Meld. St. 36 (2020–2021)

Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser

Til innholdsfortegnelse

5 En framtidsrettet olje- og gassnæring

Figur 5.1 Illustrasjon av olje- og gassnæringen.

Figur 5.1 Illustrasjon av olje- og gassnæringen.

Historien om det moderne Norge er også historien om hvordan vi forvaltet våre olje- og gassressurser. Siden 1970-tallet har vi bygget opp en olje- og gassproduksjon som er verdensledende på helse, miljø, sikkerhet og som har sørget for enorme inntekter til fellesskapet. I tillegg har olje- og gassnæringen bidratt til utvikling av en høyteknologisk, integrert næring fra universiteter, forskningsinstitusjoner, leverandørindustri, tjenestenæring og til oljeselskaper. Denne kompetansen kan bli viktig for norsk økonomi lenge etter at olje- og gassressursene tar slutt.

Aktiviteten på norsk sokkel er etter 50 år med produksjon nå inne i en moden fase. Etter en lang vekst- og platåperiode vil aktiviteten etter hvert bygges ned i takt med at ressursene uttømmes. Stabile og forutsigbare rammevilkår for næringen vil fortsatt være nødvendig. Rammevilkårene har over tid blant annet blitt tilpasset en moden sokkel. Væskeproduksjonen på norsk kontinentalsokkel var 70 pst. høyere i toppåret 2001 enn i 2020. At norsk sokkel er i en moden fase innebærer at store deler av de åpnede delene av sokkelen er utforsket i tiår. Det er en forventning om at oljeproduksjon, etter en midlertidig økning de neste årene, vil gradvis avta som følge av at kjente reservoarer tømmes og ikke fullt ut erstattes av produksjon fra nye prosjekter. Dette er en naturlig konsekvens av at det i en moden sokkel er mindre sannsynlig med store funn som kan erstatte den samlede avtrappingen fra eksisterende felt.

Det er likevel store gjenværende ressurser på norsk sokkel sett i et nasjonalt perspektiv. De fleste utbygginger framover vil være i tilknytting til eksisterende felt og infrastruktur. Samtidig er det sentrale unntak som Wistingfunnet i Barentshavet og utbyggingen av flere funn i området mellom Alvheim og Oseberg som begge nå er i sen planleggingsfase. Ny teknologi, digitalisering og automatisering kan bidrar til reduserte kostnader og økt utvinning, og kan derfor forlenge levetiden for eksisterende felt og infrastruktur og muliggjøre ny lønnsom produksjon.

Regjeringen vil videreføre en stabil og langsiktig petroleumspolitikk. Hovedmålet for regjeringens petroleumspolitikk er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Fortsatt jevn tilgang på areal er viktig for å opprettholde leteaktivitet og finne nye ressurser.

Den globale klimapolitikken og utviklingen i internasjonale markeder vil ha konsekvenser for virksomheten på norsk sokkel. På sikt vil den globale etterspørselen etter olje og gass påvirkes av at de enkelte land gjennomfører klimatiltak som følge av at verden må nå klimamålene fra Parisavtalen. Dette krever en omstilling fra fossil til fornybar energibruk og -produksjon, noe som vil få betydning også for norsk olje- og gassproduksjon. Ved beslutninger om nye utbygginger av olje- og gassfelt må klimarisikoen innarbeides i beslutningsgrunnlaget. Regjeringen vil stille krav til at selskapene synliggjør klimarisiko i sine utbyggingsplaner.

Petroleumsvirksomheten har i tiår også vært underlagt streng virkemiddelbruk for å drive effektivt og med lave utslipp. Regjeringen vil legge til rette for langsiktig verdiskaping innenfor rammene av norsk klimapolitikk og våre forpliktelser under Parisavtalen der det legges til rette både for god ressursforvaltning og for utvikling og bruk av løsninger som gir lavere klimagassutslipp fra produksjonen på norsk sokkel. Hovedvirkemidlene for å redusere utslipp vil fortsatt være EUs kvotesystem og CO2-avgift. Norsk olje og gass utvinnes allerede med lave utslipp, men utslippene skal videre ned. Arbeidet med å redusere utslipp fra utvinning er nødvendig og en prioritet.

5.1 Verdiskaping i petroleumsnæringen

Norges petroleumsressurser tilhører fellesskapet. Olje- og gassnæringen har gitt store inntekter til staten og hatt stor betydning for fastlandsøkonomien i Norge. Norsk petroleumsvirksomhet vil fortsatt spille en viktig rolle i norsk økonomi de neste årene, men virksomheten ventes ikke lenger å være en like stor vekstmotor fram mot og forbi 2030 selv om den lenge vil være landets største næring.

Figur 5.2 Nøkkeltall for petroleumssektoren.

Figur 5.2 Nøkkeltall for petroleumssektoren.

Kilde: Finansdepartementet, Menon Economics og Statistisk sentralbyrå.

Petroleumsnæringen er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Virksomheten i næringen bidrar til økonomisk aktivitet over hele landet. Den stimulerer til positiv nærings-, teknologi- og samfunnsutvikling. Næringen er i kontinuerlig utvikling og de neste tiårene må forventes også å bli svært forskjellig fra de i tiårene som ligger bak oss.

Petroleumsvirksomheten sto i 2019 og 2020 for henholdsvis 13 og 10 pst. av brutto nasjonalprodukt i Norge. Dette inkluderer ikke leverandørindustrien. Statens nettokontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i 2021 er anslått til 154 mrd. kroner. I snitt er produksjonsverdien av olje og gass forventet å være rundt 1,5 mrd. kroner per dag i 2021, basert på anslått produksjon og priser i revidert nasjonalbudsjett 2021. Inntektene er direkte påvirket av sykliske råvarepriser og produksjonen på norsk sokkel.

Menon Economics har gjort beregninger av den totale sysselsettingen knyttet til næringen i 2019. Disse viser at om lag 200 000 personer over hele landet var direkte og indirekte knyttet til petroleumsnæringen. Om lag 160 000 av disse kan knyttes til aktiviteten på norsk kontinentalsokkel. De øvrige kan knyttes til leverandørnæringens eksport til den internasjonale petroleumsindustrien. Hjemmemarkedet på norsk kontinentalsokkel er avgjørende både for sysselsettingen knyttet til aktiviteten i Norge og internasjonalt. Selv om vi må forberede oss på at olje- og gassvirksomheten blir mindre viktig framover, kan omstillingen skje gradvis og over lang tid. I det neste tiåret blir det enda viktigere å sørge for at kompetansen og teknologien som finnes i hele kjeden i petroleumsnæringen utnyttes i andre og nye næringer.

Figur 5.3 Fylkesvis inndeling av direkte og indirekte sysselsatte innen olje og gass som andel av totalt sysselsatte registrerte i sine respektive bostedskommuner.

Figur 5.3 Fylkesvis inndeling av direkte og indirekte sysselsatte innen olje og gass som andel av totalt sysselsatte registrerte i sine respektive bostedskommuner.

Kilde: Menon Economics (2021).

Regjeringen vil

  • legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass, blant annet gjennom forutsigbare rammevilkår.

5.2 Norsk sokkel i en moden fase

Norsk sokkel er i en moden fase. Jevnt over er funnene som nå gjøres på norsk sokkel relativt små i et historisk perspektiv og reflekterer at letingen pågår i modne områder med eksisterende infrastruktur. Etter 2030 vil produksjonen falle betydelig uten tilførsel av nye funn. Vellykket leting er derfor en forutsetning for langsiktig verdiskaping, ringvirkninger og statlige inntekter fra petroleumsvirksomheten. Selv om norsk sokkel er inne i en moden fase er det fortsatt store verdier å hente også fra allerede påviste ressurser. Eksisterende infrastruktur bidrar til at det vil være mulig å opprettholde høy verdiskaping framover. Ny teknologi, automatisering og digitalisering har potensial til å bidra til mer effektiv drift og gi økt utvinning.

En nødvendig forutsetning for videreutvikling av olje- og gassaktiviteten i nord er at det regelmessig gjøres nye og lønnsomme funn. Det arbeides med å utvikle flere av de betydelige funnene som er gjort i Barentshavet de siste ti årene, blant annet Wisting, Alta og Gohta. Johan Castberg-feltet er under utbygging. På Snøhvit-feltet arbeides med videreutvikling. Dette illustrerer petroleumsindustriens langsiktighet, og med flere felt i drift i nord styrkes grunnlaget for varige regionale ringvirkninger.

5.2.1 Gjenværende ressurser gir grunnlag for langsiktig verdiskaping

Det har vært åpent for leteaktivitet i over 25 år i alle områder som er tilgjengelige for petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Unntaket er Barentshavet sørøst som ble åpnet i 2013. Normalt vil de største forekomstene identifiseres og utforskes tidlig i et område. Derfor er sannsynligheten for å gjøre store funn størst i prospektive, men lite utforskede områder. Funn i slike områder vil også kunne utløse ny infrastruktur som gjør ytterligere ressurser i nærområdet økonomisk attraktive.

I de best kjente områdene er den forventede funnstørrelsen lavere og det letes i stor grad etter mindre funn som ikke kan rettferdiggjøre en tradisjonell, selvstendig utbygging, men som kan ha samfunnsøkonomisk lønnsomhet når de sees i sammenheng med andre funn og/eller kan utnytte eksisterende eller planlagt infrastruktur. Funn som gjøres i nærheten av etablert infrastruktur kan også ofte settes relativt raskt i produksjon. Den stadige modningen er et utviklingstrekk som vil prege utviklingen på norsk sokkel også framover. Petroleumspolitikken har over tid blitt tilpasset for å legge til rette for leting etter, utbygging og produksjon fra slike mindre forekomster, blant annet ble TFO-ordningen (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder), leterefusjonsordningen og systemet med prekvalifisering av nye aktører etablert tidlig på 2000-tallet. Ny regulering ble innført for å oppnå effektiv bruk av eksisterende infrastruktur.

Oljedirektoratets årlige ressursregnskap for 2020, viser at om lag halvparten av forventede utvinnbare ressurser er produsert til nå, at 22 pst. ligger i dagens felt, mens om lag fem pst. ligger i påviste funn, jf. figur 5.4. De resterende 24 pst. er anslått fortsatt å være uoppdagede. Disse er fordelt mellom områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet samt områder som ikke er åpnet, men der direktoratet har gjennomført en kartlegging som gir grunnlag for å estimere ressursene. Om lag 43 pst. av direktoratets anslåtte, uoppdagede ressursene ligger i areal som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Figur 5.4 Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel, mill. Sm3 o.e.

Figur 5.4 Ressursregnskapet for norsk kontinentalsokkel, mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

ODs ressursestimat er basert på kjent kunnskap om undergrunnen. Det er ikke mulig å vite hvilke tilstedeværende ressurser som er i et område uten at det er åpnet og det blir gjennomført leteboring. Det vil alltid være betydelig usikkerhet i slike ressursestimater – særlig stor vil den være for områder uten letehistorikk. For å illustrere usikkerhetsspennet utfylles forventningsestimatet for uoppdagede ressurser, med estimering av både en nedside og en oppside, jf. figur 5.5. Den begrensede kunnskapen om undergrunnen gjør at slike estimater er svært avhengig av de usikre forutsetninger som må gjøres ved estimeringen. Ressursgrunnlaget kan være både mindre og høyere enn det estimerte. Hvis en leteboring i et område eksempelvis bekrefter en letemodell med stort ressurspotensial vil ressursanslaget kunne øke betydelig. Det største ressurspotensialet for uoppdagede ressurser ligger i Barentshavet, inkludert i havområder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Figur 5.5 Uoppdagede ressurser – usikkerhet og geografisk fordeling, mill. Sm3 o.e.

Figur 5.5 Uoppdagede ressurser – usikkerhet og geografisk fordeling, mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Også i de best kjente leteområdene kan det gjøres funn som ikke har vært reflektert i ressursanslaget. Ny kunnskap og nye ideer om undergrunnen kan gi uventede funn over hele sokkelen. Selv med en lang letehistorie har eksempelvis Nordsjøen, som er et av verdens beste områder for offshoreproduksjon, fortsatt et stort ressurspotensial. Det er per definisjon vanskelig å ta hensyn til uventede funn i estimeringen av uoppdagede ressurser. Slike vil derfor gjerne heller ikke være hensyntatt i usikkerhetsspennet for antatte, utvinnbare ressurser. Dette var eksempelvis tilfelle for funnet av Sverdrup-feltet som ble gjort i de eldste leteområdene i Nordsjøen i 2010. Anslaget for uoppdagede ressurser i Nordsjøen ble ikke redusert selv om dette store funnet ble gjort. Dette nettopp fordi et slik funn i det området ikke var inkludert i ressursestimatet.

Leteaktiviteten er en særlig syklisk del av næringen og har historisk hatt en nær korrelasjon med oljeprisen. Mesteparten av letingen på norsk kontinentalsokkel skjer innenfor TFO-området. TFO-området omfatter de mest modne deler av kontinentalsokkelen som i dag utgjør størstedelen av åpnet areal. Antallet letebrønner ble redusert i 2020 som følge av pandemien, men mye av den planlagte aktiviteten ble gjennomført. Det ble blant annet gjort 14 nye funn, jf. figur 5.6. Hittil i år (per utløpet av mai) er det gjort seks funn. Rettighetshaverne arbeider med denne porteføljen av funn med sikte på utbygging.

Figur 5.6 Nye funn i 2020, mill. Sm3 o.e.

Figur 5.6 Nye funn i 2020, mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Oljedirektoratet har i sin siste ressursrapport beregnet lønnsomheten av leting på norsk sokkel fra år 2000 til 2019. Verdianslaget er beregnet med ulike diskonteringsrenter. Netto nåverdi er anslått til vel 1 200 mrd. kroner med en reell diskonteringsrente på syv pst. Samlet udiskontert netto kontantstrøm er anslått til nærmere 2 700 mrd. kroner, jf. figur 5.7. Videre viser analysen at letevirksomheten har vært mer lønnsom de siste ti årene enn i forrige tiårsperiode, og at alle havområdene bidrar til den samlede verdiskapingen.

Figur 5.7 Udiskontert netto kontantstrøm og netto nåverdi i mrd. 2020-kroner fra leting fordelt på havområde, 2009–2019.

Figur 5.7 Udiskontert netto kontantstrøm og netto nåverdi i mrd. 2020-kroner fra leting fordelt på havområde, 2009–2019.

Kilde: Oljedirektoratet, Ressursrapport 2020.

5.2.2 Videre leting er en forutsetning for verdiskaping og aktivitet

I åpnede områder gir selskapenes leteaktivitet stadig mer og bedre kunnskap om ressursbasen. Leting danner grunnlaget for nye funn, utbyggingsprosjekter og produksjon. Dagens praksis med jevnlige konsesjonsrunder er viktig for å opprettholde både lønnsom leteaktivitet og den langsiktige verdiskapingen fra, og i tilknytning til, norsk sokkel, på et høyest mulig nivå.

Etter hvert som en stadig større del av sokkelen blir godt utforsket, faller den forventede, gjennomsnittlige funnstørrelsen i disse kjente områdene. Også mindre funn har et stort verdipotensiale og kan gi svært god økonomi og settes raskt i produksjon ved å utnytte eksisterende eller planlagt infrastruktur. Det er derfor viktig med fortsatt feltnær leting der gjenværende levetid på infrastruktur er begrenset eller beslutninger om områdeløsninger kan være forestående. Det er i dag flere større prosjekter under utbygging og i planleggingsfasen på norsk sokkel. Disse vil medføre etablering av ny infrastruktur, noe som erfaringsmessig vil føre til økt leteaktivitet i områdene rundt etter hvert som slik ny infrastruktur kommer på plass.

Utforskning av norsk sokkel innebærer å gjennomføre leting etter forekomster av petroleum mellom 1 000 og 5 000 meter under havbunnen på havdyp fra hundre til over tusen meter. Mulige forekomster blir identifisert ved hjelp av seismiske data som gir en tredimensjonal avbildning av undergrunnen. Teknologiutviklingen har blant annet resultert i at det i dag er mulig å få gode avbildninger av mulige petroleumsforekomster som det ikke var mulig å identifisere for bare få år siden. Eksempelvis kan et pågående prosjekt som digitaliserer fysisk borekaks bidra til både økt funnrate og økt sikkerhet under boring. Denne kontinuerlige forbedringen er et suksesskriterium for letevirksomheten i Norge. En jevn leteaktivitet i selskapene gir det beste grunnlaget for å bygge, vedlikeholde og videreutvikle den kompetansen om undergrunnen som er avgjørende for effektiv leting.

Åpnede områder for petroleumsvirksomhet på norsk sokkel omfatter areal i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør, jf. figur 5.8. I de åpnede områdene forventes det fortsatt å være uoppdagede ressurser som kan gi grunnlag for aktivitet framover.

Figur 5.8 Arealstatus for norsk kontinentalsokkel per september 2020.

Figur 5.8 Arealstatus for norsk kontinentalsokkel per september 2020.

Kilde: Oljedirektoratet (2020).

Myndighetene tildeler normalt utvinningstillatelser gjennom konsesjonsrunder. På norsk kontinentalsokkel er det to likestilte typer konsesjonsrunder som er utformet for å legge til rette for en effektiv utforskning av åpnet, tilgjengelig leteareal på hele norsk kontinentalsokkel. Alle områder som er åpnet og tilgjengelig for petroleumsvirksomhet, kan lyses ut i en konsesjonsrunde. Rammene for gjennomføring av konsesjonsrunder er lik for begge typer konsesjonsrunder. Forskjellen mellom de to typene konsesjonsrunder er hvordan forslag til utlyst areal utarbeides.

I størstedelen av de åpnede områdene på norsk kontinentalsokkel har det vært petroleumsvirksomhet i flere tiår. Disse områdene karakteriseres som modne, blant annet fordi kunnskapen om geologien er god og det gjerne allerede er etablert eller planlagt produksjonsinfrastruktur. Slike modne områder omfattes av TFO-ordningen. TFO-ordningen er en årlig konsesjonsrunde som ble innført i 2003 for å oppnå god ressursforvaltning og høy verdiskaping gjennom å legge til rette for tidsriktig utforskning og effektiv leteaktivitet i selskapene. TFO-rundene legger til rette for å påvise lønnsomme ressurser mens viktig produksjonsinfrastruktur er i drift.

Ordningen innebærer at det er opprettet forhåndsdefinerte leteområder (TFO-området). Hvert år kan selskapene søke på alt ledig areal innenfor dette definerte området. Etter hvert som områder på norsk kontinentalsokkel utforskes blir TFO-områdene, basert på petroleumsfaglige vurderinger, utvidet, men ikke innskrenket. Dette skaper forutsigbarhet for industrien om hvilke områder som er tilgjengelig å søke på. Denne forutsigbarheten er en sentral egenskap ved ordningen og viktig for effektiviteten i letevirksomheten i selskapene. I dag dekker TFO-området nesten alt åpnet og tilgjengelig areal i Nordsjøen og Norskehavet samt stadig større deler av Barentshavet. Det er lagt opp til en fast årlig syklus for TFO-konsesjonsrunder som omfatter en offentlig høring av forslaget til utlysning.

Som et supplement til TFO, brukes nummererte konsesjonsrunder til å tilgjengeliggjøre areal i øvrig åpent og tilgjengelig areal. I disse mindre utforskede områdene er usikkerheten til resultater fra leteaktiviteten større og skrittvis utforskning benyttes for å oppnå målet om god ressursforvaltning. Hensikten med skrittvis utforskning er at store areal kan effektivt utforskes med få letebrønner og dermed hindre unødvendig boring av tørre letebrønner.

Nummererte konsesjonsrunder har blitt gjennomført siden 1965. Nummererte konsesjonsrunder startet med at oljeselskapene gis mulighet til å nominere blokker som de ønsker utlyst slik at de kan gjennomføre letevirksomhet der. Basert på myndighetenes faglige vurdering, herunder innspillene fra oljeselskapene og hensynet til skrittvis utforskning, blir et forslag til utlysning sendt ut på offentlig høring. Utlysningen av runden blir til slutt kunngjort av Olje- og energidepartementet. Nummererte konsesjonsrunder er særlig aktuelle å bruke i mindre utforskede områder.

Den gode lønnsomheten av leting har bidratt til stor interesse for nye utvinningstillatelser, og det har vært flere rekordhøye tildelinger i TFO de siste årene. I siste gjennomførte konsesjonsrunde, TFO 2020, ble 30 selskaper tilbudt andeler i 61 utvinningstillatelser, og i TFO 2021 ble det foreslått å utvide området med hele eller deler av til sammen 84 blokker. Utvidelsen ble sendt på offentlig høring 25. februar 2021. 25. konsesjonsrunde hadde søknadsfrist 23. februar 2021. Ved søknadsfristens utløp hadde 7 selskaper søkt om andeler. Det forventes å tildele nye utvinningstillatelser i 25. konsesjonsrunde i løpet av andre kvartal 2021, og tildelingene i TFO 2021 vil etter planen finne sted som normalt tidlig i 2022.

Staten eier olje- og gassressursene på norsk kontinentalsokkel. Som grunneier er det viktig å ha kunnskap om tilstedeværende ressurser, særlig i områder der det kan være grenseoverskridende forekomster. Oljedirektoratet har ansvaret for å ha slik kunnskap, og gjennomfører kartlegging av ressurser i områder som ikke er åpnet.

For staten som ressurseier er det viktig å sikre at ressursene blir utforsket effektivt og tidsriktig, og hindre at areal blir liggende ubenyttet (brakk). I utvinningstillatelser hvor aktiviteten skjer i initiell periode, følger rettighetshaverne et fastsatt arbeidsprogram for å hindre at tildelt areal ligger brakk. I 2010 gjennomførte Oljedirektoratet en vurdering av utvinningstillatelser med liten leteaktivitet. Resultatene av dette arbeidet ble presentert i Meld. St. 28 (2010–2011). Konklusjonen fra 2010 var at om lag 11 pst. av areal i utvinningstillatelser i forlengelsesperioden lå brakk. Oljedirektoratet gjentok i 2020 analysen fra 2010 med samme sett av kriterier. Resultatene fra vurderingen i 2020 er at det nå er kun to til tre pst. av areal i utvinningstillatelser i forlengelsesperioden som ligger brakk. Dette viser at dagens system med forpliktende arbeidsprogram, tydelig regulering for overgang til forlengelsesperioden og en progressiv arealavgift fungerer etter hensikten.

Regjeringen vil

  • videreføre dagens praksis med jevnlige konsesjonsrunder på norsk sokkel for å gi næringen tilgang på nye letearealer innenfor de arealmessige rammene i forvaltningsplanene

  • fortsette kunnskapsinnhentingen gjennom videre kartlegging av petroleumsressursene, også i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet

5.2.3 Produksjonsutsiktene mot 2030 – og forbi

Totalproduksjonen på norsk kontinentalsokkel øker de nærmeste årene, i all hovedsak på grunn av oppstarten av Sverdrup-feltet, jf. figur 5.9. Denne økningen forventes etterfulgt av en gradvis nedgang i produksjonen fra norsk sokkel fra midten av 2020-tallet. Den største andelen av produksjonen på norsk kontinentalsokkel kommer fra Nordsjøen, men også produksjonen fra Norskehavet er betydelig. Produksjonen i Barentshavet er vesentlig lavere, men funn fra 2011-2020 utgjør en økende andel av produksjon gjennom 2020-tallet.

