Aktiver Javascript i din nettleser for en bedre opplevelse på regjeringen.no

Meld. St. 28 (2010 – 2011)

En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten

Til innholdsfortegnelse

4 Utvinning av påviste ressurser

Figur 4.1 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel. Volum fra eksisterende felt er uthevet. Nedenfor den stiplede linjen vises produksjon fra tiltak som er besluttet. Ovenfor den samme linjen vises produksjon som kan bli realisert ved planlagte tiltak, samt en ...

Figur 4.1 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel. Volum fra eksisterende felt er uthevet. Nedenfor den stiplede linjen vises produksjon fra tiltak som er besluttet. Ovenfor den samme linjen vises produksjon som kan bli realisert ved planlagte tiltak, samt en videre satsing på økt utvinning.

Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet.

En vesentlig del av forventet produksjon de neste 10 år vil komme fra felt og funn som er påvist. Det å utnytte ressursene i felt og funn på en god måte er svært viktig for aktivitetsnivå og statlige inntekter på kort og mellomlang sikt. En rekke felt på norsk sokkel har produsert over lang tid. Tiltak for å øke utvinningen haster på disse feltene. Tiltak må gjennomføres raskt, før etablert infrastruktur blir ulønnsom å holde i drift eller teknisk uegnet. Mange tiltak kan betegnes som tidskritiske. Det haster med å ta beslutninger.

For funn som ikke er utbygd, er målet å finne utbyggingsløsninger som gir den beste ressursforvaltning og skaper mest mulig verdier til samfunnet. Mange av dagens funn er små og trenger å utnytte eksisterende infrastruktur og bygges ut raskt for at de skal være lønnsomme. Det er viktig at det på eksisterende infrastruktur drives aktivt forebyggende vedlikehold, samt at modifikasjoner i forbindelse med kobling mellom ny og gammel infrastruktur foregår på en forsvarlig måte.

Målet for utnyttelsen av produserende felt er å skape størst mulig verdier for samfunnet. Dette oppnås gjennom å evaluere og gjennomføre tiltak som kan øke utvinningen og samtidig holde kostnadene under kontroll. Innfasing av tredjepartsressurser til eksisterende felt kan bidra til å forlenge perioden med lønnsom produksjon og samtidig være en effektiv utbyggingsløsning for mindre funn. Noen av feltene på norsk sokkel har produsert i tiår og er nå i en fase der deler av anleggene må skiftes ut eller kompletteres. I inneværende år investeres det eksempelvis i nye innretninger både på Ekofisk og Eldfisk og ny kompresjonskapasitet for gass vurderes på Troll og Åsgard.

4.1 Potensial og teknologi for å utvinne mer

Det å utvinne mer omfatter tiltak som bidrar til å opprettholde produksjonen i og rundt eksisterende felt. Innfasing av nye felt kan bidra til forlenget levetid for eksisterende felt. Derfor innebærer tiltak for å øke utvinningen også tiltak som støtter raske utbygginger av små funn.

Departementet oppnevnte i februar 2010 et ekspertutvalg1 med mandat til å utrede tiltak for å øke utvinningen fra eksisterende felt på norsk kontinentalsokkel. Utvalget avga sin rapport i september 2010. Den var deretter på offentlig høring. Departementet mottok en rekke innspill i høringsrunden. De problemstillinger utvalget tok opp, og de hovedforslag som ble fremmet, behandles i dette kapittelet.

4.1.1 Potensialet ved høyere utvinningsgrad

Utviklingen på Ekofisk illustrerer potensialet for økt utvinning på en god måte. Ved oppstart av feltet i 1971 var det planlagt å produsere 17 pst. av ressursene i feltet. I dag er planen å produsere mer enn 50 pst. av de tilstedeværende ressursene. Den økte utvinningsgraden utgjør flere hundre mill. Sm3 olje. Utfordringen er at basert på dagens planer vil fremdeles nærmere halvparten av oljen som var i feltet bli igjen i reservoarene.

Felt på norsk kontinentalsokkel har i gjennomsnitt økt sine oljereserver med en faktor på 1,68 fra opprinnelig utbyggingsplan og fram til år 2010, jf. figur 4.2. Det er mange grunner til dette, både at utvinningen har blitt bedre enn ventet og at det er gjennomført tiltak som har bidratt til økt utvinningsgrad og reserveøkning fordi mer olje (nye reservoardeler) blir drenert.

Figur 4.2 Reservevekst for olje i forhold til anslag i opprinnelig PUD.

Figur 4.2 Reservevekst for olje i forhold til anslag i opprinnelig PUD.

Kilde: Oljedirektoratet.

Dagens vedtatte planer gir en gjennomsnittlig forventet utvinningsgrad på 46 pst. for olje og 70 pst. for gass på norsk sokkel. Til sammenlikning er den globale utvinningsgraden for olje om lag 22 pst. Utvinningsgraden varierer fra felt til felt og er avhengig av forhold som reservoaregenskaper, utvinningsstrategi og teknologiutvikling. Utvinningsgraden henger også sammen med størrelsen på feltet, jf. figur 4.3. Det er lettere å oppnå høy utvinning i store felt blant annet fordi man på slike felt som regel har faste plattformer med borerigger som kan drive brønnarbeid gjennom hele levetiden.

Figur 4.3 Utvikling av forventet utvinningsgrad på norsk sokkel.

Figur 4.3 Utvikling av forventet utvinningsgrad på norsk sokkel.

Kilde: Oljedirektoratet.

Etter dagens planer og med eksisterende teknologi vil rundt 30 mrd. fat olje bli liggende igjen når norske felt blir stengt ned. Økning i utvinningsgraden har derfor en stor oppside, eksempelvis vil ett prosentpoengs økning i utvinningsgraden, for felt som i dag er i drift, øke oljeutvinningen med anslagsvis 570 mill. fat olje. Brutto salgsinntekter fra et slikt oljevolum er anslagsvis 325 mrd. kroner2. Kostnadene ved å produsere ressursene, samt når ressursene vil bli produsert vil være avgjørende for hvor store verdier dette potensialet utgjør.

De gjenværende oljeressursene i feltene er betydelige, jf. figur 4.4. Ressursene er allerede påvist, infrastruktur eksisterer og mange brønner er allerede på plass. Utvinning av store deler av disse ressursene er imidlertid teknisk utfordrende og kostnadskrevende. For å utvinne noe av denne oljen må det tas en lang rekke beslutninger i rettighetshavergruppene de nærmeste årene.

Figur 4.4 Fordeling av produsert olje, gjenværende oljereserver og -ressurser.

Figur 4.4 Fordeling av produsert olje, gjenværende oljereserver og -ressurser.

Kilde: Oljedirektoratet.

Når felt stenges ned kan det påvirke muligheten for tredjepartsbruk av infrastruktur i det aktuelle området. Bruk av eksisterende infrastruktur kan være avgjørende for lønnsomheten til nye og eksisterende funn. Det betyr at tidsvinduet for leting og utvikling av funn i modne områder er begrenset. Det er derfor viktig å tilrettelegge for utvikling av tidskritiske ressurser og funn nær eksisterende infrastruktur.

Ekspertgruppen for økt utvinning har en visjon om at om lag 2,5 mrd. Sm3 (eller om lag 15,7 mrd. fat) olje kan produseres fra felt på norsk sokkel utover dagens planer. De mener utnyttelse av potensialet krever høy oljepris og bruk av både eksisterende og ny teknologi. Videre, at de foreslåtte tiltakene fra utvalget både på felt i produksjon og på framtidas felt iverksettes. Brutto salgsinntekter for en slik ressursmengde er nær 9 000 mrd. kroner. Kostnadene ved å hente ressursene opp, samt når de eventuelt vil bli produsert, vil være avgjørende for hvor store verdier dette potensialet utgjør.

4.1.2 Løsninger som kan gi økt utvinningsgrad

Teknologiutvikling har bidratt til høy utvinning fra mange felt, jf. figur 4.5. Vanninjeksjon har vært sentral på norsk sokkel fra 1980-tallet og var eksempelvis avgjørende for å heve utvinningsgraden på Ekofisk. Gassinjeksjon har foregått siden 1970-tallet, og benyttes i dag av omkring 20 felt. På 1990-tallet ble utvinningen av olje fra svært tynne oljesoner muliggjort av horisontal boring på Troll. En rekke andre teknologigjennombrudd som innenfor 3D- og 4D-seismikk3 har også hatt avgjørende betydning for å øke utvinningen.

Figur 4.5 Utvinningsløsninger over tid for norske felt.

Figur 4.5 Utvinningsløsninger over tid for norske felt.

Kilde: Ekspertutvalget for økt utvinning.

Gjenværende olje kan deles i to kategorier, mobil og immobil olje. Olje som er mobil med gjeldende utvinningsmetode på et felt kan utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer og langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon. Utvinningen fra mange felt kan på denne måten økes på relativt kort sikt.

Olje som ikke kan bli presset ut av porene i reservoaret ved injeksjon av vann eller gass, slik det gjøres på feltene i dag, kalles immobil olje. Dette gjelder store volumer olje. Det krever imidlertid en betydelig innsats, for eksempel i form av injeksjon av blandbar gass og/eller CO2 eller kjemikalier tilsatt til injeksjonsvannet, for å produsere noe av denne oljen.

Figur 4.6 Mobil og immobil olje og utvinningsmetoder.

Figur 4.6 Mobil og immobil olje og utvinningsmetoder.

Kilde: Oljedirektoratet.

Ulike teknologier som kan bidra til økt utvinning kan grupperes på følgende måte:

  • Boring og brønn

  • Injeksjonsteknikker

  • Reservoarkartlegging

  • Integrerte operasjoner

  • Undervannsløsninger

Boring og brønn

Oljeselskapene utfører en rekke tiltak for å øke utvinningsgraden på sine felt. De fleste prosjekter som i dag blir gjennomført er innenfor boring og brønn. Boring av nye utvinningsbrønner og vedlikehold av eksisterende brønner er en forutsetning for framtidig produksjon. Hvor mange og hvor gode brønner som bores danner grunnlag for hvilke muligheter som vil være tilgjengelige for ytterligere reservevekst og tiltak for å øke utvinningsgraden. De minst krevende oljeressursene utvinnes først fra et felt. På mange felt er disse i stor grad allerede hentet opp. Gjenværende ressurser kan derfor bli mer krevende å utvinne. Uoversiktlige trykkforhold og uklar barrieretilstand for eksisterende brønner som det skal bores ut av, er eksempler på utfordringer som må løses.

Antall nye produksjons- og injeksjonsbrønner er redusert siden toppåret 2000. På mange felt har rettighetshaverne ikke klart å gjennomføre de planlagte boreprogrammene de siste årene. Over tid har det bygget seg opp et betydelig etterslep, og noen av brønnene som var planlagt kan kanskje ikke fullføres uten at boreutstyret oppgraderes. Dette har bidratt til at produksjonsambisjonene heller ikke er nådd for mange felt de siste årene. Også framover vil antallet av og kvaliteten på brønnene som bores være viktig for hvilken produksjon som oppnås. Brønner kan bli boret og vedlikeholdt både fra flyttbare og faste innretninger. Boringen fra faste rigger er spesielt viktig for å realisere ressursene i de store oljefeltene.

Injeksjonsteknikker

Mer olje kan produseres med bruk av kjente injeksjonsteknikker og ved utvikling av nye injeksjonsmetoder. På norsk sokkel har særlig vann- og gassinjeksjon blitt brukt på mange felt. I dag har over 30 felt på norsk sokkel vanninjeksjon og over 20 felt gassinjeksjon i en eller annen form. Fram til i dag antas gassinjeksjon å ha bidratt med opp mot 300 mill. Sm3 ekstra olje og kondensat på norsk sokkel. Dette er nesten like mye som er produsert fra Gullfaks eller Oseberg fram til nå. Ved å følge vedtatte planer for gassinjeksjon som selskapene har i dag vil dette kunne gi 60 – 100 mill. Sm3 olje som ikke ellers ville blitt produsert. Videre utvikling av eksisterende teknologier har stort potensial. I tillegg er det et betydelig potensial for økt utvinning av spesielt den immobile oljen ved bruk av mer avanserte utvinningsmetoder, som for eksempel:

  • Injisere vann tilsatt kjemikalier

  • Injeksjon av vann med skreddersydd saltinnhold

  • Vann alternerende gass injeksjon (VAG)/ Skumassistert vann- alternerende gassinjeksjon (SAVAG)

  • Injeksjon av CO2-gass

  • Gassinjeksjon ved blandbare betingelser.

En studie Oljedirektoratet utførte i 2005 indikerte ekstra oljeutvinning med CO2 i størrelsesorden 3 – 7 prosentpoeng fra enkelte felt. Oljedirektoratet estimerte det tekniske potensialet fra 20 felt som anses å kunne benytte CO2 til 150 – 300 mill. Sm3 olje. Det er en rekke utfordringer med dette, og i tillegg må feltene sikres tilgang til tilstrekkelige mengder med CO2.

For å benytte disse metodene må det ligge langsiktig tenking bak beslutninger med hensyn til kostnader, teknologi, forventninger til oljepris og risikovillighet. En forutsetning for alle metoder er at hensynene til helse, miljø, sikkerhet og det ytre miljø kan ivaretas på en god måte. De ulike injeksjonsteknikker må sees i sammenheng med hverandre.

