Sverdrup PUD og status norsk sokkel Prop. 114 S (2014-2015)

Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Til innholdsfortegnelse

Del 2
Petroleumsnæringen – status, muligheter og utfordringer

2 Nye utfordringer – nye muligheter

2.1 Verden trenger både mer og renere energi

Verden trenger stadig mer energi. Befolkningsøkning og økt inntekt per innbygger bidrar til økt energibruk. Det har historisk vært nær sammenheng mellom økonomisk vekst og økt energibruk. Det er landene utenfor OECD som gjennom de siste tiårene har hatt den største veksten i energibruk. Særlig har veksten vært stor i Kina og andre framvoksende økonomier. I OECD-landene har lav befolkningsvekst og energieffektivisering bidratt til at energibruken har holdt seg om lag uendret. Det har også vært en betydelig utflytting av energiintensiv industri fra OECD-området til resten av verden som har bidratt til lavere vekst i energibruken innenfor OECD. Den økte energibruken har de siste tiårene i all vesentlig grad blitt dekket av fossilt brensel, jf. figur 2.1.

Figur 2.1 Energibærerne som har dekket det økende globale energibehovet

Figur 2.1 Energibærerne som har dekket det økende globale energibehovet

Kilde: IEA World Energy Outlook 2014

Som følge av økt energibruk basert på fossile energikilder, har også de globale utslippene av klimagassene økt betydelig over tid. Den globale utslippstrenden må snus for å nå verdens mål om å holde temperaturøkningen innenfor 2 grader sammenlignet med førindustriell tid (togradersmålet).

Den viktigste driveren bak økningen i globale klimagassutslipp de siste årene er den økte bruken av kull. Siden 2000 har bruken av kull vokst med 60 prosent. Økt bruk av kull har dekket om lag halvparten av økningen i verdens energibehov det siste tiåret, og kullets andel av verdens energiforsyning har økt med 5 prosentpoeng i samme periode. Kullets andel av total energibruk utgjør nå om lag 30 prosent, den høyeste andelen siden 1970. Størstedelen av veksten i kullbruk har kommet i Kina, jf. figur 2.2. Den økte kullbruken i Kina skyldes at verdens mest folkerike land er i sterk vekst, og at mer av verdens industrivarer blir produsert i Kina og eksportert blant annet til OECD-land. Samtidig har industriproduksjon og industrirelaterte utslipp gått ned i Europa de siste årene. For Kina har kull vært en rimelig, tilgjengelig og, i stor grad, nasjonalt tilgjengelig energikilde.

Figur 2.2 Verdens kullforbruk 1965–2013

Figur 2.2 Verdens kullforbruk 1965–2013

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2014

Når en skal lage scenarioer for verdens utvikling på energiområdet framover, står en overfor mange ulike og store usikkerhetsmomenter. To forhold som er kjent er at verdens befolkning øker og et geografisk skifte i energibruken mot Asia og andre fremvoksende økonomier. Selv om energisystemet har store innebygde tregheter, kan utviklingen påvirkes. Enkeltlands valg, tatt på grunnlag av egne lokale omstendigheter, kan ha store effekter for det globale energisystemet. Den raske veksten i ukonvensjonell produksjon av olje og gass i Nord-Amerika og den voksende bruken av fornybare energi i mange deler av verden, er eksempler på dette. Enkeltlands valg kan også tas på bakgrunn av globale utfordringer som klimautfordringen eller av energisikkerhetshensyn. Gjennom en scenariotilnærming belyser Det internasjonale energibyrået (IEA) effekten av politiske valg av ulike lands myndigheter, veksttakten i energibruk og hvilke energibærere som dekker verdens energibehov.

I sitt sentralscenario («New Policy Scenario») i World Energy Outlook 2014 anslår IEA at energiforbruket globalt vil øke med i underkant av 40 prosent fram til 2040. I dette scenarioet tas det hensyn til eksisterene og planlagt politikk i de ulike landene. I et scenario som reflekterer togradersmålet er veksten i samme periode 17 prosent. I scenarioet der dagens politikk videreføres («Current Policy Scenario») er veksten 50 prosent.

I sentralscenarioet er den årlige, gjennomsnittlige veksten i energibruken på 1,1 prosent. Dette er vesentlig lavere enn den historiske veksten. Årsaken er at det er lagt til grunn raskere forbedring i energieffektiviteten, og at det skjer strukturelle endringer i den globale økonomi i retning av mindre energiintensiv aktivitet. Energi- og klimapolitiske tiltak i ulike land er et element bak denne utviklingen. Selv om utviklingen i sentralscenarioet representerer innføring av en sterkere global klimapolitikk enn i dag, er det ikke tilstrekkelig for å nå togradersmålet. En viktig faktor bak utviklingen i energietterspørselen vil også framover være nivået på den globale økonomiske veksten. Bruken av naturgass og energi med lave klimagassutslipp vokser sterkest og tar andeler fra kull og olje over tid. Den årlige, gjennomsnittlige veksten i energibruken i de to andre scenarioene er henholdsvis 0,6 prosent (2 gradersscenarioet) og 1,5 prosent («current policy»).

Andelen av fossile energibærere i verdens totale energiforsyning – som har vært tilnærmet konstant i løpet av de siste tre tiår, faller i alle scenarioene, men fossile energibærere forblir dominerende i energiforsyningen i 2040. De fossile brenslenes andel faller fra 82 prosent i 2012 og til 74 prosent i sentralscenarioet. I de to øvrige scenarioene er andelen i 2040 henholdvis 80 prosent («current policy») og i underkant av 60 prosent (2 gradersscenarioet). Utfalletsrommet er størst for kull og fornybar energi utenom vannkraft og bruk av tradisjonell biomasse, dette fordi disse energikildene er mest påvirket av utviklingen i tiltak mot lokal luftforurensning, energisikkerhet og klimapolitikk rundt om i verden.