Figur 5.9 Produksjonsutsikter for olje og gass mot 2030 i mill. Sm3 o.e.

Figur 5.9 Produksjonsutsikter for olje og gass mot 2030 i mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

De nærmeste årene ventes produksjonen hovedsakelig å komme fra allerede produserende felt og felt som i dag er under utbygging. Fram mot 2030 vil fortsatt funn gjort før 2011 stå for størstedelen av ventet produksjon. I 2030 anslås seks pst. av produksjonen å komme fra framtidige funn, en andel som forventes å øke utover i tid.

Oljedirektoratet lager langsiktige framskrivinger av produksjonen ut fra sitt estimerte ressursgrunnlag for norsk sokkel. I basisalternativet, gjengitt i Perspektivmeldingen 2021, legges det til grunn en markert nedgang i norsk olje- og gassproduksjon på lang sikt. Over tid anslås produksjonen å falle gradvis med anslagsvis 65 pst. fra 2020 til 2050, i takt med en gradvis nedgang i gjenværende utvinnbare ressurser som følge av produksjonen i perioden. Anslått nivå på gjenværende ressurser i basisalternativet faller da fra om lag 50 pst. i dag til i underkant av 20 pst. i løpet av de neste to tiårene. Det vil alltid være stor usikkerhet knyttet til langsiktige produksjonsanslag. Usikkerheten i anslag for produksjonen fra ikke-påviste ressurser er i sin natur betydelig større enn for påviste ressurser. Framtidige leteresultater vil være avgjørende for produksjonsnivået på lang sikt sammen med en rekke andre faktorer. Dette innebærer at usikkerheten knyttet til framtidig produksjon øker betydelig utover i tid, og at slike anslag vil være nært knyttet til hvilke forutsetninger som en legger til grunn ved utarbeidelse av anslagene.

Oljedirektoratet har i sin siste ressursrapport illustrert mulig produksjon utover 2030. Det er da lagt til grunn dagens anslag for forventet, framtidig produksjon fra dagens påviste felt og funn samt at produksjonen fra framtidig leting blir lik den som i dag forventes komme fra letingen det siste tiåret. Produksjonsbanen er illustrert både uten og med et stort overraskende funn, slik en opplevde i siste tiårsperiode (Sverdrup-feltet), jf. figur 5.10. Med disse forutsetningene vil produksjonen gradvis avta over tid og i 2040 være mellom 30 og 45 pst. under nivået i 2020 avhengig av om en også framover gjør et overraskende funn eller ikke. Uten nye funn indikerer anslaget et fall på over 70 pst. fram mot 2040.

Figur 5.10 Mulige produksjonsbaner mot 2040, i mill. Sm3 o.e.

Figur 5.10 Mulige produksjonsbaner mot 2040, i mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet, Ressursrapport 2020.

I løpet av 50 år med petroleumsvirksomhet på norsk sokkel har myndighetene etablert et omfattende og grundig system for ivaretakelse av det ytre miljø som består av blant annet forvaltningsplaner, konsekvensutredninger, utslippstillatelser og økonomiske virkemidler. Operasjonelle utslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet i et område skal ikke medføre skade på miljøet. Akutte utslipp av olje fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel har aldri nådd kysten. Det er heller ikke påvist skade på havmiljøet som følge av de akuttutslipp som har skjedd i løpet av disse årene.

Forvaltningen av petroleumsressursene skal skje innenfor forsvarlige rammer når det gjelder helse, miljø og sikkerhet. Regjeringen vil legge til rette for at norsk petroleumsindustri fortsatt skal være ledende innen helse, miljø og sikkerhet, jf. Meld. St. 12 (2017–2018) Helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten.

Regjeringen vil

  • legge til rette for at norsk petroleumsindustri fortsatt skal være ledende, også på helse, miljø og sikkerhet

5.2.4 Lønnsom utbygging

Siden 2018 har 14 felt og prosjekter blitt satt i produksjon. To av disse, Sverdrups første byggetrinn og Aasta Hansteen-feltet, er store selvstendige utbygginger, mens fem av prosjektene er knyttet til økt utvinning fra eksisterende felt. Sverdrup-feltet er den største utbyggingen på norsk sokkel på flere tiår, jf. boks 5.1. Snorre Expansion-prosjektet ble igangsatt i 2020 og er det største prosjektet for økt utvinning på norsk sokkel i dag. Prosjektet vil øke utvinningen fra Snorre-feltet med om lag 200 mill. fat olje. De øvrige feltene med oppstart siden 2018 er havbunnsutbygginger som er utviklet ved å koble seg opp mot eksisterende infrastruktur. Siden 2018 har fire felt avsluttet produksjonen, og departementet har i samme periode mottatt fire avslutningsplaner.

Fra 2018 til våren 2021 ble 13 utbyggingsplaner levert inn til myndighetene; Nova, Troll fase 3, Sverdrup andre byggetrinn, Gullfaks Shetland/Lista fase 2, Duva, Solveig, Tor II, Hywind Tampen, Balder Future, Hod nyutvikling, Sleipner kraft-fra-land, Breidablikk og Troll B/C kraft-fra-land. Disse prosjektene har til sammen en investeringsramme på om lag 145 mrd. kroner. Tor II og Gullfaks Shetland/Lista fase 2 er allerede satt i produksjon, mens de resterende prosjektene er under utbygging.

Denne porteføljen av prosjekter har god lønnsomhet og tåler en lav oljepris. Balanseprisen på godkjente utbyggingsprosjekter i perioden 2018 til juni 2020 var i gjennomsnitt om lag 30 dollar per fat, vesentlig lavere enn forventede framtidige priser.

Boks 5.1 Johan Sverdrup – Norges største industriprosjekt

Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøyden i den midtre delen av Nordsjøen. Sverdrup-feltet er så stort at det er nødvendig å bygge det ut i flere trinn. Produksjonsstart for første byggetrinn var i fjerde kvartal 2019 og består av blant annet et feltsenter med fire plattformer forbundet med broer, anlegg for forsyning av kraft fra land samt rørledninger for transport av olje og gass. Investeringskostnaden for første byggetrinn er beregnet til om lag 80 mrd. kroner. Rettighetshaverne kunne i februar 2021 meddele at hele investeringen for første byggetrinn var nedbetalt 16 måneder etter oppstart av feltet. For første byggetrinn er operatørens forventede nåverdi før skatt med syv pst. realrente beregnet til om lag 270 mrd. 2015-kroner. Investeringene for andre byggetrinn beløper seg til i overkant av 40 mrd. kroner. Operatøren opplyser at forventet nåverdi av andre byggetrinn for feltet før skatt med syv pst. realrente er beregnet til om lag 131 mrd. 2018-kroner. Feltet forventes å gi brutto løpende produksjonsinntekter på mer enn 1 400 mrd. kroner, hvorav mer enn 900 mrd. kroner tilfaller staten. Balanseprisen for feltet var anslått til under 20 dollar per fat på beslutningstidspunktet.

De totale utvinnbare ressursene for hele Sverdrup-feltet er anslått til om lag 2,7 mrd. fat o.e. Feltet har per i dag en produksjon på om lag 500.000 fat olje per dag, og rettighetshaverne har mål om å øke denne ytterligere i løpet av 2021. Andre byggetrinn har forventet produksjonsstart i fjerde kvartal 2022. På platå vil feltet iflg. operatøren kunne produsere om lag 720 000 fat olje per dag. Feltet har en estimert utvinningsgrad på om lag 70 pst.

Andre byggetrinn består av en utvidelse av feltsenteret med en ny prosessplattform, modifikasjoner på stigerørsplattformen inkludert en ny modul og fem nye havbunnsrammer. Produksjon fra havbunnsrammene er knyttet opp til den nye prosessplattformen. Basert på tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er det anslått at norsk andel av vare- og tjenesteleveringen til utbyggingen av Sverdrup-feltet vil være 55 pst. For driftsperioden, som er anslått til å vare i 50 år, er andelen beregnet til å være 95 pst. Utbyggingen vil også bidra til sysselsetting utover leverandører og underleverandører. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av Sverdrup-feltet er av operatøren anslått til over 150 000 årsverk, fordelt over perioden 2015 – 2025 og 3 400 årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden. 70 pst. av kontraktene i første byggetrinn er tildelt norske bedrifter.

Den samlede sysselsettingseffekten fordeler seg med om lag 45 pst. i leverandørbedrifter, 30 pst. i underleverandørbedrifter og om lag 25 pst. i etterspørselsvirkninger i andre virksomheter. Feltet drives med kraft fra land og omfatter en områdeløsning som etter planen også vil forsyne de omkringliggende feltene Ivar Aasen, Edvard Grieg, Gina Krog og Sleipner inkludert satellitter, med kraft fra land fra 2022.

Per 1. mai 2021 var det 13 pågående utbyggingsprosjekter eller feltutbygginger på norsk sokkel, hvorav ni er i Nordsjøen, tre i Norskehavet og ett i Barentshavet, jf. figur 5.11. Samlet har prosjektene under utbygging anslåtte investeringer på om lag 265 mrd. kroner.

Figur 5.11 Pågående utbygginger per 1. mai 2021.

Figur 5.11 Pågående utbygginger per 1. mai 2021.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Store og kompliserte industriprosjekter som disse utbyggingene medfører en prosjektgjennomføringsrisiko. Oljedirektoratet la i 2020 fram rapporten «Prosjektgjennomføring på norsk sokkel». Rapporten baserer seg på en gjennomgang av 66 utbyggingsprosjekter på norsk sokkel i perioden 2007-2018. Gjennomgangen viste at de fleste av prosjektene ender opp med utbyggingskostnader i samsvar med estimatene i plan for utbygging og drift. I overkant av 80 pst. av prosjektene i utvalget har endt opp med kostnader innenfor usikkerhetsspennet eller lavere. Det er et stort innslag av internasjonal arbeidsdeling i gjennomføringen av utbyggingsprosjektene på norsk sokkel. Oljedirektoratets gjennomgang viser ingen klar sammenheng mellom vellykket prosjektgjennomføring og geografisk plassering av byggested. Erfaringene med bygging i Asia sammenliknet med bygging hos kjente samarbeidspartnere i Norge viser likevel at det er mer krevende og at det er behov for tettere oppfølging av disse leverandørene.

Koronautbruddet våren 2020 og tiltakene for å begrense smitte rammet verdensøkonomien brått og hardt og traff hele det norske næringslivet. Det har også skapt store utfordringer for utbygging og drift på kontinentalsokkelen. Operatørene på norsk sokkel har klart å opprettholde stabil og sikker produksjon ved å innføre strenge smitteverntiltak gjennom pandemien. Kostnadene ved disse ekstratiltakene er betydelige, men lave i forhold til verdien av produksjonen. Pandemien har imidlertid ført til større utfordringer for gjennomføringen av flere pågående utbyggingsprosjekter. Både når det gjelder bemanning på byggestedene til havs og på land og tilgangen på leveranser av utstyr. På innretningene til havs har typisk stabil produksjon blitt prioritert foran gjennomføring av prosjektaktivitet. Nasjonale smitteverntiltak har medført betydelige ekstrakostnader og lavere produktivitet og dermed prosjektframdrift både hos norske og utenlandske leverandører. Norske offshoreverft har periodevis hatt vesentlig redusert kapasitet som følge av manglende tilgang på nødvendig utenlandsk arbeidskraft. Lokale tiltak på byggesteder utenfor Norge har i enkelttilfeller ført med seg en periode med svært redusert bemanning. Verft har eksempelvis i perioder måttet redusere produksjonen betraktelig, og resultatet av dette er forsinkelser og kostnadsøkninger. Maritime operasjoner knyttet til pågående utbygginger har derimot i stor grad blitt gjennomført til tross for pandemien. Globale leveransekjeder er også rammet av smitteverntiltak. Enkelte underleverandører har måttet stanse driften, mens andre har opplevd mindre eller forsinkede leveranser på grunn av mangel på arbeidskraft og fordi verdikjeder helt eller delvis har stoppet opp. Samlet bidrar dette til forsinkelser og betydelige ekstrakostnader i flere prosjekter. Det er derfor stor usikkerhet rundt anslagene som følge av utfordringene Covid-19-pandemien har medført. Eventuelle nye utbrudd og smitteverntiltak nasjonalt og globalt utgjør en usikkerhet for pågående utbyggingsprosjekter også framover. Departementet vil på vanlig vis gi en oppdatering av status for prosjektene under utbygging i statsbudsjettet.

5.2.5 Muligheter i etablert infrastruktur

Produksjonen på norsk sokkel kommer fra et økende antall felt. Over tid har gjennomsnittlig funnstørrelse – og da særlig i Nordsjøen og Norskehavet – blitt mindre. Dette er en normal utvikling da de største mulighetene gjerne tidlig blir identifisert og avklart. Videre gjør ledig kapasitet i eksisterende felt- og transportinfrastruktur at også mindre funn kan gi god lønnsomhet. Samtidig kan ny kunnskap over tid gjøre at store strukturer fortsatt kan påvises.

Barentshavet er vesentlig mindre utforsket enn størstedelen av Nordsjøen og Norskehavet. Barentshavet sør er nå blitt en godt etablert tredje petroleumsprovins med feltene Snøhvit, Goliat, Johan Castberg, samt Wistingfunnet som er i sen planleggingsfase. Utbygging av felt betyr at produksjonsinfrastruktur blir etablert i nye områder. Dermed kan videre leting, utbygging og langsiktig produksjon i feltenes nærområde bli mer lønnsomt så lenge nye prosjekter kan koble seg opp mot etablert infrastruktur.

Gjennomsnittlig funnstørrelse på norsk sokkel har blitt lavere over tid i tråd med modningen av sokkelen. Mange av de mindre funnene som er gjort på norsk kontinentalsokkel de siste tiårene er bygd ut ved tilkobling til eksisterende infrastruktur. Få felt er til nå stengt ned. Dette har gjort at antallet produserende felt på norsk kontinentalsokkel har økt kraftig over tid. I tillegg er mange av de store feltene nå i en moden fase med lav produksjon sammenlignet med toppnivået fra tidligere i levetiden. Sammen gjør disse to forholdene at gjennomsnittlig årlig produksjon per felt er redusert betydelig over tid, jf. figur 5.12.

Figur 5.12 Mindre funn og flere felt.

Figur 5.12 Mindre funn og flere felt.

Kilde: Oljedirektoratet, Ressursrapport 2020.

Det er investert store summer i rørledninger og plattformer på norsk sokkel. Denne infrastrukturen har en stor verdi når den kan brukes av flere felt gjennom levetiden. God utnyttelse av etablert infrastruktur er avgjørende for verdiskaping og ressursforvaltningen.

Gasstransportsystemet på norsk sokkel er et stort integrert transportsystem som omfatter et nettverk av rørledninger med en lengde på om lag 8 800 kilometer, tre store prosesseringsanlegg på land i Norge og seks landingspunkter i Storbritannia, Frankrike, Belgia og Tyskland. Eksportkapasiteten er om lag 120 mrd. standardkubikkmeter naturgass i året. Rørledningsnettet dekker mesteparten av norsk sokkel, bortsett fra Barentshavet, hvor gassen fra Snøhvit-feltet eksporteres som LNG fra anlegget på Melkøya. I tillegg er det flere rørledninger som frakter olje og kondensat fra feltene til terminaler på fastlandet. Rørtransportsystemet har allerede bidratt til å skape store verdier og er i mange tilfeller tilbakebetalt, men er også svært verdifull for å legge til rette for verdiskaping framover.

Gasstransportsystemet har i dag god kapasitetsutnyttelse, men gassproduksjonen forventes gradvis å avta de neste tiårene. En slik langsiktig utvikling vil medføre at systemet på et tidspunkt må tilpasses behovet slik at det sikres fortsatt effektiv drift. Dette vil ha stor oppmerksomhet framover.

Gasseksportkapasiteten ut fra Barentshavet er i dag begrenset av at eneste tilgjengelig eksportmulighet er LNG-anlegget på Melkøya. På dette anlegget er kapasiteten fullt utnyttet i mange år framover. Gassco leder derfor et arbeid for å vurderere om det er hensiktsmessig og lønnsomt å øke gasseksportkapasiteten ut fra Barentshavet. Ny eksportinfrastruktur kan også gjøre det langt mer attraktivt å lete, fordi utsiktene til lønnsom utbygging blir bedre, særlig for eventuelle funn med mye gass.

Det er om lag 40 felt med en eller flere egne plattformer eller produksjonsskip på norsk sokkel. Infrastrukturen på disse feltene har som regel blitt bygget ut hovedsakelig for å utvinne ressursene fra et felt eller en samordnet utbygging av flere felt. Samtidig skal det i enhver utbyggingsplan også tas relevante områdehensyn. Mange plattformer på norsk sokkel har fått en lengre levetid enn man forventet ved investeringsbeslutning. Dette nettopp på grunn av økt utvinningstiltak og fordi mange nye og mindre feltutbygginger også utnytter denne infrastrukturen. En slik utvikling utgjør en betydelig oppside ved etablering av ny produksjonsinfrastruktur. Gjøa-feltet er et eksempel på dette, jf. boks 5.2.

Boks 5.2 Gjøa – felt og vertsinnretning med mangedoblet verdiskaping

Figur 5.13 Produksjonsprofil for Gjøa mot 2030, i mill. Sm3 o.e.

Figur 5.13 Produksjonsprofil for Gjøa mot 2030, i mill. Sm3 o.e.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Gjøa-feltet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Gjøa-innretningen er en halvt nedsenkbar produksjons- og prosesseringsinnretning. Plan for utbygging og drift (PUD) av Gjøa ble godkjent av myndighetene i 2007 og feltet startet produksjonen i 2010. Det er i dag Neptune som er operatør for feltet. Samtidig med utbyggingen av Gjøa ble Vega-feltet, operert av Wintershall, bygd ut med havbunnsinnretninger knyttet til Gjøa-plattformen. Brønnstrømmen fra Vega prosesseres på Gjøa. De utvinnbare reservene i Gjøa var i 2007 anslått til 39,7 mill. Sm3 o.e. gass og 13,2 mill. Sm3 o.e. olje. Reservene har økt med om lag 35 pst. siden godkjent PUD.

Gjøa-plattformen sin prosesseringskapasitet er tilpasset forventet produksjon fra Gjøa- og Vega-feltene. I takt med at produksjonen fra disse feltene har avtatt, har rettighetshaverne i Gjøa og Vega arbeidet med å utvikle egne reserver, samt legge til rette for at tredjeparter kan benytte prosesseringskapasiteten. Gjøa besluttet en ny utbygging av segment (P1) som startet opp i februar i år og Vega har tre nye produksjonsbrønner på planen i 2021/22. Videre ble det inngått tie-in avtaler mellom Gjøa og de nærliggende feltene Duva og Nova. Disse to feltene er under utbygging. Plan for oppstart av Duva er tredje kvartal 2021, mens Nova er forventet å starte opp i 2022. Det er også andre funn i området rundt Gjøa som nå vurderer innfasing til plattformen. Produksjonsprognosene for Gjøa-plattformen viser at det forventes produksjon over plattformen ut over 2030.

Gjøa er et eksempel på et felt hvor rettighetshaverne har økt sine egne reserver, samtidig som feltet har utviklet seg til å bli en vertsinnretning for produksjon av andre felt i området rundt. Utbyggingen av Gjøa-feltet var tilbakebetalt i løpet av feltets tredje produksjonsår. Videreutviklingen av Gjøa har i tillegg bidratt til at feltet har gitt langt høyere verdiskaping enn antatt på utbyggingstidspunktet. Sammen med høyere oppnådde priser i markedet har dette bidratt til at den forventede nåverdien på 5 mrd. kroner før utbygging har økt til 55 mrd. kroner basert på den faktiske kontantstrømmen hittil, regnet tilbake til tidspunkt for investeringsbeslutning. Om verdier fra tredjepartsfelt inkluderes, har Gjøa hittil bidratt til et overskudd målt ved nåverdi på om lag 80 mrd. kroner i faste 2021-kroner.

Selvstendige utbygginger utgjør knutepunkter som andre felt kan knytte seg til. Teknologisk utvikling gjør det videre mulig å fase inn nye funn til eksisterende infrastruktur selv om avstanden er stor. Etter hvert som felt modnes blir det ledig kapasitet i infrastrukturen, eksempelvis i prosessanlegg på plattformer og produksjonsskip, i rørledninger eller på landanlegg. Denne ledige kapasiteten kan utnyttes ved tilknytning av nye funn eller eksisterende felt. Innfasing til eksisterende infrastruktur er i mange tilfeller en kostnadseffektiv, og eneste økonomiske lønnsomme, måte å bygge ut småfelt på. Slike utbygginger står nå for en stor andel av utbyggingene på norsk sokkel og skaper store verdier til fellesskapet.

Innfasing av mindre felt eller funn til eksisterende infrastruktur bidrar også ofte til forlenget levetid for eksisterende felt og infrastruktur. Vertsfeltet vil da ha mulighet til økt utvinning og en høyere verdiskaping. En forlengelse av levetiden til infrastrukturen gir også insentiver til ytterligere feltnær leting fordi flere funn kan produseres mens infrastrukturen er på plass og i drift. Etter hvert som produksjonen går ned må infrastrukturen tilpasses bruk og kapasitetsutnyttelse for å sikre effektiv drift. Det er derfor viktig at ressurser utforskes og utvikles mens man har infrastrukturen i drift.

Effektiv bruk og helhetlig videreutvikling av infrastrukturen av sentral betydning for ressursforvaltningen. For å sikre effektiv bruk regulerer myndighetene tilgang til infrastrukturen. Et viktig prinsipp er at fortjenesten skal tas ut på felt, og ikke infrastrukturen, slik at insentivene ligger til rette for utvikling av samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser.

Tilgang til oppstrøms gassrørledningsnett på norsk sokkel er underlagt detaljerte regler blant annet er nedfelt i petroleumsforskriften, tarifforskriften og standardavtaler som er godkjent av myndighetene. Det statseide selskapet Gassco AS, som uavhengig operatør for gasstransportsystemet, har et systemansvar som inkluderer kapasitetsadministrasjon og vurderinger av videreutvikling av systemet. Tariffene for bruk av gassrørledningene og tilhørende landanlegg er fastsatt av Olje- og energidepartementet.

Store deler av gassinfrastrukturen på norsk sokkel har vært i drift i mange år og investeringene er nedbetalt og har gitt investorene en rimelig avkastning. Olje- og energidepartementet satte derfor i 2013 ned tariffene for nye kapasitetsreservasjoner. Dette har gjort norske gassressurser enda mer konkurransedyktige i det europeiske markedet. For store deler av gasstransportsystemet har eierne tillatelser som utløper i 2028. Det er i den forbindelse nødvendig å klargjøre organisering og vilkår for perioden etter dagens tillatelser utløper. Departementet har igangsatt en slik vurdering og har til hensikt å avklare relevante elementer i god tid før utgangen av 2028.