Reservoarkartlegging

Seismiske undersøkelser er en viktig forutsetning for å utvinne olje- og gassforekomster. Utviklingen har gått fra 2D-seismikk til 3D- og 4D-seismikk. Dette har vært viktig både for å optimalisere produksjonen og for å øke funnsannsynligheten. Teknologiutviklingen har foregått med norske og internasjonale seismikkselskaper i førersetet og i nært samarbeid med oljeselskapene på norsk sokkel.

3D- og 4D-seismikk bidrar til en bedre forståelse av reservoaret og væskestrømmene i reservoaret. Flere brønner er viktige som datagrunnlag. Sammen bidrar dette til bedre reservoarmodeller, noe som igjen kan føre til mer treffsikker boring og optimal produksjon.

Statoil har anslått at bruken av 4D-seismikk på Gullfaksfeltet alene har gitt en verdiskaping på rundt 6 mrd. kroner. Verdiskapingen på grunn av 4D-seismikk gjennom de siste ti år er vurdert til å være mer enn 22 mrd. kroner.

Integrerte operasjoner

Integrerte operasjoner betyr å bruke informasjonsteknologi til å endre arbeidsprosesser for å oppnå bedre beslutninger. Teknologien gjør at utstyr og prosesser kan fjernstyres. Funksjoner og personell kan derfor også flyttes til land.Dette kan gi økt utvinningen på feltene gjennom mer effektiv drift og bedre beslutninger. Oljeindustriens Landsforening (OLF) anslo i 2007 ressurspotensialet ved integrerte operasjoner til å være om lag 1,9 mrd. fat.

Undervannsløsninger

Utbyggingsløsningene på norsk kontinentalsokkel har gått fra hovedsakelig faste plattformer til større bruk av undervannsløsninger. Havbunnsløsningene har bidratt til å gjøre flere funn (mer) lønnsomme. Dette gjelder særlig mindre funn og funn på dypt vann. I dag kommer om lag en tredjedel av produksjonen på norsk sokkel fra havbunnsbrønner, og andelen er stigende.

Felt som er bygget ut med havbunnsbrønner har stort sett lavere utvinningsgrad enn felt med brønnhoder som ikke er under havoverflaten (tørre brønnhoder). Dette skyldes blant annet høyere vedlikeholdskostnader. Det er derfor en utfordring å forlenge produksjonen og øke utvinningen kostnadseffektivt gjennom flere brønner og intervensjoner fra havbunnsfelt. Tilgang på mindre kostbare fartøy og metoder for å gjennomføre brønnoperasjoner er viktig for å øke utvinningen fra felt med havbunnsbrønner.

Boks 4.1 Gass i tette reservoarformasjoner på Linnorm

Linnorm er et gassfunn i Norskehavet som ble påvist i 2005 med Shell som operatør. Det er utfordrende å finne lønnsomme metoder for å utvinne gassen som finnes i Linnorm. Funnet har en komplisert geologi med seks reservoarer som ligger stablet. Her er det høyt trykk og høy temperatur, en blanding av tette og konvensjonelle reservoarformasjoner, en brønnstrøm som blir svært korrosiv, som lett danner voks og hydrater. Dette krever flere nyskapende løsninger som utfordrer grensene for hva som har vært mulig eller utført hittil. Ved en eventuell utbygging av Linnorm vil det bli utviklet mye ny teknologi som kan bli svært verdifull ved utbygginger av andre gassfunn i tette formasjoner.

Linnorm er planlagt utbygd med inntil åtte brønner, rørledning til prosesseringsanlegg på en vertsplattform og tilknytning til en ny rørledning som er planlagt til det eksisterende gassprosseseringsanlegget for Ormen Lange på Nyhamna. Det kan bli aktuelt med en koordinert utbygging med Luva, som ligger 300 kilometer nord for Linnorm.

Operatøren arbeider sammen med norsk leverandørindustri for å finne grensene for hva som er teknisk mulig med dagens teknologi og flytte grensene der hvor det trengs for å få til en utbyggingsløsning. Dette inkluderer produksjonsteknologi for utvinning av gass fra tette formasjoner. Mer enn halvparten av gassvolumene som ligger i Linnorm-reservoarene er i såkalte tette formasjoner der de utvinnbare gassvolumene fra konvensjonelle produksjonsmetoder er for små til å være lønnsomme. Slike reservoarer er ofte definert som «non-reservoir» og dermed ekskludert fra volumberegninger og utvinningsplaner.

Til nå har produksjon fra de fleste tette gassreservoarer funnet sted fra felt på land, hvor borekostnader er relativt lave og mange brønner kan bores. Dermed øker også muligheten for en god læringskurve og optimalisering av de tekniske løsningene. Oljeindustrien flytter nå teknologi fra utvinning av gass og olje fra tette reservoarer på land til offshore, og de første forsøkene har vært gjort i Nordsjøen på nederlandsk sektor fra bunnfaste installasjoner. Neste steg vil være å gjøre dette på større vanndyp, i høyere trykk- og temperaturområder, og også å gjøre dette fra flytende plattformer og/eller undervannsinstallasjoner. Offshore-brønner er betydelig dyrere og vil kreve andre løsninger.

Tett gass kan øke potensialet for produksjon i Norge, men trolig med betydelig høyere utbyggings- og produksjonskostnader enn fra felt med konvensjonelle reservoartyper, altså en form for økt utvinning av gass.

4.2 Tiltak – det rettslige rammeverket

Petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel er regulert gjennom et omfattende rettslig rammeverk basert på samhandling mellom myndigheter og rettighetshavere. Innenfor dette rammeverket er det i det følgende vurdert tiltak knyttet til stemmeregler, politikk for forlengelse av utvinningstillatelser og oppfølging av felt i senfase.

4.2.1 Stemmeregler

I følge ekspertutvalget kan dagens stemmeregler gjøre det vanskelig å fatte beslutninger i interessentskapet idet små eiergrupperinger kan stanse lønnsomme utvinningsprosjekter fremmet av majoritetseierne. For et felt i senfase kan stemmereglene også være til hinder for økt utvinning ved at selskaper med fokus på produksjon i senfasen ikke får gjennomslag for en driftsmodell som er nødvendig for denne type produksjon selv om de har høy deltakerandel i interessentskapet. Utvalget foreslår derfor at stemmereglene endres slik at flertallsprinsippet gis anvendelse for alle utvinningstillatelser.

Petroleumsvirksomheten utøves i henhold til en utvinningstillatelse, som gir oljeselskapene (rettighetshaverne) eksklusiv rett til å lete etter og produsere petroleum på området for tillatelsen. Et vilkår for tildeling av en utvinningstillatelse er at rettighetshaverne inngår en avtale seg imellom. Ved undertegning av avtalen etablerer rettighetshaverne et interessentskap. Denne avtalen er formulert av departementet og inneholder blant annet en stemmeregel for interessentskapets beslutninger i henhold til utvinningstillatelsen. Stemmereglene fastsettes av departementet. Alle senere endringer av den er betinget av departementets godkjennelse.

Stemmereglene danner utgangspunktet for de aller fleste beslutninger som fattes innenfor det enkelte interessentskap. De spiller således en vesentlig rolle for ressursforvaltningen på norsk kontinentalsokkel. Norske myndigheter har siden oppstarten av petroleumsvirksomheten på norsk sokkel ønsket et mangfold av kvalifiserte selskaper som bidrar faglig i arbeidet i en utvinningstillatelse. En bredde i de faglige innspillene skal heve kompetansenivået i utvinningstillatelsen og bidra til at de øvrige rettighetshaverne fører kontroll med operatøren og etterprøver dennes arbeid. For å gi selskapene insentiv til å delta i det faglige arbeidet har stemmereglene vært utformet slik at alle selskapene i det enkelte interessentskap, også selskapene med små deltakerandeler skal ha en reell påvirkningsmulighet på beslutninger som skal tas. Stemmereglene på norsk sokkel har derfor vært utformet annerledes enn stemmereglene i selskapslovgivningen, der de fleste beslutninger krever samlet eierflertall av de avgitte stemmer (alminnelig flertall), dog slik at noen beslutninger krever større flertall.

Fra midten av 1980-tallet har prinsippet for utforming av stemmereglene vært at vedtak fattes ved en kombinasjon av antall rettighetshavere (et flertall) og deres deltakerandeler (et flertall). I en utvinningstillatelse med tre rettighetshavere vil således den alminnelige stemmeregel normalt bli fastsatt slik at vedtak fattes dersom minst to av rettighetshaverne som til sammen representerer minst 50 pst. av deltakerandelene har stemt for et forslag. Tilsvarende vil vedtak i utvinningstillatelser med fire rettighetshavere fattes når minst tre rettighetshavere som normalt til sammen representerer minst 50 pst. av deltakerandelene har stemt for et forslag.

I noen tilfeller har departementet sett at rettighetshavere med små deltakerandeler i en utvinningstillatelse kan ha for stor innflytelse i forhold til rettighetshavere med betydelige deltakerandeler. Ønsket om at rettighetshavere med små deltakerandeler skal ha innflytelse – og dermed egeninteresse i å bidra faglig – bør derfor i gitte tilfeller kunne balanseres noe bedre mot betydningen av andelsflertall. Størrelsen på deltakerandelene reflekterer de økonomiske realitetene i utvinningstillatelsen.

Stemmereglene vil også i framtida i hovedsak basere seg på en kombinasjon av flertall i antall rettighetshavere og deltakerandeler. Departementet vil imidlertid i større grad legge vekt på andelsflertall ved fastsettelse av nye stemmeregler. I tillatelser med mange små deltakerandeler vil en eksempelvis kunne velge å utforme en stemmeregel som gjør at disse ikke kan blokkere beslutninger som deltakere som har mer enn to tredeler av deltakerandelene ønsker å fatte. Departementet vil ved nye tildelinger også kunne fastsette en stemmeregel basert på et prinsipp om rent andelsflertall dersom dette anses rimelig ut fra interessentskapets sammensetning og hensynet til at dette skal være så beslutningsdyktig som mulig.

Ved endring i antall rettighetshavere eller ved endringer i den enkelte rettighetshavers deltakerinteresse i eksisterende utvinningstillatelser skal interessentskapet i henhold til samarbeidsavtalen foreslå nye stemmeregler. Den nye stemmeregelen er betinget av departementets godkjennelse. I mangel av forslag kan departementet fastsette nye stemmeregler for interessentskapet. De nye stemmereglene skal utformes slik at den enkelte parts stemmevekt påvirkes minst mulig.

Når særskilte grunner tilsier det, kan departementet forlenge en utvinningstillatelse utover den konsesjonsperioden som ble fastsatt ved tildeling. Departementet fastsetter vilkårene for en slik særskilt forlengelse. I framtida vil departementet i slike tilfeller vurdere stemmeregelen i den aktuelle tillatelsen og eventuelt stille vilkår om en ny stemmeregel dersom en ser behov for endring av den eksisterende stemmeregel. En ny stemmeregel vil i større grad kunne baseres på et prinsipp om andelsflertall.

Regjeringen vil:

  • I større grad legge vekt på andelsflertall ved fastsettelse av stemmeregler ved tildeling av nye utvinningstillatelser.

4.2.2 Forutsigbar forlengelse av konsesjonstiden for utvinningstillatelser

Ekspertutvalget foreslår at myndighetene tidlig må avklare spørsmålet om ny forlengelse av konsesjonstiden for en utvinningstillatelse når behovet oppstår. Vurderingen av en ny forlengelse bør gjøres på grunnlag av oppnådde resultater og langsiktige planer for å øke verdiskapingen fra feltet.

Investeringer i prosjekter for økt utvinning på feltene krever at rettighetshaverne tenker langsiktig. En utvinningstillatelse tildeles først for en initiell periode. I denne perioden skal rettighetshaverne utforske det tildelte området. Etter utløpet av denne perioden har rettighetshaverne rett til å kreve konsesjonstiden forlenget, såfremt den obligatoriske arbeidsforpliktelsen er oppfylt. For en rekke felt på norsk sokkel nærmer denne perioden seg slutten.

Investeringsbeslutninger som fattes på felt som i dag nærmer seg konsesjonstidens utløp vil ha økonomiske virkninger også for årene etter utløpet av konsesjonsperioden. Departementet har adgang til å forlenge konsesjonstiden utover den opprinnelig fastsatte perioden, dersom rettighetshaverne søker om dette – såkalt ny forlengelse. Siden det nå kan være aktuelt for flere å søke om slik ny forlengelse av konsesjonsperioden mener departementet det er viktig å fastlegge en forutsigbar politikk for dette for å hindre underinvesteringer i slike felt.

En begrenset konsesjonsperiode kan medføre at rettighetshaverne underinvesterer i blant annet økt oljeutvinning, leting, teknologiutvikling og miljøteknologi mot slutten av tillatelsens varighet. Dette skyldes at de i sine investeringsbeslutninger ikke fullt ut vil ta hensyn til verdien av aktivitet som finner sted etter at konsesjonstiden er utløpt. Dette vil i så fall medføre samfunnsøkonomisk uheldige beslutninger og øding av ressurser. Resultatet vil bli redusert verdiskaping og lavere statlige inntekter, både som følge av lavere avkastning på en eventuell statlig deltakerandel og gjennom lavere skatteinntekter fra rettighetshaverne.