Den største økningen i energibruken framover ventes å komme fra kraftsektoren. Bruken av gass øker i alle IEAs scenarioer, mens særlig kullbruken varierer betydelig mellom scenarioene. Å erstatte kull med renere gass i kraftforsyningen er en effektiv måte å redusere klimagassutslippene på for kullbrukende land. Dette fordi CO2-utslippene fra et gasskraftverk kan være halvparten av det fra et kullkraftverk. Med kommersialisering av karbonfangst og -lagring kan gasskraft produseres nesten uten klimagassutslipp.

Utfordringen for energipolitikken framover er å underbygge en fortsatt positiv velstandsutvikling globalt, samtidig som man sikrer at klimamålene nås. Energipolitikken må bidra til å holde kostnadene ved energiforsyningen nede, støtte opp under en videre økning i energieffektivitet, sikre at energi er tilgjengelig for brukerne når de trenger den og sørge for at trenden med økning i klimagassutslippene fra energibruk endres.

2.2 Et oljemarked i endring

Oljemarkedet er syklisk og det har de siste tiårene vært flere runder med store endringer i oljeprisen. Siden årtusenskiftet har oljeprisen steget kraftig avbrutt av et midlertidig fall i forbindelse med finanskrisen i 2008, mens det blant annet midt på 80-tallet og på slutten av 90-tallet inntraff store prisfall, jf. figur 2.3. På 70-tallet opplevde verden to store prishopp.

Figur 2.3 Historiske oljepriser 1974–2015 (reelle 2015 dollar per fat)

Figur 2.3 Historiske oljepriser 1974–2015 (reelle 2015 dollar per fat)

Kilde: EIA

De store svingningene i oljeprisen skyldes at både etterspørsels- og tilbudssiden responderer lite på endringer i oljeprisen på kort sikt. Treghetene i oljemarkedet gjør at det må store prisendringer til for å justere markedet mot en ny likevekt. Med mindre produksjon justeres av produsenter, kan derfor oljeprisen på kort sikt falle dypere eller vokse til høyere nivåer enn det grunnleggende langsiktige tilbuds- og etterspørselsforhold tilsier. For å unngå mangel på oljeprodukter, og dermed høye oljepriser, ved uventede bortfall i oljeproduksjonskapasiteten globalt, har også mange land etablert strategiske lagre av olje som kan brukes for å avhjelpe slike situasjoner.

I løpet av det siste året har oljeprisen falt betydelig. Hovedårsaken til prisfallet er en kombinasjon av raskt økende oljeproduksjon fra land utenfor OPEC og svak global etterspørselsvekst. OPEC har på sin side besluttet å opprettholde sitt produksjonsnivå på 30 mill. fat/dag. En sterkere dollar har bidratt til å redusere fallet i kjøpekraften av et fat olje målt i annen valuta.

2.2.1 Oljemarkedet er syklisk

Selv om oljebruk i mange land er tungt avgiftsbelagt, og oljeprisen har økt kraftig siden årtusenskiftet, er oljeprodukter meget konkurransedyktig innen mange bruksområder. Særlig gjelder dette transportsektoren. Da oljeproduktene bidrar til å dekke grunnleggende behov, og det i transportsektoren foreløpig er begrenset med alternativer, har forbruket i stor grad blitt opprettholdt selv om prisene har økt. Samtidig er det en nær sammenheng mellom økonomisk vekst og etterspørselen etter oljeprodukter. Det skal derfor store prisendringer til for å endre etterspørselen på kort sikt. Det tar tid før konsummønstre endres. Den økonomiske utviklingen påvirker etterspørselen etter olje. Det samme gjør økt effektivitet i bruken av olje, og utviklingen av alternative transportdrivstoff og teknologier som stimuleres i mange land, bl.a. som del av klimapolitikken. Lavere oljepriser stimulerer økonomisk vekst, men det tar noe tid før dette igjen bidrar til høyere oljeforbruk.

Tilbudet av olje kan endres både gjennom reduserte investeringer i nye felt og lavere produksjon fra eksisterende felt. Driftskostnadene per fat fra eksisterende felt og prosjekter er relativt sett lave. Produksjon fra disse er således robust mot kortere perioder med lavere priser. Over tid kan imidlertid produksjonen på eksisterende felt bli redusert hvis perioder med lavere priser medfører at tilleggsinvesteringer ikke blir gjennomført. De fleste konvensjonelle oljeprosjekter har lang ledetid fra leting og funn, til investeringsbeslutning, og videre til produksjonsoppstart. Det tar således tid før en endring i pris slår gjennom i lavere produksjon av konvensjonell olje.

Framveksten av skiferoljeproduksjon har bidratt til at deler av oljetilbudet raskere vil kunne tilpasse seg prissignalene i framtiden. Skiferoljeproduksjon har kortere ledetider fra investeringsbeslutning til produksjonsstart enn konvensjonell oljeproduksjon. Produksjonen fra en skiferoljebrønn faller raskt også etter den settes i produksjon. Følgelig må det investeres i nye brønner og tilhørende infrastruktur kontinuerlig for å opprettholde produksjonen over tid. Fra utgangen av 2014 har antallet aktive borerigger i skiferoljeområdene falt sterkt som reaksjon på oljeprisfallet, jf. figur 2.4.

Figur 2.4 Antallet aktive oljerigger på land i USA

Figur 2.4 Antallet aktive oljerigger på land i USA

Oppdatert per 10. april 2015

Kilde: PIRA U.S. Rig Monitor

Den lange ledetiden for størstedelen av verdens oljeproduksjon bidrar til at det kan bli store endringer i oljeprisen som følge av forstyrrelser på etterspørsels- og tilbudssiden. De siste førti årene har OPEC-landene samlet hatt ledig produksjonskapasitet, og har bidratt til stabilitet i oljemarkedet.

