggrad til å finansiere kostbare utviklingsprosjekter på egen hånd. Reduksjonen i midler fra oljeselskapene blir ikke oppveid av en økning i forskningsmidler fra leverandørindustrien og forskningsinstituttene. Resultatet er at forsknings- og teknologiutviklingen i større grad blir konsentrert om kortsiktige utviklingsoppgaver, som i stor grad blir finansiert av oljeselskapene.

I tillegg retter en del av forsknings- og teknologiutviklingen seg mot særnorske forhold. Her er det spesielt viktig med statlig medvirkning da den kommersielle verdien i andre markeder er begrenset.

På bakgrunn av de utfordringer norsk petroleumsvirksomhet står overfor, jf. tidligere kapitler, er det særlig 3 hovedområder som er kritiske for å realisere den langsiktige utviklingsbanen:

  • Miljøvennlige løsninger for aktiviteter i sårbare områder

  • Mer effektiv leting

  • Økt utvinning

Betydelige deler av ressursene på norsk kontinentalsokkel ligger i områder hvor miljøutfordringene er krevende. Regjeringen besluttet før julen 2003 å tillate fortsatt helårig petroleumsvirksomhet i Barentshavet sør med visse unntak (se forøvrig kapittel 3.2 for en omtale av ULB). Det er behov for teknologiutvikling som er direkte rettet mot målet om en bærekraftig petroleumsvirksomhet også i miljøfølsomme områder. Dette er også av stor betydning for fiskerinæringen.

Viktige deler av ressursgrunnlaget på norsk kontinentalsokkel knytter seg til uoppdagede ressurser. Nærmere 35 pst. av disse ressursene ligger i de delene av nordområdene som har vært gjenstand for behandling i ULB. Ressurstilveksten i de senere år har avtatt som følge av at prospektene blir mindre og vanskeligere å påvise. Mindre prospekter og mer krevende leting gjør at det blir stadig vanskeligere å erstatte produserte ressurser med ny ressurstilvekst. Fallende påviste volumer har også ført til at enhetskostnadene innen leting øker. Det vil være en sentral utfordring fremover å kompensere for denne negative utviklingen gjennom utvikling og bruk av mer effektiv leteteknologi. Mer effektiv leting krever økt forskingsinnsats, også fra det offentlige. Forskingsprogrammet PETROMAKS har økt leteeffektivitet som et prioritert område.

Påviste ressurser utgjør hovedtyngden av ressursbasen og representerer det største verdiskapingspotensialet på norsk kontinentalsokkel. Det er et mål å øke utvinningsgraden for olje til 50 pst. eller mer. Oppgaven med å sikre forskning og teknologutvikling som gir økt utvinningsgrad er tidskritisk. Økt utvinning er en viktig del av det nye PETROMAKS-programmet.

Det er bred enighet, både politisk og innenfor petroleumssektoren, om at det er behov for å styrke den samlede petroleumsforskningen og at også myndighetene har et ansvar for å bidra til dette. OG21 og Norges forskningsråd anbefaler en opptrapping av offentlige bevilgninger til om lag 600 mill. kroner årlig.

Finansiering av langsiktig, strategisk forskning er statens viktigste bidrag. Universitets- og høgskolesektoren spiller en viktig rolle med hensyn til å utvikle grunnleggende kunnskap og utdanne kompetent arbeidskraft til petroleumsnæringen.

Det er viktig at de statlige midlene ikke erstatter privat finansiering, men dekker forskningsbehov som næringen selv ikke kan forventes å prioritere. Dette gjelder spesielt langsiktig kompetanseoppbygging og forskning som gir samfunnsmessige fellesgoder. Staten har, som største eier på norsk kontinentalsokkel, også et spesielt ansvar for kunnskapsutviklingen. I tillegg bør offentlig finansiering benyttes der den sammen med bidrag fra industrien gir en betydelig styrking av samlet forskningsinnsats, jf. Demo 2000 og Forskningsrådets brukerstyrte programmer.