Denne effekten kan avhjelpes ved en ny forlengelse av utvinningstillatelsene til den samme rettighetshavergruppen, og på samme vilkår. Ved en ny forlengelse vil imidlertid staten også ha adgang til å endre vilkårene – eksempelvis ved å betinge seg (økt) statsdeltakelse i tillatelsen. Dette vil, isolert sett, trekke i retning av å øke den andel av verdiskapingen fra feltet som tilfaller staten. Departementet antar likevel at verdien av en økt statlig deltakerandel i tillatelser som er i senfase normalt ikke vil oppveie det inntektstapet for staten som vil kunne følge av lavere verdiskaping grunnet usikkerhet om en ny forlengelse vil bli gitt, og i tilfelle på hvilke vilkår. Dette skyldes statens sterke eksponering i virksomheten gjennom skattesystem og direkte eierskap.

For noen felt med store gjenværende ressurser ved utløpet av konsesjonsperioden og/eller med lav statlig deltakelse vil det kunne være hensiktsmessig å benytte anledningen til å øke den statlige deltakerandelen ved en ny forlengelse av utvinningstillatelsen. Ekofisk og Troll er eksempler på to felt der ny forlengelse av konsesjonsperioden ble gjort betinget av økt SDØE-andel.

Rettighetshavergruppen skal i sin søknad om ny forlengelse av en utvinningstillatelse begrunne hvorfor konsesjonstiden er en begrensning i forhold til god ressursforvaltning i feltet, og dermed også til hinder for høyest mulig verdiskaping.

Rettighetshaverne har etter petroleumsloven adgang til å søke om ny forlengelse på ethvert tidspunkt i konsesjonsperioden, når de selv mener behovet oppstår. Det er opp til departementet å beslutte slik ny forlengelse, og vilkårene for aktiviteten i tillatelsen kan i slike tilfeller endres, tilpasses eller videreføres i tråd med de planer som framlegges.

Departementet vil også i et gitt tilfelle kunne gjøre en ny forlengelse betinget, eksempelvis av at ny eller endret plan for utbygging og drift innsendes innen en gitt tidsfrist. Oppfylles ikke det eller de fastsatte vilkår, vil den opprinnelige konsesjonsperioden fortsatt gjelde.

Departementet ser at det kan være gode grunner til at rettighetshaverne på et gitt stadium trenger å få sikkerhet for at et prosjekt som skal øke verdiskapingen fra feltet, vil kunne gjennomføres. Det kan være mange veivalg og beslutninger som må tas lang tid før en endelig plan for den videre drift av et felt kan framlegges for myndighetene. Departementet legger likevel til grunn at lovgivningen allerede inneholder de virkemidler som trengs for å beslutte ny forlengelse.

Regjeringen vil:

  • Godkjenne søknader om ny forlengelse av konsesjonstiden for en utvinningstillatelse med samme eierstruktur dersom søknaden sannsynliggjør bedre utnyttelse av reservene med mindre særskilte forhold tilsier noe annet. For noen tillatelser kan særskilte forhold som lav statlig deltakerandel og/eller store gjenværende reserver, tilsi at SDØE-andelen bør økes eller andre vilkår reforhandles ved forlengelse av utvinningstillatelsen.

4.2.3 Oppfølging av felt i senfase

Ekspertutvalget ser behov for å formalisere utvinningstillatelsenes arbeid med tiltak for økt utvinning. Utvalget har foreslått at rettighetshaverne skal levere inn en forenklet, revidert utbyggingsplan senest når 80 pst. av planlagt volum er produsert. Det argumenteres for at et slikt tiltak vil trekke arbeidet med økt utvinning i større grad inn i selskapenes styrende organer. Dette vil disiplinere selskapenes arbeid. Samtidig vil departementet i større grad bli involvert i selskapenes arbeid med å få til en høyere utvinningsgrad. Utvalget legger til grunn at en slik prosess ikke innebærer vesentlig merarbeid for selskapene siden den nødvendige informasjonen allerede i dag blir rapportert til myndighetene.

Myndighetene har i dag gjennom behandlingen av utbyggingsplaner innvirkning på selskapenes planer for et felt. Denne prosessen er et viktig verktøy for myndighetene til å sikre god ressursforvaltning av feltene. Godkjenning av produksjonsforløp skjer ved godkjenning av utbyggingsplan og ved årlige produksjonstillatelser. Myndighetene kan også, under utøvelse av fritt skjønn også, etter at utbyggingsplanen og utvinningsforløpet er godkjent, kreve at rettighetshaverne skal foreta utredninger av ressursutnyttelsen i et felt. Dette kan bli aktuelt dersom eksempelvis nye opplysninger om reservoaret tilsier en annen utvinningsstrategi. Om nødvendig kan departementet, med hjemmel i gjeldende lov- og forskriftsverk, pålegge rettighetshaverne å utarbeide en rapport om feltrelaterte forhold, herunder alternative produksjons- og injeksjonsopplegg og den totale utvinningsgrad ved forskjellige produksjonsforløp.

Gjennom myndighetenes generelle oppfølgingsarbeid på ressursforvaltningssiden vil det kunne peke seg ut felt som krever særskilt oppfølging fra myndighetenes side. I tillegg til denne oppfølgingen foretar ressursmyndighetene årlig en gjennomgang av alle felt på sokkelen med sikte på å identifisere felt som man bør ha en spesiell oppmerksomhet rettet mot.

Departementet er opptatt av å sikre tilstrekkelig oppmerksomhet mot god ressursforvaltning fra rettighetshavernes side. Dette kan være ekstra viktig for felt i halefasen. Departementet er enig med ekspertutvalget at det er viktig å trekke arbeidet med økt utvinning inn i de styrende organer til rettighetshaverne. Videre at dette ikke må gjøres på en måte som innebærer unødvendig merarbeid for selskapene. Departementet vil, på bakgrunn av disse vurderingene, videre vurdere behovet for ytterligere forsterkninger av regelverket for å sikre tilstrekkelig oppmerksomhet mot økt utvining og god ressursforvaltning.

Regjeringen vil:

  • Intensivere oppfølgingen for felt i senfase.

  • Kreve nye planer for utvinningen for felt i senfase, der dette vurderes som hensiktsmessig.

  • Vurdere behovet for ytterligere forsterkninger av regelverket for å sikre tilstrekkelig oppmerksomhet mot økt utvinning og god ressursforvaltning.

4.3 Tiltak – kostnadsnivå og lønnsomhet

Kostnadene på norsk sokkel har økt kraftig de siste årene og kostnadene på norsk sokkel er høyere enn i andre petroleumsprovinser, jf. avsnitt 2.4. Det høye kostnadsnivået virker direkte inn på lønnsomheten i tiltak for økt utvinning og påvirker levetiden på eksisterende felt. Utviklingen i kostnadsnivået står sentralt for mulighetene for å få til økt utvinning.

Utfordringene knyttet til kostnader diskuteres av ekspertutvalget og det uttrykkes bekymring for at et høyt kostnadsnivå kan medføre at investeringsbeslutninger knyttet til økt utvinning ikke blir tatt. Utvalget erkjenner at en kostnadsreduksjon på norsk sokkel er helt nødvendig for å nå potensialet innen økt utvinning. Videre presiserer utvalget at dette krever fellesinnsats fra myndigheter og næringen selv.

4.3.1 Boring og brønn

Ekspertutvalget foreslår flere tiltak for å avhjelpe et presset riggmarked på norsk sokkel. For å sikre tilstrekkelig borekapasitet foreslår utvalget at det i større grad vurderes langsiktige bore- og intervensjonskontrakter slik at kapasiteten øker raskt nok på modne felt. Utvalget mener at riggflyten må bedres ved at det etablere internasjonale standarder og krav med felles fortolking og anvendelse. Utvalget mener det bør undersøkes om det er mulig å ta initiativ til slik standardisering gjennom EU eller EØS. Dette kan redusere riggratene, som utgjør en betydelig andel av borekostnadene på norsk sokkel, og ifølge utvalget utgjorde riggkostnadene til utbygging og drift over 15 mrd. kroner i 2009.

Boring av nye utvinningsbrønner og vedlikehold av eksisterende brønner er en forutsetning for framtidig produksjon. Antall brønner og brønnenes tilstand danner grunnlag for muligheter for reservevekst og tiltak for å øke utvinningsgraden fra feltene. Boring og brønn er på kort sikt helt sentralt for å kunne utvinne mest mulig av den gjenværende oljen i eksisterende felt. Samtidig er det blitt mer utfordrende og tidkrevende å bore og ferdigstille nye brønner fra feltene. Årsakene til dette er sammensatte, men skyldes både forhold relatert til tilstanden av eksisterende brønner som det skal bores ut fra og andre forhold i undergrunnen, eksempelvis endringer i trykk.

Boring av brønn er den største kostnadskomponenten i petroleumsaktiviteten, jf. figur 4.7. Borekostnader utgjør en stor del av kostnadene i økt utvinningstiltak, utbygging og leting. Det er et stort verdipotensial i å identifisere og implementere kostnadsreduserende tiltak knyttet til boring på norsk sokkel.

Figur 4.7 Fordeling av investeringer på funn og felt i 2010.

Figur 4.7 Fordeling av investeringer på funn og felt i 2010.

Kilde: Olje- og energidepartementet/Oljedirektoratet.

Økte riggrater er en viktig årsak til den betydelige veksten i kostnadsnivået på norsk sokkel de siste årene. Econ Pöyry anslår at ratenivået nærmere tredoblet seg i perioden 2004 – 08. Selv om riggratene har falt noe etter at toppen ble nådd mot slutten av 2008, var nivået ved utgangen av 2010 fortsatt høyt. En sammenligning med britisk sokkel, foretatt av Wood Mackenzie, viser at borekostnadene per utvinnbart fat ligger over 15 pst. høyere på norsk sokkel. Det har i samme periode ikke blitt gjennomført endringer i HMS-regelverket som kan sies å ha bidratt til denne utviklingen. Økningen av riggratene anses primært å ha sin årsak i andre forhold i riggmarkedet.

Antallet nye produksjons- og injeksjonsbrønner har falt siden år 2000. Selskapene har ikke klart å gjennomføre sine planlagte boreprogrammer de siste årene. Konsekvensen er at det har bygget seg opp et betydelig etterslep i boreaktiviteten. Også brønnvedlikehold – som er viktig for å nå etablerte produksjonsplaner, blir utsatt fordi brønner tar lengre tid å bore enn planlagt, og kun få plattformer kan bore og drive brønnvedlikehold samtidig. Det er viktig at selskapene vurderer muligheten for å kunne benytte alternative metoder for overvåking og vedlikehold av brønner (brønnintervensjon) som ikke krever bruk av det faste boreutstyret. For intervensjon i havbunnsbrønner er det bygget egne brønnintervensjonsfartøy. Departementet vurderer det som viktig at det bygges flere slike fartøy da det vil frigjøre flyttbare boreinnretninger til boring av utvinningsbrønner.

Høsten 2010 er det rapportert inn i alt 930 planlagte produksjons- og injeksjonsbrønner for perioden 2011 – 2020. Av disse er om lag 310 planlagt boret fra faste innretninger. Boring fra boreanleggene på de faste innretningene er spesielt viktig for å realisere ressursene i de store oljefeltene. Dette fordi de fleste av de største oljefeltene er utstyrt med egne borerigger. Flere av de faste boreriggene krever oppgradering og vedlikehold for at tilstrekkelig antall brønner skal bli boret. Ved oppgradering og vedlikehold av eksisterende boreanlegg er det viktig at behovet for framtidige brønner vurderes, både med hensyn til utfordringer og antall. I den forbindelse må alternative boremetoder og ny boreteknologi vurderes og nødvendig utstyr installeres for å kunne møte de utfordringer som forventes ved modning av feltene.

Oljedirektoratet, oljeselskaper, konsulentselskaper og andre aktører peker på at tilstrekkelig riggkapasitet vil bli en utfordring på norsk sokkel framover. Mange aktører peker på at det er krevende å ta flyttbare rigger inn på norsk sokkel. I dag opererer om lag 30 flyttbare rigger på norsk sokkel. I løpet av 2 – 3 år vil mange av riggene gå av kontrakt. Om de deretter forblir på norsk sokkel er uvisst. Et stramt riggmarked, særlig etter 2004, har ført til at en rekke høyt spesifiserte rigger har blitt tatt inn på norsk sokkel. Av 21 halvt nedsenkbare rigger på norsk sokkel er 7 rustet for boring på havdyp over 1000 meter. Disse er ofte lite egnet på eksisterende felt.

Ved å øke borekapasiteten kan kostnadene reduseres og aktivitetsnivået økes. Gevinster vil oppnås direkte gjennom reduserte riggrater og billigere brønner. Samtidig vil økt borekapasitet bety flere brønner og dermed bedre ressursutnyttelse. Mangel på riktig type rigg kan føre til at færre brønner blir boret og/eller at borekostnadene kan bli unødig høye. Dette er spesielt relevant for felt med lang levetid og stort brønnbehov.