Tilgang til annen infrastruktur på sokkelen er regulert i en egen forskrift om tredjepartsbruk (TPA-forskriften). Formålet med forskriften er å oppnå effektiv bruk av innretninger for å sikre rettighetshavere insentiver til lete- og utvinningsvirksomhet ut fra hensynet til god ressursforvaltning. TPA-forskriften gjelder for all infrastruktur innenfor petroleumsvirksomheten som ikke er omfattet av gassreguleringen, blant annet feltinnretninger og oljetransportinfrastruktur. Ved bruk av slik infrastruktur varierer tjenestene som tilbys og kostnadene som påføres eier av infrastrukturen gjennom andres bruk. Variasjonen er stor mellom ulike innretninger og kan også være betydelig for ulike brukere av samme innretning. TPA-forskriften er derfor basert på at eier og bruker av en innretning forhandler fram vilkår for bruk innenfor forskriftens rammer. Det er selskapene selv som skal ta ansvaret for å finne og enes om de løsninger som understøtter god ressursforvaltning og ivaretar både at verdiene tilfaller ressurseier samtidig som infrastruktureier skal ha kompensasjon for de kostnader og den risiko som den konkrete tredjepartsbruk medfører, inkludert en rimelig fortjeneste. Uenigheter kan bringes inn for departementet til avgjørelse. Departementet er på generell basis opptatt av at aktørene finner de beste totalløsningene uten å bruke unødig mye ressurser og tid knyttet til slike kommersielle forhandlinger.

5.2.6 Aktørbildet tilpasset en moden sokkel

I den norske modellen får oljeselskapene tillatelse til å lete etter, bygge ut og utvinne petroleumsressurser mot at staten sikres inntekter gjennom petroleumsskattesystemet og SDØE-ordningen. Modellen baserer seg derfor på kompetanse, lønnsomhetsvurderinger og beslutninger i private oljeselskaper. For å bidra til gode beslutninger settes ulike selskaper sammen i rettighetshavergrupper.

Olje- og gassressursene på norsk kontinentalsokkel gir varierte forretningsmuligheter for oljeselskapene. Disse har også endret seg over tid, noe som gjenspeiles i aktørbildet. De første tiårene var forretningsmulighetene på kontinentalsokkelen i stor grad preget av enorme prosjekter med til dels betydelige tekniske og gjennomføringsmessige utfordringer. Dette var forretningsmuligheter som passet med strategien til de største internasjonale oljeselskapene. Modningen av kontinentalsokkelen over tid har gjort at forretningsmulighetene nå er godt tilpasset strategien til mindre og mellomstore oljeselskaper.

Kompetansen i den norske organisasjonen til selskaper som har forlatt Norge er stort sett overtatt av de nye eierne, og overdragelsene har bidratt til en revitalisering av flere felt. For staten som ressurseier er det en forutsetning at rettighetshaverne ikke bare har kompetansen og kunnskapen, men også er villig til å bruke både disse og investeringsmidler på sin norske portefølje av felt. De ambisiøse videreutviklingsplanene som de nye rettighetshaverne nå gjennomfører på Valhall- og Balderfeltene er gode eksempler på dette. For å få rett eier på rett plass er både konsesjonssystemet og annenhåndsmarkedet for utvinningstillatelser viktig.

Kommersielle oljeselskaper vil vurdere hvilke petroleumsprovinser de ønsker å prioritere. I tillegg til forventet lønnsomhet, tilgang til areal og geologisk potensial i ressursbasen, vil også andre faktorer kunne ha betydning for et oljeselskaps investeringsvalg. Det kan være forhold som

  • effektive, stabile og forutsigbare rammer for virksomheten

  • lave inngangsbarrierer

  • kompetansen både hos lokale leverandør- og servicebedrifter og i næringskjeden generelt

  • en rasjonell oppfølging av regelverket, samt godt tillitsbasert samarbeid mellom selskaper, deres ansatte og myndigheter, noe som bidrar til redusert risiko

Antall aktører på norsk sokkel har økt fra midten av 2000-tallet, blant annet som følge av politikkendringer for å skape et større mangfold. De senere årene har mangfoldet også gjort seg gjeldende for operatørskap for felt. Relativt sett nye aktører bidrar nå med en rekke funn og feltutbygginger, og de er en sentral del av en avansert petroleumsklynge med norsk sokkel som hovedsatsingsområde.

Det er i dag 37 aktive lete- og produksjonsselskaper på norsk sokkel. På grunn av restruktureringene i næringen de siste årene, er antallet selskaper færre enn for noen år tilbake. Det har vært en rekke sammenslåinger og oppkjøp knyttet til selskaper med hovedaktivitet innen leting. Selskaper eid av europeiske energiselskaper har blitt solgt som del av disse konsernenes restrukturering. Flere av de største oljeselskapene har de siste årene solgt seg ned eller ut av modne petroleumsprovinser som norsk kontinentalsokkel der de ikke ser vekstmuligheter. De har satset på andre områder som produksjon fra skiferolje, LNG, nyere petroleumsprovinser der det typisk kan gjøres virkelig store funn og gjennomføres gigantprosjekter, og fornybar energi. Equinor spiller en sentral rolle på norsk sokkel gjennom sine operatøroppgaver og brede deltakelse. Et fortsatt aktivt og effektivt Equinor er derfor viktig for god ressursforvaltning på norsk sokkel.

5.3 En framtidsrettet næring som arbeider for å redusere utslipp

Foreløpige tall viser at utslippene fra olje- og gassnæringen i 2020 var på 13 mill. tonn CO2-ekvivalenter, som tilsvarer litt over en fjerdedel av de samlede norske klimagassutslippene. Utslippene omfatter alle faste og flytende offshore-innretninger på kontinentalsokkelen, samt tilhørende landanlegg.

For å redusere klimagassutslippene fra petroleumssektoren har det i flere tiår vært brukt sterke virkemidler, der CO2-avgift og kvoteplikt er hovedvirkemidlene. Fakling har aldri vært en akseptabel gassløsning ved utbygginger i Norge. Det er krav om bruk av beste tilgjengelige teknologi, samt at kraft fra land skal vurderes, ved alle nye utbygginger eller større ombygginger.

CO2-avgift ble innført i 1991, og i dag er om lag 95 pst. av utslippene fra sektoren omfattet av EUs kvotesystem. I 2021 er CO2-avgiften for petroleumsvirksomheten på 543 kroner per tonn for naturgass som brennes. Den samlede utslippskostnaden for kvotepliktige utslipp på norsk sokkel er med dagens kvotepriser nesten 1 000 kroner per tonn CO2. Det er da lagt til grunn gjennomsnittlig kvotepris for april 2021 på rundt 450 kroner. Dette er vesentlig høyere enn annen kvotepliktig industri i Norge og det olje- og gassutvinning i andre land står overfor. Regjeringen har i Meld. St. 13 (2020–2021) Klimaplan for 2021-2030 varslet at den samlede CO2-prisen på kvotepliktige utslipp fra olje- og gassutvinning vil øke i takt med økningen i avgiften på ikke-kvotepliktige utslipp slik at den samlede prisen i 2030 er om lag 2 000 kr per tonn målt i faste 2020-kroner. Høye utslippskostnader vil gi selskapene som opererer på norsk sokkel sterk egeninteresse av å redusere utslipp av klimagasser. En økning av utslippskostnaden for CO2 til 2 000 kroner per tonn ventes derfor å medføre ytterligere utslippsreduksjoner og at det vil bli gjennomført tiltak med en vesentlig høyere tiltakskostnad enn i dag. En CO2-pris på dette nivået vil kunne få konsekvenser for ressursutnyttelsen gjennom redusert utvinning fra eksisterende felt og forkortet levetid for produksjonsinfrastruktur. Dette kan i så fall redusere statens totale inntekter fra petroleumsvirksomheten.

Sterke virkemidler har resultert i at det er gjennomført omfattende tiltak som direkte eller indirekte har gitt lavere utslipp av klimagasser fra norsk sokkel. Tall fra blant annet IOGP (International Association of Oil & Gas Producers) og Rystad Energy (se figur 5.14) viser at de gjennomsnittlige utslippene på norsk sokkel ligger vesentlig lavere per produsert enhet enn gjennomsnittet i andre olje- og gassproduserende regioner. Britiske myndigheter har gjennomført en analyse1 av utslippene fra produksjonsleddet til ulike gasskilder til Storbritannia. Analysen viser at gass fra norsk kontinentalsokkel har lavest utslipp og at de er vesentlig lavere enn gass importert på skip (LNG) som Storbritannia har økt importen betydelig av de siste årene.

Figur 5.14 Utslipp per produserte enhet ved produksjon av petroleum i ulike olje- og gassproduserende regioner i 2019, kg CO2 per fat o.e.

Figur 5.14 Utslipp per produserte enhet ved produksjon av petroleum i ulike olje- og gassproduserende regioner i 2019, kg CO2 per fat o.e.

* Norge er ikke med i beregningen av Nordvest-Europa.

Kilde: Rystad Energy.

Hovedkildene til utslipp til luft er forbrenning av naturgass og diesel i turbiner og motorer. Gassturbiner står for om lag 85 pst. av utslippene. I tillegg kommer fakling av naturgass av sikkerhetsmessige årsaker. Det er også noe direkte utslipp til atmosfæren (kaldventilering og lekkasjer), og direkte utslipp fra oljelasting og brønntesting. Fordelingen mellom kildene har ikke endret seg særlig fra 2005 til 2020. De totale utslippene av klimagasser fra petroleumssektoren har holdt seg relativt stabile de siste 15 årene, jf. figur 5.15.

Figur 5.15 Historiske utslipp fra petroleumssektoren fra 2005-2020, mill. tonn CO2-ekvivalenter – og fordeling på utslippskilder i 2020.

Figur 5.15 Historiske utslipp fra petroleumssektoren fra 2005-2020, mill. tonn CO2-ekvivalenter – og fordeling på utslippskilder i 2020.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Det er i dag flere plattformer og landanlegg som forsynes helt eller delvis med kraft fra land, og det planlegges for enda flere. Undervannsutbygginger som kobles opp mot innretninger som forsynes med kraft fra land vil også produsere med kraft fra land. Plattformene Troll A, Gjøa, Goliat, samt de på Valhall- og Sverdrup-feltene, forsynes i dag med kraft fra land. Landanleggene på Kollsnes og Nyhamna (inklusive undervannsinnretningene på Ormen Lange-feltet) drives med kraft fra nettet. Plattformene Martin Linge, Edvard Grieg, Ivar Aasen, Gina Krog, Sleipner A, Gudrun og Hod har vedtatte planer som vil medføre at de alle får kraft fra land før 2023. Rettighetshaverne på Trollfeltet besluttet i april 2021 å delvis forsyne plattformene Troll B og C med kraft fra land. Departementet har utbyggingsplanen til behandling. I tillegg til disse kraft-fra-land-prosjektene har rettighetshaverne på feltene Gullfaks og Snorre besluttet at feltene delvis skal forsynes med kraft fra flytende havvind. Hywind Tampen er nå under utbygging og planlegges satt i drift i 2022. De unngåtte utslippene på feltene som følge av disse prosjektene er i sum anslått til om lag fire mill. tonn CO2 per år.

Operatørene rapporterer årlig status og forventet utvikling for sine respektive felt, funn, rør og landanlegg til Oljedirektoratet. Dette er grunnlagsmateriale når Oljedirektoratet lager utslippsframskrivinger for aktiviteten. Oljedirektoratets siste anslag for utslipp fra petroleumssektoren i 2021 er 12,8 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Utslippsanslaget i 2021 er redusert som følge av den langvarige stansen ved Hammerfest LNG. Fram mot 2030 er det ventet en nedgang i utslippene, jf. figur 5.16. Den forventede nedgangen reflekterer at sentrale nye, større utbygginger forventes drevet med kraft fra land. I tillegg gjennomføres det en rekke utslippsreduserende tiltak på eksisterende felt, inklusive tiltak som er i en tidlig vurderingsfase hos selskapene. Mer bruk av kraft fra land er den klart største bidragsyteren til en ventet reduksjon i utslippene på norsk sokkel framover.

Figur 5.16 Utslippsutvikling fra sektoren mot 2030, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Figur 5.16 Utslippsutvikling fra sektoren mot 2030, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Tallgrunnlaget som ligger til grunn for Oljedirektoratets anslag er i all hovedsak de samme som fremgår av klimaplanen for 2021-2030 (Meld. St. 13 (2020–2021)). Det er hensyntatt oppdatert informasjon fra selskapene sammenlignet med klimaplanen. Videre er noen flere landanlegg inkludert i sektoranslaget slik at tallgrunnlaget skal være sammenlignbart med industriens anslag.

Boks 5.3 Energieffektivitet

Utslippene til luft fra petroleumsnæringen kan reduseres ved å gjøre kraftproduksjonen med gassturbiner mer effektiv, eller ved å effektivisere bruken av kraft. Samlet sett kalles dette energieffektivisering. Operatørene på norsk sokkel har i mange år jobbet systematisk med å gjennomføre både små og store energieffektiviseringstiltak som har bidratt til lave utslipp per produserte enhet på norsk sokkel. De årlige unngåtte utslippene fra installasjonene på norsk sokkel forbundet med disse tiltakene ble kartlagt i forbindelse med oppfølging av progresjon mot KonKraft 2020-målet og ble beregnet til et akkumulert unngått utslipp på mer enn 1,3 mill. tonn CO2 per år fordelt på mer enn 240 forskjellige tiltak.

I forbindelse med etablering av den nye klimastrategien i februar 2020 har energieffektivisering vært høyt prioritert. Som eksempel kan det nevnes at i 2020 har Equinor gjennomført omtrent 70 prosjekter offshore som blant annet inkluderer operasjonelle tiltak, prosessforbedringer, optimalisering av drift, boring og brønn og reduksjon av fakling. Av disse var åtte modifikasjonstiltak, mens de resterende var driftstilpasninger i hovedsak identifisert og iverksatt i løpet av året. De siste seks årene har Equinor i gjennomsnitt gjennomført CO2-reduksjonsprosjekter som har gitt omtrent 200 000 tonn i årlige unngåtte CO2-utslipp. Samlet representerer dette årlige unngåtte utslipp på 1 125 000 tonn.

I perioden 1999-2020 har ConocoPhillips gjennomført energieffektiviseringstiltak som summerer seg til 160 000 tonn unngåtte CO2 utslipp per år.

På landanleggene har Equinor de siste seks årene implementert tiltak som har redusert utslippene med 540 000 tonn CO2. Dette er fordelt på 83 tiltak. Slike operasjonelle forbedringer har vært viktige for å redusere utslippene.

Det er betydelig og økende usikkerhet rundt anslagene på mellomlang- og lang sikt da disse i større og større grad vil avhenge av framtidige beslutninger knyttet til leting, utbygging og drift.

5.3.1 Nærmere om kraft-fra-land-prosjekter

Kraft-fra-land-løsninger er store, kompliserte prosjekter som det tar lang tid å planlegge og gjennomføre. Sammenliknet med bruk av gassturbiner for produksjon av kraft og varme medfører kraft-fra-land-løsninger normalt betydelig høyere investeringskostnader, særlig hvis innretningen allerede har gassturbiner i drift. Det er svært store forskjeller mellom ulike olje- og gassfelt/innretninger og kraft-fra-land-prosjekter, og derfor nødvendig at selskapene utreder og vurderer kraft-fra-land-løsningene for hvert enkelt felt eller område.

I en kraft-fra-land-studie fra 2020, beregnet Oljedirektoratet tiltakskostnadene for kraft-fra-land-prosjekter i tidlig planleggingsfase. Disse beregningene viser et spenn i tiltakskostnadene fra i underkant av 1 000 kroner og opp til 8 000 kroner per tonn redusert CO2. Hensiktsmessigheten med kraft fra land avhenger også av hvor store utslippene er fra feltet og hvor lang produksjonsfasen eller gjenværende produksjonsfase forventes å være. Etablering av kraft-fra-land-løsninger kan også utløse behov for investeringer i overføringsnettet på land, jf. omtale i kap. 3.

Det vil være variasjoner i kostnaden ved kraftkabel, avhengig av kraftforbruk og avstand til land og behov for eventuelle omformerstasjoner. For innretninger som ligger langt til havs må kraft fra land overføres som likestrøm. Det skyldes at tapet i kraftoverføringen blir uforholdsmessig stort dersom kraft skal overføres som vekselstrøm over lange avstander. Likestrøm medfører at tungt og plasskrevende omformerutstyr må installeres på innretningen, noe det ofte ikke er plass og/eller vektkapasitet til.

En eksisterende innretning, som ikke allerede har kraft fra land, må ev. bygges om for å kunne motta kraft fra land, eventuelt også skifte ut utstyr på innretningen slik at dette kan drives med elektrisitet. Vekt- og plassbegrensninger på innretningen kan begrense muligheter for ombygging og plassering av nytt utstyr. Ombyggingene og kostnadene vil variere betydelig. Kostnadene blir høyere dersom dedikerte gassturbiner som driver større utstyr også byttes ut, sammenlignet med om kun gassturbinene som produserer elektrisk kraft byttes ut («delelektrifisering»). Ombygging av innretningene til havs medfører at produksjonen stenges ned en periode, og varigheten av nedstengingen påvirker kostnaden ved tiltaket.

I forbindelse med nye feltutbygginger og nye innretninger på felt i drift er mulighetene for elektrifisering av prosessene på en innretning og bruk av kraft fra land større enn på eksisterende innretninger. Stortinget har vedtatt at kraft fra land skal vurderes i forbindelse med alle nye selvstendige feltutbygginger og større ombygginger på felt i drift. Kraft fra land har vært vurdert for alle nye feltutbygginger siden 1996.

Et olje- og gassfelt er avhengig av stabil tilgang på kraft for å sikre høy regularitet i driften av anlegget. Erfaring viser at driftsregulariteten vanligvis er noe høyere for innretninger med kraft fra land sammenlignet med innretninger der kraften produseres i gassturbiner. En kvalitativ analyse av konsekvensene av kraft fra land gjennomført av Petroleumstilsynet i 2019 viser at det å fjerne kraftproduksjonen fra innretninger i sum har en positiv effekt på helse, miljø og sikkerhet. Samtidig er det en sårbarhet knyttet til eventuelt utfall i kraftkabelen. Hvorvidt kraft fra land er en egnet energiløsning i et gitt tilfelle, avhenger blant annet av at det er tilstrekkelig overføringskapasitet i kraftnettet på land fra planlagt produksjonsstart.

Forsyning av plattformer med havvind uten tilknytning til kraftnettet er ikke en realistisk løsning, da det ikke gir tilstrekkelig forsyningssikkerhet. En betingelse for slike løsninger er at en har full reservekraft med gassturbiner på innretningene slik en har på Snorre- og Gullfaks-feltene for å sikre kraftforsyningen når Hywind Tampen ikke produserer tilstrekkelig. Så lenge en trenger tilkobling til kraftnettet vil ikke en dedikert havvindløsning til en innretning være hensiktsmessig eller økonomisk attraktiv.

Norges vassdrags- og energidirektorat gjennomførte i 2020 en studie av virkningene på kraftsystemet av elektrifisering av transport, landbasert industri og på norsk sokkel. Direktoratets studie viser at storstilt elektrifisering vil kreve store investeringer i kraftnettet i deler av landet. I enkelte områder overstiger de samlede forbruksplanene tilgjengelig nettkapasitet på kort sikt.

Et utbyggingsprosjekt eller en større ombygging på felt i drift følger et normalt industrielt løp med prosjektmodning gjennom flere beslutningsmilepæler fram mot en investeringsbeslutning. Når investeringsbeslutningen er tatt, bygges feltet ut. Feltet må kunne forsynes med kraft fra land fra produksjonsstart. Derfor er en avgjørende del av et kraft-fra-land-prosjekt at aktørene får avklart om det er tilgang til tilstrekkelig kraft fra kraftnettet og fra riktig tidspunkt. Også framover skal operatørene tidlig etablere dialog med nettselskapet om tilknytningen til strømnettet (for eksempel egnet tilknytningspunkt). Det er nettselskapet som vurderer om tilknytningen er driftsmessig forsvarlig, eller om det er behov for å gjøre tiltak i strømnettet. I mange tilfeller kan det være behov for forsterkinger i kraftnettet for å kunne sikre tilstrekkelig kraftforsyning til kraft-fra-land-prosjekter, og samtidig opprettholde forsyningssikkerheten til eksisterende nettkunder. Det tar ofte lenger tid å gjennomføre nettforsterkinger på land enn å planlegge og bygge ut kraft-fra-land-prosjektet. Dette gjelder ikke bare for nytt forbruk fra petroleumssektoren. At forbruksplaner i mange tilfeller har mye kortere ledetid enn økt nettkapasitet er en utfordring som er nærmere beskrevet i kap. 3.4.5. Regjeringen har satt ned et offentlig utvalg som vil vurdere utviklingen av strømnettet, jf. boks 3.18.

Oljedirektoratet og Norges vassdrags- og energidirektorat har utarbeidet en prognose for kraftforbruk fra feltene som i dag har kraft fra land og for besluttede kraft-fra-land-prosjekter i petroleumsvirksomheten. Prognosen viser at etterspørselen etter strøm fra petroleumsvirksomheten øker fra om lag 5 TWh i 2020 til om lag 7,9 TWh i 2024. Kraftforbruket i petroleumssektoren anslås å øke ytterligere fram mot 2030 som en følge av ombygginger og nye feltutbygginger.

Norges vassdrags- og energidirektorats samlestudie konkluderer med at det er mulig å gjennomføre storstilt elektrifisering i transport, landbasert industri og på norsk sokkel uten at det oppstår lange perioder med knapphet på strøm eller svært høye priser. Analysen viser at Norge fortsatt vil ha overskudd av kraft i et normalår. På lik linje med andre store forbruksøkninger, vil også kraft fra land isolert sett kunne gi noe høyere kraftpriser i Norge, jf. nærmere omtale i kap. 3.3.3.1.

Kraft fra land reduserer utslippene fra norsk sokkel. Effektene på utslippene på kort og lang sikt på europeisk og globalt nivå er mer usikre. Det skyldes at sektoren er omfattet av det europeiske kvotesystemet for klimagassutslipp. Kvotesystemet innebærer at det settes et tak på samlet utslipp i de sektorene som omfattes. Kvotene er omsettelige og kan spares. Hvert år må bedriftene levere kvoter tilsvarende utslippene sine det foregående året. Årlig utstedes nye kvoter etter en forhåndsbestemt regel. Disse auksjoneres ut eller tildeles vederlagsfritt til bedriftene. Antall nye kvoter som utstedes reduseres gradvis hvert år, og med dagens regelverk vil mengden kvoter som utstedes i 2030 regnet i tonn CO2-ekvivalenter være 43 pst. lavere enn utslippene i 2005. Rundt 2050 vil kvotemengden være redusert til nær null forutsatt en videreføring av dagens system. EU har forsterket sitt mål for 2030, og det forventes at det vil komme regelverksendringer også for kvotesystemet for å ta høyde for det forsterkede målet. Overskuddet av kvoter i systemet har de senere årene vært stort, og EU har innført en slettemekansime som etter forutbestemte regler sletter en viss andel av et eventuelt overskudd. For en gjennomgang av EUs kvotesystem, se Meld. St. 13 (2020–2021) Klimaplan for 2021-2030. En annen effekt av en kraft-fra-land-løsning er at både kraftetterspørselen og eksporten av gass øker. Effekten på europeiske og globale utslipp er dermed usikker. Effekten på de europeiske og globale utslippene fra reduksjoner i de kvotepliktige utslippene på sokkelen vil avhenge av hvilke forutsetninger en legger til grunn om framtidig utvikling i gass-, strøm- og kvotemarkedene, samt europeisk klimapolitikk. Mest sannsynlig vil tiltak innenfor kvotesystemet, herunder kraft fra land, bidra til en reduksjon i europeiske og globale utslipp, men effekten må forventes være begrenset.