OG21 har gjennomgått 9 prioriterte teknologiområder (se boks om OG21) og pekt på de områder hvor det er spesielt viktig med offentlig innsats for å utløse nødvendig forskning.

OG21 fremhever følgende:

  • Statlig grunnforskning innen teknologiområder der en har sterke, konkurransedyktige industrimiljøer er en dokumentert suksess internasjonalt, blant annet i Finland og Irland. Staten bør prioritere finansiering av forskning, teknologiutvikling og demonstrasjon som gjør norsk kontinentalsokkel konkurransekraftig i forhold til andre olje- og gassprovinser. I dette perspektivet vil forskning innen dypvannsteknologi, transport av brønnstrøm over store avstander og prosessering på havbunnen, samt null skadelige utslipp til sjø være prioriterte områder.

  • Næringslivet har ofte et kortsiktig perspektiv på sine investeringer som følge av sterk konkurranse og høye avkastningskrav. Statens bidrag til teknologiutvikling og demonstrasjon (Forskningsrådets brukerstyrte programmer og Demo 2000) gir viktige insentiver for leverandørindustrien. Den offentlige innsatsen skaper fellesarenaer der leverandørbedrifter, forskningsinstitutter og oljeselskaper bidrar til et samlet løft for forskningsinnsatsen. Dette betyr at industrien sammen med det offentlige bidrar til å øke felleskompetansen i næringen. Dette medvirker til å styrke industriens konkurranseevne og til å trekke utenlandsk kapital og utenlandske aktører til norske FoU-miljøer.

  • Norsk kontinentalsokkel har på noen områder de strengeste miljøkrav i verden. Staten bør bidra til forskning og utvikling på miljøsiden fordi dette teknologimarkedet er begrenset eller tar lang tid å etablere internasjonalt. Industrien vil derfor være tilbakeholden med egeninvesteringer i ny teknologi. For noen typer miljøteknologi er det langt frem til et kommersielt marked. Dette gjelder eksempelvis CO2 -separasjon, -transport og -lagring, samt brenselsceller.

  • Leting og reservoarforståelse er nøkkelområder for økt ressurstilvekst. Samtidig representer dette oljeselskapenes kjernekompetanse og viktigste konkurransearena. Forskning og teknologiutvikling skjer som hovedregel internt i selskapene eller i samarbeidsprosjekter med serviceselskapene. Statlig engasjement må derfor konsentreres om langsiktig strategisk forskning og kompetanseoppbygging ved universiteter, høyskoler og instituttene.

  • Som største eier på norsk kontinentalsokkel bør staten ivareta sine interesser gjennom teknologiutvikling som optimaliserer ressursutnyttelsen fra egen feltportefølje. Ny teknologi for økt oljeutvinning fra eksisterende oljebrønner (EOR) er blant de tiltak som har høyest verdiskapingspotensial på kort sikt. For små felt og felt i halefasen kan risikoen ved nye EOR-metoder være så stor at oljeselskapene heller vil satse på økt produksjon fra andre sokler. Risikoavlastning i form av statlige forskningsmidler kan avhjelpe dette.

3.9.2 Finansiering

I Budsjett-innst. nr. 9 (2002–2003) understreket energi- og miljøkomiteens flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Høyre, Fremskrittspartiet og Kristelig Folkeparti, verdien av satsing på FoU innen petroleumsvirksomhet og behovet for forutsigbarhet i forhold til tilførsel av forskningsmidler.

På denne bakgrunn ba Stortinget Regjeringen om å foreta en utredning av ulike modeller for en offentlig medfinansiering av forskning innenfor petroleumsvirksomhet, herunder et petroleumsrettet forskningsfond.

I tillegg til nåværende finansieringskilder har en vurdert følgende alternative finansieringsmodeller:

  1. Fondsfinansiering, herunder

    • opprettelse av et eget fond for petroleumsforskning

    • utvidelse og øremerking av fondet for forskning

  2. Finansiering innenfor SDØE-kontantstrømmen

Nåværende finansieringskilder

Den viktigste finansieringskilden er i dag ordinær bevilgning over statsbudsjettet. De ordinære bevilgningene over statsbudsjettet har økt de siste to årene fra om lag 94 mill. kroner i saldert budsjett 2002 til 137,5 mill. kroner i 2004. Forut for dette var det en betydelig nedgang i bevilgningene. I tillegg bevilges det årlig mindre beløp fra andre departementer til petroleumsrelatert forskning. Bevilgningen forvaltes hovedsakelig av Norges forskningsråd.