I årene 2010–2013 var oljeprisen stabil på rundt 110 USD per fat. Dette prisnivået bidro til sterk produksjonsvekst, spesielt av skiferolje i USA. Framveksten av skiferolje ble fram til 2014 motvirket av uventete produksjonsbortfall i Midtøsten og Nord Afrika. I løpet av 2014 fortsatte den sterke økningen i produksjon fra skiferolje, mens produksjonsbortfallet i Midtøsten og Nord-Afrika ikke økte tilsvarende. Dette bidro samlet sett til at verdens oljeproduksjon vokste raskere enn årene før. I tillegg ble veksten i verdensøkonomien lavere enn forventet i 2014, noe som bidro til mindre oljeetterspørsel enn anslått ved inngangen til året. Prisfallet siden midten av 2014 er en konsekvens av disse utviklingstrekkene.

2.2.2 Den norske ressursbasen er konkurransedyktig

Produksjon fra eksisterende oljefelt faller utover i levetiden, og IEA1 anslår at eksisterende oljefelt kun vil dekke om lag 40 pst. av verdens oljeetterspørsel fram mot 2040. For kun å opprettholde produksjonen på dagens nivå kreves det svært store investeringer i ny produksjonskapasitet i årene framover.

Ved å gjøre antagelser om framtidig tilbud og etterspørsel etter olje, herunder utvinningsgrad og kostnader ved ulik oljeproduksjon, samt politisk utvikling i de ulike oljeproduserende land, kan en anslå fra hvilke deler av den globale oljeressursbasen verdens oljekonsum vil bli dekket av framover. Slike analyser er beheftet med betydelig usikkerhet, men illustrerer det store behovet for ny produksjonskapasitet framover, i takt med at eksisterende felt tømmes ut, jf. figur 2.5.

Figur 2.5 Ny produksjonskapasitet nødvendig

Figur 2.5 Ny produksjonskapasitet nødvendig

Kilde: IHS

Den geografiske sammensetningen av det globale oljetilbudet er i endring, jf. figur 2.6. Ny oljeproduksjonskapasitet framover ventes særlig å komme fra Irak, Brasil og Midtøsten, ettersom det er her store deler av verdens oljereserver ligger. Det er betydelig usikkerhet både hvor raskt og hvor stor produksjonen fra disse landene vil bli. Produksjonen av skiferolje forventes å vokse på mellomlang sikt, men det er usikkerhet både rundt hvor store de amerikanske skiferoljereservene er, samt i hvilken grad, og når, det vil være lønnsomt å utvinne slike ressurser i andre deler av verden.

Figur 2.6 Sammensetningen av oljetilbudet endres over tid

Figur 2.6 Sammensetningen av oljetilbudet endres over tid

Kilde: IEA World Energy Outlook 2013

Ny produksjonskapasitet er forventet å ha høyere gjennomsnittskostnader enn de feltene som allerede produserer i dag. Dette skyldes at de nye ressursene er vanskeligere eller dyrere å produsere. At næringen må bygge ut/produsere mer kostbar olje framover for å dekke den globale etterspørselen, kan tilsi høyere oljepriser over tid. Dette illustreres av en gjennomgang IEA presenterte i 2013, figur 2.7. Det samme bildet framgår av en analyse konsulentselskapet Rystad Energy presenterte i 2014 der selskapet anslår at det marginale oljetilbudet i 2025 vil ha en utvinningskostnad på over 100 USD/fat.

Figur 2.7 Høyere priser nødvendig for å dekke etterspørselen over tid

Figur 2.7 Høyere priser nødvendig for å dekke etterspørselen over tid

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde: © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

For å dekke den globale etterspørselen fram mot 2035 har IEA, i sitt sentralscenario, anslått at det kreves årlige investeringer i tilknytning til olje- og gassprosjekter på 500-600 mrd. USD, tilsvarende nærmere 30 ganger det som nå skal investeres i første byggetrinn av Sverdrup-feltet. Dette investeringsomfanget er vesentlig høyere enn investeringsnivået fra det siste tiåret og gir store forretningsmuligheter for den norskbaserte leverandørindustrien både hjemme og ute i tiår framover.

Et slikt investeringsnivå krever et oljeprisnivå over tid som gjør at alle de prosjektene som oljeselskapene må gjennomføre for å dekke oljeetterspørselen, er lønnsomme. Dagens prisnivå er lavere enn det som dagens kunnskap om utvinningskostnader framover tilsier vil balansere tilbud og etterspørsel av olje over tid. Det er usikkerhet knyttet til utviklingen i utvinningskostnadene for olje framover, både i Norge og i andre land. Den norske ressursbasen består imidlertid i stor grad av ressurser som forventes å være konkurransedyktig kostnadsmessig i et internasjonalt perspektiv. De langsiktige globale tilbuds- og etterspørselsforhold tilsier derfor at oljeprisnivået over tid vil understøtte en lønnsom utvikling av ressursbasen på norsk sokkel. Hvor stor del av ressursbasen som vil kunne utvikles vil blant annet avhenge av utviklingen i kostnadsnivå og oljepris.

2.3 Gassens viktige rolle i europeisk energiforsyning

Fra 1960-tallet har naturgass gått fra å dekke en svært liten andel av Europas totale energietterspørsel, til nå å stå for nesten en fjerdedel. Gass brukes til produksjon av kraft, til varme og annen direkte bruk i boliger og bygg, i industrielle prosesser og i transportsektoren. Europas import av gass forventes å øke framover.