5.3.2 Et ambisiøst mål om 50 pst. reduksjon av utslippene innen 2030

I januar 2020 la petroleumsnæringen gjennom KonKraft, samarbeidsarenaen for Norsk olje og gass, Norsk Industri, Norges Rederiforbund og LO, fram mål for utslippsreduksjoner fra petroleumsvirksomheten. Næringens mål er å redusere sine absolutte klimagassutslipp fra produksjonen av olje og gass med 40 pst. innen 2030 sammenlignet med 2005, og videre til nær null i 2050. Målet omfatter utslipp fra feltinnretningene på norsk sokkel, samt tilknyttede prosesseringsanlegg på land. Utslippene i 2005 var på 13,5 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Målet innebærer en reduksjon på 5,4 mill. tonn, ned til 8,1 mill. tonn CO2-ekvialenter i 2030. Utslippene i 2020 var på 13 mill. tonn CO2-ekvivalenter. De skal følge opp utviklingen i årlige statusrapporter, jf. boks 5.4.

Boks 5.4 KonKrafts statusrapport

Figur 5.17 KonKrafts mulighetsrom for utslippsutvikling i petroleumsindustrien mot 2030, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Figur 5.17 KonKrafts mulighetsrom for utslippsutvikling i petroleumsindustrien mot 2030, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Kilde: Norsk Olje og Gass, KonKraft-rapport 2021-2.

KonKraft vil årlig måle progresjonen i arbeidet og la i februar 2021 fram en statusrapport for arbeidet med å nå utslippsmålene. Den viser en økning i forventede utslipp i 2021 og 2022 i forhold til anslagene som ble gjort i 2020, og så en gradvis reduksjon. Hvor stor og hvor raskt reduksjonen blir, avhenger av hvilke nye investeringer i tiltak som blir gjort.

Figuren under angir det oppdaterte mulighetsrommet per desember 2020 fra KonKraft. Forventede utslipp med selskapenes besluttede og modne ikke-besluttede tiltak er anslått til drøyt 12 mill. tonn CO2-ekvivalenter i 2030. Det er identifisert muligheter og konsepter som utgjør et samlet reduksjonspotensial på nesten 50 pst. reduksjon innen 2030. Kraft fra land-løsninger utgjør om lag 85 pst. av potensialet. Dette inkluderer et stort omfang av tiltak i svært tidlig fase med tilhørende stor usikkerhet og der tiltakskostnaden i mange tilfeller er svært høy. Næringens foreløpige analyser indikerer at en økning i ambisjonen fra 40 til 50 pst. kan øke nødvendige investeringer med opp mot 50 pst.

Stortinget har bedt regjeringen om «… sammen med bransjen legge fram en plan for hvordan utslippene fra olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel reduseres med 50 pst. innen 2030, sammenlignet med 2005, innenfor dagens virkemiddelbruk. Videre må planen ivareta hensynet til kostnadseffektive utslippsreduksjoner, herunder videre elektrifisering av eksisterende felt og lav- og nullutslippsteknologi på nye felt og hensynet til kraftsystemet på fastlandet. Dette arbeidet ferdigstilles i løpet av 2021.», jf. Innst. 351 L (2019–2020). I dette delkapittelet legger departementet fram en slik plan.

Olje og gassnæringen arbeider kontinuerlig for å redusere utslippene. Det er kort tid fram til 2030 når det gjelder å identifisere, modne og gjennomføre store investeringsprosjekter. Oljedirektoratets utslippsanslag fra sektoren på kort- og mellomlang sikt er i hovedsak basert på operatørenes vedtatte og planlagte prosjekter. I framskrivingene er det tatt hensyn til at energieffektiviteten fortsatt gradvis forbedres. Det er lagt til grunn kraft fra land hvor dette alt er besluttet eller hvor det ligger til grunn for planleggingen av prosjekter der investeringsbeslutning er planlagt i nær framtid. For mindre modne prosjekter er det i framskrivingene tatt høyde for usikkerheten rundt gjennomføringen.

Oljedirektoratet anslår at utslippene i 2030 vil være 35 pst. lavere i forhold til 2005, jf. figur 5.18. Utslippsreduksjonen fra 2005 ventes større år for år etter 2030 og anslås være mer enn 50 pst. lavere enn i 2005 midt på 2030-tallet. For å illustrere usikkerheten har Oljedirektoratet laget en framskriving av utslipp fra produksjonen med gjennomføring av besluttede tiltak, tiltak som er nær beslutning og umodne tiltak. Framskrivingene viser en reduksjon i utslippene på 15 pst. fram mot 2030 sammenliknet med 2005 som en følge av besluttede tiltak.

Figur 5.18 Anslag for utslippene framover fra petroleumssektoren, basert på modenhet av prosjekter, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Figur 5.18 Anslag for utslippene framover fra petroleumssektoren, basert på modenhet av prosjekter, mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Legger man til grunn at også prosjekter som er nær beslutning hos rettighetshaverne blir gjennomført, dvs. kraft fra land til Oseberg/Oseberg Sør, samt kraft fra nettet til Hammerfest LNG (Melkøya) og til gassterminalen på Kårstø, anslår Oljedirektoratet at utslippene i 2030 blir 29 pst. lavere enn i 2005. Disse tre prosjektene er samlet anslått å føre til en reduksjon i de årlige utslippene på sokkelen i 2030 på 1,85 mill. tonn CO2-ekvivalenter.

Aktørene i næringen vurderer en rekke andre muligheter for å redusere utslippene. Dette er dels prosjekter i idéfasen, dels identifiserte muligheter som studeres og dels mer konkretiserte prosjekter i planleggingsfasen. Fra konsept/mulighetsstudie til gjennomføring er det flere milepæler et prosjekt må passere i selskapene. Det er størst usikkerhet knyttet til teknisk og økonomisk gjennomførbarhet tidlig i prosjektfasen. Dette gjelder også store investeringer i prosjekter som vil gi lavere utslipp, som kraft-fra-land-prosjekter.

Historien har vist at en del planlagte tiltak av ulike årsaker ikke gjennomføres og nye tiltak vurderes og gjennomføres i stedet. Oljedirektoratet har tatt hensyn til dette i sine framskrivinger. Prosjekter som fortsatt er i idé- og mulighetsfasen er særlig usikre. Blant de prosjektene som vurderes er kraft fra land til eksisterende felt i Norskehavet og Nordsjøen. Det pågår vurderinger av muligheten for bruk av biodrivstoff og hydrogen på enkelte innretninger og områder. Disse er i en svært tidlig fase. Ved å summere alt det jobbes med i ulike utvinningstillatelser, er totalpotensialet en utslippsreduksjon på over 50 pst. i 2030. Sannsynligheten for at alle disse prosjektene blir gjennomført, og innen 2030, er imidlertid svært lav. Det er ni år til 2030 og det tar lang tid å gjennomføre prosjekter. Framskrivingene til Oljedirektoratet, supplert med effektene av tiltak som er identifisert, tilsier at en 50 pst. reduksjon av utslippene på sokkelen kan nås på 2030-tallet.

Kostnadene ved utslippsreduksjoner fra produksjonen varierer fra prosjekt til prosjekt. Mange tiltak har høy kostnad, mange års gjennomføringstid og en betydelig andel vil også kreve kraft fra fastlandet hvor krafttilgangen kan være en utfordring. Utslippsreduksjon vil gradvis koste mer og mer å gjennomføre i takt med at de rimeligste tiltakene gjennomføres først. Stortinget har i forbindelse med behandlingen av Meld. St. 13 (2020–2021) Klimaplan 2021-2030 sluttet seg til at utslippsprisen i petroleumssektoren skal økes til 2 000 kroner per tonn CO2 i 2030. Høye utslippskostnader som varslet vil gi selskapene som opererer på norsk sokkel en enda sterkere egeninteresse i å redusere utslipp av klimagasser. For å redusere utslippene med 50 pst. innen 2030, tilsier dagens kunnskap at også tiltak anslått å ha vesentlig høyere tiltakskostnader enn 2 000 kroner per tonn CO2 må gjennomføres. Det vil medføre investeringer på flere titalls milliarder. En stor del av kostnadene må eventuelt dekkes av staten gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og skattefradrag. Å forsere gjennomføringen av prosjekter og tiltak vil kreve store ressurser og vil kunne gå på bekostning av målet om god ressursforvaltning og høy verdiskaping.

For å redusere kostnadene ved utslippsreduksjoner, trenger vi forskning og utvikling. Det er stor FoU-aktivitet i olje- og gassindustrien rettet mot reduserte klimagassutslipp fra virksomheten på norsk sokkel. Oljeselskapene på norsk sokkel står alene for FoU-investeringer til klima- og miljøformål på mellom 300-400 mill. kroner årlig. I tillegg utløser offentlig samfinansiering til FoU i leverandørindustrien og forskningsmiljøene prosjekter som bidrar til reduserte klimagassutslipp. I årene 2004-2018 er det brukt totalt 5,6 mrd. kroner på prosjekter med potensial for energieffektivisering og/eller lavere utslipp til luft fra petroleumssektoren. I tillegg ble det etablert et lavutslippssenter, Research Centre for a low-emission petroleum industry on the Norwegian continental shelf, i 2019. Senteret skal utvikle teknologi og løsninger for å redusere utslippene av klimagasser på norsk sokkel innen 2030 og bevege seg mot nullutslipp innen 2050. Forskningen gjennomføres i samarbeid mellom forskningsmiljøer, leverandørindustri og oljeselskaper som har aktivitet både på norsk sokkel og internasjonalt.

Olje- og energidepartementet vil følge opp Stortingets anmodning ved å rapportere på og synliggjøre utslippsutviklingen og utviklingen i selskapenes arbeid med å redusere utslippene fra norsk olje- og gassproduksjon. I dette arbeidet vil Olje- og energidepartementet i samråd med næringen utarbeide en plan som skal gjelde fra utgangen av 2021. For å sikre et godt og felles faktagrunnlag, vil departementet gi en status for utviklingen i de årlige budsjettproposisjonene, samt gi en bredere gjennomgang hvert tredje år, første gang i 2024.

Regjeringen vil

  • videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som hovedvirkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel, og samtidig opprettholde strenge miljøkrav til norsk oljeproduksjon

  • følge opp anmodningsvedtak nr. 684 ved å etablere en plan der vi måler og synliggjør framdriften i selskapenes arbeid med å redusere utslippene fra norsk olje- og gassproduksjon over tid

  • gi en status for utslippsutviklingen i de årlige budsjettproposisjonene samt gi en bredere gjennomgang hvert tredje år, første gang i 2024

  • dersom utslippsutviklingen viser vesentlige avvik fra 2021-planen, komme tilbake i 2024 med en vurdering av behovet for tiltak i forbindelse med prosessen knyttet til innmeldingene av forsterkede klimamål og ny klimamelding

5.3.3 Utbyggingsaktivitet har blitt videreført gjennom pandemien

Pandemien skapte våren 2020 store likviditets- finansieringsutfordringer som ga økt usikkerhet om framtiden også for rettighetshaverne på norsk sokkel. Ulike selskaper tok grep for å begrense de aktiviteter og utgifter som kunne reduseres og så på muligheten for å utsette aktivitet der det var mulig. Dette var også tilfellet på norsk sokkel der flere kommende investeringsbeslutninger ble satt på vent. Globalt ble investeringsaktiviteten innen oppstrømsvirksomheten i løpet av kort tid redusert betydelig.

For å unngå at nye utbyggingsprosjekter på norsk sokkel ble utsatt av selskapene, med tilhørende svikt i markedsmulighetene for leverandørindustrien, vedtok Stortinget midlertidige endringer i petroleumsskatten, jf. Prop. 113 L (2019–2020) og Innst. 351 L (2019–2020). Gjennom endringene fikk selskapene bedre likviditet. Lønnsomheten for rettighetshaverne ved nye investeringer på kontinentalsokkelen ble også styrket gjennom vedtaket. En målsetning var å hjelpe leverandørindustrien med å holde hjulene i gang ved at forventede kontrakter knyttet til nye prosjekter kommer ut på anbud, og motvirke en negativ utvikling med permitteringer, oppsigelser og eventuelt konkurser.

Konkret innebærer de midlertidige skatteendringene umiddelbar utgiftsføring av investeringer med tillegg av en friinntekt på 24 pst. for investeringer som gjennomføres i 2020 og 2021. Inn under ordningen kommer også investeringer som omfattes av søknad under petroleumsloven § 4-2 og 4-3, og som leveres til Olje- og energidepartementet innen utgangen av 2022 og godkjennes innen utgangen av 2023. Endringene innebærer også utbetaling av skattemessig verdi av underskudd i 2020 og 2021. De midlertidige reglene ble anslått å tilføre selskapene likviditet på 115 mrd. kroner for årene 2020 og 2021. Over tid ble endringene anslått å medføre et provenytap på 8 mrd. kroner målt som nåverdi, jf. Meld. St. 1 (2020–2021).

Det har til nå ikke blitt stans i planleggingen av nye utbygginger og prosjekter på norsk sokkel. De går i stor grad videre i henhold til etablerte planer. Disse vil gi store muligheter for oppdrag til leverandørindustrien hvis investeringsbeslutning tas og prosjektene gjennomføres.

De ulike rettighetshavergruppene arbeider med gjennomføring av et betydelig antall små og store prosjekter. Høsten 2020 rapporterte selskapene inn prosjektene som samlet omfatter over 20 pst. av gjenværende påviste ressurser. For rundt to tredjedeler av dette volumet tas det sikte på investeringsbeslutning og innsending av utbyggingsplan til departementet innen utgangen av 2022. Denne porteføljen omfatter to store selvstendige utbyggingsprosjekter, prosjekter for økt utvinning og et betydelig antall havbunnsutbygginger av ulik størrelse som vil utvikles ved å benytte seg av eksisterende feltinfrastruktur. Den videre prosjektmodningen vil avklare hvor mange av disse prosjektene som rettighetshaverne vil ta investeringsbeslutning for innen utgangen av 2022. Det vises til boks 5.5 som redegjør for mulige utbyggingsprosjekter som kan bli besluttet før 2023.

Boks 5.5 Mulige utbygginger besluttet før 2023

Figur 5.19 Utbygginger som kan bli besluttet før 2023.

Figur 5.19 Utbygginger som kan bli besluttet før 2023.

Kilde: Wittemann E&P Consulting (2021).

Analyseselskapet Witteman E & P Consulting har gjort i en analyse av mulige prosjekter for investeringsbeslutning innen utgangen av 2022, jf. figur 5.21. De har identifisert 50 slike utbyggingsprosjekter, jf. figur 5.19. Listen er ikke uttømmende, da kun et fåtall prosjekter på felt i drift er tatt med. De vel 50 prosjektene har samlede ressurser på om lag 4,4 mrd. fat oljeekvivalenter. De samlede investeringene er på rundt 440 mrd. kr. Balanseprisen før skatt i disse prosjektene er av analyseselskapet beregnet til 34 dollar per fat, mens den gjennomsnittlige tilbakebetalingstiden er beregnet til 3,2 år fra produksjonsstart. Andre analytikere og selskapene selv kan ha andre estimater. Det overordnede inntrykket er imidlertid at porteføljen av utbyggingsprosjekter både har god lønnsomhet og er robuste også mot et utfall med vesentlig lavere oljepriser over tid enn dagens nivå. Robustheten mot lavere priser er på linje med prosjekter som er godkjent de siste årene, jf. kapittel 5.2.4.

Stortinget fattet flere andre vedtak samtidig med de midlertidige skatteendringene som berører Olje- og energidepartementets ansvarsområder og som er under arbeid. Departementet har i en møteserie med selskapene høsten 2020 tydeliggjort viktigheten av å velge kontraktstrategier som vektlegger leveringssikkerhet, HMS-standarder på minst norsk nivå, og bruk av fagarbeidere og lærlinger.

Departementet vil gjennomføre en evaluering av lokale, regionale og netto nasjonale ringvirkninger/sysselsetting ved nye prosjekter som omfattes av de midlertidige endringene i petroleumsskatten, samt bruk av null- og lavutslippsteknologi. Dette vil bli gjennomført og lagt fram for Stortinget i en vurdering i løpet av første halvår 2023. Departementet vil sørge for at ringvirkninger på fastlandet, i henhold til regelverket, blir utredet ved nye utbygginger. Departementet har videre tatt initiativ når det gjelder vektleggingen av brønnplugging i OG21-strategien. Når det gjelder null- og lavutslippsløsninger for offshorefartøy i petroleumsproduksjonen tar departementet sikte på å komme tilbake til Stortinget angående dette i løpet av 2021.

5.3.4 Klimarisiko

Petroleumssektoren står overfor både fysisk risiko og overgangsrisiko. Det er krav til enhver utbygging på norsk sokkel at den er tilpasset de natur- og klimamessige forhold på feltet, herunder eventuelle forventede endringer som følge av vær- eller klimaendringer. Overgangsrisiko dreier seg om mulige endringer i olje- og gasspriser eller driftskostnader på sikt som følge av teknologiutvikling, eller en ambisiøs global klimapolitikk.

Det er oljeselskapene som, innenfor de rammene myndighetene har satt for petroleumsvirksomheten, planlegger og gjennomfører virksomheten på norsk sokkel. Et utbyggingsprosjekt påvirkes av en rekke risikoforhold av geologisk, teknisk, gjennomførings- og markedsmessig art. Vurderingen av usikkerheten knyttet til framtidige olje- og gasspriser og kostnader knyttet til framtidige utslipp fra produksjonen er økonomisk risiko som aktørene i næringen tar hensyn til i sin virksomhet.

Olje- og gassmarkedet har alltid vært syklisk, noe som gjør at aktørene alltid har måtte forholde seg til produktprisrisiko. Finansmarkedene og selskapene krever en forventet avkastning for investeringer i petroleumsprosjekter som hensyntar det totale risikobildet. Avkastningskravet reflekterer risikoen i prosjektene uansett hvilke forhold den har opphav i. Risikoen er knyttet til en rekke faktorer, herunder framtidige olje- og gasspriser, kostnader, teknologi og geologi samt framtidige klimatiltak.

Når oljeselskapene har besluttet å investere i et utbyggingsprosjekt, etter at de enkelte selskapenes styrende organer har tatt investeringsbeslutning basert på selskapsinterne kriterier, leverer de en felles plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene. Selskapene baserer sin investeringsbeslutning på egne analyser av lønnsomhet og risiko. Aktører i kapitalmarkedet er gjerne involvert både på eier- og långiversiden. Rettighetshavergruppen som leverer inn PUD beskriver lønnsomhet og risiko for det konkrete prosjektet i utbyggingsplanen. Myndighetene stiller gjennom «Veiledning til plan for utbygging og drift» (PUD/PAD-veilederen) krav til at selskapene viser den totale økonomiske risiko i utbyggingsprosjektet med de viktigste usikkerhetsfaktorene. Stortinget godkjenner prosjektene før utbygging. Stortinget forelegges de største prosjektene før utbyggingsplanen sluttbehandles av Olje- og energidepartementet. I praksis presenterer selskapene i utbyggingsplanen sensitivitetsanalyser for store endringer iblant annet pris på olje og gass, ressursgrunnlag, investeringer og driftskostnader, herunder eventuell kvotepris og CO2-avgift. Sensitivitetsintervallet ligger typisk mellom 30 og 40 pst. avvik fra den forventede prisen som er utgangspunktet for lønnsomhetsberegningene. Sensitivitetsanalysen inneholder også en analyse av hvor lav olje- og gasspris et prosjekt kan tåle og fortsatt være lønnsomt (balansepris).

I sin rapport viser Klimarisikoutvalget til at det er mye som tyder på at oljeselskapene benytter et høyere avkastningskrav enn staten ved prosjektvurderinger. Dette trekker i retning av lavere investeringer på norsk sokkel enn det som er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Utvalget viser videre til at et gjennomgående trekk på norsk sokkel er at utbyggingsprosjekter har kort tilbakebetalingstid, noe som gjør at prisene på olje og gass lengre fram i tid har mindre betydning for om utbyggingene er lønnsomme. Utvalget viser også til at en stadig større andel av aktiviteten på norsk sokkel foregår i regi av selskaper med svært tett eieroppfølging, noe som setter normene for kapitalbruk og avkastning. I sin rapport peker utvalget også på at investeringsbeslutninger på norsk sokkel er avhengig av investeringsbeslutninger hos flere selskaper, da aktiviteten drives av flere selskaper sammen i rettighetshavergrupper. Utvalget skriver videre at klimarisiko ikke i seg selv tilsier at beslutningssystemet for investeringer i petroleumssektoren bør endres. Ifølge Klimarisikoutvalget vil slike prissensitiviteter antakelig i stor grad fange opp virkningene også av en strammere klimapolitikk. En naturlig videreutvikling av dette rammeverket er å knytte disse vurderingene av robusthet til scenariene for stresstesting av petroleumsformuen som helhet. Sensitivitetsanalysene gir en indikasjon på petroleumsprosjektenes robusthet overfor endrede forutsetninger. Det vil alltid være usikkerhet knyttet til framtidig pris på petroleum. Det gjelder også ved en utvikling i tråd med Parisavtalens temperaturmål. Regjeringen vil stille krav til at selskapene synliggjør klimarisiko i sine utbyggingsplaner. Ifølge Klimarisikoutvalget vil mer systematisk og sammenlignbar informasjon om robustheten ved nye utbyggingsprosjekter i møte med klimaendringene styrke tilliten til beslutningssystemet og samtidig gi økt innsikt om utviklingen i klimarisiko for den samlede gjenværende petroleumsformuen.

Regjeringen vil

  • stille krav til at selskapene synliggjør klimarisiko i sine utbyggingsplaner

5.3.5 God sameksistens på havet viktig for høy verdiskaping

Når flere aktiviteter skal finne sted på kontinentalsokkelen, er et velregulert og velfungerende forhold mellom de ulike brukerne nødvendig for å oppnå god ressursforvaltning og høy samlet verdiskaping. Det er sektorregelverkene som ligger til grunn for regulering av næringsaktivitet i norske havområder. Forvaltningsplanene bidrar til klarhet i overordnede rammer, samordning og prioriteringer i forvaltningen av havområdene. Formålet med forvaltningsplanene er å legge til rette for verdiskaping gjennom bærekraftig bruk, og samtidig å opprettholde miljøverdiene i havområdene, jf. Meld. St. 20 (2019–2020). De bidrar til økt forutsigbarhet for, og styrket sameksistens mellom, næringene som er basert på bruk av havområdene og utnyttelse av havområdenes ressurser. De respektive sektormyndighetene har ansvaret for å følge opp tiltakene som besluttes i forvaltningsplanene, i samsvar med relevante lover med tilhørende forskrifter.