En annen finansieringskilde som også påvirker de rammer Norges forskningsråd har for prosjekter knyttet til petroleumsforskning er avkastningen fra Fondet for forskning og nyskapning. I 2004 er avkastningen fra fondet på om lag 600 mill. kroner (den delen av avkastningen som Forskningsrådet disponerer). Av denne avkastningen tilfaller om lag 55 mill. kroner petroleumsforskning (inkludert tilskudd til sentre for fremragende forskning). Hvor stor del av avkastningen som tilfaller petroleumsforskning det enkelte år vil være avhengig av Forskningsrådets prioriteringer. I 2003 tilfalt til sammenligning om lag 20 mill. kroner av avkastningen til petroleumsforskning.

Den siste etablerte finansieringsordningen for offentlig medfinansiering er SkatteFUNN. SkatteFUNN er en skattefradragsordning beregnet på alle bedrifter som er skattepliktige i Norge, og som har ett eller flere forsknings- og utviklingsprosjekter. Såfremt bedriften får godkjent et FoU-prosjekt av Norges forskningsråd, vil den kunne kreve skattefradrag for prosjektrelaterte, dokumenterte kostnader som vises i et eget prosjektregnskap. Dette er et generelt skatteinsentiv, og den kommer også petroleumsnæringen tilgode. Ordningen vil imidlertid ha begrenset effekt innenfor petroleumssektoren fordi den øvre fradragsramme for egenutført prosjekt er 4 mill. kroner per år. Dersom bedriften kjøper tjenester fra en eller flere godkjente FoU-institusjoner er den øvre fradragsramme 8 mill. kroner per år. Disse rammene gjelder per bedrift per år og ikke per prosjekt.

Alternativ modell 1) – fondsfinansiering

To ulike modeller har vært vurdert, enten å etablere et eget petroleumsforskningsfond eller å skyte inn ny og øremerket fondskapital i det allerede etablerte Fondet for forskning og nyskapning. I sistnevnte alternativ vil den årlige avkastningen av kapitalen øremerket petroleumsforskning tilfalle petroleumsforskning.

Alternativ modell 2) – finansiering innenfor SDØE-kontantstrømmen

Finansiering av petroleumsforskning innenfor SDØE-kontantstrømmen har tidligere vært foreslått i tilknytning til etableringen av Demo 2000-programmet i revidert budsjett våren 1999, jf. St.prp. nr. 67 (1998–99). Programmet ble foreslått knyttet til statens deltakelse i petroleumsvirksomheten med formål og begrunnelse å redusere kostnadene på norsk kontinentalsokkel for blant annet å øke statens inntekter fra petroleumsvirksomheten på et senere tidspunkt. På den bakgrunn ble også lov om Statens petroleumsfond foreslått endret slik at utgiftene kom til fratrekk i statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten, jf. Ot.prp. nr. 67 (1998–99).

Et flertall av medlemmene i finanskomiteen uttrykte i Innst.O.nr. 94 (1998–1999) at forslaget innebar en regnskapsmessig uryddighet, som igjen ville bidra til at en særskilt utgiftspost unndras i vurderingen av den samlede budsjettveksten. Flertallet gikk derfor imot Regjeringens forslag om å endre lov om Statens petroleumsfond. Det ble den gang bevilget 100 mill. kroner til Demo 2000 som en ordinær bevilgning over statsbudsjettet.

Oppsummering

Bevilgningene til petroleumsforskning har hatt en jevn økning de siste årene. Regjeringen ønsker å videreføre denne satsingen. Ut fra en helhetsvurdering og med henvisning til tidligere vedtak i Stortinget ønsker Regjeringen å styrke den statlige finansieringen av petroleumsforskningen ved å øke kapitalen i Fondet for forskning og nyskaping med en mrd. kroner fra 1. juli 2004. Den økte avkastningen skal nyttes til langsiktig, grunnleggende forskning rettet mot petroleumssektoren.