2.3.1 Globale utviklingstrekk i gassmarkedene

I motsetning til olje, er det for gass ikke etablert et globalt gassmarked. I de regionale markedene for gass har det vært store prisforskjeller i perioder, jf. figur 2.8. At gassmarkedene er regionale er en konsekvens av at store volum naturgass mest effektivt transporteres via rørledninger fra produsent til kjøper. Gassmarkeder blir dermed gjerne begrenset av den regionale rørinfrastrukturen. Gass fraktet i rør har oftest en lavere kostnad enn gass fraktet i flytende form på skip (LNG). Dette skyldes den energikrevende prosessen å kjøle ned gass til LNG samt høyere transportkostnader ved skipstransport. Dette gjør at gass i rør vil ha et konkurransefortrinn. Regionale prisforskjeller kan vedvare på grunn av de betydelige kostnadene ved LNG-transport. Gass har også blitt priset på ulike måter i ulike deler av verden. I enkelte markeder har gassprisen blitt bestemt av prisen på olje, i andre bestemt av tilbud og etterspørsel. Økningen i oljeprisene, gjennombruddet for skifergass i USA og veksten i etterspørselen etter flytende naturgass (LNG), har bidratt til store forskjeller i gassprisene globalt de siste årene.

Figur 2.8 Regionale gasspriser i nominelle USD per mmbtu, 1996–2013

Figur 2.8 Regionale gasspriser i nominelle USD per mmbtu, 1996–2013

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2014

Store prisforskjeller mellom de regionale markedene over tid gir nye forretningsmuligheter, eksempelvis ved at en dyrere transportløsning som LNG blir mer attraktiv. I 2013 stod LNG for om lag 10 pst. av den omsatte gassen i verdensmarkedet og 10 pst. av gassimporten til Europa. I dag er det under utbygging og planlegging et stort antall LNG-anlegg som fram mot 2030 kan gi opp mot en fordobling av verdens produksjonskapasitet for LNG.

En viktig markedsutvikling i Europa de siste årene har vært bevegelsen bort fra oljeprisindekserte gasspriser til gasspriser etablert i et spotmarked. Oljeprisens påvirkning på gassprisen i Europa har blitt redusert de siste årene. Fra og med 1996 ble det handlet gass på spotmarkedet i Europa. I dag har disse markedene utviklet seg til å bli relativt velfungerende markeder. De realiserte prisene for norsk gasseksport er nå i stor grad knyttet til spotprisen i UK og Nederland. I 2014 falt derfor ikke gassprisen i det europeiske markedet tilsvarende det oljeprisen gjorde.

2.3.2 Gass forblir viktig i europeisk energiforsyning

Gass er en sikker og pålitelig energikilde for Europa. Det viktigste for å sikre stabil og kontinuerlig tilgang på energi for brukerne, er å sørge for at markedene er velfungerende og utbygging av tilstrekkelig transportinfrastruktur.

Den europeiske gassetterspørselen er forventet å øke noe på lang sikt. Gassen brukes i husholdningene, i næringslivet, til industrielle formål og i kraftsektoren, jf. figur 2.9. Etterspørselen etter gass i Europa framover er avhengig av den økonomiske utviklingen, men også EU-landenes energi- og miljøpolitikk som tar sikte på å oppnå utslippsreduksjoner, konkurransekraft og forsyningssikkerhet. Planlagt nedstengning av kjernekraftverk i Europa, utfasing av gamle kullkraftverk sammen med økt behov for fleksibel kraftproduksjon for å balansere en høy andel sol og vindkraft, tilsier at gassetterspørselen vil vokse i den europeiske kraftsektoren på sikt.

Figur 2.9 Gassetterspørsel i EU fordelt på sektor, 1996–2013

Figur 2.9 Gassetterspørsel i EU fordelt på sektor, 1996–2013

Kilde: IHS

Gass fra norsk sokkel dekker i dag en betydelig andel av Europas behov. Gass fra norsk sokkel kan også gjøre dette i tiår framover. Norsk gass kan derigjennom bidra til store, raske reduksjoner i klimagassutslipp ved å erstatte kull, samt være en effektiv måte å balansere variabel kraftproduksjon fra eksempelvis sol og vind.

Etterspørselen etter gass i kraftsektoren har variert blant annet som følge av konkurranse med kull i kraftsektoren. Prising av CO2-utslipp bidrar til å styrke gass i konkurranse med kull. Høyere pris i EUs kvotemarket for klimagasser vil derfor styrke gassens konkurransesituasjon i forhold til kull.

Figur 2.10 Anslag for gassimportbehov i EU 2013–2030

Figur 2.10 Anslag for gassimportbehov i EU 2013–2030

Kilde:  IHS

2.3.3 Den norske ressursbasen er konkurransedyktig

Det er synkende egenproduksjon av gass i EU. Selv uten en forbruksvekst vil derfor importen øke. De største leverandørene av rørgass til det europeiske markedet er Russland, Norge og Algerie. Om lag 98 pst. av norsk gasseksport gikk til Europa i 2014. Det er rikelig med gassressurser tilgjengelig globalt for å dekke et økt importbehov til EU-landene. Importen av LNG til Europa forventes å være ganske stabil de nærmeste årene, men deretter øke noe. Russland har ledig kapasitet i sitt gasseksportsystem. Den russiske eksportstrategien og forholdet mellom EU og Russland vil derfor være viktig for prisdannelsen i det europeiske markedet i tiden som kommer.

Ressursbasen for gass har økt betraktelig blant annet som følge av kommersialisering av skifergass og andre typer ukonvensjonelle gassressurser. Disse kildene til gassproduksjon har gjerne høyere kostnader enn konvensjonelle kilder. Svært store konvensjonelle og ukonvensjonelle gassressurser kan være lønnsomt å produsere med priser i området 8-12 USD/mmbtu, eller 2,27 – 3,41 kr/Sm3, jf. figur 2.11.

På lengre sikt ventes det økt tilbud av LNG globalt. Det er relativt sett kostbart å bygge ut LNG-kapasitet i forhold til regional rørtransport. For å sikre et tilstrekkelig tilbud av gass til å dekke etterspørselen i årene framover, må prisene over tid sikre lønnsomhet i investeringer i ny gassproduksjon, inklusive transportløsninger.