På norsk sokkel har vi lang erfaring med å ha både rike fiskerier og petroleumsvirksomhet i samme områder. Konfliktpotensialet mellom disse to næringene i dag er i stor grad knyttet til innhenting av seismikk. Ved etablering av havvind og havbruk til havs må vi finne tilsvarende gode løsninger som understøtter helhetlig verdiskaping ved å legge til rette for sameksistens i havområdene.

Petroleumsvirksomhet skal foregå på en forsvarlig måte, og i sameksistens med andre næringer. Leting og undersøkelser etter petroleum skjer bl.a. ved bruk av seismikk hvor undergrunnen undersøkes ved bruk av lydbølger. Dette er arealkrevende aktiviteter i de periodene undersøkelsene pågår. Innsamling av seismikk foregår både under undersøkelsestillatelser og under utvinningstillatelser etter petroleumsloven.

Historisk har særlig samhandlingen med fiskeriinteressene i forbindelse med gjennomføringen av seismiske undersøkelser vært viktig. Det er avgjørende at rettighetshavere gjør et grundig forarbeid for å sikre god sameksistens med fiskeriene. Dette innebærer at rettighetshaver i forkant av en seismisk undersøkelse må ta stilling til om undersøkelsen kunne vært utført til en annen tid eller på en annen måte som ville vært bedre for fiskeriene, uten at dette vil ha vesentlige praktiske eller økonomiske konsekvenser for rettighetshaver. Rettighetshavere skal synliggjøre og dokumentere at de har gjort slike vurderinger.

Lang erfaring har gitt fiskerinæringen mye kunnskap om hvor og når fiskeriressursene er til stede, selv om det vil være naturlige variasjoner fra år til år. Denne erfaringen benytter petroleumsindustrien seg av når de planlegger seismiske innsamlinger. Gjennom god planlegging, dialog og samhandling kan de fleste konfliktene unngås. Planlegging og gjennomføring av næringsaktivitet gjøres best av de som kjenner forholdene best, og som raskt kan tilpasse sin aktivitet til andre parter. Derfor løses eventuelle tilpasninger av seismiske innsamlinger først gjennom strategisk planlegging, deretter gjennom operativ koordinering ute på havet i dialog mellom seismikkskip og fiskefartøy.

Petroleumsregelverket inneholder krav om at fartøy som foretar seismiske undersøkelser skal ha fiskerikyndig person om bord når det er nødvendig av hensyn til fiskerivirksomheten i området. Obligatorisk kurs for fiskerikyndige i regi av myndighetene har gitt bedre forståelse både for regelverket og for fiskerikyndiges rolle om bord på seismikkfartøyet. Videre skal seismikkfartøy bruke utstyr som overvåker og rapporterer fartøyets posisjon og bevegelser så lenge undersøkelsen pågår. Ved oppstart av seismiske undersøkelser skal det gjøres en gradvis oppstart (såkalt «soft-start») av lydkilden, ettersom dette er mer skånsomt for fisk og marine pattedyr.

Nye letemodeller, ny geologisk innsikt og teknologiutvikling kan føre til at olje og gass blir påvist i områder som andre har tilbakelevert. Et eksempel på dette er Johan Sverdrup-feltet. Dette området ble tildelt for første gang i første konsesjonsrunde i 1965, arealet ble utforsket i flere omganger, men petroleumsforekomstene som i dag utgjør Johan Sverdrup-feltet ble først påvist i 2010. Dette viser at det kan være behov for seismikkinnsamling også i områder der dette har vært gjennomført tidligere, ettersom ny teknologi gir bedre avbildning av undergrunnen. På mange olje- og gassfelt vil det også være behov for å samle inn nye data med jevne mellomrom for å overvåke reservoarets utvikling over tid, og på denne måten sørge for størst mulig verdiskaping fra feltene.

Det vil også framover være behov for seismikkinnsamlinger i perioder og i områder der det kan foregå fiske i samme område. Værforhold og begrensninger på grunn av gyting, gytevandring og fiskerier kan medføre begrensninger i hvilke tidsperioder det er mulig å gjennomføre seismiske undersøkelser. I tillegg er det vanskelig å si med sikkerhet når og hvor innsiget av fisk vil inntreffe et gitt år. Det kan derfor være nødvendig å gjennomføre enkelte undersøkelser, selv om det er fiskeriaktivitet i området. Petroleumsnæringen, fiskerinæringen, næringsorganisasjonene og sektormyndighetene har en lang og god tradisjon for samarbeid og planlegging. Det arrangeres blant annet et årlig fleretatsmøte mellom sektormyndighetene og rettighetshavere, noe som gir myndighetene anledning til å gi råd og informasjon for å sikre god planlegging av årets geofysiske undersøkelser i best mulig sameksistens med fiskeriene. En annen samarbeidsarena er det årlige seminaret «Fisk og seismikk» som samler alle aktørene innenfor næringene.

Også innen skipsfarten langs norskekysten er det et høyt aktivitetsnivå, og myndighetene har en målsetting om å flytte mer transport av gods fra vei over på kjøl. Dette vil føre til større skipsaktivitet i tidsperioden fram mot 2030. Potensielle arealkonflikter mellom petroleumsvirksomhet og skipstrafikk er godt håndtert i gjeldende regelverk og prosedyrer. Erfaringsmessig er det liten konflikt mellom petroleumsaktivitet og skipstrafikk, og konfliktnivået forventes å forbli lavt også i tiden framover. Etablert regelverk stiller strenge krav til sikkerhet, og dette gjør at sannsynligheten er lav for sammenstøt eller annen konflikt mellom skip og petroleumsinnretninger.

Det pågår nå både utbyggingsprosjekter innenfor havvind og innen transport og lagring av CO2 på kontinentalsokkelen. Det gjennomføres kartlegging av havbunnsmineralforekomster, og det foreligger søknad om etablering av havbruk langt ut fra kysten. To områder er åpnet for havvindutbygging og det er igangsatt åpningsprosess for havbunnsmineraler.

Vindkraft til havs og havbruk til havs har mer fleksibilitet i spørsmål knyttet til lokaliseringen enn stedbundne naturressurser. Samtidig vil disse aktivitetene kunne medføre større og mer langvarige arealbeslag over tid. Slik arealbeslag vil begrense mulighetene både for fiskeri- og petroleumsvirksomhet i slike anleggs nærområder. Det er fortsatt kunnskapsmangler knyttet til mulig sameksistens med disse næringene, og da særlig knyttet til havbruk til havs.

Boks 5.6 Oljedirektoratets meldesystem – teknologidrevet sameksistens i praksis

God informasjon bidrar til sameksistens og forutsigbarhet. For å sikre god informasjonsflyt mellom aktørene på havet, har Oljedirektoratet lenge hatt en digital løsning der seismikkselskapene melder inn sine planer. Alle som har tillatelse til å samle inn geofysiske data på norsk sokkel må iht. petroleumsregelverket melde inn planlagte innsamlinger til myndighetene minst fem uker før de har tenkt å begynne. Selskapene må blant annet opplyse om når de vil samle inn data, i hvilket område, hvilken type undersøkelse og spesifisere hva slags utstyr de skal bruke. Ofte meldes det om endringer i planene underveis. I tillegg til Oljedirektoratet er både Fiskeridirektoratet og Havforskningsinstituttet med som høringsinstanser i arbeidet med geofysiske undersøkelser. Dette meldesystemet handler i stor grad om sameksistens på havet mellom fiskerier og petroleumsnæring. Det gir alle aktørene i de to næringene til enhver tid full oversikt over innsamlinger som pågår og planlegges, samt hvilke selskap som er involvert. Saksbehandlingen kan følges av brukerne i sanntid.

Oljedirektoratet kom tidligere i år med en ny og forbedret versjon av sitt digitale meldesystem. Ny og forbedret kartteknologi gjør det enklere å visualisere innmeldte planer og gi gode «øyeblikksbilder» av aktiviteten. Samtidig gir systemet oversikt over fiskerier og gytefelt.

Meldesystemet er et godt verktøy for planlegging av datainnsamlingsaktiviteten på sokkelen, og det bidrar til at Oljedirektoratet kan publisere best mulig data om aktivitetene. Det er blitt enklere for selskap som planlegger geofysiske innsamlinger å velge tidspunkt som kan tilpasses fiskerinæringen, gyting og gytevandring.

Sektorregelverkene for petroleum, havenergi, CO2-lagring og havbunnsmineraler regulerer utnyttelsen av de respektive naturressursene, men også forholdet til andre berørte interesser. Petroleumsloven, havenergiloven og havbunnsmineralloven legger til grunn at før det tildeles tillatelser skal det gjennomføres en åpningsprosess med tilhørende konsekvensutredning som bl.a. adresserer miljømessige virkninger og konsekvenser for andre næringsinteresser. Konsekvensutredningsprosessen omfatter også høringer som legger til rette for at ulike interessenter kan fremme sine syn, og som dermed bidrar til et godt beslutningsgrunnlag.

Akvakulturloven inneholder ikke et tilsvarende krav om åpningsprosess før lokaliteter til akvakultur besluttes, men regjeringen legger til grunn at det også for havbruk til havs som hovedregel bør identifiseres områder som konsekvensutredes nærmere før lokalisering av konkrete anlegg besluttes. Regjeringen er opptatt av at disse prosessene gjennomføres på en måte med dyp involvering av alle relevante sektoretater allerede ved vurdering av områder som er aktuelle for åpning. Formålet er at man ved å ha et best mulig faktagrunnlag, når en identifiserer de områdene som ut fra et helhetsperspektiv framstår som mest egnet, kan unngå unødvendige konflikter.

Når det tildeles konsesjoner etter sektorregelverkene kan det legge begrensninger på annen aktivitet i området, ettersom konsesjonene nødvendigvis må gi rettighetshaver en forutsigbarhet. Det følger f.eks. av petroleumsloven at selv om en rettighetshaver til en utvinningstillatelse ikke kan motsette seg at også andre plasserer innretninger i området som omfattes av utvinningstillatelsen, f.eks. i forbindelse med utnyttelse av andre naturforekomster, så må ikke slike innretninger volde urimelig ulempe for rettighetshaver til utvinningstillatelsen. Sektorregelverkene for petroleumsvirksomhet, havenergi, havbunnsmineraler og lagring av CO2 inneholder egne bestemmelser om erstatning for økonomisk tap som virksomheten påfører norske fiskere bl.a. som følge av at virksomheten legger beslag på fiskefelt.

God informasjonsutveksling bidrar til sameksistens mellom ulike næringer. Dialog mellom næringsaktører er nødvendig for å finne de praktiske løsningene. Her har også næringsorganisasjonene en rolle å spille. Dette følges også opp i sektorregelverk. For eksempel inneholder petroleumsregelverket bestemmelser om at rettighetshaverne en viss tid før aktiviteter etter tillatelsene gjennomføres skal informere relevante myndigheter. Videre sørger Oljedirektoratet for at det finnes digital informasjon i sanntid med oppdatert informasjon om seismiske undersøkelser, som er tilgjengelig for de ulike aktørene, og som bidrar til å forenkle planleggingen av f.eks. seismiske undersøkelser, jf. boks 5.6.

Petroleumsvirksomhet og CO2 lagring medfører behov for rørledninger på havbunnen. Både disse aktivitetene og andre medfører behov for ulike typer kabler. Både rørledninger, kabler og undervannsinstallasjoner skal normalt utformes på en måte som gjøre at de er overtrålbare. Norsk olje og gass har utviklet standardavtaler dersom rørledninger leggs i nærheten av eller krysser andre rørledninger. Dette er et eksempel på praktiske løsninger og effektivisering av avtaleprosesser.

Ved å benytte relevant og tilgjengelig kunnskap på et tidlig tidspunkt, og ved å hensynta de relevante næringers behov og egenart, vil det i de fleste tilfeller være mulig å finne gode løsninger for sameksistens også framover.

Regjeringen vil

  • legge til rette for å videreutvikle både olje- og gassvirksomheten og andre havnæringer.

5.4 En internasjonalt rettet næring

Virksomheten på norsk sokkel er del av et internasjonalt marked for olje og gass. I dag dekker olje og gass 54 pst. av det totale energibehovet i verden. Norge står for om lag to pst. av verdens oljeproduksjon og tre pst. av verdens gassproduksjon. Om lag 0,5 pst. av verdens oljereserver er på norsk sokkel. Samtidig er verdens befolkning voksende og velstanden øker i mange land, noe som bidrar til økt energietterspørsel. Med dagens forbruk av fossil energi og utslippene fra disse energikildene er verdens land langt unna en utviklingsbane som når målet om å begrense den globale oppvarmingen til 1,5 grad Celsius sammenlignet med førindustriell tid. Dette er bakteppet for den energiomstillingen som er nødvendig for at verdens land skal nå målet om å begrense global oppvarming og oppfylle forpliktelsene i Parisavtalen og nå FNs mål om en mer bærekraftig utvikling globalt, sosialt, økonomisk og miljømessig.

Regjeringen legger til grunn at bruken av fossil energi globalt må reduseres kraftig dersom klimamålene skal nås. Regjeringen er derfor en pådriver for forpliktende internasjonalt samarbeid om å kutte utslippene og fører en ambisiøs klimapolitikk for å kutte norske utslipp. Det vil likevel være etterspørselen i de globale markedene som avgjør hvor lenge olje og gass fra norsk sokkel er konkurransedyktig og etterspurt. Verdens bruk av olje og gass har økt betydelig de siste tiårene. På sikt vil den globale etterspørselen etter olje og gass påvirkes av strammere klimapolitikk og teknologisk utvikling.

5.4.1 Økende befolkning og økt velstand har krevd mer energi

Det blir stadig flere mennesker i verden. Verdens befolking har vokst med om lag 1,65 mrd. mennesker fra 2000 til 2020. Samtidig har det over tid skjedd en positiv velferdsøkning globalt. Antallet mennesker som lever i dypeste fattigdom er redusert og antallet innbyggere i middelklassen har økt. En forutsetning for denne positive utviklingen har vært økt tilgang til rimelig energi. Bruk av energi henger nært sammen med velstandsutvikling.

Den globale energibruken er ti ganger høyere enn for 100 år siden, jf. figur 5.20. I løpet av de siste 20 årene har energiforbruket økt med 40 pst. Samtidig har også de globale CO2-utslippene økt med om lag 40 pst. Dette skyldes først og fremst at kullforbruket har økt med 63 pst. de siste 20 årene. En stor andel av verdens befolkning har ikke tilgang på moderne energitjenester; for eksempel mangler rundt 10 pst. av verdens befolkning tilgang på elektrisitet.

Energibehovet kan dekkes av ulike energikilder. Gjennom de siste hundre årene har stadig nye energikilder blitt tatt i bruk. Særlig olje og gass har vært avgjørende i etterkrigsperioden. Andelen fossile brensler har samlet ligget rundt 80 pst. siden 1950-tallet. I dag dekker olje og gass 54 pst. av det totale energibehovet i verden. Kull dekker 26 pst., mens atomkraft, vannkraft, vind, sol og moderne bioenergi samlet dekker 15 pst. av energibehovet. Det bygges nå årlig ut mye ny fornybar energiproduksjon, som sol- og vindenergi, globalt. I 2019 dekket vind- og solenergi ca. 1,5 pst. av globalt primærenergiforbruk og stod for nær åtte pst. av global kraftgenerering.

Figur 5.20 Utvikling i global energietterspørsel 1925–2019, Mtoe.

Figur 5.20 Utvikling i global energietterspørsel 1925–2019, Mtoe.

* Annet moderne fornybart er bestående av moderne bioenergi og annet fornybart.

Kilde: IEA.

5.4.2 Utviklingstrekk i energimarkedene

Salgsprisene på olje og gass fra norsk kontinentalsokkel bestemmes i de internasjonale markedene. Utviklingen i disse markedene er derfor viktig, ikke bare for den løpende verdiskaping og statlige inntekter, men også for aktiviteten selskapene har innen leting, utbygging og økt utvinning. Dette påvirker også ressursforvaltning, sysselsetting, langsiktig verdiskaping og statlige inntekter fra petroleumsressursene over tid.

Covid-19-pandemien påvirket energimarkedene betydelig i 2020. Nedstenging av samfunn rundt omkring i verden rammet i stor grad transportsektoren og etterspørselen etter drivstoff. Det raske fallet i den globale etterspørselen etter olje i mars og april i 2020 førte til ubalanse mellom tilbud og etterspørsel, og et kraftig prisfall. For å bidra til å rebalansere markedet, gjennomførte OPEC-landene og en del andre oljeproduserende land, inkludert Russland, store, koordinerte kutt i sin produksjon. I tillegg falt produksjonen i land som Canada og USA som følge av at ulønnsom produksjon måtte stenge ned. Norge gjennomførte ensidige produksjonsregulerende tiltak i andre halvdel av 2020. Produksjonskuttene, sammen med en gradvis gjeninnhenting av etterspørselen, førte til at oljeprisen økte raskt fra mai 2020, og i begynnelsen av 2021 var prisen tilbake på nivået fra før pandemien.

Gassmarkedet har i langt mindre grad enn oljemarkedet vært preget av koronapandemien. Globalt falt gassetterspørselen med 2,5 pst. i 2020. I Europa var nedgangen på tre pst. Dette fallet inkluderer imidlertid også andre forhold, blant annet temperaturavhengig etterspørsel. Gassprisene var svært lave sommeren 2020 blant annet på grunn av at en ny bølge med LNG-produksjon startet opp, særlig i USA. Gassprisen har styrket seg betraktelig gjennom høsten 2020 og i begynnelsen av 2021.

Oljeetterspørselen ventes fortsatt å øke

Den globale etterspørselen etter olje har økt betydelig over tid. På 2010-tallet har oljeetterspørselen økt med 10 mill. fat per dag, eller fem ganger total norsk væskeproduksjon. Det er transportsektoren som har stått for den største økningen. Veksten har i hovedsak kommet i Asia, og spesielt i Kina.

De viktigste drivere for utvikling i oljeetterspørselen framover vil være befolkningsvekst og økonomisk utvikling. En rask økning i den globale middelklassen vil føre med seg vekst i etterspørselen etter varer, tjenester og mobilitet. Over tid vil den teknologiske utviklingen, samt utviklingen i sentrale lands energi- og klimapolitikk også være sentral. Alle disse faktorene, samt urbanisering og tilgang på alternative energikilder påvirker de forskjellige bruksområdene ulikt og skaper et usikkerhetsspenn i anslagene framover.

De sentrale oljemarkedskonsulentene forventer alle en vekst i oljeforbruket på 2020-tallet, jf. figur 5.21. IEA viser i sin analyse av oljemarkedet de neste fem år, publisert i mars 2021, at oljeforbruket vil nå nivåene fra før koronapandemien i 2023 og fortsette å øke i årene etter det. Den IEA-analysen det vises til her går bare fram til 2026, og viser en utvikling som ikke er i samsvar med de av IEAs scenarier som har som utgangspunkt at verden vil nå målene i Parisavtalen.

Veksten i etterspørselen etter olje ventes fortsatt i stor grad å komme fra Øst-Asia, spesielt Kina og India. Den største delen av veksten er forventet å komme fra petrokjemisk industri – som plastprodukter, tekstiler, maling, medisin, sminke og liknende. Tungtransport vil være den nest største driveren for økt oljeforbruk fram mot 2030. Også bruken innen luftfart ventes å øke mot 2030.

For privattransport ventes antallet elbiler i verden å øke betydelig fra dagens to mill. biler (inkludert plug-in hybridbiler). Oljeforbruket fra privatbiler antas av mange analysemiljøer å nå en topp rundt midten av 2020-tallet, og vil i 2030 være omtrent likt med forbruket i 2019.

Figur 5.21 Verdens oljebehov de neste årene i mill. fat per dag.

Figur 5.21 Verdens oljebehov de neste årene i mill. fat per dag.

Kilde: IEA, IHS Markit, Energy Aspects og Rystad Energy.

Usikkerhetsspennet i de ulike analysene øker for perioden etter 2030, og da i stor grad som følge av ulike syn på utviklingen av elektriske kjøretøy og når elektrifisering og energieffektivisering vil føre til en utflating i oljeforbruket i veitransportsektoren. Det er også ulike syn på de varige effektene av de adferdsendringene man har blitt nødt til å gjøre under pandemien; som økt bruk av hjemmekontor og færre forretningsreiser.

De tre store oljeproduserende land globalt, Russland, Saudi Arabia og USA, står for nesten 40 pst. av all oljeproduksjon i verden, jf. figur 5.22. I tillegg er det flere mellomstore og en rekke mindre produsentland, som Norge. Væskeproduksjonen på norsk kontinentalsokkel var om lag 70 pst. høyere i toppåret 2001 enn i 2020. Norsk oljeproduksjon utgjør nå om lag to pst. av verdens oljeproduksjon. Denne andelen er på en langsiktig, nedadgående trend, men øker svakt de nærmeste årene hovedsakelig på grunn av oppstarten av Johan Sverdrup-feltet.

Figur 5.22 Den geografiske fordelingen av oljetilbudet mot 2030, mill. fat per dag.

Figur 5.22 Den geografiske fordelingen av oljetilbudet mot 2030, mill. fat per dag.

* FSU: «Former Soviet Union».

Kilde: Energy Aspects.

Enkelte land i OPEC har lave produksjonskostnader og store ressurser. Mot 2030 ventes en stor del av produksjonsveksten som trengs for å erstatte fallet i produserende felt, samt for å møte den økende oljeetterspørselen, å komme fra disse landene. Land som Saudi-Arabia, Irak og Iran er svært avhengig av inntekter fra oljeproduksjon. I perioder med bortfall i andre lands produksjon har OPEC-landene samlet tilført markedet mer olje for å unngå for høye priser. I perioder med tilbudsoverskudd har de holdt tilbake produksjon for å unngå svært lave priser. Denne politikken har lagt til rette for at landene har oppnådd relativt sett høyere og mer stabile inntekter over tid.

Sammen med Saudi-Arabia og Russland er USA i særklasse det største oljeproduserende landet. Det er betydelig usikkerhet knyttet til produksjonsutviklingen i amerikansk produksjon framover. Amerikansk skiferoljeproduksjon har vokst kraftig de siste årene, men denne produksjonen krever fortløpende investeringer for å veie opp for raskt fall i eksisterende produksjon. Det gjør at produksjonen framover er relativt investeringssensitiv også på kortere sikt. Økt vektlegging av kapitaldisiplin i amerikansk produksjon de siste årene har bidratt til å begrense investeringene og moderere vekstutsiktene.

Produserende brønner og felt tømmes over tid i takt med at ressursene produseres. Ingen oljefelt er «fabrikker» som produserer jevnt over tid. En typisk produksjonsprofil fra et felt/prosjekt er rask oppbygging til full produksjon, og så gradvis avtagende produksjon over tid fordi reservoarene tømmes. Gjennom tiltak for økt utvinning kan fallet begrenses. Naturlig nedgang i produksjon fra eksisterende felt medfører stort behov for investeringer i ny oljeproduksjonskapasitet over tid, selv for å opprettholde et gitt produksjonsnivå, slik vi også har sett på norsk sokkel de siste 20 årene.