Departementet mener det er behov for flere tiltak for å bedre tilgangen til rigger og for å begrense kostnadene ved boring slik at potensialet for økt utvinning kan bli realisert. Lønnsomheten ved leting vil også øke ved slike tiltak. Dette er en oppgave som krever tiltak hovedsakelig fra næringens side, men også myndighetene må bidra.

Departementet er enig med utvalget i at kapasiteten og effektiviteten i boreaktivitetene vil kunne økes dersom rettighetshaverne i større grad går sammen om å inngå kontrakter med flere rigger på mer langsiktig basis. Innenfor økt utvinning er potensialet for langsiktige kontrakter spesielt stort. Aktører med brede porteføljer av felt i drift står i en særstilling til å inngå slike kontrakter. Departementet vil derfor oppfordre slike rettighetshavere til å etablere riggsamarbeidsordninger, der rigger kontraheres av flere sammen på langsiktig basis. Departementet forventer at industrien sikrer tilgang på tilstrekkelig fartøy til at ønskelig boring kan skje på norsk kontinentalsokkel.

Departementet mener at norsk sokkel trenger høy riggkapasitet for å kunne realisere det store potensialet som ligger i de eksisterende feltene. Behovet for boring på feltene framover er stort. Det bør derfor være grunnlag for å få på plass rigger tilpasset norsk regelverk på sentrale felt som er tilpasset de behov disse feltene har. Departementet forventer at eierne av de store feltene foretar slike disposisjoner. Mange tilleggsressurser er tidskritiske og boring må skje innen kort tid for at ikke betydelige ressurser skal gå tapt.

Departementet deler ekspertutvalgets vurdering av at det er ønskelig at riggkapasiteten på norsk sokkel kan økes og kostnadene reduseres. Bedre flyt av fartøyer involvert i petroleumsvirksomhet i Nord-Atlanteren inn på norsk sokkel er et tiltak som kan bidra til dette. For å belyse og identifisere eventuelle økonomiske, industrielle, regulatoriske eller andre hindre for at riggkapasiteten på norsk sokkel kan økes og kostnadene reduseres, vil myndighetene nedsette en ekspertgruppe. Ekspertgruppen skal gjennom en helhetlig tilnærming foreslå tiltak som kan bedre flyten av fartøyer involvert i boring på norsk sokkel. Ekspertgruppen skal legge til grunn et minst like høyt sikkerhetsnivå som vi har i dag.

I forbindelse med feltutbygging vil utvikling og produksjon med en fast rigg være et alternativ på moderate havdyp til innleie av flyttbar innretning. Valg av boreløsning avhenger av en rekke forhold. Antall brønner og brønnintervensjoner som legges til grunn har stor betydning. Brønnenes geografiske plassering i forhold til produksjonsinnretningen er et annet viktig punkt, noe som er knyttet til størrelse på og kompleksitet på reservoar. Kostnadsbildet er også ulikt. Installasjon av fast rigg krever betydelige investeringer, mens med flyttbar innretning kommer hele kostnaden som løpende riggleie. Det er viktig at disse alternativene blir vurdert av rettighetshaverne.

Regjeringen vil:

  • Nedsette en ekspertgruppe for å belyse og identifisere hindre som gjør at riggkapasiteten på norsk sokkel begrenses og foreslå tiltak som kan bedre flyten av fartøyer involvert i boring på norsk sokkel.

  • Oppfordre rettighetshaverne på norsk sokkel til å etablere riggsamarbeidsordninger, der rigger kontraheres på langsiktig basis.

  • Sikre at installasjon av fast rigg blir vurdert av rettighetshaverne i forbindelse med relevante, nye utbygginger.

4.3.2 Samordning

Ekspertutvalget foreslår at myndighetene i samarbeid med petroleumsnæringen bør foreta en grundig evaluering av gevinster knyttet til bedre samordning av felt på norsk sokkel. Evalueringen bør undersøke virkningen av samordning på lønnsomhet, herunder driftskostnader og utvinningsgrad på eksisterende og omkringliggende felt. Analysen skal danne grunnlaget for mulige tiltak for bedre samordning på norsk kontinentalsokkel.

En har lang erfaring på norsk sokkel med å bygge ut funn samlet når dette er mest lønnsomt. Denne type løsninger er lettest å få til når de aktuelle funn har samme eierforhold. Dette kan enten være tilfelle fra starten av eller det kan oppnås gjennom en unitisering.

Oljedirektoratet har en viktig oppgave å se utbygging av nye funn i en områdesammenheng. På tilsvarende måte har Gassco en rolle i å se gassevakuering fra nye funn i et sokkelperspektiv. Når det kan være fordeler ved en samordnet utvikling av flere funn, tas det initiativ overfor eierne av de aktuelle funnene for å få utredet konsekvensene også av en slik løsning. Samordning kan utløse stordriftsfordeler som kan gi både økonomiske gevinster og andre gevinster som å gjøre tiltak som kraft fra land mer realistiske.

Regjeringen vil:

  • Bidra til at utbygginger og felt samordnes når dette ressursforvaltningsmessig er den beste løsningen.

4.3.3 Kost/nyttevurderinger ved ny regulering/innstrammet praksis

Ekspertutvalget har foreslått at myndighetene i større grad viser kostnader og nytte av endringer i krav og praksis ved HMS- og miljøtiltak. Ved at det utformes en transparent metodikk i tråd med Finansdepartementets veileder for kostnads- og nytteanalyser. På den måten kan man i større grad få en mer helhetlig tilnærming. Utvalget foreslår videre at for felt i senfasen må myndighetene være varsomme med å stille nye, kostbare og omfattende krav til HMS og ytre miljø dersom dette forkorter et felts levetid og medfører tap av verdier.

Norsk petroleumsvirksomhet kan vise til gode resultater både når det gjelder sikkerhet og ivaretakelse av det ytre miljø. Dette er et resultat av målrettet innsats over mange år. På sikkerhetssiden er det utviklet et funksjonelt risikobasert regelverk som legger vekt på forebygging, sikkerhet og kontinuerlig forbedring. Nasjonalt og internasjonalt myndighetssamarbeid med vekt på erfaringsutvekslinger og læring fra ulykker har også vært en viktig faktor. Virksomheten er underlagt strenge krav og virkemidler for utslipp både til luft og sjø og til beredskap mot akuttutslipp.

Hensynene til helse, miljø, sikkerhet og det ytre miljø er viktig for all aktivitet på sokkelen. De høye krav til sikkerhetsnivå og ivaretakelse av det ytre miljø skal videreutvikles. Regelverket innen sikkerhet er en viktig grunn til at norsk sokkel i dag har innretninger med høy teknisk integritet og har hatt en positiv utvikling på sikkerhetssiden. Norsk sokkel skal fortsatt være ledende på sikkerhet. Det omfattende regelverket som er etablert er en hovedårsak til at virksomheten har lave utslipp til luft og sjø sammenliknet med de fleste andre petroleumsproduserende land.

For å sikre et godt beslutningsgrunnlag blant annet ved regelverksendringer er utredningsinstruksen etablert. I henhold til utredningsinstruksen skal tiltak konsekvensutredes og konsekvensene tallfestes så langt som mulig. Dette gjelder for petroleumssektoren som for alle andre sektorer. Den samlede effekten for dem som blir omfattet skal omtales. Konsekvensene skal vurderes i forhold til alle overordnede eller generelle hensyn som kan ha betydning ved vurderingen av om tiltaket skal iverksettes. Berørte instanser skal trekkes inn i beslutningsprosessen før beslutning fattes.

Departementet er opptatt av at målstyringen i sektoren er god og er derfor opptatt av at gode prosesser, i henhold til utredningsinstruksen, blir gjennomført. Det er viktig at nytte/kostnadsvurderinger benyttes. Dette er viktige problemstillinger som departementet vil arbeide videre med.

Regjeringen vil:

  • Videreutvikle høye krav til sikkerhetsnivå og ivaretakelse av det ytre miljø på norsk sokkel også for felt i senfase.

4.3.4 Fellesdugnad for å redusere driftskostnadene

Kostnadsnivået innenfor norsk petroleumsvirksomhet har vokst kraftig de siste årene og har nådd et så høyt nivå at det truer den langsiktige utviklingen av næringen hvis prisen på olje og gass faller tilbake på historiske nivåer. Mange lønnsomme forretningsmuligheter kan gå tapt dersom en ikke får bedre kontroll på kostnadsutviklingen. Den kostnadsutviklingen som en har opplevd over de siste årene har en meget sammensatt bakgrunn. Den skyldes både internasjonale og nasjonale forhold.

Ekspertutvalget fremmer en rekke forslag rettet mot næringen selv. Dette inkluderer et forslag om en fellesdugnad for å redusere driftskostnadene på norsk sokkel. Mange av de andre forslagene rettet mot næringen er også rettet inn mot å redusere kostnader, herunder behovet for standardisering av prosesser og løsninger og justeringer i kontraktsregimet. Det å holde kontroll på kostnadsnivået er først og fremst næringens ansvar. Det er en rekke ulike problemstillinger knyttet til så vel markedsforhold, organisering av virksomheten og andre forhold som bidrar til en ugunstig kostnadsutvikling.

Næringen har etablert organet KonKraft der de samarbeider om forhold som er viktig for norsk sokkels videre utvikling. I organet deltar både fagforeninger, leverandører og oljeselskaper. En viktig del av arbeidet i KonKraft er å rette søkelyset på olje- og gassnæringens muligheter og utfordringer.

Økt utvinning er et område departementet mener KonKraft kan bidra positivt innen. Gjennom sin deltakermasse og sammensetning er KonKraft godt posisjonert for å etablere en hensiktsmessig oppfølging på de ulike områdene hvor næringen blir utfordret av ekspertutvalget for økt utvinning. Departementet har derfor bedt KonKraft om å utarbeide et forslag til behandling/oppfølging av de ulike forslag ekspertutvalget har fremmet, samt vurdere om og eventuelt hvordan en dugnad for å redusere driftskostnadene på norsk kontinentalsokkel kan organiseres. Totalt omfatter oppdraget til KonKraft 16 ulike forslag fra ekspertutvalget. KonKraft er allerede godt i gang med dette oppdraget.

Regjeringen vil:

  • Følge opp KonKrafts arbeid med å følge opp ekspertutvalgets tiltak som er rettet mot næringen

4.4 Tiltak – aktørbildet og konkurransesituasjonen

Aktørbildet på sokkelen har endret seg betydelig over de siste femten årene. Dette er et resultat delvis av en aktiv politikk fra myndighetene for å få flere og annerledes aktører inn på sokkelen, og delvis en effekt av konsolidering i næringen. Utviklingen er nærmere behandlet i meldingens avsnitt 2.6.

4.4.1 Petoro og SDØE

Aktørbildet og konkurransesituasjonen er også tema i ekspertutvalgets rapport. Flertallet i utvalget foreslår at Petoro bør styrkes gjennom endringer i dagens finansieringsordning av selskapet. Videre mener utvalget at myndighetene og rettighetshaverne i større grad bør gjennomføre porteføljetilpasninger slik at beslutninger som er avgjørende for økt utvinning og verdiskaping med større sannsynlighet blir tatt og at myndighetene må legge til rette for økt aktivitet på felttransaksjonsmarkedet.

Petoro er, på vegne av staten, ivaretaker av Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE). Petoro spiller som rettighetshaver en viktig rolle som rettighetshaver i de felt hvor staten har direkte eierskap.

De store modne feltene utgjør kjernen i SDØEs verdiskaping. I 2009 og 2010 har selskapet økt sin innsats for å bidra til økt utvinning fra de modne feltene. Departementet ser det som svært viktig at dette arbeidet fortsetter. En styrket innsats fra Petoro vil være med på å bidra til at flere tiltak for økt utvinning identifiseres og implementeres. Gjennomføring av tiltak for økt utvinning vil ha stor verdimessig betydning for statens eierandeler. Innretningene sin økonomiske levetid utfordres gjennom usikkerhet i reservegrunnlag og økende kostnader. Det er derfor viktig at de riktige beslutningene tas til riktig tid for å sikre mest mulig utvinning og best mulig utnyttelse av eksisterende infrastruktur. Problemstillingene som interessentskapene står overfor er komplekse og det krever at Petoro nedlegger betydelig arbeid for at innspillene skal være relevante. Petoro har pekt ut enkelte felt som de vil følge ekstra opp. Dette er omtalt nærmere i kapittel 9.

Departementet er opptatt av å tilføre Petoro tilstrekkelige ressurser slik at selskapet kan bidra med økt verdiskaping til staten. Departementet mener videre at det statlige budsjetteringssystemet sikrer en samlet og helhetlig vurdering av statens utgifter til ulike formål. Finansieringen av Petoro bør på linje med andre formål i statsbudsjettet underlegges dette viktige prinsippet. Det statlige budsjettsystemet er ikke til hinder for å styrke Petoro for framtida gjennom økte bevilginger eller å variere bevilgingene fra år til år i takt med behovet.

Departementet mener at et godt fungerende annenhåndsmarked for feltandeler vil bidra til at selskaper som ser størst verdiskapingspotensial i et felt blir eiere. Det selskapet som ser størst potensial i et felt vil være villig til å betale mest for en andel i feltet. Et fungerende annenhåndsmarked er derfor positivt og ønskelig sett fra et ressursforvaltningsperspektiv.