Figur 2.11 Anslag på produksjonskostnader og fraktkostnader for globale gassressurser, målt i USD per mmbtu

Figur 2.11 Anslag på produksjonskostnader og fraktkostnader for globale gassressurser, målt i USD per mmbtu

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde: © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

Norsk gass transportert gjennom det etablerte gassrørsystemet er meget konkurransedyktig i det europeiske markedet. I tillegg kan ny norsk gass alternativt bygges ut og eksporteres som LNG. Konkurransedyktigheten til store deler av den norske gassressursbasen, sammen med forventet tilbud og etterspørsel av gass framover, tilsier et langsiktig prisnivå på gass som vil understøtte en lønnsom utvikling av ressursbasen på norsk sokkel.

2.4 Nye utfordringer og muligheter for oljenæringen

Petroleumsnæringen er global. Utviklingen i norsk petroleumssektor kan derfor ikke ses på isolert. Aktørene på norsk sokkel opererer i en internasjonal næring, og utviklingstrekk globalt påvirker virksomheten i Norge.

De siste årene har næringen vært preget av sterkt økende kostnader. Årsakene til kostnadsøkningen er sammensatte og har elementer både av strukturell og konjunkturell art. Høyere kostnader ved ny produksjon og stadig avtagende produksjon fra allerede gjennomførte prosjekter, har ført til reduserte marginer, synkende fortjeneste og endringer i oljeselskapenes finansielle situasjon. Fallet i oljeprisen har bidratt til å forsterke disse utviklingstrekkene. Mange selskaper har tilpasset seg ved å endre sin strategi, eksempelvis ved å legge mindre vekt på produksjonsmål og reserveerstatning, til mer vekt på høy lønnsomhet. Resultatet av denne endrede tilpasningen er generelle investeringskutt, kutt i leteaktiviteten, prosjektutsettelser, tiltak for kostnadsreduksjoner, sterkere kapitaldisiplin og porteføljeoptimalisering.

For et oljeproduserende land som Norge er økt vekt på kostnadsreduksjon fra oljeselskapene positivt. Slike tiltak er viktige hvis de bidrar til mer effektiv leting, utbygging og drift, hvis de bidrar til produktivitetsvekst og hvis de sikrer lønnsomhet i en større del av ressursbasen. Denne type tiltak bidrar til høyere verdiskaping fra norsk sokkel.

Selskaps vektlegging av kapitaldisiplin kan føre til utsettelse av lønnsomme prosjekter for å redusere investeringene. For prosjekter som er avhengig av eksisterende infrastruktur kan en utsettelse medføre at prosjektet aldri blir gjennomført.

2.4.1 Fra billige fat, til nye og dyrere

Oljevirksomhet har enkelte særtrekk som gir viktige rammer for aktiviteten i næringen. En stor del av ressursbasen ligger i land som ikke har åpnet for deltagelse fra de internasjonale oljeselskapene. Olje og gass er begrensede naturressurser. De ulike forekomstene er ikke ensartede. Det å utvinne fra én bergart i forhold til en annen krever gjerne ulike produksjonsmåter. Det samme er tilfellet avhengig av om oljen i reservoaret er lettflytende eller ikke, og om det er olje og/eller gass. Å bygge ut felt til havs krever andre løsninger enn å bygge ut på land. Tilsvarende vil utbygging på store havdyp være vesensforskjellig fra det å utvinne olje eller gass på grunt vann. Denne type forskjeller gir også opphav til kostnadsforskjeller, jf. figur 2.12.

Figur 2.12 Utvikling i produksjonskostnader over tid og for ulike typer ressurser

Figur 2.12 Utvikling i produksjonskostnader over tid og for ulike typer ressurser

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde:  © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

Økonomisk fornuft tilsier at de billigste tilgjengelige ressursene produseres først. Jo mer av disse billigste ressursene som er produsert, jo mer utfordrende blir det å få tilgang til billige fat. Over tid kommer derfor en større andel av de konvensjonelle oljeressursene fra mer komplekse reservoarer og/eller befinner seg på dypere vann og/eller i områder med andre utfordringer som medfører høyere kostnader eller krever mer avansert teknologi.

For å opprettholde produksjonen over tid, og i tillegg dekke etterspørselsveksten, kreves derfor en høyere oljepris. Uten en høy nok oljepris vil det ikke være lønnsomt å gjennomføre nok av de mer kostnadskrevende/dyrere utbyggingsprosjektene. Hvor høy prisen på olje må være, vil blant annet avhenge av den teknologiske utviklingen og produktivitetsutviklingen innen oljeproduksjon over tid.

Det høyere prisnivået på olje siden årtusenskiftet har eksempelvis gjort ukonvensjonell oljeproduksjon lønnsom i USA. De høyere oljeprisene har således gjort at denne delen av verdens ressursbase nå kan bidra til å dekke den globale etterspørselen etter olje. De siste årene har anslaget for utvinnbare ukonvensjonelle ressurser økt kraftig globalt. Kostnadene ved slik produksjon varierer betydelig – canadisk oljesand er blant de dyrere ressursene som utvinnes, mens deler av amerikansk produksjon av oljeskifer har relativt lave utvinningskostnader. Generelt er ukonvensjonelle ressurser imidlertid dyrere å utvinne enn konvensjonelle ressurser.

At næringen nå i økende grad produserer en del av ressursbasen som er mer teknisk utfordrende og kostbar å bygge ut og produsere enn tidligere, er et strukturelt element i kostnadsutviklingen. Ny teknologi og økt produksjonseffektivitet kan bidra til å begrense denne kostnadsdrivende effekten.

2.4.2 Høy aktivitet har gitt økt kostnadsnivå

Kostnadene i næringen har økt mer enn det de strukturelle forholdene alene skulle tilsi. En årsak til dette er et rekordhøyt aktivitetsnivå, globalt som i Norge. Et høyere aktivitetsnivå har gjort seg gjeldende i hele verdikjeden, fra leting, via utbygging, vedlikehold/modifikasjoner og til produksjon og drift. Det har vært stort leveringspress på hele kjeden som leverer varer og tjenester til virksomheten. Prisene på en del innsatsfaktorer og ved prosjektgjennomføringen har økt markant. Utbyggingskostnadene har mer enn doblet seg siden år 2000, jf. figur 2.13.