3.10 Konsekvenser og utfordringer for leverandørindustrien

Regjeringens petroleumspolitikk har som mål å opprettholde en konkurransedyktig, norskbasert leverandørindustri. Dette innebærer at norske myndigheter må legge forholdene til rette for at norsk olje- og gassindustri kan utvikle internasjonal konkurransekraft, dvs. være i stand til å konkurrere både på hjemmemarkedet og internasjonalt. All levedyktig næringsvirksomhet i Norge må i dag forholde seg til internasjonal konkurranse, enten direkte fra utenlandske bedrifter eller indirekte som følge av endringer i de makroøkonomiske rammebetingelsene drevet fram av internasjonale forhold og forpliktelser.

Leverandørindustrien spiller en svært viktig rolle når det gjelder å redusere kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel, ikke minst gjennom sine bidrag til teknologiutvikling. Samtidig vil leverandørindustrien være den første til å oppleve effektene av et aktivitets- og investeringsfall på norsk kontinentalsokkel. Ordretørke for leverandørbedriftene oppstår lenge før oljeselskapene opplever fall i sin petroleumsproduksjon. Dette kan få dramatiske sysselsettingseffekter, særlig i de kommuner og regioner som er spesielt avhengige av petroleumsnæringen, jf. figur 3.27.

I følge en studie foretatt av Senter for verdiskaping ved BI er i dag leverandørselskaper etablert i alle landets fylker og i 135 av landets 434 kommuner 6 . Likevel er det store regionale forskjeller i hvilken betydning petroleumsnæringen har. Eksempelvis utgjør næringens omsetting 69 pst. av total omsetting i næringslivet i Rogaland. En dramatisk nedtrapping av investerings- og utbyggingsaktivitetene kan i en rekke regioner og lokalsamfunn raskt få betydelige konsekvenser. Dette representerer en stor utfordring.

Figur 3.27 Etablering av leverandørbedrifter i Norge

Figur 3.27 Etablering av leverandørbedrifter i Norge

Kilde: BI Senter for verdiskaping

Ovennevnte studie viser at om lag 43 800 mennesker er direkte ansatt i leverandørindustrien. Figur 3.28 viser den geografiske fordelingen av sysselsatte i olje- og gassvirksomheten basert på et utvalg av de største oljeselskapene i Norge, samt et representativt utvalg av leverandørbedrifter. Som det framgår av figuren, er det svært få kommuner i Norge der det ikke bor ansatte i petroleumsnæringen.

Figur 3.28 Bosted for sysselsatte innen petroleumsnæringen

Figur 3.28 Bosted for sysselsatte innen petroleumsnæringen

Kilde: BI Senter for verdiskaping

Figur 3.29 viser totale, direkte investeringer på norsk kontinentalsokkel fordelt på norske og utenlandske leverandører. For å anslå en slik fordeling, er det lagt til grunn at den historiske fordelingen mellom utenlandske og norskbaserte leverandørbedrifter også vil gjelde i årene framover, selv om dette er forbundet med en viss usikkerhet. Figuren viser at norske leverandørbedrifter innen det som gjerne kalles direkte investeringer, forventes å levere varer og tjenester på i overkant av 40 mrd. kroner i 2004. I 2009 vil tilsvarende tall ligge på om lag 25 mrd. kroner.

Drifts- og vedlikeholdsmarkedet forventes å ligge på et mer stabilt nivå de neste 10 årene, på om lag 30–35 mrd. kroner. Dette markedet vil således fortsette å ha en betydelig effekt på norsk økonomi, men vil ikke kunne veie opp for frafallet av nye investeringer. Norskandelen for drifts- og vedlikeholdsmarkedet er gjennomgående høyere enn for investeringene, bl.a. fordi geografisk nærhet til markedet er avgjørende for å ivareta drifts- og servicefunksjoner.