SDØE skal sammen med skatte- og avgiftssystemet sikre staten en høy andel av verdiskapingen på norsk sokkel. SDØE er ikke et instrument for å tilrettelegge for økt aktivitet i annenhåndsmarkedet. Enkelte justeringer i SDØE-porteføljen vil kunne være aktuelt, blant annet for å fremme kostnadseffektive samordningsløsninger av felt.

Regjeringen vil:

  • Styrke Petoros kompetanse i oppfølgingen av modne felt.

4.4.2 Skattemessig behandling av letekostnader

Ekspertutvalget gir uttrykk for at tilveksten av nye selskap med fokus på leting kan ha gitt et svakere fokus på felt i drift/økt utvinning. De foreslår at ordningen der det kan søkes om å få refundert skatteverdien av letekostnader gjennomgås for å undersøke virkningen den har hatt på felt i drift.

Petroleumsskattleggingen bygger på reglene for den ordinære bedriftsskattleggingen. Det er utformet for å virke nøytralt på selskapenes beslutninger angående utbygging og drift. Dette betyr at beslutninger som er lønnsomme for selskapene før skatt også skal være det etter skatt. På grunn av den ekstraordinære lønnsomheten i utvinningsvirksomheten, er virksomheten i tillegg ilagt en særskatt. Den ordinære skattesatsen er som på land 28 pst. Særskattesatsen er 50 pst. I grunnlaget for ordinær skatt og for særskatt kommer avskrivninger og alle relevante kostnader4 til fradrag i den skattbare inntekten. For å skjerme normalavkastningen fra særskatt gis det et ekstra investeringsrelatert fradrag (såkalt friinntekt) i beregningsgrunnlaget for særskatt. Det er skattemessig konsolidering mellom ulike felt. Selskap som ikke er i skatteposisjon kan framføre underskudd og friinntekt med rente. Ved opphør kan disse elementene overdras.

Fra inntektsåret 2005 ble det foretatt en endring i den skattemessige behandlingen av letekostnader for selskaper som ikke er i skatteposisjon. Ordningen går ut på at selskapene, i stedet for å framføre underskudd med rente, kan kreve å få refundert skatteverdien av letekostnader i forbindelse med ligningen. Dette betyr at selskap i og utenfor skatteposisjon likebehandles når det gjelder letekostnader. Ordningen gjør det lettere for selskaper utenfor skatteposisjon å finansiere leteaktivitet.

Departementet mener refusjonsordning for skatteverdien av letekostnader har vært viktig, særlig for å stimulere til tidsriktig leting i modne områder. Den skattemessige likebehandlingen av aktører i og utenfor skatteposisjon når det gjelder letekostnader er en politikk departementet ønsker å videreføre.

4.5 Tiltak – teknologiutvikling

Ekspertutvalget har fremmet en rekke tiltak innen teknologiområder som boring og brønn, avanserte injeksjonsmetoder, undervannsløsninger og reservoarkartlegging. Utvalget anbefaler blant annet at selskapene i større grad bør teste avanserte utvinningsmetoder som for eksempel injeksjon av surfaktanter5, lavsalint vann og CO2. Disse teknologiene er spesielt viktige for å utvinne den betydelige mengden med immobil olje, og kan bidra vesentlig til økt utvinning på norsk sokkel. Mange av metodene har vist et stort potensial for økt oljeutvinning fra felt på land for eksempel i USA og Kina, men er tatt lite i bruk offshore. En rekke lovende injeksjonsteknologier er også utviklet gjennom laboratoriestudier og simuleringer, men det gjenstår å teste disse i større skala på feltene. CO2 til økt utvinning vil på sikt kunne få betydning for ressursutnyttelsen på norsk sokkel. Det vil derfor være naturlig å se CO2-lagring fra norske kilder i sammenheng med mulig framtidig bruk av gassen som utvinningstiltak.

Utvalget anbefaler blant annet myndighetene å etablere et forum for samarbeid om piloter med deltagelse fra de viktigste aktørene og beslutningstakerne på sokkelen. Det anbefaler også å styrke DEMO2000. I høringsuttalelsene til utvinningsutvalgets rapport er det bred enighet om behovet for mer pilottesting og teknologiutvikling på norsk sokkel.

Ny teknologi og nye løsninger vil i mange tilfeller være nødvendig for å modne fram nye lønnsomme reserver og realisere det store potensialet som ligger i økt utvinning på norsk sokkel. Staten som ressurseier har en viktig rolle å spille som pådriver og tilrettelegger for å sikre at alle muligheter for langsiktig økt utvinning og økt verdiskaping blir vurdert før feltene stenger ned. Staten tar gjennom SDØE og skattesystemet en betydelig del av risiko, kostnader og verdiskaping fra økt utvinningstiltak.

Siden feltene og infrastrukturen har begrenset levetid vil det være avgjørende å få til pilottesting raskt. Innrapporteringer fra selskapene til Oljedirektoratet viser at et betydelig antall piloter er forsinket eller ikke blir gjennomført. Det kan være flere mulige årsaker til at piloter kan bli nedprioritert. Selskapene synes for eksempel å prioritere ordinær drift framfor pilottesting som gjerne innebærer høyere teknisk og økonomisk risiko. Videre er dagens utbyggingsprosjekter mindre enn tidligere og har mindre finansiell evne til å bære utvikling og testing av ny teknologi.

Statlig medfinansiering av piloter vil kunne bidra til at flere, samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter framskyndes og realiseres. Det er gjerne overføringsverdi fra en pilot på et felt til andre felt. Eierne i et enkeltfelt vil ikke ta dette med i betraktning når de beslutter om en pilot skal gjennomføres eller ikke. Det er store verdier på spill for staten som ressurseier. Dersom markedet ikke selv klarer å løfte fram tilstrekkelig ny teknologi eller piloter, bør myndighetene iverksette ulike tiltak.

Departementet deler utvalgets oppfatning om at flere utvinningstillatelser/selskaper bør planlegge piloter i fellesskap. Med flere små aktører og funn på norsk sokkel vil koordinering av testing av ny teknologi på tvers av lisensene være enda viktigere enn tidligere. Gjennom FORCE har Oljedirektoratet tatt et initiativ til å legge til rette for et slikt samarbeid. Organet består i dag av 35 olje- og gasselskaper som har sagt seg villige til å utforske mulighetene for å dele på kostnader og resultater knyttet til feltpiloter. Departementet vil gjennom FORCE arbeide videre for å løfte fram flere piloter og sammen med sentrale aktører på norsk sokkel arbeide for økt innsats knyttet til testing av ny teknologi på norsk sokkel.

Ettersom det er mye olje som er vanskelig å utvinne med konvensjonell teknologi, må avanserte teknologier som kan få opp disse ressursene prioriteres og løftes fram. Det vil derfor være et spesielt behov for å løfte fram pilottester innenfor avanserte injeksjonsmetoder for å utvinne mer av den vanskelig tilgjengelige oljen. Disse problemstillingene er nærmere omtalt i meldingens kapittel 8.7.

Regjeringen vil:

  • Sammen med sentrale aktører på norsk sokkel arbeide for økt innsats knyttet til testing av ny teknologi.

  • Vurdere å opprette et forskningssenter innenfor økt utvinning.

4.6 Infrastruktur – bruk og videreutvikling

I dette avsnittet behandles to elementer i infrastrukturen på kontinentalsokkelen. I første del behandles bruk og videreutvikling av gasstransportsystemet. Det andre elementet som behandles her er regelverket knyttet til vilkår for bruk av andres innretninger.

4.6.1 Det norske gasstransportsystemet – organisering og regulering

Det norske gasstransportsystemet omfatter et nettverk av rørledninger med en samlet lengde på om lag 8000 km, seks landingspunkter i fire land (Storbritannia, Tyskland, Belgia og Frankrike), samt fire gassprosesseringsanlegg på land i Norge (Kårstø, Kollsnes, Nyhamna og Melkøya). Gasseksport i form av nedkjølt gass på skip (LNG) fra Melkøya gjør at norsk tørrgass også kan nå markeder utenfor Europa. Fram til i dag er det investert over 260 mrd. kroner i nettverket, regnet om til dagens kroneverdi.

Transportkapasiteten i det norske gasstransportsystemet avhenger av blant annet trykk og temperatur. Total tilgjengelig kapasitet for norsk eksport av tørrgass gjennom rørledninger er om lag 370 mill. Sm3 per dag. Dette tilsvarer 120 mrd. Sm3 per år. I tillegg blir LNG tilsvarende over 10 mill. Sm3 per dag eksportert fra Melkøya. Ytterligere 9 mill. Sm3 per dag blir brukt innenlands til kraft og varme, til metanolproduksjon på Tjeldbergodden eller transportert til feltene Grane eller Tyrihans som injeksjonsgass for økt oljeproduksjon. Det blir også benyttet gass til injeksjon på felt på norsk sokkel for å øke oljeproduksjonen.

Operatøren for gasstransportsystemet, Gassco, utarbeider hvert år en transportplan som analyserer det totale behovet for gasstransport for inntil 15 år fram i tid. Produksjonen fram i tid er usikker, til forskjell fra tidligere år viser siste års transportplan en klar endring ved at nye funn ikke erstatter redusert produksjon fra eksisterende felt, også når prognoser fra alle funn på sokkelen inkluderes. Noe av årsaken til dette er at ressursanslagene i enkelte funn og felt er nedskrevet.

Infrastrukturen for gasstransport fra norsk sokkel har gradvis blitt videreutviklet i forbindelse med utbyggingen av nye felt. Dette har vært felt med store mengder gass og som har kunnet bære store investeringer i egne transportløsninger. Det koster mye å bygge rørledninger, og investeringer i transportsystemet gir betydelige stordriftsfordeler. Gasstransportsystemet kan karakteriseres som et naturlig monopol med store grunnlagsinvesteringer. Det er behov for å regulere adgang og tariffer i systemet for å sikre lik tilgang til systemet for alle med transportbehov for gass.

Gassinfrastrukturen som benyttes av flere brukere er organisert på en helhetlig måte og har felles eierstruktur gjennom Gassled. Operatøransvaret for gassrørledningene og transportrelaterte gassprosesseringsanlegg er tillagt Gassco som er et heleid statlig aksjeselskap. Denne organiseringen gir effektiv bruk av gasstransportsystemet og reduserer driftskostnadene. Målsetningen er effektiv utnyttelse av gasstransportkapasiteten, samt å sikre brukere adgang til ledig kapasitet på en enkel måte og til myndighetsfastsatte tariffer.

Gasstransportsystemet er nøytralt overfor aktører som har behov for å transportere naturgass. Naturgassforetak og kvalifiserte brukere har rett til adgang til ledig kapasitet på ikke-diskriminerende, objektive og transparente vilkår. Disse brukerne har tilgang til kapasitet i systemet ut fra sitt behov for gasstransport. Gassco har ansvar for at kapasitetstildelingen og transportrettighetene kan overdras mellom brukere ettersom behovene endrer seg.

Avkastningen i gasstransportinfrastruktur reguleres av myndighetene. Det sikrer at fortjenesten blir tatt ut på feltene og ikke i transportsystemet. Tariffer i nyere rørledninger er fastsatt slik at eierne kan forvente en realavkastning på om lag 7 pst. før skatt på totalkapitalen, med mulighet for mindre tilleggsinntekter for å stimulere til økt utnyttelse og kostnadseffektiv drift. Tariffene gir eierne en rimelig avkastning samtidig som de forhindrer at det tas ut merprofitt i rørledninger og behandlingsanlegg.

Departementet fastslår hovedprinsippene for adgang til transportsystemet og fastsetter tariffer for bruk av transportsystemet. Departementet igangsatte i 2008 en bred gjennomgang av adgangsregimet. Gjennomgangen har ført til enkelte endringer i adgangsregimet for oppstrøms gassrørledningsnett. Det vil bli innført såkalt avbrytbar kapasitet. Dagens regler som gir eiere av rørledningene fortrinnsrett ved reservasjon av ledig kapasitet oppheves. Dette skal sikre mer effektiv utnyttelse av gasstransportsystemet og likebehandling av alle selskaper som produserer naturgass på norsk sokkel. Departementet vil etablere et sakkyndig råd som skal utføre oppgaven som uavhengig tvisteløser i enkeltsaker der det er uenighet om adgang til gasstransportsystemet.

Størstedelen av transportsystemet for gass på norsk sokkel eies av interessentskapet Gassled. Eierne i Gassled har tradisjonelt vært selskaper som produserer gass på norsk sokkel. Som operatør utfører Gassco aktiviteter på vegne av interessentskapet for deltakernes regning og risiko. Det skjer dermed ingen inntjening i Gassco. Selskaper som ønsker å transportere gass betaler transporttariffer. Tariffene dekker de direkte kostnadene for drift av transportsystemet, samt at de gir eierne en rimelig avkastning på investeringene i transportsystemet

Myndighetenes målsetning er at tredjepartsbruk av gassrørledninger og tilknyttede anlegg skal skje på grunnlag av tariffer og vilkår som fastsettes av departementet og nedfelles i tarifforskriften. I tilfeller der det vurderes tredjepartsbruk av gassrørledninger og tilknyttede anlegg som ikke allerede er omfattet av tarifforskriften, tar departementet sikte på å inkludere disse innretningene i forskriften. Spørsmålet om operatøransvar for den aktuelle innretningen vil også bli vurdert i slike tilfeller.