Figur 2.13 Internasjonal utvikling i kapitalkostnader på prosjektnivå

Figur 2.13 Internasjonal utvikling i kapitalkostnader på prosjektnivå

Kilde: Oljedirektoratet – basert på tall fra IHS CERA

En måte å analysere kostnadsutviklingen er å sammenligne hva det nå koster å bygge ut det samme feltet i forhold til tidligere. McKinsey har gjennomført en slik analyse, jf. figur 2.14. Selskapet har sett på hva det koster å bygge ut eksakt den samme plattformen i 2013 i forhold til i år 2000. Siden man kun betrakter én utbygging, kan man se bort fra effekten av feltvise forskjeller over tid. I figuren er det antatt at det kostet 100 å bygge ut plattformen i år 2000. Den eksakt samme plattformen ville koste 250 å bygge ut i 2013, altså 2,5 ganger så mye. Bare en relativt liten del av kostnadsøkningen, i underkant av en firedel, kan forklares ved den generelle inflasjonen i perioden. Prisstigningen i olje- og gassektoren («Global O&G inflasjonsindeks») har i perioden 2000 til 2013 vært sterkere enn den generelle inflasjonen. Det skyldes at innsatsfaktorene som brukes intensivt i denne næringen har økt mer i pris enn innsatsfaktorer generelt. Ekstrapåslaget på 20 skyldes kostnadsøkningen som kan forklares med prisstigning på innsatsfaktorer som benyttes til å bygge plattformen. Det forutsettes da at kvaliteten på og mengden av innsatsfaktorer er den samme.

Figur 2.14 Kostnader ved utbygging av en gitt plattform i 2000 og 2013

Figur 2.14 Kostnader ved utbygging av en gitt plattform i 2000 og 2013

1 Inkluderer 10% risktillegg på topside og understell, 15% på subsea. Alle risktillegg benyttet I 2000 er inkludert

Kilde: HIS; Oil & Gas UK; NP; Kapitalkostanalyse rapport; McKinsey

I henhold til analysen, kan dermed om lag én tredel (55 av 150) av kostnadsøkningen forklares med økt pris på innsatsfaktorene. Den resterende kostnadsøkningen har andre forklaringer. Dette kan være forhold som lav produktivitetsutvikling, justeringer for endrede myndighets- eller selskapskrav, industristandarder, eller at kvaliteten på sluttproduktet i noen tilfeller er bedre (bedre stålkvaliteter, mer robuste dimensjoner, backupsystemer etc). Økningen i kostnader utover inflasjon varierer betydelig for de ulike komponentene ved utbyggingen. Det er særlig på de tre øverste komponentene (topside, understell og subseautstyr) at denne økningen har vært sterk.

Kostnadsøkninger som følge av høyt aktivitetsnivå vil det være enklere å kunne gjøre noe med for næringen på kort sikt. Lavere aktivitetsnivå minsker kapasitetspresset i ulike segmenter og gjør at flere leverandører vil konkurrere hardere om oppdrag. Lavere marginer gir økt press for kostnadskutt, effektivisering og produktivitetsøkninger i hele næringen. Etterspørselen etter varer og tjenester til industrien faller, og prisene på innsatsfaktorer følger etter. WoodMackenzie2 har anslått at utviklingskostnader for nye prosjekter vil reduseres med et sted mellom 18 og 30 pst. i løpet av 2015. Størst er effekten for nordamerikansk ukonvensjonell olje der det forventes en kostnadsreduksjon på 25 til 30 pst. For dypvannsutbygginger forventes en reduksjon på 20-25 pst., mens det for konvensjonelle offshoreutbygginger på grunt vann forventes minst reduksjon, 18 til 23 pst. Samtidig er det andre deler av kostnadsøkningen som er mer krevende å gjøre noe med. Eksempelvis ved at næringen i perioder med god lønnsomhet ikke har hatt nok oppmerksomhet på å holde kostnadene nede gjennom tiltak som standardisering, mer effektiv samhandling med leverandører og mer effektiv prosjektgjennomføring. Å reversere til enklere arbeidsprosesser, øke standardiseringen og endre tilnærming til utbygging og drift, vil bety endringer i hvordan det arbeides. Dette kan ofte være krevende å få til.

2.4.3 Selskapenes tilpasninger

En stadig større del av verdens olje- og gassressurser, særlig når det gjelder konvensjonell olje, ligger i land som er helt eller delvis lukket for internasjonale oljeselskaper. En effekt av dette er at selv de største kommersielle oljeselskapene står for kun en liten del av verdens oljeproduksjon. Eksempelvis står verdens største børsnoterte oljeselskap, ExxonMobil, for under 3 pst. av produksjonen. En annen effekt er at de internasjonale oljeselskapenes dreiing fra billige fat til nye, dyrere fat, blir sterkere enn for oljetilbudet totalt sett. Dette fordi store deler av de billigste gjenværende olje- og gassressursene ligger i land der disse selskapene ikke har tilgang, jf. figur 2.12.

At selskapenes samlede produksjon likevel har holdt seg oppe, skyldes at oljeprisen har vært så høy at nye, dyrere og mer teknisk krevende ressurser har blitt kommersielt interessante å utvinne. I praksis ser man dette ved selskapene endrer sin portefølje over tid; fra konvensjonell produksjon på land eller grunt vann, til mer kostnadskrevende produksjon på dypt vann og/eller av ukonvensjonelle ressurser, jf. figur 2.15. En ser også en dreiing fra olje til gass/LNG der forretningsmulighetene for disse selskapene har vært mange.