Det er et mål å opprettholde Norge som kompetansesentrum innen sentrale deler av næringen også i en fase hvor investeringene på norsk kontinentalsokkel reduseres.

Figur 3.29 Investeringene fordelt på norske og utenlandske leveranser

Figur 3.29 Investeringene fordelt på norske og utenlandske leveranser

Kilde: Olje- og energidepartementet/Oljedirektoratet

Dersom norskbasert leverandørindustri ikke er konkurransedyktig, vil det etter hvert ha negative ringvirkninger for andre næringer som har bedrifter i petroleumssektoren blant sine kunder. Figur 3.30 viser en geografisk fordeling av hvor leverandørbedriftene kjøper varer og tjenester fra sine underleverandører.

Figur 3.30 Geografisk fordeling av leverandørbedriftenes leverandørbedrifter

Figur 3.30 Geografisk fordeling av leverandørbedriftenes leverandørbedrifter

Kilde: BI Senter for verdiskaping

Leverandørindustrien står i dag overfor betydelige utfordringer. Investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel forventes å falle om få år sammenliknet med dagens nivå. Dette innebærer færre oppdrag for leverandørindustrien. Teknologiutvikling som leverandørindustrien selv har stått for bidrar til noe av fallet, ettersom teknologiforbedringer medfører mer kostnadseffektive utbyggingsløsninger. Samtidig er dette en forutsetning for at mindre funn i framtiden kan bygges ut og således motvirke fallet i aktivitetsnivået.

Sammensetningen av investeringene på norsk kontinentalsokkel endres som følge av at teknologisk utvikling gir nye typer utbyggingsløsninger. Eksempelvis blir undervannsutbygginger stadig vanligere som et kostnadseffektivt alternativ til plattformer. For deler av leverandørnæringen vil endringer i investeringssammensetningen medføre betydelige omstillinger.

Evnen til å tilpasse seg og utnytte slike trender er nøkkelen til å opprettholde en sterk petroleumsnæring i Norge. Det kan ikke forventes at norsk petroleumsindustri skal kunne opprettholde sin konkurransekraft i alle ledd av verdikjeden.

Når det gjelder fabrikasjonsoppdrag, møter norsk leverandørindustri økende konkurranse fra verft i Sør-Europa og Sørøst-Asia. Som en konsekvens vil norske bedrifter trolig måtte rette oppmerksomheten mot å styrke konkurranseevnen i andre deler av verdikjeden.

For å motvirke konsekvensene av et fallende hjemmemarked, er det helt nødvendig at næringen kan konkurrere om oppdrag i utemarkedene. Internasjonalisering bidrar til at bedrifter kan spre kommersiell risiko over flere markeder. På den måten blir de mindre sårbare for svingninger i aktivitetsnivået på norsk kontinentalsokkel.

Gjennom KonKraft, og med Topplederforum som møteplass, har leverandørindustrien en arena for samarbeid i hele petroleumsklyngen. Et viktig formål er å styrke leverandørindustriens konkurransekraft.

3.10.1 En konkurransedyktig norskkontinentalsokkel – utgangspunktet for vellykket internasjonalisering

Det er klare vekselvirkninger mellom hjemmemarkedet og det globale markedet for petroleumsrelaterte varer og tjenester. Ved å internasjonalisere virksomheten vil norske bedrifter tilegne seg ny erfaring og kunnskap fra andre petroleumsprovinser, som i sin tur gir grunnlag for innovasjon og mer effektiv olje- og gassproduksjon på norsk kontinentalsokkel. Dette vil bidra til å opprettholde produksjonen fra norsk kontinentalsokkel lenger enn det som ellers ville vært mulig.

Innovasjon og teknologiutvikling på norsk kontinentalsokkel har vist seg å være av stor interesse i mange markeder internasjonalt. Norsk kontinentalsokkel har tradisjonelt hatt et høyt aktivitetsnivå preget av store utbygginger med en høy grad av teknisk kompleksitet og høye miljøkrav, noe som har medført sterkt behov for satsing på forskning og utvikling. Kompetansen og de teknologiske løsningene petroleumsvirksomheten dermed har utløst, har gitt grobunn for industriell utvikling og internasjonal konkurransekraft. Dette gjelder hele næringen: Oljeselskaper, leverandørbedrifter og forskningsmiljøer.