Gassled omfatter all rik- og tørrgassinfrastruktur som er i bruk i dag, og som det er planer om at andre enn eierne skal transportere gass i, såkalt tredjepartsbruk. Det er lagt opp til at nye rørledninger og transportrelaterte anlegg kan bli innlemmet i Gassled fra det tidspunktet tredjepartsbruk er aktuelt, og at nye anlegg således kan bli en del av det sentrale oppstrøms gasstransportsystemet. Felles eierskap for hele transportsystemet sikrer at gassen blir fraktet mest mulig effektivt og dermed gir størst verdiskaping, siden man unngår interessekonflikter knyttet til hvilken rørledning gassen skal bli fraktet gjennom.

Det er brukerne som betaler for driften av transportsystemet gjennom tariffene. Det er også brukerne som i stor grad medvirker til videreutvikling av transportsystemet gjennom deltakelse i ulike investeringsgrupper. Det har vært et behov for å styrke brukernes muligheter til å fremme sine syn på hvordan systemet skal drives og utvikles. Departementet har derfor bedt Gassco om å styrke det eksisterende brukerforumet i systemet. Forumet skal gi anbefalinger til Gassco i saker relatert til teknisk drift, bruk og videreutvikling av systemet. Brukerforumet skal også gi sin tilslutning til den del av Gassco sitt budsjett som relaterer seg til drift og videreutvikling. Forumet har ikke mandat til å ta beslutninger.

Gjennom innføring av regulerte tariffer, tredjeparts adgang og opprettelse av en uavhengig operatør har eiernes innflytelse over transportsystemet blitt redusert. Dette har ført til redusert interesse for deltakelse i Gassled hos enkelte av de tradisjonelle eierne. ExxonMobil har nylig solgt seg ut av Gassled. Flere andre eiere er i gang med salgsprosesser. Selskapet som ExxonMobil har solgt sin andel til, Njord Infrastructure AS, representerer en ny type eier i Gassled fordi dette nye selskapet primært går inn på eiersiden av finansielle grunner. Departementet har samtykket til denne overdragelsen, men stilt krav blant annet i forhold til kjøpers finansiering og organisasjon. Det er viktig for departementet å ha et diversifisert eierskap i Gassled framover, blant annet for å fordele det finansielle ansvaret på flere deltakere.

Rettighetshavere skal ha de nødvendige kvalifikasjonene til å utføre sine oppgaver på en forsvarlig måte. Hvilke kvalifikasjoner som er nødvendig avhenger av hvilken type oppgaver som skal utføres. Det kreves andre kvalifikasjoner for eiere i et transportsystem som Gassled enn for eiere i utvinningstillatelser. At Gassled har en kompetent og uavhengig operatør (Gassco), at virksomheten er avkastningsregulert, at ny infrastruktur kan bli utviklet og finansiert utenfor Gassled og at det er en åpen, ikke-diskriminerende tilgang til systemet, bidrar til å definere rollen og oppgavene til en eier i Gassled. Disse rammene vil gjenspeile seg i hvilke kvalifikasjoner og hvilken finansiell kapasitet som er nødvendig å ha for en eier av systemet.

Det er investert betydelige beløp i gassinfrastrukturen på norsk sokkel. Det trengs store gassvolum for at ny gassinfrastruktur skal bli realisert. Gitt de store investeringene som kreves for å bygge ny gassinfrastruktur og de relativt lave transportkostnadene i eksisterende systemer, vil olje- og gasselskapene ha insentiver til å benytte eksisterende gassinfrastruktur ved vurdering av ulike transportalternativer for ny gass. Ved full kapasitetsutnyttelse i transport- og/eller gassprosesseringsanlegg vil selskapene stå overfor valget mellom å utsette gassevakueringen til det blir ledig kapasitet i eksisterende gassinfrastruktur, injisere gass i reservoarer noe som kan bidra til å øke oljeutvinningen eller å bygge ny gassinfrastruktur. De viktigste elementene i en slik analyse er:

  1. Når det blir ledig kapasitet i den eksisterende gassinfrastrukturen

  2. Kostnadene for ny gassinfrastruktur

  3. Hvordan gassevakueringsløsningen påvirker oljeproduksjonen.

For utviklingen av gasstransportsystemet er det derfor en fordel med et jevnt aktivitetsnivå på sokkelen, der en stadig fyller på med nye ressurser både fra økt utvinning, utbygging av nye funn og nye ressurser fra letevirksomheten.

Det er to særtrekk ved norsk sokkel som vil påvirke utviklingen av gassinfrastrukturen framover. Utvikling av nye områder som ligger nord for eksisterende rørledningsnett vil behøve ny gassinfrastruktur samtidig som det er fallende produksjon fra de eksisterende gassfeltene.

Trenden med mindre funn vil gjøre det mer krevende å forsvare robustgjøring og videre utvikling av eksisterende infrastruktur. Det kan også bli nødvendig å vurdere avvikling av infrastrukturen dersom det ikke gjøres nye større funn innen rimelig tid. Når en nedbygging og avvikling av deler av gassinfrastrukturen først er igangsatt, vil dette fordyre eventuelt behov for transportkapasitet for funn som kommer i etterkant. Rørledninger og prosessanlegg som ikke har vært i drift en periode kan være utfordrende å starte opp igjen som følge av kompetansemangel, manglende vedlikehold og teknisk utrangert utstyr.

En helhetlig videreutvikling av gassinfrastrukturen er et viktig virkemiddel for å sikre en effektiv ressursforvaltning på norsk sokkel. Ulike former for markedssvikt gjør at selskapenes syn på effektiv infrastrukturutvikling i noen tilfeller kan være forskjellig fra myndighetenes syn. Slike kilder til markedssvikt kan være koordineringsproblemer mellom de ulike interessentskap og rettighetshavere eller ulike strategiske interesser.

Etter hvert som sokkelen modnes og de feltene som bygges ut blir mindre, vil samordning av infrastrukturprosjekter på tvers av utvinningstillatelser bli stadig viktigere. Myndighetene har derfor lagt vekt på å ha en aktiv rolle i utviklingen av gassinfrastruktur på norsk sokkel. Gassco er en sentral aktør i dette. Selskapet besitter bred kunnskap om gasstransport og unik kjennskap til det systemet selskapet opererer. Dette kombinert med Gassco sin posisjon som uavhengig aktør uten eierskap i utvinningstillatelser eller transportsystemer gjør selskapet godt egnet å koordinere interesser på tvers av utvinningstillatelser og dermed ivareta helhetlige sokkelhensyn. Gassco har siden oppstarten i 2001 hatt et forskriftsfestet ansvar for videreutviklingen av gasstransportsystemet på norsk sokkel. Dette ansvaret har regjeringen utdypet nærmere gjennom forskriftsendringer.

Departementet får tilstrekkelig kjennskap om nye infrastrukturprosjekter på et tidlig tidspunkt. Man kan dermed påse at de utredningene som myndighetene anser som nødvendig blir gjennomført. Dette sikrer at det foreligger et best mulig beslutningsunderlag når myndighetene skal behandle plan for anlegg og drift for nye infrastrukturprosjekt. Gasscos vurderinger vil være ett av flere viktige innspill i myndighetenes totalvurdering av en innsendt plan for anlegg og drift. Beslutningen om å søke om tillatelse til anlegg og drift, og valg av utbyggingsløsning som skal inngå i en slik søknad tilligger fremdeles rettighetshaverne.

Videreutviklingen av infrastrukturen vil i de nærmeste årene bestå av mindre, men likevel forholdsvis omfattende prosjekter, som robustgjøring og fjerning av flaskehalser i gasstransportsystemet. Infrastrukturen må i tillegg gjøres i stand til å ta imot gass med en annen sammensetning enn tidligere, som for eksempel et høyere innhold av H2S og CO2.

Gassco skal bidra til en helhetlig videreutvikling av norsk gassinfrastruktur. I tilfeller der større utbygginger blir vurdert, er det derfor viktig å ha et områdeperspektiv slik at mindre funn også tas med i vurderingene. En videreutvikling av gassinfrastrukturen skal dessuten skje på en måte som er tjenlig for den eksisterende gassinfrastrukturen.

Boks 4.2 Ny gassinfrastruktur i Norskehavet

På grunn av ansvaret for en helhetlig videreutvikling av gasstransportsystemet har Gassco hjemmel til å finansiere studier av ny infrastruktur fram til aktuelle konsept er definert og funnet mulige å videreføre. Deretter må Gassco lyse ut prosjektet for å finne selskap som er villige til å investere i videre modning av prosjektet. Endelig investeringsbeslutning blir tatt på et senere tidspunkt i prosessen.

Rikgassrørledningen fra Åsgard til Kårstø (Åsgard transport) er for en periode framover en flaskehals for gasstransporten ut av Norskehavet. Det er så langt ikke gjort nye funn i Norskehavet av en slik størrelse at det kan forsvare en ny, større infrastrukturutvikling bestående av både ilandføringsrørledning, gassprosesseringsanlegg og eksportrørledning. Likevel kan flere funn i Norskehavet trenge transportløsninger så tidlig som fra 2016 – 2017 avhengig av beslutning om utbygging. Åsgard transport har ikke kapasitet til å transportere ny gass før etter 2021. Skal disse funnene utvikles i henhold til rettighetshavernes planer, må eksisterende infrastruktur utnyttes eller ny infrastruktur utvikles.

Gassco har arbeidet med studier av økt transportkapasitet for nye volum ut av Norskehavet. Disse studiene er gjort i nært samarbeid med Statoil og Shell som er operatører på hhv. Luva og Linnorm. Disse to funnene danner hovedressursgrunnlaget, men det er også tatt hensyn til andre mulige gassvolum i Norskehavet.

Hovedtemaet i studiene har vært å studere et nytt rør til Nyhamna, samt vurdere hvordan kapasiteten i Langeled og på Nyhamna kan økes. Videre vurderes muligheter for en rørforbindelse mellom eksisterende infrastruktur rundt Åsgard transport og et nytt rør til Nyhamna. Gassco har i tillegg studert ilandføring til Nordland og LNG-transport, men disse alternativene er lagt vekk på grunn av for høye kostnader.

Det er flere utfordringer knyttet til en gassevakueringsløsning fra Norskehavet. I tillegg til teknologiske utfordringer forbundet med for eksempel store havdyp, bølgehøyde, høye temperaturer og trykk i reservoarene er det store avstander mellom gassfunnene. Noen av funnene har også et høyere CO2-innhold enn gjeldende spesifikasjonskrav hos mottagerne av gassen. Dette innebærer at det er nødvendig å blande den CO2-rike gassen med mer CO2-fattig gass og/eller etablere egne tekniske løsninger for å skille ut CO2.

Flere selskaper med innestengte gassvolumer i Norskehavet har meldt sin interesse for å være med og finansiere videre studier av gasstransportkapasitet ut av Norskehavet.

Norsk gassvirksomhet utgjør en viktig del av petroleumssektoren og genererer betydelige verdier for det norske samfunnet. Det er viktig at driften av infrastrukturen er kostnadseffektiv da dette kan bidra til å sikre attraktiviteten i forhold til nye funn.

Regjeringen vil:

  • Regulere adgang til og tariffer i transportsystemet for gass for å sikre lik tilgang til systemet for alle med gasstransportbehov

  • Etablere et sakkyndig råd som skal være tvisteløser i enkeltsaker der det er uenighet om adgang til gasstransportsystemet

  • Styrke det eksisterende brukerforumet for Gassled for å sikre at brukernes syn på hvordan systemet drives og utvikles framkommer

4.6.2 Tredjepartsbruk av innretninger

En mer moden kontinentalsokkel stiller ut fra ressursforvaltningsmessige hensyn strenge krav til effektiv bruk av infrastrukturen. Det er myndighetenes ansvar å sørge for å legge til rette for forutsigbare og rimelige vilkår for bruk av andres innretninger, samt bidra til at forhandlingene skjer på en effektiv måte. Departementet fastsatte forskriften om andres bruk av innretninger (TPA-forskriften) i 2005. Ut fra hensynet til god ressursforvaltning er formålet med forskriften å sikre gode insentiver til leting, ny feltutvikling og økt utvinning gjennom effektive forhandlingsprosesser og formålstjenlig overskuddsdeling i forbindelse med bruk av eksisterende innretninger. Innføringen av forskriften har bidratt til at tidskritiske ressurser nær planlagt og eksisterende infrastruktur lettere kan bli realisert.

Dette skal oppnås gjennom å gi klare rammer for forhandlingsprosessen og for utformingen av tariffer og vilkår for øvrig i avtaler om andres bruk av innretninger. Ved mindre utbygginger vil det ofte være en forutsetning å bruke eksisterende innretninger for å få akseptabel lønnsomhet. I denne fasen er det av stor betydning at eierne av infrastruktur åpner for tredjepartsbruk av ledig kapasitet.