Figur 2.15 Utvikling i oljeselskapenes prosjektportefølje

Figur 2.15 Utvikling i oljeselskapenes prosjektportefølje

Kilde: IHS Energy Upstream Competition service

Ved inngangen til 2014, ble det anslått3 at 81 pst. av forventet økt produksjon dette året ville komme fra prosjekter med en balansepris på over 55 USD/fat. Til sammenligning kom 88 pst. av nedgangen fra prosjekter med langt lavere kostnader og en balansepris på under 30 USD/fat. Antallet komplekse og relativt kostbare prosjekter i porteføljen øker altså relativt til antall prosjekter med lav balansepris.

Marginene til internasjonale oljeselskaper var, blant annet på grunn av denne endringen i porteføljesammensetning, under press allerede i 2013, og redusert lønnsomhet som følge av den kraftige kostnadsveksten er en betydelig utfordring for selskapene. Oljeprisfallet har forsterket utfordringen.

En analyse4 fra desember 2014 viser at, gitt et prisnivå på 60 USD/fat, må oljeselskapenes samlede kostnader kuttes med 37 pst. sammenliknet med 2014 for ikke å øke dagens gjeldsgrad. Det er dog store forskjeller mellom enkeltselskaper. Alternativt må selskapene hente inn mer kapital for å kunne gjennomføre tidligere planer for investering, leting og utbytte. Signalene fra selskapene tilsier at det først og fremst er investeringer og leting som vil kuttes, mens utbetaling av utbytte og gjeldsgrad i mindre grad endres.

Som reaksjon på kapitalutfordringen har de store internasjonale oljeselskapene de siste to årene tatt grep for å kutte kostnader, begrense investeringer og leting, samt gjennomføre porteføljetilpasninger. Effektene viser seg gjennom nedjusterte investeringsanslag og utsettelse av prosjekter. Endringene er betydelige. Det er anslått at selskapenes letebudsjetter vil kuttes med minimum 30 pst. i inneværende år, og at globale investeringer i sektoren innen utgangen av 2016 vil reduseres med 153 milliarder USD (13 pst.) sammenlignet med tidligere anslag5. Dette er tilpasninger hos oljeselskapene som også, i større og mindre grad, vil slå inn på deres aktivitet på norsk sokkel.

3 Ressurser og investeringsaktivitet på norsk sokkel

3.1 Norges største og viktigste næring

Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, investeringer og eksportverdi. Næringen bidrar også med store inntekter til staten. I 2014 utgjorde petroleumssektoren 19 pst. av all verdiskaping i landet og stod for 46 pst. av eksportinntektene. Petroleumsvirksomheten stod for 27 pst. av statens samlede inntekter, og investeringene i sektoren utgjorde 29 pst. av Norges samlede investeringer i 2014, jf. figur 3.1.

Figur 3.1 Petroleumsnæringens andel av BNP, investeringer, eksport og statens inntekter fra oppstrømsaktivitet (2014). Inkluderer ikke leverandørindustrien

Figur 3.1 Petroleumsnæringens andel av BNP, investeringer, eksport og statens inntekter fra oppstrømsaktivitet (2014). Inkluderer ikke leverandørindustrien

Kilde: Finansdepartementet og SSB

Ettersom eiendomsretten til petroleumsressursene tilhører fellesskapet, sikrer staten seg en stor andel av verdiene som skapes gjennom skattlegging av virksomheten. I tillegg har staten direkte eierandeler i virksomheten gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Veksten i statens inntekter fra olje- og gassektoren har vært betydelig siden årtusenskiftet på grunn av prisutviklingen på olje og gass, jf. figur 3.2.

Petroleumsnæringen er svært viktig for finansieringen av velferdssamfunnet. Samtidig er bare 45 pst. av de forventede, utvinnbare ressursene på norsk kontinentalsokkel produsert. Det gir grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og store statlige inntekter fra sektoren også i tiårene som kommer.

Figur 3.2  Statens inntekter fra petroleumsvirksomheten (1971–2014)

Figur 3.2 Statens inntekter fra petroleumsvirksomheten (1971–2014)

Kilde: Finansdepartementet og SSB

Anslag fra Oljedirektoratet tilsier at investeringene i petroleumssektoren vil falle i år og de to kommende årene, for så å ta seg opp igjen, jf. figur 3.10. Nedgangen kommer fra et svært høyt nivå. Petroleumsvirksomhetens etterspørsel etter varer og tjenester til investeringer og produktinnsats har de siste tiårene gitt betydelige vekstbidrag til andre deler av norsk økonomi. Dette ser nå ut til å snu. Framover må det ventes at etterspørselen fra næringen vil avta målt i forhold til størrelsen på den norske fastlandsøkonomien. Lavere priser på olje og gass kan forsterke nedgangen på kort sikt.

Investeringene i petroleumsnæringen er av en helt annen størrelsesorden enn de i øvrige deler av norsk næringsliv, jf. figur 3.3. I 2014 ble det eksempelvis investert nærmere seks ganger mer i petroleumsnæringen enn samlet innen industri og bergverk. Det reflekterer dels at næringen er stor, dels at den er kapitalintensiv og dels konjunkturelle forhold. Etterspørselen fra petroleumssektoren bidrar betydelig til aktiviteten i næringslivet på fastlandet.

Selv mindre, ukjente utbyggingsprosjekter på sokkelen er store industrielle prosjekter. Eksempelvis er investeringene i det nylig godkjente gass-satellittfeltet Rutil i Gullfaksområdet på over 4 mrd. kroner. Så store investeringsprosjekter i næringslivet på fastlandet er svært sjeldne utenfor oljerelatert virksomhet.

Figur 3.3 Investeringer i ulike næringer i 2014

Figur 3.3 Investeringer i ulike næringer i 2014

Kilde: Nasjonalregnskapet, SSB

Likevel er også dette prosjektet svært lite sammenlignet med første byggetrinn for Johan Sverdrup-feltet som behandles i dette dokumentet. Med et anslått investeringsomfang på nærmere 120 mrd. kr for første byggetrinn alene, er dette det største industriprosjektet i Norge på tiår. Anslåtte investeringer i alle byggetrinn for feltet er på over 200 mrd. kroner.