En viktig forutsetning for å utnytte vekselvirkningen mellom norsk kontinentalsokkel og det internasjonale markedet, er å ha et velfungerende hjemmemarked. Samtidig er det et mål for norske myndigheter at norsk olje- og gassindustri internasjonaliseres. Sentrale leverandørbedrifter har de siste årene opplevd til dels lav lønnsomhet. Dersom denne situasjonen vedvarer, kan leverandørindustriens evne til å videreutvikle sin virksomhet og å møte økende internasjonal konkurranse svekkes.

3.10.2 Den internasjonale markedsutviklingen

Prognoser utarbeidet av Det internasjonale energibyrået, IEA, viser at det globale energimarkedet vil kreve årlige investeringer på 550 mrd. dollar fram mot 2030. Av dette vil ca. 30 pst. være relatert til olje og gass. Disse investeringene er nødvendige for både å opprettholde og utvide eksisterende produksjonskapasitet i energimarkedene. Dette tilsier at det er stort markedspotensial for både norske oljeselskaper og norsk leverandørindustri.

I 2001 leverte norskbaserte leverandørbedrifter varer og tjenester for 90 mrd. kroner inkludert norsk kontinentalsokkel. Dette utgjorde ca. 10 pst. av det globale offshoremarkedet. Norske leverandørbedrifters omsetning ute har økt i perioden 1995–2001 fra 15,5 mrd. kroner til 35 mrd. kroner 7 . Ambisjonen er å øke omsetningen til 80 mrd. kroner innen 2010. Dette er illustrert i figur 3.31.

Figur 3.31 Leverandørindustriens internasjonale omsetning med
 ambisjoner for 2005 og 2010

Figur 3.31 Leverandørindustriens internasjonale omsetning med ambisjoner for 2005 og 2010

Kilde: INTSOK og SNF

Det er først og fremst næringen og den enkelte bedrift som må ta ansvar for å utnytte de internasjonale markedsmulighetene og svare på de utfordringer som er knyttet til økt internasjonal konkurranse. Myndighetenes rolle er å sikre et utgangspunkt som muliggjør at norske bedrifter kan konkurrere på et jevnbyrdig grunnlag med internasjonale aktører. Den internasjonale markedsutviklingen krever at det offentlige virkemiddelapparatet tilpasses. Med utgangspunkt i St.prp. nr. 51 (2002–2003) Virkemidler for et innovativt og nyskapende næringsliv har det blitt foretatt en gjennomgang av det næringsrettede virkemiddelapparatet. Et sentralt mål i dette arbeidet er å styrke innsatsen når det gjelder internasjonalisering. Blant annet har dette resultert i etableringen av Innovasjon Norge 8 .

Det er viktig at Innovasjon Norge blir komplementær med INTSOK (se tekstboks 3.10), slik at den samlede kompetansen i det norske virkemiddelapparatet kan utnyttes på best mulig måte for norsk leverandørindustri. Dette fordrer et godt samarbeid mellom de to organisasjonene.

INTSOK-rapporten «Mulighetene for norsk leverandørindustri til 2010» 9 sammenlikner virkemidler som benyttes for å støtte norsk leverandørindustri med de ordninger som Storbritannia, Frankrike og Canada benytter for å støtte internasjonaliseringen av sin olje- og gassindustri. Undersøkelsen er utarbeidet av Senter for Verdiskaping ved BI og drøfter forskjeller med hensyn til finansielle virkemidler, støtte til teknologiutvikling og markedstøtte.

Rapporten fastslår at det er et potensial for å øke norsk leverandørindustris omsetning i utemarkedene til 80 mrd. kroner innen 2010. Studier av konsulentselskapet Douglas Westwood viser en samlet total vekst fra omkring 60 mrd. dollar i 2003 til 80 mrd. dollar i 2010 i de offshoremarkedene INTSOK har i sin portefølje, inkludert både hovedmarkeder og markeder under utvikling, jf. figur 3.32.