Både for rettighetshaverne i feltet som har etablert infrastruktur (eierfeltet) og rettighetshaverne i feltet som ønsker å bruke eksisterende infrastruktur (brukerfeltet) vil tariffer og vilkår for bruken være av stor betydning for om slik tredjepartsbruk faktisk blir gjennomført. Det er i første rekke partene selv som gjennom forhandlinger skal komme fram til de kommersielle vilkår for slik bruk. Forskriften gir rettigheter for partene i forhandlingene. Forskriften implementerer prinsippet om at fortjeneste ved utvinningen i hovedsak skal tas ut på brukerfeltet. Tariff og vilkår for øvrig knyttet til bruk av andres innretninger skal ligge på et rimelig nivå og beregnes med utgangspunkt i de tjenester som tilbys. Eierfeltet har krav på en rimelig fortjeneste for bruken der det tas hensyn til blant annet den risiko de påtar seg som følge av bruken.

I dagens forskrift har selskapene flere rapporteringsplikter overfor departementet som skal bidra til effektive forhandlingsprosesser. Departementet vil vurdere hvilke endringer som må gjøres i forskriften for å sikre at de opplysningsplikter selskapene har virker etter hensikten.

Med utgangspunkt i de avtalene som har blitt inngått etter at TPA-forskriften trådde i kraft og de erfaringer departementet har med forskriften fram til i dag, vil departementet gjøre endringer i forskriften. Et sentralt tema vil være om forskriften medfører en best mulig avveiing mellom hensynet til effektiv ressursutnyttelse og målet om at mest mulig fortjeneste skal tas ut gjennom utvinningen av feltene og ikke gjennom eierskap til eksisterende infrastruktur.

Regjeringen vil:

  • Endre forskriften om andres bruk av innretninger (TPA-forskriften) med sikte på mer effektiv ressursutnyttelse og at mest mulig fortjeneste tas ut på de nye feltene.

4.7 Utbygging av funn

Figur 4.8 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel.

Figur 4.8 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel.

Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet.

Ved utgangen av 2010 var 100 funn på norsk sokkel ikke bygget ut. Samlet ressursanslag for disse var 700 mill Sm3 o.e. Dette utgjør om lag 15 pst. av de gjenværende påviste ressursene.

For funn som ikke er utbygd, er målet å finne utbyggingsløsninger som gir den beste ressursforvaltning og skaper mest mulig verdier til samfunnet samtidig som miljø- og sikkerhetshensyn ivaretas. Mange av dagens funn er små og trenger å utnytte eksisterende infrastruktur og bygges ut rask for at de skal være lønnsomme, jf. figur 4.9. De fleste av utbyggingskandidatene ligger an til å bli bygget ut med én havbunnsramme knyttet til eksisterende infrastruktur.

Figur 4.9 Størrelse på funn og funnår for ikke utbygde funn.

Figur 4.9 Størrelse på funn og funnår for ikke utbygde funn.

Kilde: Oljedirektoratet.

4.7.1 Funn nær utbyggingsbeslutning

Utbyggingsaktiviteten på norsk sokkel er anslått til å bli rekordhøy i 2011. Ut over de prosjektene som allerede er besluttet utbygget forventes beslutninger om flere prosjekter knyttet til eksisterende felt, samt en rekke nye utbygginger.

Ekofisk sør og Eldfisk II er de største prosjektene knyttet til eksisterende felt som er gjenstand for myndighetsbehandling i 2011. Kompresjonsprosjektene på Åsgard og Troll er også store prosjekter som det arbeides med på eksisterende felt. Til sammen er det planlagt investeringer på over 80 mrd. kroner i disse prosjektene.

Hild, Luno, Draupne, Bream og Skuld er alle nye, større prosjekter som selskapene arbeider med å fremme i 2011. De har alle et investeringsomfang på over ti mrd. kroner og vil bli lagt fram for Stortinget. Utbygging av feltene Valemon og Knarr har vært gjenstand for myndighetsbehandling i 2011. De samlede investeringer i disse prosjektene er anslått til over 105 mrd. kroner.

Hyme, Visund Sør, Stjerne og Vigdis Nordøst er arbeidsnavn for prosjekter med antatte investeringer på under ti mrd. kroner som er fremmet hittil i 2011. Til sammen er investeringene knyttet til disse prosjektene antatt å utgjøre om lag 20 mrd. kroner.

Samlede investeringer over tid knyttet til prosjektene som forventes fremmet i 2011 er anslått til over 200 mrd. kroner. Reservetilveksten som følge av de nye feltene er på om lag 200 mill. Sm3 o.e. De selvstendige utbyggingene vil bli knutepunkter og gjøre det mulig å få til lønnsom utbygging av mindre felt i nærheten. De små feltene som knyttes opp mot eksisterende felt vil bidra til forlenget levetid og økt utvinning fra morfeltene. Utbyggingen av feltene vil medføre betydelige leveranser fra norsk leverandørindustri.

4.7.2 Øvrige funn

Som del av sin oppfølging av aktiviteten på sokkelen, kartlegger Oljedirektoratet hvert år forhold som forsinker framdriften i utbyggingen av funn. Oppfølgingen viser at samfunnsøkonomisk lønnsomme funn blir bygget ut, men at prosessen tar tid fordi utbyggingsløsning må avvente tilgang på prosesserings- og transportinfrastruktur, kommersielle avtaler og modning av ressursbasen.

Det er flere årsaker til at funn som er gjort ennå ikke er bygget ut. Om lag en tredel av rapporterte prosjektstoppere til Oljedirektoratet er knyttet til manglende kapasitet i infrastrukturen eller gassløsning. Over en tredel av innmeldte prosjektstopper skyldes usikkerhet knyttet til ressursgrunnlag og reservoarforhold.

Små funn kan enten bygges ut ved innfasing til eksisterende felt eller ved en samordnet utbygging av flere funn. I Nordsjøen er det tilfeller hvor innfasing til etablert infrastruktur og utnyttelse av ledig kapasitet på felt i senfasen må konkurrere med etablering av nye og selvstendige feltsentre. Slike sentre kan realiseres ved en samordnet utbygging av flere forekomster. Disse utfordringene kan også gjøre seg gjeldende i Norskehavet og i Barentshavet. Valg av løsning vil blant annet vurderes opp mot funnpotensialet i området og kostnader knyttet til levetidsforlengelse på eksisterende innretninger som er relevante for oppknytning.

Gjennomgangen bekrefter inntrykket fra tidligere undersøkelser at de lønnsomme funn som gjøres blir bygd ut, men at dette kan ta tid fordi en lønnsom utbyggingsløsning må avvente tilgang på prosesserings- og/eller transportinfrastruktur eller at ressursbasen må modnes ytterligere. Samtidig ser en at mange mindre funn som gjøres ikke er lønnsomme med de arbeidsprosesser og det kostnadsnivå som er etablert på kontinentalsokkelen. Standardisering og raskere prosjektgjennomføring kan bidra til å gjøre flere funn lønnsomme.

4.7.3 Lønnsomhet for små funn – standardisering

For å kunne bygge ut en del mindre funn på en lønnsom måte vil det kreve en annen framgangsmåte enn de utbyggingsløsninger og den arbeidsmetode som har vært dominerende i næringen fram til i dag. Ikke minst vil en gjennomgang av arbeidsprosesser og beslutningsprosesser i industrien være viktig.

Både større grad av standardisering av utbyggingsløsninger og en effektiv samordning av utbygginger kan bidra positivt til lønnsomheten. Dette gjelder både samordnet utbygging av funn på tvers av eierskap, men også samordning ved bruk av eksisterende infrastruktur. Standardiserte utbyggingsløsninger synes å være mest aktuelle for funn som er planlagt utbygd med havbunnsløsninger, der det planlegges produksjon med få brønner, og der det antas at oppsidepotensialet for ressursene er begrenset. Gassfunn antas å representere færre utfordringer enn mindre oljefunn, hvor det kan være problemstillinger knyttet til dreneringsstrategi, antall og plassering av brønner samt behov for gass- eller vanninjeksjon.

Utbygginger med selvstendig innretning vil alltid ha en større fleksibilitet med hensyn til produksjonsformer, dreneringsstrategi og innfasing av nye ressurser. Det må derfor vurderes i de enkelte tilfeller hvorvidt ressursene er av et slikt omfang og art at de ligger til rette for forenklede eller standardiserte utbygginger.

Viktige forhold ved utbygging av små funn er blant annet:

  • Effektiv innfasing av nye funn etter hvert som det blir ledig kapasitet.

  • Rask utbygging og lavere kostnader.

  • God samordning på tvers av ulike rettighetshavergrupper.

  • Effektivisering av drift og samordning av aktiviteter for å oppnå lavere kostnader på de store modne feltene.

Økt behov for å gjennomføre tidliginvesteringer kan bli en konsekvens av raske, standardiserte utbyggingsløsninger. Videre kan det bli mer krevende å få etablert tilstrekkelig fleksibilitet med tanke på eventuelt senere tiltak for å øke utvinningsgraden fra feltene og å ha et anlegg som kan utvikle et mulig oppsidepotensial i det aktuelle området. For mange av disse funnene vil en forenklet prosess være basert på boring av kun en brønn før utbygging besluttes. Ressurspotensialet vil da ofte være mindre avklart enn for tidligere gjennomførte utbygginger. Samordning med andre små funn i et område kan også være en problemstilling i områder hvor dette potensialet er lite utforsket.

Forenklede utbygginger med standardiserte og veldokumenterte løsninger kan være en god måte å sikre lønnsom produksjon av mer marginale ressurser. Dette må gjøres på en slik måte at de følger gjeldende sikkerhets- og miljøkrav. Alternativet til en slik ny tilnærming vil gjerne være at ressursene forblir under bakken fordi de ikke er lønnsomme med tradisjonelle løsninger og arbeidsprosesser.

Dagens myndighetspraksis legger til rette også for rask prosjektgjennomføring og standardiserte løsninger. Utbyggingsprosjekter med en investeringsramme under ti mrd. kroner vil vanligvis ikke kreve stortingsbehandling. Det innebærer at myndighetsbehandlingen av prosjektene vil kunne gjennomføres på åtte til ti uker fra departementet mottar en utbyggingsplan til godkjenning gis. Dette forutsetter at konsekvensutredningsplikten er avklart før plan sendes departementet. Utredningsplikten vil kunne være oppfylt gjennom tidligere utførte konsekvensutredninger og/eller en regional konsekvensutredning.

Departementet avgjør om utredningsplikten kan anses oppfylt. Godtgjøring av at utredningsplikten er oppfylt gjennom tidligere utredninger skjer ved at operatør sender søknad om dette til departementet. I de fleste saker er det naturlig at departementet rådfører seg med andre departement, vanligvis fiskeri- og kystdepartementet og miljøverndepartementet, før det treffes beslutning. Alle prosjekter skal være tilstrekkelig konsekvensutredet for at utredningsplikten skal kunne ansees som oppfylt.

Departementet oppdaterte i 2010 PUD/PAD-veileder6 i samarbeid med Arbeidsdepartementet. Formålet med veilederen er blant annet å vise hvordan dokumentasjonsbehovet til myndighetene kan tilpasses prosjektenes størrelse og kompleksitet. Små, enkle prosjekter krever enklere dokumentasjon enn store og kompliserte prosjekter. Et annet viktig forhold den nye veilederen tar opp er nødvendigheten av god kontakt med myndighetene før viktige veivalg foretas i prosjektene, det vil si i god tid før planer oversendes myndighetene. En slik tidlig kontakt vil blant annet bidra til å avklare om prosjektene egner seg for raske prosjektløp. Ved at myndighetene er i inngrep tidlig, reduseres behovet for behandlingstid når planene oversendes myndighetene for godkjenning, og en reduserer risikoen for at det velges utbyggingsløsninger som ikke er akseptable for myndighetene.

Med dagens mønster for rettighetshavernes utarbeiding av og beslutninger om plan for utbygging og drift vil raske prosjektløp ofte fordre at vesentlige kontraktsinngåelser må inngås før myndighetsgodkjenning er gitt. Dette skyldes at en del utstyr har lang leveringstid, eller fordi tidlig innkjøp gir lavere kostnader. Petroleumsloven og dagens myndighetspraksis gir mulighet til dette. En forutsetning for at tillatelse til tidlig kontraktsinngåelse gis er at det ikke binder opp myndighetenes muligheter til å påvirke utbyggingsløsning. Søknader om tidlig kontraktsinngåelse undergis derfor en grundig behandling. Viktige momenter i behandlingen vil være om det skal benyttes standardisert utstyr som alternativt kan benyttes i andre prosjekter, om den planlagte løsningen har tilstrekkelig fleksibilitet for å oppnå best mulig ressursutnyttelse, at løsningen gir god samordning på tvers av ulike rettighetshavergrupper og at det velges egnede miljøløsninger.

For små utbygginger hvor forholdene ellers ligger til rette for rask prosjektframdrift, kan det også være hensiktsmessig at utbyggingsplanen fremmes for departementet på et tidligere tidspunkt enn det som i dag praktiseres. Da vil myndighetsbehandlingen av utbyggingen falle bedre sammen med beslutningsløpet hos rettighetshaverne. Dette vil legge godt til rette for å få nødvendige avklaringer knyttet til prosjektene på et hensiktsmessig tidspunkt. Behovet for å inngå kontrakter før utbyggingen godkjennes vil bli redusert.