Ifølge IEA kan 8–9 pst. av oljeproduksjonen globalt forsvinne fra markedet hvert år i årene fram mot 2030 hvis det ikke investeres mer i nye og eksisterende felt, jf. figur 5.23. Uten nye investeringer, har IEA anslått at produksjonen fra eksisterende felt falle fra 98 til 35 mill. fat per dag fra 2019 til 2030. Ved videre investeringer i produserende felt, er produksjonen i 2030 anslått til 62 mill. fat/dag.

Figur 5.23 Dagens prosjekter – og forventet produksjon fra dagens felt i 2030, mill. fat per dag.

Figur 5.23 Dagens prosjekter – og forventet produksjon fra dagens felt i 2030, mill. fat per dag.

Kilde: IEA.

Oljeprisfallet i 2020 førte til at oljeselskapene kuttet betydelig i sine samlede, globale investeringer. I flere analysemiljøer er det bekymring for at hvis investeringsnivået ikke øker, vil det ikke komme tilstrekkelig ny produksjonskapasitet til å dekke både forventet etterspørselsvekst og fallet i eksisterende produksjon. Effekten vil i så fall bli høye priser for å balansere tilbud og etterspørsel.

Nye investeringer kommer kun hvis aktørene tror på en oljepris som gjør at deres leting, utbygging, drift og økt utvinning er lønnsom. Hvis det ikke investeres tilstrekkelig, vil det bygge seg opp et underskudd i produksjonskapasitet over tid, noe som vil presse prisene opp. Det kontinuerlige behovet for nye investeringer for å dekke etterspørselen setter en nedre grense for oljeprisen over tid. Forventet pris må være slik at et tilstrekkelig antall utbyggingsprosjekter er lønnsomme for selskapene, slik at prosjektene gjennomføres. Sentrale konsulenters siste oljeprisanslag framgår av figur 5.24.

Figur 5.24 Ulike analysemiljøers anslag for oljepris mot 2030, USD/fat.

Figur 5.24 Ulike analysemiljøers anslag for oljepris mot 2030, USD/fat.

Kilde: Energy Aspects, IHS Markit og Rystad Energy.

Behovet for kontinuerlig investeringer gjelder også for norsk sokkel. Stadig nye lønnsomme utbygginger og tiltak for økt utvinning er nødvendig for å begrense fallet i norsk produksjon over tid. Gjennom den aktive petroleumspolitikken regjeringen fører vil det være mulig å begrense fallet i norsk oljeproduksjon fra midten av 2020-tallet.

Et stadig mer globalt gassmarked

Naturgass står for ca. ¼ av energiforbruket i verden. Markedet for gass har gått fra å være dominert av regionale, separate markeder til å bli globalisert som følge av veksten i transport av flytende naturgass på skip (LNG). Gass brukes primært til produksjon av varme til bygninger og industri, til kraftproduksjon og som råstoff i industrielle prosesser. En liten andel gass brukes som drivstoff i veitransport og skipsfart.

Gass er en tilgjengelig, fleksibel, rimelig og effektiv energikilde som medfører langt lavere klimagassutslipp og mindre lokal luftforurensning enn kull. Disse egenskapene har gjort at den globale gassetterspørselen har vokst med 60 pst. siden år 2000. Veksten i gassbruken de siste to tiårene har vært størst i Nord-Amerika, Midtøsten og Asia, med Kina i spissen. Veksten har vært drevet av den raskt framvoksende skifergassproduksjonen, særlig i USA, som har gjort gass billigere og mer tilgjengelig, samt politisk ønske i Kina om å bruke gass framfor mer forurensende brensler. Samtidig har den globale LNG-handelen vokst kraftig, drevet av økende etterspørsel i nye markeder i Asia og stadig økende eksportkapasitet i Qatar, USA og Australia m.fl.

Den globale gassetterspørselen og handelen med LNG er ventet å fortsette å øke gjennom det neste tiåret. Etterspørselsveksten ventes i hovedsak å komme utenfor OECD-landene. Sentrale markedskonsulenter anslår at veksten vil være mellom 15 og om lag 25 pst. fram mot 2030, jf. figur 5.25.

Figur 5.25 Ulike framskrivninger for gassetterspørsel, BCM, og IHS Markits framskriving av de største LNG-tilbyderne mot 2030, mill. tonn.

Figur 5.25 Ulike framskrivninger for gassetterspørsel, BCM, og IHS Markits framskriving av de største LNG-tilbyderne mot 2030, mill. tonn.

Kilde: Rystad Energy, Energy Aspects, IHS Markit og IEA.

Veksten ventes i hovedsak å være drevet av kraft- og industrisektoren i land i Asia der olje- og kullforbruket i dag er høyt, og da spesielt Kina og India. India ventes å ha en enda høyere vekstrate for gassforbruk enn Kina med vridning bort fra fyringsolje og koks og over til gass for å bekjempe lokal luftforurensning. Det økte behovet forventes å dekkes ved økning i alle de store produksjonsregionene Nord-Amerika, Russland, Midtøsten og Asia.

Europa utgjør en begrenset del av verdens gassmarked. Gassetterspørselen i Europa forventes å være relativt stabil på kort og mellomlang sikt. EUs egne scenarier utarbeidet i arbeidet med Europas grønne giv viser at selv om gassetterspørselen faller noe i scenariene, vil EUs importbehov være relativt stabilt til 2030. Utfasingen av kull og kjernekraft fra europeisk kraftsektor de neste to tiårene, mål om storstilt elektrifisering i sektorer som transport og bygninger og avkarbonisering av industri vil kreve stor omstilling. Effekten av dette på den langsiktige gassetterspørselen vil i stor grad avhenge av hvilke løsninger som velges. Det er vesentlig mindre CO2-utslipp knyttet til gass enn til kull, og en vridning av etterspørsel fra kull til gass vil redusere utslippene av klimagasser. Gassens fleksibilitet bidrar også til å balansere et europeisk energimarked med en stadig økende andel variabel fornybar kraft.

Norsk gass blir i all hovedsak eksportert i rør til Europa. Unntaket er gassen fra Snøhvit som eksporteres som LNG. Europas gassforsyning kan deles i ulike kategorier: EUs egenproduksjon av gass, produksjon fra Norge og Storbritannia, import av gass gjennom rørledninger fra Russland og Nord-Afrika, samt import av LNG fra mange land.

Produksjon av gass i EU-landene er i irreversibel nedgang, grunnet uttømming av ressurser og nært forestående nedstenging av Gröningenfeltet i Nederland. Det forventes også kraftig nedgang i produksjonen av gass i Storbritannia. Norsk eksport er i dag på platå og ventes å avta gradvis på lang sikt. Europa ventes i årene framover derfor å bli stadig mer avhengig av gass utenfra. Norsk gassproduksjon er meget konkurransedyktig sammenlignet med annen gassforsyning til Europa. Rørgass fra Russland og LNG fra verdensmarkedet forventes å forbli viktige importkilder for gass i det europeiske markedet i tiårene framover.

Det er fortsatt regionale forskjeller i markedsstruktur og prisnivå på gass, men den økende LNG-handelen og LNG-markedets sykliske natur påvirker markedsbalansen og verdien av gass i alle verdens regioner. Den globale markeds- og prisutviklingen vil derfor være avgjørende for verdien av norsk gass. Prisanslag fra ulike analysemiljøer viser ulik utvikling på lang sikt, der prisen i perioder stiger og utløser investering i ny eksportkapasitet for LNG, jf. figur 5.26.

Figur 5.26 Ulike analysemiljøers anslag for gasspriser i Nordvest-Europa mot 2030, USD/MMBtu.

Figur 5.26 Ulike analysemiljøers anslag for gasspriser i Nordvest-Europa mot 2030, USD/MMBtu.

Kilde: Energy Aspects (februar 2021), IHS Markit og Rystad Energy (begge april 2021).

Prisforskjeller i ulike regioner vil over tid i større grad kun reflektere kostnadene ved å transportere gass til ulike regionale markeder. Norsk gass fra eksisterende felt har en konkurransefordel i det europeiske gassmarkedet som følge av lave transportkostnader gjennom eksisterende infrastruktur. Sammenlignet med kostnadene ved å bygge ut ny LNG-kapasitet, er norsk gass levert til det europeiske gassmarkedet godt posisjonert kostnadsmessig og framstår derfor som konkurransedyktig i dette markedet. Det er lite i markedsanalysene som tyder på at norsk gasseksport til Europa vil være begrenset av etterspørselen fram mot 2030 og videre.

Langsiktige utviklingstrekk

Mange av FNs bærekraftsmål er nært knyttet til energi. Energi er en nødvendighetsvare, og en forutsetning for økonomisk vekst og for nær alle aktiviteter i et moderne samfunn. Tilgang til rimelig energi er derfor en prioritet for alle land. For myndigheter rundt omkring i verden er utfordringen i energipolitikken å underbygge en fortsatt positiv velstandsutvikling, samtidig som bærekraftsmålene nås. Summen av ulike lands nasjonalt fastsatte bidrag som til nå er spilt inn til FN er ikke tilstrekkelig til å nå målene i Parisavtalen.

Det er stor usikkerhet om hvordan verdens energimarkeder vil utvikle seg fram mot 2050. Det vil avhenge av resultatet av en kompleks kombinasjon av økonomisk politikk, energi-, klima- og miljøpolitikk i ulike land, teknologisk utvikling og andre markedsmessige forhold. En rekke selskaper, forskningsinstitusjoner, analysebyråer o.l. lager framskrivinger og scenarier for å illustrere hvordan verdens energisektor kan se ut i framtiden. Ulike forutsetninger og antakelser gir ulike utviklingsbaner for energibruk og energisammensetning.

Det Internasjonale energibyrået (IEA) er en sentral aktør i analyser og vurderinger av verdens energisektorer, og utarbeider scenarier som viser hvordan verdens energimarkeder kan tenkes å se ut i 2040 under gitte forutsetninger. Disse presenteres i publikasjonen World Energy Outlook. Ved å ta utgangspunkt i situasjonen i dag, og legge til grunn at alle lands iverksatte og planlagte energi- og klimapolitikk blir gjennomført, har IEA modellert energiutviklingen globalt i et sentralt scenario som de kaller Stated Policies Scenario, eller STEPS. Scenariet innebærer en omfattende omlegging i verdens energiforbruk og -produksjon sammenlignet med i dag, jf. figur 5.27. Selv om det er lagt til grunn en vesentlig bedring i energieffektiviteten, anslås globalt energiforbruk å vokse fram mot 2040, drevet av befolkningsvekst og økonomisk utvikling. Energibehovet anslås 18,5 pst. høyere i 2040 enn i 2019. Kull antas allerede å ha nådd forbrukstoppen. Fornybar energi, og særlig solenergi, antas å øke kraftig. Det globale forbruket av olje antas å vokse fram til 2030 for deretter å flate ut, mens gassforbruket antas å fortsette å øke mot 2040, blant annet fordi hensyn til klima og lokal luftforurensning vil føre til et skifte bort fra kull og over til naturgass, særlig i Asia. Olje og gass står i dette scenariet fremdeles for over halvparten av energiforbruket i 2040. Summen av landenes politikk som ligger til grunn for scenarioet antas ikke å være tilstrekkelig til at målene i Parisavtalen nås; scenariet tilsier en temperaturøkning på 2,7 grader i år 2100 sammenliknet med førindustriell tid.

Figur 5.27 Energisammensetning i verden i 2019 og 2040, Mtoe.

Figur 5.27 Energisammensetning i verden i 2019 og 2040, Mtoe.

Kilde: IEA.

IEA har også modellert en utviklingsbane kalt Sustainable Development Scenario (SDS). IEA tar i dette scenariet utgangspunkt i at FNs tre mest energirelaterte bærekraftsmål, stoppe klimaendringene2, redusert luftforurensning og tilgang til pålitelig, bærekraftig og moderne energi nås i framtiden og modellerer en utvikling som er i tråd med dette. Scenariet er en illustrasjon av behovet for store og raske omstillinger i energiforsyning og -forbruk slik at klima- og bærekraftsmålene skal nås, gitt bestemte forutsetninger. Global energibruk må begrenses. Med forutsetningene i scenariet er energibruken anslått å måtte være ti pst. lavere i 2040 enn i 2019. Kullbruken må raskt ned. Veksten i fornybar energi blir enda kraftigere enn i STEPS; sol og vind antas mer enn sjudoblet fram mot 2040 og utgjør da 18 pst. av energiforbruket. Bruken av olje vil nå toppen tidlig på 2020-tallet og anslås 33 pst. lavere i 2040 enn i 2019. Bruken av gass er høyest rundt 2025 og antas redusert med 12 pst. mellom 2019 og 2040. Olje og gass er i dette scenariet de to største energiformene i 2040 og står da for 46 pst. av total energibruk.

IEA lanserte i mai 2021 et nullutslippsscenario Net Zero Emissions by 2050. Dette scenariet er omtalt i boks 1.1 i kapittel 1 i denne meldingen. Usikkerheten om den langsiktige energiutviklingen i en verden som når målene i Parisavtalen illustreres også av FNs klimapanels (IPCC) rapporter, og er også behandlet i Meld. St. 14 (2020–2021) Perspektivmeldingen 2021.

FNs klimapanel har i en spesialrapport sammenfattet ulike beregninger og anslag knyttet til begrensning av global oppvarming til 1,5 °C og har presentert en rekke ulike scenarier for verdens bruk av blant annet olje og gass. Det ses på i alt 85 ulike scenarier i rapporten. Et fellestrekk er en betydelig omlegging av klima- og energipolitikken i alle store land i verden. Rundt midten av dette hundreåret må utslippene av CO2 være netto null. Fornybare energikilder anslås da å stå for mellom 28 og 88 pst. av primærenergien. Det er særlig stor usikkerhet om etterspørselen etter olje og gass. Scenariene viser at verdens utvinning av olje må reduseres med mellom 0 og 93 pst. fra 2020 til 2050 for å begrense global oppvarming til 1,5 °C, mens beregningene for gassutvinning varierer fra en økning på 99 pst. til en reduksjon på 88 pst.

Medianen av disse scenariene innebærer en nedgang fra 2020 til 2050 på 54 pst. for olje og 37 pst. for gass. I scenarier med rask reduksjon i forbruket av fossil energi, har en forutsatt mindre bruk av teknologier og løsninger med CO2-håndtering. I scenarier der forbruket av fossil energi reduseres langsommere, får man typisk overskridelse med en midlertidig temperaturøkning på over 1,5 °C, men som ved omfattende bruk av teknologier for opptak av karbon (herunder skogplanting) reduserer oppvarmingen til 1,5 °C i 2100. Ser man bort fra scenariene som midlertidig overskrider en oppvarming på 1,5 °C, anslås produksjonsnedgangen fra 2020 til 2050 til 66 pst. for olje og 40 pst. for gass i medianscenariet. Flesteparten av scenariene fra FNs klimapanel som er i tråd med 1,5 graders oppvarming forutsetter at CO2 kan fjernes fra atmosfæren, men i svært ulikt omfang.

Scenariene spenner ut mange ulike utviklingsbaner som på hvert sitt vis medfører en begrensning av global oppvarming til 1,5 °C. Det er stor variasjon både når det gjelder energibehov og hvilke energikilder og teknologiske løsninger som antas å dekke energibehovet. Det er forskjell i hvor sannsynlige de ulike scenariene er, men spredningen illustrerer både driverne som påvirker energibehovet og at det er iboende usikkerhet knyttet til hvordan energisektoren kan utvikle seg på lang sikt.

Hvordan energiprisene vil utvikle seg på lang sikt, vil også være beheftet med stor usikkerhet. Hvilken olje- og gasspris som eksempelvis vil bli realisert for et gitt klimamål, vil avhenge av de konkrete forholdene på tilbuds- og etterspørselssiden som gjør at målet nås, samt det enkelte markedets organisering og aktørbilde. Det er ikke mulig å angi en direkte sammenheng mellom en global klimapolitikk og en bane for olje- og gassprisene. Sammenhengen mellom oppnåelse av temperaturmålene i Parisavtalen og olje- og gassprisene er usikker og det er ikke gitt at de langsiktige olje- og gassprisene blir lave med en slik utvikling.

I Perspektivmeldingen 2021 er det forutsatt en beregningsteknisk langsiktig oljepris på 50 US dollar per fat, basert på en vellykket klimapolitikk i samsvar med Parisavtalen. For gassprisen er det beregningsteknisk lagt til grunn at den vil stabilisere seg rundt 5,5 US dollar per MMBtu fra og med 2030 og ligge på dette nivået fram mot 2050. Prisene kan bli både lavere og høyere enn dette. Som et eksempel er det illustrasjonsmessig også belyst virkningene på norsk økonomi av et lavpris-scenario med utgangspunkt i en brå nedgang allerede fra 2022 i olje- og gassprisen til henholdsvis 30 US dollar per fat og tre US dollar per MMBtu. En oljepris på dette nivået over en lang periode anses ikke som et realistisk anslag, men kan likevel være nyttig for å belyse hvordan en så lav oljepris vil kunne slå ut i norsk økonomi.

5.5 En leverandørindustri med teknologi og kompetanse

Den norskbaserte leverandørindustrien er en viktig del av verdikjeden i vår mest avanserte og innovative næring. Den sysselsetter et stort antall nordmenn over hele landet. Teknologi og kompetanse innenfor sektoren har stor betydning også utenfor petroleumssektoren.

Som følge av ettervirkninger av oljeprisfallet i 2014 og pandemien pågår det nå en omstilling i sentrale deler av den globale leverandørindustrien. Typisk øker den geografiske sentraliseringen av den globale leverandørindustrien. Dette gjelder også de deler som har stort fotavtrykk i Norge, som bedrifter som leverer undervannsutstyr og boreutstyr. Store deler av den maritime delen av næringen sliter, det samme gjør seismikkindustrien. I en situasjon hvor viktige deler av leverandørindustrien er i en sentraliseringsbølge er det særlig viktig for norske bedrifter at det er god aktivitet i hjemmemarkedet på norsk kontinentalsokkel. Lokal etterspørsel er ett av de viktige forholdene når de store globale (og norske) selskapene tar beslutninger om videre lokalisering av aktiviteter.

5.5.1 Læringseffekter og teknologioverføring

Utforskning og utvinning av olje- og gassressurser til havs krever kunnskap, avansert teknologi og hardt arbeid. Utfordringer i ulik grad er til stede i hele verdikjeden av aktiviteter knyttet til petroleumsnæringen. Det er få prosjekter som er like, ulike havområder har ulike utfordringer i tillegg til store variasjoner i undergrunnen. Utbyggingsprosjekter til havs har derfor karakteren av å være store, kapitalkrevende og unike innovasjonsprosjekter som innhenter og integrerer kreativitet og kunnskap fra ulike fagmiljøer. Dette medfører at petroleums- og leverandørindustrien er kunnskaps-, teknologi- og kapitalintensiv med incentiver til kontinuerlige forbedringer for å styrke lønnsomheten i et hvert nytt utbyggingsprosjekt.

Gjennom en bevisst satsing på en norskbasert leverandørindustri knyttet til petroleumsaktiviteten på norsk sokkel, har det utviklet seg sterke norske fagmiljøer. Impulsene fra utvikling av kapitaltunge innovasjonsprosjekter på norsk sokkel gir grunnlag for et samspill mellom leverandørnæringen og den tradisjonelle konkurranseutsatte fastlandsindustrien som bidrar til en bredere, mer robust og kunnskapsrik næringsstruktur – over hele landet. Snarere enn å fordrive annen verdiskaping, vil da petroleums- og leverandørindustrien kunne virke som gjødsel på annen verdiskaping. Petroleumsaktiviteten gir på denne måten Norge også et fortrinn som et lite land, men med en kompetansetung og innovativ petroleumsnæring med internasjonale markedsmuligheter. Samtidig er arbeidskraften er en viktig ressurs som bør benyttes i den virksomhet som gir høyest avkastning for samfunnet. Arbeidskraft kan være en knapp ressurs, men med et nordisk og europeisk arbeidsmarked kan dette bli modifisert.

Det finnes en omfattende litteratur som analyserer virkning av å utvinne olje- og gass i små åpne økonomier. Den vanlige oppfatningen i denne litteraturen er at land som opplever sterk inntektsvekst på grunn av råvarerikdom vil oppleve nedsatt konkurranseevne, industridød, og en oppblåst offentlig sektor, såkalt «hollandsk syke» Modellen passer imidlertid dårlig med den utviklingen vi har sett i Norge de siste tiårene. Selv om konkurranseevnen i perioder har falt og offentlig sektor har vokst raskere enn økonomien for øvrig, er det lite som tyder på at utviklingen i den norske industrien har blitt skadelidende. Produktivitetsveksten har i stedet økt.

To rapporter fra Bjørnland & Torvik (2019, 2020), som blant annet bygger arbeid av Bjørnland og Torvik (2016)3 og Bjørnland, Thorsrud og Torvik (2019)4, viser bl.a. hvordan disse innovasjonsprosjektene med innsats fra en kompetansetung og norskbasert leverandørindustri bidrar til økt produktivitet i fastlandsnæringene.

Petroleumsaktiviteten krever kompetent arbeidskraft og betydelig kapital og skaper substansielle ringvirkninger til resten av økonomien i form av kunnskap, teknologi og etterspørsel. Ifølge rapportene har dermed petroleumsvirksomheten gitt økt vekst ved at kompetansen i en innenlandsk leverandørindustri er bygget opp i stedet for at den nødvendige kunnskapen er importert. Petroleumsvirksomheten i Norge har dermed hatt betydning for norskbaserte bedrifter som leverer arbeidskraft, kapital og innsatsvarer til sektoren.

Læringseffekter og kunnskapsutvikling fra petroleums- og leverandørindustrien er viktig for å analysere petroleumsaktivitetens virkning på norsk økonomi. Impulsene fra hvert nytt kapitaltungt utbyggingsprosjekt på sokkelen gir nye innovasjons- og læringseffekter inn i fastlandsøkonomien i. Slike effekter synes å ha blitt viktigere over tid enn hva de var i begynnelsen av den norske petroleumshistorien.

Et empirisk resultat fra arbeidene til Bjørnland og Torvik er at høyere oljeinntekter som har sin bakgrunn i økt aktivitet på sokkelen synes å være mer fordelaktig enn høyere oljeinntekter som har sin bakgrunn i økt oljepris. Dette er et viktig resultat når en diskuterer hvordan endrede oljeinntekter påvirker produktivitetsnivået i ulike næringer i den norske økonomien. Dersom oljeinntektene øker som følge av økt oljeaktivitet, så øker produktivitetsveksten i konkurranseutsatt sektor inkludert leverandørindustrien mer enn i skjermet sektor.

Leverandørnæringen leverer også noen varer og tjenester til resten av økonomien, slik at et nytt olje- eller gassfunn dermed kan bidra til ringvirkninger mellom næringene. Bedrifter som produserer leverandørtjenester til olje- og gass-sektoren, kan også levere andre tjenester til resten av økonomien. Effekten av at leverandørindustrien også leverer en liten andel av sin produksjon til resten av økonomien skaper store ringvirkninger sammenlignet med en situasjon uten slike leveranser.