Figur 3.32 Markedsutvikling i INTSOKs hovedmarkeder

Figur 3.32 Markedsutvikling i INTSOKs hovedmarkeder

Kilde: INTSOK

Rapporten er et viktig bidrag til myndighetenes arbeid med internasjonalisering, og rapportens anbefalinger vil bli behandlet av de berørte departementer.

Norsk leverandørindustri har i økende grad etableringer og virksomhet i land som er svært forskjellige fra Norge når det gjelder politisk system og sosiokulturelle forhold. Dette stiller næringen overfor særlige utfordringer knyttet til etikk og samfunnsansvar. I sitt arbeid med å støtte internasjonaliseringen av norsk olje og gassindustri vil Olje- og energidepartementet være en pådriver for at spørsmål knyttet til samfunnsansvar, etikk og menneskerettigheter blir ivaretatt både på myndighetsnivå og i næringen. Dette innebærer at departementet viderefører sin deltagelse i KOMPAKT (Det konsultative organet for menneskerettigheter og norsk økonomisk engasjement i utlandet) og i det internasjonale samarbeidet for å sikre transparens når det gjelder forvaltning av kontantstrømmer i petroleumssektoren, Extractive Industry Transparency Initiative (EITI). For øvrig støtter departementet det samfunnsvitenskapelige forskningsprogrammet Petropol som også adresserer slike problemstillinger.

Regjeringen vil:

  • Arbeide for å styrke norsk leverandørindustris konkurransekraft.

  • Legge forholdene til rette for at norskbasert petroleumsindustri skal bidra til nasjonal verdiskaping også uavhengig av ressurspotensialet på norsk kontinentalsokkel.

  • Samarbeide med industrien og ulike kompetansemiljøer for å sikre langsiktig lønnsom utvikling av petroleumsressursene.

  • Arbeide for at norsk kontinentalsokkel forblir et attraktivt område for investeringer i FoU som styrker norsk industris konkurranseevne.

  • Støtte INTSOK og Petrad.

  • Arbeide for å styrke samarbeidet mellom INTSOK og norske forskningsmiljø, herunder Demo 2000, slik at nye teknologiske løsninger kan kommersialiseres for et globalt marked.

  • Styrke den internasjonal markedsadgangen for Norges olje- og gassnæring gjennom internasjonale fora som EU/EØS, WTO og Energicharteret.

  • Arbeide for at spørsmål knyttet til samfunnsansvar, etikk og menneskerettigheter blir ivaretatt både på myndighetsnivå og i næringen.

Boks 3.10 INTSOK

INTSOK ble etablert i 1997 av norsk industri og norske myndigheter. Formålet er å styrke det langsiktige grunnlaget for verdiskaping og sysselsetting i norsk petroleumsindustri, gjennom fokusert internasjonalisering av norsk olje- og gassindustri.

Stiftelsen har et driftsbudsjett på om lag 20 mill. kroner og delfinansieres av Olje- og energidepartementet. INTSOK har en bred medlemsmasse, som foruten Statoil og Norsk Hydro omfatter hele verdikjeden i leverandørindustrien og en rekke forskingsinstitusjoner.

INTSOK markedsfører norsk olje- og gassindustri i utvalgte markeder. Dette gjøres gjennom ulike fellestiltak for medlemsbedriftene i den hensikt å øke deres gjennomslagskraft internasjonalt. Slike fellestiltak kan være nettverksmøter, seminarer og presentasjoner for nøkkelkunder, samt delegasjonsreiser.

INTSOK har utviklet et lokalt serviceapparat i alle de sentrale markedene. Her kan norske leverandører trekke veksel på kompetansen til de stedlige representantene og få råd og veiledning med hensyn til kundekontakt og markedsinnpass.

INTSOK prioriterer åtte hovedmarkeder, som samlet representerer over 60 pst. av det samlede offshoremarkedet: Angola, Nigeria, Brasil, Russland, Canada, Storbritannia, Mexicogolfen og Iran. Samlet forventes disse markedene å ha en vekst fra om lag 40 mrd. USD til vel 60 mrd. USD i perioden 2003–2010.