Ved tidligere innlevering av utbyggingsplanen vil det kunne være større usikkerhet knyttet til ressurser og kostnader. Så lenge beslutningsgrunnlaget er godt nok til at rettighetshaverne kan foreta sine investeringsbeslutninger, vil dette vanligvis også være godt nok til å utarbeide en utbyggingsplan. En ulempe med en slik modell kan være at en oftere vil kunne oppleve at en utbyggingsplan blir trukket etter at den er fremmet. Ulempene ved dette vurderes å være begrenset.

Regjeringen vil:

  • Innføre en praksis der plan for utbygging og drift (PUD) fremmes tidligere i prosjekter med rask framdrift.

4.7.4 Navnsetting av petroleumsforekomster

Navn er viktig som symboler. De navn som gis nye felt i nye områder bør speile viktigheten av virksomheten for landsdeler og for landet. Mange felt har navn hentet fra norrøn mytologi. Praksisen har gitt mange gode feltnavn med dype røtter i Norge.

Navnsetting av petroleumsforekomster, i denne sammenheng felt, reguleres gjennom henholdsvis forskrift til lov om petroleumsvirksomhet og ressursforskriften. Av forskrift til lov om petroleumsvirksomhet fremgår at betegnelser på petroleumsforekomster, faste innretninger og brønner, samt bruk av egennavn ved navnsetting av felt skal godkjennes av Oljedirektoratet, og at Oljedirektoratet kan gi nærmere bestemmelser til utfylling av denne paragrafen. I ressursforskriften heter det blant annet:

«Rettighetshaveren skal senest ved innsendelse av plan for utbygging og drift (PUD), eller søknad om fritak for slik plan, sende Oljedirektoratet søknad om samtykke til navnsetting av feltet. Feltnavnet blir gjeldende fra det tidspunkt plan for utbygging og drift er godkjent eller når departementet har besluttet å ikke kreve fremleggelse av slik plan for godkjennelse.»

Endelig vedtak om navnsetting fastsettes av Oljedirektoratet.

På vegne av rettighetshaverne søker operatøren Oljedirektoratet om godkjenning av et feltnavn. Det er lagt vekt på at det nye feltnavnet skal passe til andre feltnavn i samme område. For eksempel fikk et lite felt, med arbeidsnavn Pi, navnet Gaupe i juni 2007, fordi man i samme område hadde feltnavn som Rev og Varg. Før godkjenning oversender direktoratet navneforslaget til Språkrådet for uttalelse.

Departementet vil foreta en justering når det gjelder navnsetting av petroleumsforekomster. Dagens praksis videreføres for mindre, nye felt som bygges ut ved bruk av eksisterende innretninger. Slike felt skal gis navn i tråd med navnepraksis i det gjeldende området.

Større, selvstendige utbygginger har derimot en større signaleffekt enn mindre satellittfelt. Særlig gjelder dette i nye/umodne områder som Barentshavet. For slike utbygginger er det viktig at navnevalget speiler viktigheten av prosjektet og virksomheten. De navn fra norrøn mytologi som har sterkest symboleffekt er allerede i bruk. Funn som representerer et sprang eller langt skritt framover for næringen, landsdelen eller landet, skal ha navn som reflekterer dette. Et godt navn skal favne konteksten på en god måte. Departementet vil derfor gjennomgå dagens system for å sikre at det bidrar til feltnavn også for større, selvstendige utbygginger som passer inn i en nasjonal kontekst og historieskriving.

Regjeringen vil:

  • Gjennomgå dagens system for navnsetting for å sikre at det bidrar til at større, selvstendige utbygginger får feltnavn som passer inn i en nasjonal kontekst og historieskriving.

4.7.5 Eierskap og beskatning av innretninger

De fleste produksjonsinnretningene som er i bruk innenfor petroleumsvirksomheten eies av rettighetshaverne på feltene slik at alle inntekter og utgifter inngår i rettighetshavernes skatteregnskap etter petroleumsskatteloven. Hvordan disse inntektsstrømmene prises internt vil derved ikke ha skattemessig betydning for rettighetshaverne.

Det er flere eksempler på at produksjonsinnretninger, for eksempel et produksjonsskip, eies og leies ut av eierselskaper som opererer utenfor petroleumsskattesystemet. I et slikt tilfelle vil det ha stor betydning for den samlede skattebetaling fra feltet hvilken pris som rettighetshaverne betaler for leie av innretningen.

Dersom de som eier og leier ut produksjonsinnretningen er helt uavhengig av de aktuelle rettighetshaverne, har rettighetshaverne stor interesse av å holde leiekostnadene så lave som mulig. Enhver krone i «overbetaling» i leie vil bety lavere overskudd, både før og etter skatt, for rettighetshaverne.

Dersom selskaper som eier og leier ut produksjonsinnretninger beskattes utenfor petroleumsskattesystemet, samtidig som rettighetshaverne har økonomiske interesser i produksjonsinnretningen, er det fare for skattemotiverte beslutninger. Dette kan medføre ugunstige beslutninger for staten som ressurseier. Dette skyldes at leieinntektene til innretningen da vil være underlagt en lavere skattesats enn den marginale sats i petroleumsskatteregimet. Rettighetshavernes utgifter til leie vil imidlertid komme til fradrag i grunnlaget for petroleumsskatten. Dersom rettighetshaverne har en økonomisk eksponering i produksjonsinnretningen vil de ikke lengre ha samme økonomiske insentiver til å få etablert lave leiepriser. De vil tvert imot kunne ha stor økonomisk fordel av at leieprisen ligger på et høyt nivå. De skattemessige aspektene ved dette håndterer ligningsmyndighetene ved behandlingen av rettighetshavernes skattelikning.

For ressursmyndighetene kan dette gi utfordringer dersom dette også kan påvirke den utbyggingsløsning som velges. Mulighetene for skatteoptimalisering gjennom å leie en innretning kan medføre et samfunnsøkonomisk tap dersom utbyggingsløsningen blir påvirket. Ressursmyndighetene er opptatt av at virksomheten reguleres slik at samfunnsøkonomiske tap unngås. Regjeringen vil på denne bakgrunn endre petroleumsforskriften slik at rettighetshavere ikke kan leie produksjonsinnretninger av selskaper/aktører hvor de selv har en økonomisk interesse.

Regjeringen vil:

  • Endre petroleumsforskriften slik at rettighetshavere ikke kan leie produksjonsinnretninger av tilknyttede selskaper.

4.7.6 Utbygging av funn gir ringvirkninger

Det er et mål for regjeringen at utbygging av nye funn skal skape størst mulig verdier for samfunnet og gi ringvirkninger lokalt og regionalt. Etter EØS-avtalen er Norge en del av EUs indre marked, som er tuftet på visse grunnleggende prinsipper om fri bevegelighet av varer og tjenester, fri konkurranse, forbud mot diskriminering på grunnlag av nasjonalitet, med videre. EØS-avtalen begrenser dermed et lands adgang til å stille vilkår for økonomisk virksomhet ut fra nasjonale hensyn. ESA har kommet til at petroleumslovens § 10-2 slik den har vært utformet ikke fullt ut kan anses forenlig med Norges forpliktelser under EØS-avtalen. Dette er bestemmelser knyttet til organiseringen av rettighetshavers petroleumsvirksomhet i Norge og basebruk. Departementet fremmet derfor et forslag, jf. Prop 102 L (2010 – 2011), om visse endringer i loven. Hensikten med lovendringen er å sikre bedre samsvar mellom lovens ordlyd og Norges forpliktelser under EØS-avtalen, i tillegg til at lovteksten bedre vil reflektere den praksis som er etablert i medhold til bestemmelsen.

Endringene som foreslås vil ikke svekke mulighetene for å skape ringvirkninger gjennom videreutvikling av den norske petroleumsvirksomheten. Den sentrale forutsetningen for å oppnå ringvirkninger er videre utvikling av lønnsom aktivitet. Rammeverket og myndighetsinvolveringen i forbindelse med aktiviteten vil sikre at mulighetene for å oppnå gunstige lokale og regionale ringvirkninger vil bli videreført i den grad aktiviteten legger grunnlag for det.

Ved utbygging av funn er det viktig å finne samfunnsøkonomisk gode utbyggings- og driftsløsninger. Erfaringene fra utbygginger som Skarv, Ormen Lange, Snøhvit og Goliat viser at nye større utbygginger gir betydelige ringvirkninger lokalt og regionalt uavhengig av utbyggingsløsning. I de fleste tilfeller vil en ilandføringsløsning gi noe flere arbeidsplasser lokalt og regionalt i driftsfasen enn en ren utbygging til havs. Et viktig premiss for å oppnå gode ringvirkninger er at lokalt og regionalt næringsliv utnytter de kommersielle muligheter som en utbygging i nærområdet gir. Mange små funn som gjøres i dag vil drives via eksisterende innretninger og gir ikke økt bemanning på moderinnretningen. Slike utbygginger medfører likevel et betydelig potensial for leveranser i utbyggings- og driftsfasen.

Dialogen og samspillet mellom lokale og regionale myndigheter og næringsliv er viktig ved utarbeidelse av plan for utbygging og drift. Samtidig som departementet arbeider for å styrke ringvirkningene, må det balanseres mellom ulike interesser. Det er viktig at verdien av et prosjekt i stor grad tilfaller fellesskapet i form av skatter og avgifter. Disse bidrar til å finansiere vår velferd.

Myndighetene vil være en aktiv tilrettelegger for å sikre regionale og lokale ringvirkninger og arbeider i forbindelse med behandling av utbyggingsplaner med å finne gode løsninger. Når myndighetene godkjenner plan for utbygging og drift, legges det vekt på at det legges til rette slik at regionale og lokale bedrifter kan delta i konkurransen om oppdrag knyttet til etableringen.

I veilederen for utarbeidelse av utbyggingsplaner (PUD/PAD-veileder) framgår det hvilke forventninger myndighetene har ved utbygginger som kan gi ringvirkninger lokalt og regionalt. Operatøren forutsettes å ha betydelig kontakt med lokale og regionale myndigheter i forberedelsen av en større utbyggingssak og skal såvidt mulig legge til rette for lokal og regional næringsutvikling som følge av prosjektet. Departementet har dialog med operatøren om hvordan dette kan skje på en best mulig måte. Dette gjelder for alle selvstendige utbygginger av en viss størrelse.

Operatøren skal analysere det lokale og regionale næringslivets kompetanse og kapasitet i forhold til de behov det er for varer og tjenester i utbyggings- og driftsperioden. Operatøren analyserer ulike typer arbeidskraft i forhold til egne behov i både utbyggings- og driftsfasen og vil presentere tiltak for å møte arbeidskraftbehovet. Det skal også beskrives forventet sysselsetting lokalt, regionalt og sentralt. Det bør utredes hvilke tiltak operatøren vil iverksette for å heve kompetansen i næringslivet, gjennom for eksempel leverandørnettverk og informasjon om arbeidsrutiner. Operatøren bør også beskrive mulighetene for å benytte lokal og regional arbeidskraft og hvilke samarbeidsmuligheter de ser med andre aktører. Operatøren skal også gjøre en vurdering av behov for medvirkning fra offentlige myndigheter.

Tydeliggjøringen av denne praksisen i veilederen fører til at operatøren gjennom arbeidet med konsekvensutredningen gjør seg godt kjent med det lokale og regionale næringslivet og kommer i kontakt med lokale og regionale myndigheter på et tidlig tidspunkt. Det fører også til at alle berørte får god informasjon om og oversikt over konsekvensene av en utbygging. I de fleste utbygginger ser man at god kontakt på et tidlig tidspunkt mellom operatør og regionale aktører gir gode resultater.

Regjeringen vil:

  • Sikre at nye funn skaper størst mulig verdier for samfunnet og legge til rette for positive lokale og regionale ringvirkninger.

  • Sikre tidlig kontakt mellom operatør og lokalt/regionalt næringsliv og relevante myndigheter.

  • Stille krav om at samfunnsmessige forhold blir utredet i forbindelse med planer for utbygging og drift, herunder regionale og lokale ringvirkninger.

  • Legge til rette for kvalifisering av relevante lokale/regionale leverandører i utbyggings- og driftsfasen.

  • Legge til rette for at det ved nye utbygginger etableres anbudsprosesser som gjør at bedrifter fra landsdelen hvor utbyggingen er kan delta.

  • Sørge for en effektiv base- og driftsstruktur, noe som bidrar til lokal og regional nærings- og kompetanseutvikling.

  • Operatører for nye, selvstendige utbygginger skal senest to år etter at feltet er satt i produksjon gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Fotnoter

1.

Også omtalt som Åmutvalget

2.

Dette med oljepris på 570 kr per fat.

3.

4D-seismikk er 3D-seismikk tatt på samme sted flere ganger. Tiden regnes som den fjerde dimensjonen.

4.

Inkludert letekostnader, utgifter til forskning og utvikling, finansiering, drift og fjerning.

5.

En surfaktant er et stoff som tilsettes et reservoar for å redusere grenseflatespenningen mellom olje og vann. Vaskemidler inneholder også surfaktanter.

6.

Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger (PAD).
Til toppen
Til dokumentets forside