Når aktiviteten i leverandørindustrien øker, medfører dette en positiv effekt på produktiviteten i resten av økonomien. Effekten av et oljeaktivitetssjokk har positive produktivitetseffekter, særlig for konkurranseutsatte næringer. Det er grunn til å anta at dette henger sammen med graden av åpenhet i økonomien og at næringene konkurrerer internasjonalt. For eksempel kan det tenkes at to konkurranseutsatte næringer som industri og havbruk, kan være mer like hverandre enn næringer som er mer skjermet, slik som mye av tjenesteproduksjonen er. Læringseffektene fra både konkurranseutsatte sektorer og fra leverandørindustrien vil på denne måten være lite relevante for noen næringer, mens de kan være svært viktige for andre.

Norge er langt framme innenfor oljeutvinning til havs. Et tett samarbeid mellom oljeselskap, leverandørbedrifter og forskningsinstitusjoner har vært en forutsetning for å lykkes i utviklingen av ny teknologi og nye løsninger. Det er en rekke eksempler på at kompetansen i norske petroleumstilknyttede virksomheter er relevant og viktig for andre næringer. Eksempler kan være fra medisin og romfart til informasjonsteknologi, miljøovervåking og industriutstyr. Offshoreteknologi fra oljevirksomhet har også blitt kombinert med industrikunnskap innen fiskeoppdrett til å opprette store oppdrettsanlegg til havs. Videre bygger mye av teknologien for havvindmøller på godt utprøvde løsninger fra petroleumsnæringen.

Blomgren (2021)5 viser seks unike karakteristika ved petroleumsvirksomheten som kan forklare dens rolle som industriell driver i norsk økonomi: 1) Lønnsomhet og spesielt muligheten for svært høy lønnsomhet gjennom innsats indikerer både evne og villighet til å kjøpe avanserte varer og tjenester; 2) Stor eksport indikerer at virksomheten ikke kun lever av innenlandske kunder og/eller offentlig sektor; 3) Kontinuerlig høye innkjøp gir høy etterspørsel etter varer og tjenester og legger grunnlag for en konkurransedyktig leverandørnæring; 4) Store kostnader til FoU indikerer teknologiske kompleksitet og betydelig etterspørsel etter avanserte varer og tjenester, 5) aktivt innovasjonssamarbeid med leverandører gir mulighet for læring som leverandørene kan nytte også mot andre markeder og 6) Relativt lav importandel indikerer at det eksisterer en betydelig nasjonal leverandørindustri.

Blomgren viser til at teknologiutviklingen på norsk sokkel har vært drevet av ressursmyndigheter som ønsker høyest mulig ressursutnyttelse og oljeselskap som ønsker best mulig feltøkonomi. For å oppnå dette, og for samtidig å oppfylle uttalte eller ikke uttalte mål om høy norskandel, har leverandører og forskningsmiljø blitt gitt helt konkrete teknologiske utfordringer på kunnskapsfronten innen offshore petroleum. Leverandørnæringen har blitt presentert for og løst utfordringer knyttet til kryssing av Norskerenna, boring på store dyp, takling av økende trykk i brønnene, undersjøisk rørtransport, digitalisering osv. Det teknologiske miljøet på Kongsberg har vært involvert i utviklingen av ulike dypvannsteknologier helt siden 1975. For leverandørene har gulroten vært framtidige produkt- eller tjenesteleveranser og de har gått inn i arbeidet med en visshet om et framtidig marked for en eventuell suksess. Gjerde og Nergaard (2019)6 beskriver det suksessrike innovasjonssamarbeidet innen subseateknologi som et kinderegg: Myndighetene oppnådde bedre ressursutnyttelse; oljeselskapene fikk bedre utvinningsgrad og feltøkonomi og leverandørene utviklet helt nye forretningsområder med leveranser både i og utenfor Norge. Olje- og oljeleverandørselskapene er unike i den forstand at den kjøper inn svært mye FoU fra norske selskap og kunnskapsinstitusjoner, noe som understreker rollen som økonomisk driver. Flere av mulige, norske framtidsnæringer har mange av de samme karakteristikaene som petroleumsvirksomheten, men sjelden i samme sterke grad som petroleumsvirksomheten. Det er lite som nå tilsier at én enkelt av de mulige framtidsnæringene vil kunne overta petroleumsvirksomhetens rolle som økonomisk driver.

Boks 5.7 Teknologioverføringer

Figur 5.28 Offshore boreteknologi, løsning for ROV-installasjon av anodebur og oppdrettskar.

Figur 5.28 Offshore boreteknologi, løsning for ROV-installasjon av anodebur og oppdrettskar.

Foto: Techni, Imenco AS og CSUB AS.

Techni har utviklet en løsning for gravefri tilkobling fra hus til hovedvannledning. Her brukes offshore boreteknologi til å renovere og installere nye vannrør. Boreroboten har et sinnrikt målesystem og treffer vannrøret i gaten på en femtiøres nøyaktighet, samtidig som den knuser fragmenter til sand og frakter massene ut til pumpebilen utenfor huset. Til slutt kjøres en arbeidsrobot inn i røret og hjelper til å koble ny stikkledning fra huset med en sikker forbindelse.

Imenco har utviklet en løsning gjennom sin erfaring med operasjoner i olje- og gassnæringen, som gjør installasjon av havvindfundamenter billigere, raskere og sikrere. Det dominerende fundamentet for havmølleparker er en monopæl som drives dypt ned i sjøbunnen. Offeranoder, innretninger som hindrer opptæring, installeres samtidig. Siden det er svære installasjoner og operasjonelle begrensninger, løftes anodene i store bur etter at pælene er blitt drevet inn i bakken. Anodeburene må være elektrisk koblet til strukturen etter installasjon. Basert på en teknisk løsning Imenco har prøvd ut i olje- og gassektoren, har selskapet kunne utvikle en løsning for ROV-installasjon av anodebur.

CSUB AS utvikler og vakuumstøper strukturer og produkter i glassfiberarmert polyester (GRP) og andre komposittmaterialer til bruk i oljeindustrien. Selskapet har utviklet metoder som gjør det mulig å produsere større strukturer i GRP til kostnader som gjør det lønnsomt å erstatte stål, aluminium og betong. GRP som materiale er svært anvendbart i marine konstruksjoner grunnet lav vekt, høy styrke, god bestandighet i marint miljø, lav kost og begrenset CO2-avtrykk. Selskapet har lykkes å komme inn i nye markeder innen akvakultur og landbaserte konstruksjoner.

5.5.2 Kompetanse i hele verdikjeden over hele landet

De siste årene har totale investeringer innen petroleumssektoren stått for om lag 20 pst. av totale investeringer i fast realkapital i Norge. Disse investeringene samt løpende drift av felt og landanlegg fører til stor etterspørsel etter varer og tjenester. Denne etterspørselen utgjør er et stort marked for norskbasert leverandørindustri, og er en grunn til at det er om lag 200 000 sysselsatte personer som kan knyttes direkte og indirekte til petroleumsnæringen.

Ved utgangen av 2020 var det 90 felt i produksjon – 67 i Nordsjøen, 21 i Norskehavet og 2 i Barentshavet. Ansatte som jobber i rotasjon offshore knyttet til disse feltene er bosatt i alle deler av landet. Nødvendige varer og tjenester knyttet til vedlikehold av plattformer, brønner og daglig drift er et stabilt marked som har ligget på 60-70 mrd. kroner årlig i mange år og som er forventet å ligge høyt også framover. Leveranser av varer og tjenester til de ulike feltene gir sysselsetting over hele landet. Norskbaserte bedrifter er særlig konkurransedyktige knyttet til drift av felt, fordi geografisk nærhet er et konkurransefortrinn. Slike oppdrag opprettholder og videreutvikler kompetanse og kapasitet i hele kjeden i næringen.

Det har de siste årene vært et høyt investeringsnivå i petroleumsvirksomheten. Det ble investert 155 mrd. kroner på norsk sokkel i 2020. Det anslås at selskapene vil investere rundt 140 mrd. kroner i gjennomsnitt årlig i perioden fra 2021 til 2025. Samlet etterspørsel knyttet til leting, utbygging og drift er nær 250 mrd. kroner årlig, jf. figur 5.29. Dette utgjør et stort marked for norskbasert leverandørindustri.

Figur 5.29 Etterspørsel fra petroleumsvirksomheten, mrd. kroner.

Figur 5.29 Etterspørsel fra petroleumsvirksomheten, mrd. kroner.

Kilde: Oljedirektoratet (2021).

Erfaringer fra senere utbyggingsprosjekter på kontinentalsokkelen viser at den norskbaserte leverandørindustrien er konkurransedyktig og derfor har hatt en høy andel av leveransene; eksempelvis 60 pst. til Grieg-utbyggingen, 55 pst. til Sverdrup-utbyggingen og 50 pst. til både Krog- og Aasen-utbyggingene.7 Leteaktiviteten utgjør et tredje område med betydelig etterspørsel mot fastlandet – og da særlig den maritime delen av næringen.

Utviklingen av en konkurransedyktig norskbasert leverandørindustri har vært en viktig målsetting siden oljevirksomheten startet på norsk kontinentalsokkel i 1970. Dette hjemmemarkedet har lagt grunnlaget for utviklingen av en høyteknologisk, høykompetent og internasjonalt konkurransedyktig industri. Et fortsatt aktivt og stort hjemmemarked vil for mange norskbaserte bedrifter være en forutsetning for å kunne være konkurransedyktig om oppdrag i andre petroleumsprovinser. Det vil også være viktig for å drive norsk sokkel framover.

Foretak som produserer varer eller tjenester som er spesielt tilpasset olje- og gassindustrien besto i 2017 av om lag 1 900 selskaper spredt over hele landet. 94 pst. av selskapene er i kategorien små og mellomstore bedrifter, jf. SNF-rapport 1/2018. Leverandørindustrien omfatter i dag næringsaktivitet og arbeidsplasser over hele landet. Hovedsetet er fortsatt i Rogaland, hvor et bredt spekter av leverandørbedrifter er etablert. I øvrige deler av landet har leverandørbedriftene typisk etablert seg med basis i lokal spisskompetanse. Sørlandet har verdensledende selskaper innen boreteknologi. Oslo og Akershus har veletablerte miljøer innen ingeniørtjenester, profesjonelle tjenester (f.eks. finans og rådgivning) samt en konsentrasjon av seismikkselskaper. Nordvestlandet har en maritim virksomhet som representerer et komplett skipsbygging- og skipsutstyrsnettverk for blant annet avanserte fartøy. I Viken, særlig rundt Kongsberg, finner vi ledende miljøer innen subsea-teknologi, automasjon og dynamisk posisjonering. Bergensregionen er senter for vedlikehold av plattformer og subseautstyr, mens Trondheim har et sterkt forsknings- og utdanningsmiljø. Kompetansen fra petroleumsaktiviteten brukes også til å utvikle og levere produkter og tjenester til andre næringer.

De ulike delene av verdikjeden står overfor ulike utfordringer som krever ulik utvikling av kompetanse og teknologi. Bredden i kompetanse som er etablert i Norge, både innenfor letefasen, tidligfasestudier, utbygginger, drift og fjerning/nedstengning, har vært viktig for den samlede styrken i den norske petroleumsnæringen. Aktiviteten og utviklingen på norsk sokkel er tett knyttet til aktivitetsnivået i leverandørindustrien.

Det er gjennom verdiskapingen i operatørselskapenes kapitalintensive utbyggingsprosjekter at leverandørbedriftenes kompetanse blir realisert, jf. figur 5.30. Aktiviteten på sokkelen finansierer innovasjonen i petroleumsleverandørnæringen. Kapitalintensiteten og innovasjonsgraden i petroleumsvirksomheten kan vanskelig erstattes av andre næringer. Uten fortsatt aktivitet på sokkelen er det en betydelig fare for at den brede kompetansen i leverandørindustrien gradvis vil forvitre.

Figur 5.30 Utvikling i verdiskaping for olje-og gassnæringen over tid, mrd. kroner.

Figur 5.30 Utvikling i verdiskaping for olje-og gassnæringen over tid, mrd. kroner.

Kilde: Menon Economics, publikasjon 135/2020.

Inkluderer man spesialiserte leverandører, andre indirekte virkninger samt leverandørbedriftenes eksport til de internasjonale markedene utgjorde petroleumsnæringens samlede verdiskaping nedover i verdikjeden gjennom vare- og tjenestekjøp i 2019 nærmere 600 mrd. kroner8. Dette er klart det største økonomiske fotavtrykket av noen norsk næring og utgjorde om lag 17 pst. av samlet verdiskaping i 2019. Om lag 70 pst. av denne verdiskapingen kan henføres til operatørselskapene, mens om lag 18 pst. henføres til offshore leverandører og resten er øvrige ringvirkninger. Slike analyser fanger ikke opp produktivitetseffekten av læringsprosesser og teknologioverføringer fra petroleumsnæringen til de øvrige delene av norsk økonomi. De tar heller ikke hensyn til ringvirkningene fra husholdningenes merinntekter eller myndighetenes bruk av petroleumsinntekter til blant annet å finansiere velferden.

De samlede ringvirkningseffektene fra petroleumsaktiviteter på norsk sokkel gir betydelige verdiskapingseffekter i mange sektorer over hele landet, jf. figur 5.31. Ringvirkningseffektene er spredt bredt ut over det norske næringslivet. Kategorien «Industri» er den største målt i samlede verdiskapingseffekter. Denne kategorien inneholder i høy grad utstyr, verft og lignende. Også «Fagekspertise» (blant annet juridiske og ingeniørtjenester), samt finans og forsikring er viktige leverandører. «Bemanningstjenester» er stor, drevet av betydelig bruk av innleid personale på plattformer og i industrien. Den fjerde største næring målt i verdiskaping er «Transport», som i sin tur drives av land- og sjøtransporttjenester.

Figur 5.31 Fordeling av verdiskaping på leverandørnæringer fra petroleumsvirksomheten, mrd. kroner.

Figur 5.31 Fordeling av verdiskaping på leverandørnæringer fra petroleumsvirksomheten, mrd. kroner.

Kilde: Menon Economics (2021).

Ringvirkningene er nært knyttet til aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen. I et scenario med redusert nivå innen leting, utbygging eller drift på norsk sokkel må en påregne at bedrifter flytter ut fra Norge. En svekket interesse for forskning, utvikling og demonstrasjon knyttet til nøkkeldeler av virksomheten (subseamiljøet, offshoreverftene) vil også redusere det forretningsmessige rasjonale for å opprettholde aktivitet i Norge. Tilsvarende vil gjelde dersom kompetansen i deler av kjeden forsvinner ut av landet. Det samme vil være tilfelle når andre land innfører krav til lokalt innhold – eller «tvungen lokalisering» av produksjon. En positiv videre utvikling av norsk sokkel er derfor også viktig for at norskbaserte leverandørbedrifter skal lykkes i de internasjonale markedene.

Gjennom kompetanse og erfaring bygd opp på norsk kontinentalsokkel har norskbaserte leverandører har klart også å oppnå markedsandeler utenfor Norge. Norske aktører har i dag et særlig sterkt fotavtrykk internasjonalt i regioner med dypvannsutbygginger eller der det er andre spesielt krevende forhold, for eksempel arktiske forhold eller komplekse undergrunnsforhold.

Det globale offshoremarkedet nådde bunnen i 2018 og viste vekst i 2019 for første gang siden 2014. Av en total omsetning for norske leverandørbedrifter i 2019 på 397 mrd. kroner, opp 15 pst. fra 2018, utgjorde omsetningen i det internasjonale offshoremarkedet 120 mrd., en vekst på 18 pst. fra 2018. Det vil fortsatt være et stort internasjonalt marked i tilknytning til offshore aktivitet for den petroleumsrettede leverandørindustrien.

Internasjonalt preges næringen fortsatt av betydelig overkapasitet i enkelte leverandørsegmenter som er sentrale for norskbaserte leverandørbedrifter. Dette har også konsekvenser for de norskbaserte virksomhetene. Flere selskaper har valgt å flytte produksjonen ut av Norge. Aker Solutions har flyttet ventiltre- (juletre-) produksjonen fra Tranby til Brasil og bygger seg opp i Malaysia på tvers av forretningsområdene. TechnipFMC har flyttet all ventiltreproduksjon til Skottland/Dunfermline og kompetanse-miljøer er flyttet til Brasil, godt hjulpet av støtteprogrammer og andre tiltak i Brasil. GE har lagt ned subseakompetanse i Norge og flyttet miljøet til Skottland/Montrose. Det skjer også omstrukturering internt i næringen, eksempelvis ved at Aker Solutions og Kværner fusjonerte i november 2020. Store utenlandske selskaper som NOV og FMC har skalert ned virksomheten i Norge ettersom de begge er store i et segment med en global overkapasitet. Det er også overkapasitet i den maritime næringen som betjener olje- og gassektoren, og det er forventet en fortsatt omstrukturering i dette markedet. Alle slike strukturendringer kan ha påvirkning for norsk økonomi langt utover tilknytningen til petroleumssektoren. Samtidig viser utviklingen etter oljeprisfallet i 2014-2016 at norsk økonomi er omstillingsdyktig og arbeidsmarkedet fleksibelt. Leverandørbedriftene leverer også til andre næringer enn petroleumsnæringen og har kompetansen som kan være overførbar til andre sektorer.

5.5.3 Rekruttering, lærlinger og kjønnsbalanse – morgendagens oljearbeider

Generasjonsskiftet som pågår blant arbeidstakerne i petroleumsnæringen, kombinert med den kontinuerlige teknologiutviklingen som gir endringer i arbeidsprosesser, gir nye utfordringer for rekruttering av kvalifiserte arbeidstakere i ulike deler av verdikjeden. Kompetanse knyttet til digitale teknologier og bruken av slike teknologier med kapitalintensivt utstyr vil i økende grad være en kritisk faktor i næringen. Disse utfordringene forsterkes i en syklisk næring som blir påvirket både av de generelle konjunktursvingningene og de mer sektorspesifikke svingningene. Rekrutteringen og kompetanseutviklingen i næringen må rekruttere bredere og utvikles fra ulike fagdisipliner. Endringer i arbeidsprosesser gir utfordringer, men også nye muligheter.

Petroleumsnæringene har en større andel sysselsatte med universitets- og høyskoleutdanning enn i resten av økonomien. Dette gir næringene et godt utgangspunkt for tilpasninger til nye arbeidsprosesser. Det høye utdanningsnivået gjelder både blant kvinner og menn. Utviklingen i de sysselsattes utdanningsbakgrunn har imidlertid vært ulik for kvinner og menn. Blant kvinnene ansatt i petroleumsnæringene har enn større andel enn blant mennene universitets- og høyskoleutdanning. Samtidig er også forskjellen i andelen med slik utdanning i forhold til i resten av privat sektor større blant kvinnene enn blant mennene.

Petroleumsnæringen har et høyt antall veldig godt utdannede ansatte og har også en betydelig andel fagarbeidere med utdannelse på videregående nivå og mye intern opplæring som ikke måles. Andelen kvinner med kun grunnskole og videregående skole falt med 19,5 prosentpoeng i perioden 2003 til 2016, mens andelen blant menn kun falt med 7,1 prosentpoeng i samme periode (SSB, Rapporter 2017/27). Andelen med kort høyere utdanning økte noe sterkere for kvinner enn for menn i samme periode. Andelen med lang høyere utdanning økte imidlertid med 15,6 prosentpoeng for kvinner, mot kun 6,5 prosentpoeng blant menn. For kvinner var det i 2016 fortsatt nedgang i andelen sysselsatte uten utdanning på universitetsnivå. Sammenlignet med 2003 er tendensen, både for kvinner og menn, at det blir færre med lavere utdanning og flere med høyere utdanning. Denne endringen har vært sterkere for kvinner enn menn. For kvinner var tendensen til endring mot høyere utdanning sterkest i bygging og innredning av plattformer og forsyningsbaser. Det foreligger ikke nyere relevant statistikk, men det er liten grunn til å anta at denne situasjonen er endret.

Selv om den direkte sysselsettingen i petroleumsnæringen ikke er så stor, er næringens betydning for den samlede sysselsettingen i Norge stor. Aktiviteten på sokkelen har en betydelig etterspørsel etter varer og tjenester til investeringer og vareinnsats noe som skaper betydelig aktivitet i andre næringer. For å følge kunnskaps- og kompetanseutviklingen må norsk industri samtidig effektivt bruke roboter, digitalisering og automatisering i produksjonen. Dette gjør imidlertid ikke menneskene overflødige, men kompetansekravene øker kontinuerlig i hele verdikjeden. Dette påvirker kravene til morgendagens oljearbeider både i oljeselskapene og i leverandørbedriftene til petroleumsnæringen. Ved siden av et økt behov for økt kompetanse er det også et rekrutteringsbehov for kvalifisert arbeidskraft i petroleumsvirksomheten som følge av avgang ved at de tidligste generasjonene oljearbeidere går av med pensjon.

I deler av leverandørindustrien trekkes det i stor grad på ressurser og kompetanse fra utlandet ved gjennomføring av tildelte kontrakter, særlig ved større prosjektaktivitet. Innen enkelte fagdisipliner er det ikke kapasitet i Norge slik at innleide utlendinger fra EU/EØS-området er nødvendig for å dekke behovet. Alternativet vil være å sette ut oppdragene til utlandet. Pandemien, med periodevis sterke reiserestriksjoner, har avslørt at bruk av innleide utlendinger i slike situasjoner kan medføre en sårbarhet. Dette er viktig lærdom for næringen å hensynta ved prosjektgjennomføring.

De fleste av de store operatørselskapene på norsk sokkel har etablert egne lærlingeprogram. Equinor er landets nest største lærebedrift, etter Forsvaret, med om lag 300 lærlinger under opplæring til enhver tid. Ikke alle får tilbud om fast jobb etter endt læretid. Ifølge Equinor kommer søkerne fra alle fylker, spredt over hele landet, men nesten halvparten av søkerne i 2020 kom fra skoler nær Equinors landanlegg på Vestlandet. Det er også en del søkere fra skoler nær Equinors øvrige landanlegg og forskningssentre, fra Hammerfest i nord til Porsgrunn i sør. Andre petroleumsselskaper har et mindre omfang av antallet lærlinger, men alle har et jevnlig behov for å ta inn lærlinger særlig innen fagdisiplinene offshore. Inntaket til landbaserte stillingstyper er noe mer stabilt. Offshore og på landanleggene er det fagdisipliner som prosess, logistikk, kran, automasjon, industrimekaniker, elektro, kjemi med videre som dominerer, mens lærlingeplassene onshore er mer dominert av fagdisipliner som finans, HR, IT etc. Behovet for fagarbeidere i de ulike fagdisiplinene endrer seg fra år til år, og antallet lærlinger som tas inn per fagdisiplin justeres til en viss grad i hvert inntak. Nyansettelsesraten kan hos noen selskaper være høyere offshore pga. den høye alderen i f.eks. fagdisiplinen prosess. Equinor har som ambisjon er at 1/3 av lærlingene skal være kvinner. I inntaket for 2020 var 50 av 168 nye lærlinger kvinner. Andre selskaper ser mer på sammensetningen med hensyn til ulike faktorer som alder og kjønn i de ulike stillingstypene og søker bl.a. å oppnå mer balanse mellom kjønn. Noen selskaper har som målsetning at opplæring i all hovedsak skjer gjennom jobben internt i selskapet.