INTSOK har som ambisjon å bidra til å øke den norske olje- og gassrelaterte omsetningen utenlands fra 35 mrd. kroner i 2001 til 80 mrd. kroner innen 2010. INTSOK har utarbeidet en strategi for å nå denne ambisjonen som er forankret i KonKraft.

Et viktig element i denne strategien er å kvalifisere norsk teknologi for det internasjonale markedet. Her står et styrket samarbeid med Demo 2000 sentralt. Det legges også opp til samarbeid med Innovasjon Norge og de norske utestasjonene, for å øke markedsadgangen for norsk olje- og gassindustri. INTSOK vektlegger å styrke innsatsen i Houston, Rio de Janeiro, Paris, London, Milano og Haag, hvor mange av de sentrale kundene for norsk leverandørindustri har hovedkontor. Videre understrekes betydningen av at de norske utestasjonene i INTSOKs hovedmarkeder videreutvikler sin olje- og gasskompetanse slik at de kan tilby den støtte og service norsk leverandørindustri etterspør.

Figur 3.33 INTSOKS medlemsvekst

Figur 3.33 INTSOKS medlemsvekst

Kilde: INTSOK

Boks 3.11 PETRAD

Petrad er et organ i norsk bistandsarbeid som driver kompetanseoverføring og kapasitetsoppbygging når det gjelder forvaltning i petroleumssektoren. Målgruppen er ledere i statseide oljeselskap og forvaltning i Afrika, Asia, Latin-Amerika og det tidligere Sovjetunionen. Petrad tilbyr bl.a. kurs og seminarer. Petrad benytter forelesere fra norsk petroleumsindustri, akademia og forvaltning, og trekker således på den samlede norske petroleumskompetanse.

Petrad er en stiftelse og mottar grunnfinansiering av Olje- og energidepartementet. Petrad er komplementær med INTSOK og bidrar til profilering av norsk olje- og gassindustri. Olje- og energidepartementet ser det som viktig at Petrad og INTSOK samarbeider der det er naturlig.

Fotnoter

1.

Modne felt er felt der hoveddelen av lønnsomme ressurser allerede er produsert.

2.

Oljedirektoratets ressursregnskap per februar 2004. Om lag 500 mill. Sm3 av disse ressursene er knyttet til konkrete prosjekter. De resterende 400 mill. Sm3 o.e er det som må til for å nå målet om en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 50 pst. for olje og 75 pst. for gass.

3.

Kroner per fat olje.

4.

Dette inkluderer produksjon fra satellittene Statfjord Øst og Nord og Sygna.

5.

UKCS vs GoM – A Study of the Differences 1999, LOGIC (1999)

6.

I følge Aetat Arbeidsdirektoratet var det i august 2003 76 600 personer sysselsatt i petroleumsvirksomheten

7.

Tallene omfatter både eksport og omsetning gjennom datterselskap i utemarkedene. (Kilde: Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning (SNF) 2002). SNF har gjort et foreløpig anslag for leverandøridustriens internasjonale omsetning for 2003. Anslaget viser at omsetningen ligger på omtrent samme nivå som 2001, men det er usikkerhet mht hvor sammenliknbare tallene er.

8.

Innovasjon Norge ble etablert 1.1.2004 ved en sammenslåing av SND, Norges Eksportråd, SVO og Norges Turistråd. Selskapet skal forvalte og utvikle virkemidler som skal bidra til økt innovasjon i næringslivet over hele landet. De primære målgruppene vil være entreprenører, unge bedrifter, samt små og mellomstore bedrifter med vekstpotensial. Selskapet skal se innovasjon, regional utvikling og internasjonalisering i sammenheng. Målet om et internasjonalt konkurransedyktig næringsliv skal gjennomsyre hele organisasjonens virksomhet.

9.

Et sammendrag av rapporten er tilgjengelig på Internett: http://www.intsok.no/home/display.php?id=2124

Til dokumentets forside