5.5.4 Mer deling av data i næringen og nye samarbeidsmodeller

Også petroleumsnæringen står foran endringer som følge av den teknologiske utviklingen og den raskt økende digitaliseringen. Teknologier som kunstig intelligens, robotikk, 3D-printing, stordataanalyse, fjernstyring, automatisering og datablokker vil medføre endringer. Hva disse endringene vil innebære for selskaper og for virksomheten, og hvor raskt det vil skje, er usikkert. Digitalisering kan redusere kostnader gjennom hele verdikjeden gjennom mer effektive prosesser, automatisering av oppgaver, osv. Det kan også forbedre forståelsen av de geologiske mulighetene på sokkelen og øke utvinningsgrad og reservoarforståelse. Seismiske data vil kunne tolkes raskere og mer nøyaktig, noe som kan gi færre tørre brønner og flere funn. Boring og brønnoperasjoner kan gjøres betydelig raskere ved å erstatte manuelle operasjoner, og produksjonen kan bli mer forutsigbar, stabil og optimal. Datainnsamling og analyse gjennom kunstig intelligens og digitale tvillinger kan gjøre det mulig å foreta proaktivt vedlikehold. Droner utstyrt med ulike sensorer kan brukes til fjernstyrt inspeksjon, noe som gjør kontrollene raskere og sikrere.

Gjennom forbedringsarbeid i enkeltselskaper samtidig som det også skapes effektivitet og produktivitet i verdikjedene i næringen, kan norsk petroleumsnærings konkurransekraft styrkes. Avgjørende for å få til dette er mer effektiv samhandling mellom oljeselskaper og deres leverandører og underleverandører, samt et forsterket standardiserings- og forenklingsarbeid i næringen. Digitalisering og nye samhandlingsformer er viktig for å få til dette.

Norsk petroleumsvirksomhet har siden starten vektlagt en god balanse mellom samarbeid og konkurranse mellom aktørene i næringen. Ulike samhandlingsformer som portefølje- og alliansemodeller for å redusere unødvendige og effektivitetshemmende flaskehalser gjennom deling av data og erfaringer er nødvendig for å sikre god lønnsomhet. Dette vil så skape et bedre forretningsmessig grunnlag for økt aktivitetsnivå – fra leting og boring til utbygging av grupper av små felt og i drift. Den norske samarbeidsmodellen gir muligheter for næringen til å ta ledelsen internasjonalt når det gjelder digitalisering innenfor petroleumsindustrien. Det er i stor grad opp til næringsaktørene å gripe denne muligheten.

Bransjeorganisasjonen Norsk olje og gass har etablert et samhandlingsprosjekt med formål å fremme større grad av samarbeid mellom operatører og leverandører. Næringen har erfart at flere oppgaver kan løses sikrere og mer effektivt i fellesskap ved å standardisere krav og arbeidsprosesser. Oppgaver som tidligere har vært løst internt i hvert enkelt selskap vil det nå kunne finnes felles løsninger for. Selskapene mener at dette vil bidra til forbedret sikkerhet, og større verdiskaping innenfor en bærekraftig ramme. Standard løsninger og prosesser vil øke driftssikkerhet og oppetid, redusere behovet for reservedeler og transport og gi økt grad av gjenbruk. Også utviklingen innen digitalisering vil bli dratt nytte av, for eksempel muligheten for å kunne 3-D printe reservedeler til gammelt og nytt utstyr, i stedet for å bygge opp store reservedelslagre. Deling av data for å sikre læring er også et satsingsområde, både innenfor helse miljø og sikkerhet, ytre miljø og bærekraft, samt økt olje og gass utvinning fra eksisterende og nye felt. Prosjektet har en ramme på to år, og startet i slutten av 2020.

Departementet har bedt Norsk olje og gass, sammen med medlemsbedriftene, vurdere mulige endringer i dagens samarbeidsavtale som regulerer forholdet mellom rettighetshaverne i de enkelte interessentskap. Formålet med dette arbeidet er å sikre at avtaleverket er tidsriktig og i tilstrekkelig grad fleksibelt nok til å ta høyde for utviklingen innenfor data- og informasjonsdeling. Målsettingen er at arbeidet skal resultere i at eventuelle endringsforslag presenteres for departementet i løpet av året.

God ressursforvaltning og høy verdiskaping er overordnede mål i petroleumspolitikken og god dataforvaltning er et viktig virkemiddel i å nå disse målene. Departementet er opptatt av at data kan utnyttes av flere aktører ved at data deles. Samtidig må aktører ha tilstrekkelige insentiver til å samle inn og bearbeide data. Det må også legges til rette bruk av ny teknologi og nye arbeidsformer for innhenting og bearbeiding av data. Samhandlingsprosjektet nevnt over er et eksempel på en arena som kan føre til slike nye samarbeidsformer.

Etter hvert som en større del av norsk sokkel blir mer moden, vil nye utvinningstillatelser stadig oftere omfatte areal som allerede har vært konsesjonsbelagt én eller flere ganger tidligere. I noen tilfeller får selskap tildelt areal som allerede har vært grundig evaluert av tidligere rettighetshavere.

Petroleumsforskriften fastsetter taushetspliktens lengde for ulike kategorier geologiske, reservoartekniske og produksjonstekniske data. Dette er avgjørende for hvor lenge eier av dataene har mulighet for å selge rettigheter til disse eller selv bruke dem som et konkurransefortrinn f.eks. ved tildeling av nye utvinningstillatelser.

Ved endringer i petroleumsforskriften ble det med virkning fra 1. januar i år bestemt at man skal frigi tolkede data i de rapportene selskapene sender myndighetene når områder oppgis. Dette vil bedre datatilgangen for selskaper som vurderer å søke om tildeling i områder som tidligere har vært tildelt. Målsettingen er å bidra til mer kostnadseffektiv leting ved at nye rettighetshavere og andre kan dra nytte av arbeid og erfaringer som er gjort i tidligere tillatelser i samme område.

For at ulike typer av data skal kategoriseres riktig ved innsending til myndighetene og kunne deles i tråd med regelverket, er det viktig at de ulike kategoriene er klart definert. Oljedirektoratet har i år gjennomført et arbeid med sikte på å klargjøre definisjonene av de ulike kategoriene. Næringen har vært involvert i prosessen. Departementet antar at slik klargjøring vil lede til at en større mengde sentrale data vil bli offentlig tilgjengelig vesentlig tidligere enn hva situasjonen er i dag. Departementet vil, sammen med Oljedirektoratet, vurdere behovet for forskriftsregulering og veiledning, for å sikre enhetlig kategorisering.

Regjeringen vil

  • understøtte næringens arbeid med å øke verdiskapingen gjennom effektivisering, digitalisering og innovasjon.

5.5.5 Digitalisering, forbedring og industrialisering

Petroleumsnæringen er global og opererer i internasjonal konkurranse. For å opprettholde konkurransedyktighet stiller dette krav til selskapenes evne til fleksibilitet, innovasjon og omstillingsevne i alle ledd av verdikjeden.

Digitale teknologier blir i økende grad tatt i bruk også i petroleumsnæringen for å oppnå økt effektivitet og lønnsomhet. Digitale teknologier omfatter systemer, utstyr og prosesser som bruker digitale data eller signaler i ulike deler av virksomheten. Utbyggingsprosjektene på norsk sokkel er ofte store kapitaltunge innovasjonsprosjekter. Disse avanserte og høyteknologiske prosjektene gir den norske petroleumsnæringen et fortrinn og godt utgangspunkt for integrasjon av nye digitale teknologier i nye prosjektløsninger og arbeidsprosesser. Kapitalintensiteten gir kapasitet og gode forutsetninger for utvikling og utveksling av ideer og kunnskap også med andre industrier. Petroleumsnæringens utfordringer gir gode muligheter for anvendelse av blant annet maskinlæring, kunstig intelligens og såkalte «digitale tvillinger». Dette vil også kunne få betydning for selve gjennomføringen av utbyggingsprosjekter hvor digitale arbeidsprosesser kan gi nye muligheter for optimering, forenkling og tilrettelegging av automasjon og dermed økt lønnsomhet.

Norske miljøer bl.a. representert ved Kongsberg Digital og Cognite er aktive og tilbyr digitale teknologier til petroleumsvirksomheten på sokkelen. Cognite samarbeider med AkerBP, Wintershall DEA og OMV i ulike prosjekter for produksjonsoptimalisering, og har inngått et samarbeidsprosjekt med Aramco for akselerering av digitalisering i ulike industrier. Kongsberg Digital har et samarbeid med Shell om skybaserte digitale tvilling-tjenester til den globale porteføljen av operative energiinstallasjoner og nye utbyggingsprosjekter, herunder utvikling av en digital tvilling av gassanlegget på Nyhamna.

Data er grunnlaget for all digitaliseringsaktivitet. Ved økt og bedre bruk av data kan man fatte bedre og mer bærekraftige beslutninger i petroleumsnæringen. Det finnes mange gode eksempler på dette, blant annet en norsk operatør som ved hjelp av analyse av historiske data fant en mulighet til å redusere energibehovet på en plattform og gjennom dette også ta ned CO2-utslippet. Verdien av data kan øke jo mer den blir tatt i bruk og delt mellom ulike aktører. Nå piloteres også nye måter å innhente data på norsk sokkel, som bruk av robothunder til å innhente sensordata, og det vil igjen åpne for nye analyser og beslutningsstøtte som kan gi økt lønnsomhet på sokkelen. Bruk av digitale tvillinger gir virtuell representasjon av data, status, sammenhenger og aktivitet ved de fysiske installasjoner på sokkelen, noe som gir økte muligheter for gode analyser og beslutninger for investeringer og drift. Kombinasjonen av maskinlæring basert på gode digitale data med simulering av fysiske sammenhenger gir merverdi ved bruken av digitale tvillinger.

Økt fokus på robust lønnsomhet gjennom implementering av digitale løsninger vil styrke aktiviteten på sokkelen. Samtidig vil den norske petroleumsnæringen kunne videreutvikle den petroleumsfaglige kompetansen i kombinasjon med digitale løsninger i hele verdikjeden og på den måten bidra til å styrke næringens konkurransekraft samtidig som den bidrar til produktivitetsforbedringer i annet næringsliv.

Den norske petroleumsnæringen må hele tiden forbedre seg for å sikre lønnsomheten gjennom innføring av ny teknologi og nye arbeidsmetoder. Potensialet for kostnadsreduksjoner kan være betydelig. Bruk av maskinlæring på norsk sokkel kan være en måte å redusere kostnadene på. Dette krever gode historiske datasett hvor arbeidsprosesser kan automatiseres gjennom bruk av maskinlæring. Potensialet kan være stort – det som før tok to måneder, kan nå kanskje gjøres på to dager. Det er en økende aktivitet i utvikling og utprøving av maskinlæring innenfor mange fagområder. Maskinlæring er i ferd med å bli en del av industriens verktøykasse. Bruk av maskinlæring vil i noen problemstillinger være det foretrukne verktøyet, mens for andre problemstillinger vil fortsatt teoretiske modeller og praktisk testing gi det beste beslutningsgrunnlag. Med økt bruk vil også bruksområdene utvides.

Digitalt grunnfjell er et prosjekt organisert av Norsk olje og gass og finansiert av selskapene på sokkelen etter initiativ fra Konkraft. Prosjektet digitaliserer fysisk borekaks fra ca. 1700 letebrønnener som er frigjort på norsk sokkel. Resultatet vil bli et komplett digitalt bibliotek med 50 års historie fra norsk sokkel. Biblioteket, som blir lagret i Diskos, vil bidra til å finne mer petroleum og gi kunnskap som kan øke funnrate og øke sikkerhet under boring. Databasen vil åpne for nye stordata analyser og muliggjøre flerfaglig bruk av data fra alle havområder. Bare kreativiteten setter grenser for hva en kan bruke det nye datasettet til. Alle selskapene som deltar får tilgang til data fra hele sokkelen på en enkel og kostnadseffektiv måte. Forskningsinstitusjoner og andre kan lage nye modeller og øke forståelsen av både geologisk historie og utviklingen av havområdene på norsk kontinentalsokkel. Dette prosjektet har et betydelig verdiskapingspotensial. Analyser av data fra prosjektet vil bidra med ny geologisk innsikt som er forventet å lede til nye funn. Det er også sannsynlig at nye funn kan gjøres på bakgrunn av disse dataene. Bedre kunnskap om mineralogi og stratigrafi i lagene som det bores gjennom for å komme ned til reservoarnivå, kan bidra til hurtigere boring, mindre tap av tid, og bedre planlegging av borevæsker. Det siste vil også kunne ha en positiv HMS-effekt. Det samlede verdiskapingspotensiale kan være svært stort men er svært vanskelig å anslå.

OG21 – Olje og gass i det 21. århundre – er en nasjonal teknologistrategi for olje- og gassvirksomheten i Norge. Hovedmålsettingen for OG21 er økt verdiskaping på norsk kontinentalsokkel og økt eksport av norsk olje- og gassteknologi. OG21 er skal arbeide for en effektiv, sikker og miljøvennlig verdiskaping fra norske olje- og gassressurser. Dette skal skje gjennom et samordnet engasjement i petroleumsklyngen innenfor utdanning, forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering. OG21-forum i november 2020 satte søkelys med gode eksempler på hvordan digitale teknologier kan gjøre norsk petroleumsnæring robust mot svingninger i oljepris og aktivitetsnivå.

Boks 5.8 OG21 – En nasjonal teknologistrategi for olje- og gassvirksomheten

OG21 skal arbeide for en effektiv, sikker og miljøvennlig verdiskaping fra norske olje- og gassressurser. Dette skal skje gjennom et samordnet engasjement i petroleumsklyngen innenfor utdanning, forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering. OG21 skal inspirere til utvikling og bruk av ny og bedre kompetanse og teknologi tilpasset et energisystem i endring og målet om reduserte klimagassutslipp.

OG21-styret, som er oppnevnt av Olje- og energiministeren, skal utarbeide en helhetlig nasjonal teknologistrategi i petroleumssektoren som skal være retningsgivende for næringens og myndighetenes samlede teknologi- og forskningsinnsats. Strategien skal bidra til

  • effektiv, sikker og miljøvennlig verdiskaping på norsk sokkel.

  • kompetanse og industri i verdensklasse

  • petroleumsnæringens deltakelse i omstillingen til lavutslippssamfunnet

Strategien er i ferd med å revideres. Den vil ferdigstilles innen november 2021.

OG21 har et sekretariat og fem teknologigrupper som gjør mye av det praktiske arbeidet. Teknologigruppene reflekterer de FoU-områdene OG21 prioriterer

  • 1. klima og miljø

  • 2. undergrunnsforståelse

  • 3. boring, komplettering, intervensjon og nedstengning av brønner

  • 4. produksjon, prosessering og transport

  • 5. sikkerhet og arbeidsmiljø

Gjennom å koble myndigheter, næringsliv og forskningsmiljøer sammen skal strategien gi en forsterket innsats for petroleumsrettet FoU og kunnskapsutvikling. Strategien skal bidra til å utvikle internasjonalt konkurransedyktig kompetanse og næringsliv innenfor petroleumssektoren.

For å fremme verdiskaping og økt eksport av norsk teknologi er det viktig at myndighetene og selskapene samarbeider aktivt med å tilrettelegge for innovasjon. En viktig del av det er å være pådriver for datatilgjengeliggjøring og -deling for innovasjon og verdiskapning. Det kan gjøres gjennom å etablere datadelings- og samarbeidsavtaler, og standardisere datadeling mellom operatører og leverandører. Ifølge OECD ligger Norge langt framme når det gjelder bruk av digitale teknologier. Som både betydelig utvikler og bruker av digitale teknologier har norsk olje- og gassindustri et godt utgangspunkt for å hevde seg i en internasjonal konkurranse. Det kan gjøres ved å skape insentiver for bruk av ny teknologi og kunnskap som fremmer bærekraftig løsninger som gir lavere utslipp og økt lønnsomhet. Det krever fortsatt satsing på FoU og demonstrasjon. Forsknings-/teknologisentre som kobler både generisk IKT-kunnskap og domene-/fagkunnskap er et virkemiddel for å samle kunnskap og de beste hodene innen næringen. Videre er satsing på kompetanse innenfor en kombinasjon av teknologi, samfunnsvitenskap og organisasjon nødvendig slik at nye løsninger effektiv blir tatt i bruk. Her vil det blant annet være viktig å tilpasse utdanningstilbudene til behovet i arbeidslivet. Satsing på utdanning innen IKT er nødvendig for at vi kan benytte programvare og andre digitale verktøy for å skape verdi.

5.5.6 Forskning og utvikling innen petroleumssektoren

Hovedmålet med FoU i petroleumssektoren er økt verdiskaping og sikker, kostnadseffektiv og bærekraftig utnyttelse av petroleumsressursene.

Samtidig skal FoU-innsatsen sikre langsiktig kunnskaps- og teknologiutvikling, fremme en konkurransedyktig petroleumsnæring i Norge og bidra til at lavutslippssamfunnet blir realisert. Arbeidet med å nå målene over vil også legge grunnlaget for ny næringsvirksomhet, basert på forskningsbasert innovasjon og langsiktig kompetansebygging.

Boks 5.9 Offentlig støtte til petroleumsforskning flytter genser – prosjekteksempler

ENKF – Ensemble-Kalman filter

Figur 5.32 

Figur 5.32

Illustrasjon: OED.

NORCE (tidligere IRIS) har med støttet fra Forskningsrådet utviklet en ny metode for å gjøre det mulig å koble informasjon fra mange modeller og observasjoner. Metoden kalles Ensemble-Kalman filter (ENKF). Den gir en mer nøytaktig beskrivelse av reservoaret og mindre usikkerhet når man skal bore, noe som øker utvinningraden og statens innekter. I en rapport fra Rystad Energi (2020) estimerer konsulentselskapet at metoden har gitt reserveøkning på 540 millioner fat oljeekvivalenter på norsk sokkel. I 2020 har forskerne videreutviklet metoden slik at den kan brukes til å analyse spredning av COVID 19-pandemien og vurdere effekten av ulike smitteverntiltak.

EELUME

Figur 5.33 

Figur 5.33

Foto: Eelume.

Inspeksjon, vedlikehold og reparasjon av undervannsinstallasjoner utføres normalt av en dykker eller en minibåt, ROV. Felles for disse løsningene er at de tar tid å sette i gang, ofte dager, og det er nødvendig med personell for å kontrollere og styre operasjonen. Flere selskaper utvikler i dag autonome undervannsroboter, også kalt Underwater Intervention Drones (UID). Eelumes robot, Eely, er en slik. Det spesielle med Eelumes robot er at den er en slank «slangerobot» med unike manøvrerings- og tilkomstegenskaper. Den kan installeres og «bo» på havbunnen i nærheten av olje- og gassinstallasjonen uten støtte fra et overflatefartøy. Dette reduserer i stor grad kostnadene. Slike droner kan også være interessante for oppdrettsnæringen og offshore vindparker. Eelumes slangerobot er utviklet gjennom mange års forskning på NTNU/SINTEF. Partnere i prosjektet, som er støttet av Forskningsrådets DEMO2000-program, er Eelume, Equinor, Gassco, Kongsberg Maritime, MMT, Norbit, EIVA og DNV GL.

Olje- og gassvirksomheten er den største enkeltnæringen i Norge målt i verdiskaping for Norge. Samtidig er det usikkerhet om hvordan framtidig verdiskaping vil utvikle seg sett i lys av ressurssituasjonen på norsk sokkel, framtidig etterspørsel etter olje og gass, og hvordan framtidig etterspørsel vil påvirkes av ulike faktorer som f.eks. prisutviklingen på andre energiformer og klimarisiko.

En viktig oppgave for FoU-politikken er derfor å bidra til fortsatt høy verdiskaping fra petroleumssektoren med utgangspunkt i gjenværende ressurser. Dette krever fortsatt vektlegging av FoU som gir økt utvinningsgrad samtidig som hensynet til det ytre miljøet skal ivaretas og sikkerhetsnivået kontinuerlig forbedres.

Petroleumsvirksomheten gir sterke impulser i form av teknologi- og kompetanseoverføringer til annet norsk næringsliv både til havs og på land.

Studier (NORCE 2021) viser at oljeselskapene på norsk sokkel investerer betydelig FoU beløp gjennom oppdrag til leverandørindustrien, instituttsektoren og akademia. Det bidrar til at norske kunnskapsmiljøer kan være i teknologifronten på mange områder. For å nå målet om lavutslippssamfunnet må klimagassutslippene reduseres kraftig. Innsatsen må rettes mot all type næringsvirksomhet. Departementets FoU-bevilgninger rettet mot energieffektivisering og CO2-håndtering bidrar til dette. I tillegg er det nødvendig å utvikle løsninger som er målrettet mot olje- og gassektoren som står for om lag 25 pst. av Norges totale klimagassutslipp. Kraft fra land og alternative energikilder til gass for drift av offshoreinstallasjoner vil fortsatt kreve forskning, spesielt rettet mot hvordan det totale energisystemet kan optimaliseres.

Regjeringen vil

  • videreføre satsingen på petroleumsbasert forskning for å øke verdiskapingen, styrke internasjonal konkurransekraft og redusere klima- og miljøpåvirkningen fra virksomheten.

Fotnoter

1.

https://www.ogauthority.co.uk/media/6522/emissions-intensity-comparison-of-ukcs-gas-production-and-imported-lng-and-pipelined-gas-v2.png

2.

I SDS begrenses global temperaturøkning sammenliknet med førindustriell tid til 1,65 grader med en sannsynlighet på 50 pst. og 1,8 grader med 66 pst. sannsynlighet. SDS ligger i utfallsrommet til IPCCs 1,5-gradersscenarier.

3.

Bjørnland, H.C. og L.A. Thorsrud (2016): «Boom or gloom? Examining the Dutch disease in two-speed economies», Economic Journal, vol. 126(598), 2016, 2219-2256.

4.

Bjørnland, H.C., Thorsrud, L.A. og R. Torvik (2019): «Dutch Disease Dynamics Reconsidered», European Economic Review, 119, 2019, 411-433.

5.

Blomgren, A. (2021): «Lønnsom eksportvirksomhet med komplekse, kontinuerlig høye innkjøp med aktivt innovasjonssamarbeid og høyt nasjonalt innhold. Seks unike karakteristika ved norskbasert petroleumsvirksomhet som kan forklare virksomhetens betydning som driver for norsk økonomi», Stavanger, NORCE.

6.

Gjerde, K. Ø., & Nergaard, A. (2019): «Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon i 50 år», Stavanger: Wigestrand forlag.

7.

Tall fra ringvirkningsstudier for Grieg (2018), Aasen (2018), Krog (2019) og konsekvensutredningen for Sverdrup-feltet.

8.

Menon-publikasjon nr 22/2021

Til dokumentets forside