3.2 Store gjenværende ressurser

Av Oljedirektoratets ressursregnskap framgår de totale forventede utvinnbare petroleumsressursene fra norsk sokkel. Ressursregnskapet omfatter alle kartlagte områder på norsk kontinentalsokkel. Ved utgangen av 2014 var disse anslått til 14,1 mrd. Sm3 oljeekvivalenter (o.e.). Det er produsert 6,4 mrd. Sm3 o.e. Det betyr at om lag 55 pst. av de totale, forventede utvinnbare ressursene ikke er produsert.

Det vil alltid være betydelig usikkerhet i slike anslag. Usikkerheten er blant annet knyttet til geologi, reservoarforhold, teknologi- og kunnskapsutvikling, kostnader og priser på olje og gass. Vurderingen av ressurssituasjonen endres over tid, blant annet når det er gjennomført ressurskartlegging av nye områder og ny kunnskap om geologi og reservoarforhold. Ressurskategoriseringen endres også over tid ved at ressurser modnes fra uoppdagede til funn, via reserver i felt, over til produserte ressurser.

Myndighetene kategoriserer petroleumsressursene i ulike klasser, etter hvor langt de er kommet i utviklingen:

  • reserver er petroleumsressurser som er vedtatt eller godkjent for utbygging

  • ressurser i felt forventes produsert gjennom framtidige tiltak for økt utvinning

  • ressurser i funn ligger i funn som enda ikke er besluttet utbygd

  • uoppdagede ressurser er ressurser Oljedirektoratet forventer blir funnet, utbygd og produsert i årene framover

I henhold til ressursregnskapet er 49 pst. av de gjenværende ressursene på norsk sokkel, reserver eller ressurser knyttet til eksisterende felt, om lag 14 pst. ligger i påviste funn, mens om lag 37 pst. gjenstår å påvise, jf. figur 3.4.

Figur 3.4 Petroleumsressursene pr 31.12.2014

Figur 3.4 Petroleumsressursene pr 31.12.2014

Kilde: Oljedirektoratet

De fleste produserende felt og de største gjenværende reservene ligger i Nordsjøen. Om lag 69 pst. av de gjenværende påviste ressursene ligger i Nordsjøen, mens Norskehavet har 21 pst. og Barentshavet 10 pst. Situasjonen for de uoppdagede ressursene viser at om lag 43 pst. ligger i Barentshavet, og om lag 28 pst. i Nordsjøen og 29 pst. i Norskehavet.

Usikkerheten i ressursgrunnlaget er størst i Barentshavet og minst i Nordsjøen. Dette skyldes at geologien i Barentshavet er minst kjent og at det foreligger færrest geologiske data fra dette havområdet. Basert på dagens kunnskap er det anslått, med 90 pst. sikkerhet, at det i Barentshavet finnes mellom 485 og 2 670 mill. Sm3 o.e. uoppdagede utvinnbare ressurser. Tilsvarende intervall for Norskehavet er 270 og 1 770 mill. Sm3 o.e., mens for Nordsjøen er intervallet 440 og 1 250 mill. Sm3 o.e. Letevirksomhet er nødvendig for å avklare hvor mye ressurser som faktisk er tilstede i et område.

3.3 Produksjonsfallet er stanset

Total petroleumsproduksjon er betydelig lavere enn ved årtusenskiftet. Den økte imidlertid fra 2013 til 2014. Produksjonen i 2014 var 217 mill. Sm3 o.e., eller 1,4 pst. høyere enn i 2013. Anslag fra Oljedirektoratet for de nærmeste årene viser at produksjonen på norsk sokkel vil holde seg relativ stabil, jf. figur 3.5. Selv om produksjonen fra allerede gjennomførte prosjekter avtar, vil bortfallet kompenseres av nye felt/prosjekter som kommer i drift.

Figur 3.5 Historisk produksjon og prognose fordelt på ressursklasse (2010–2030)

Figur 3.5 Historisk produksjon og prognose fordelt på ressursklasse (2010–2030)

Kilde: Oljedirektoratet

Siden 2011 har 14 nye felt blitt satt i produksjon. Flere nye felt, også større, vil komme i produksjon de nærmeste årene. I tillegg skal Johan Sverdrup-feltet nå bygges ut. Dette er det femte største oljefunnet som er gjort i norsk petroleumshistorie. Om 10 år er det ventet at dette feltet alene vil stå for om lag 30 pst. av norsk oljeproduksjon.

Mange av de eldre feltene som ennå er i produksjon, har store gjenværende reserver, samt ressurser som kan utvinnes gjennom nye prosjekter. Aktiviteten på produserende felt vil være høy framover og vil stå for mesteparten av produksjonen de nærmeste årene. I tillegg vil utbygging av funnene som ligger i porteføljen bli viktig. For å holde produksjonen oppe på lengre sikt vil det å gjøre nye, store funn regelmessig være avgjørende.

3.4 Stort mangfold og konkurranse

En sterk konkurranse og et mangfold av aktører i alle ledd av verdikjeden er viktig for god ressursutnyttelse, samt for å sikre tilstrekkelig interesse for de ulike mulighetene som finnes på sokkelen. På den annen side vil gjerne samordning og utnyttelse av skalafordeler være enklere med færre aktører.

Fram til årtusenskiftet var aktiviteten på norsk sokkel dominert av hovedsakelig store oljeselskaper. I 2000 ble det åpnet for involvering av andre typer selskaper på norsk sokkel. Endringen i politikk har medført en betydelig økning i antall aktører. Nye aktører med en annen forretningsstrategi har etablert seg. Dette er selskaper som er interessert i andre forretningsmuligheter enn de store internasjonale oljeselskapene, eksempelvis leting etter mindre forekomster i mer utforskede leteområder.

I perioden 2002-07 nær doblet antall aktører på norsk sokkel seg, jf. figur 3.6. I takt med at områder på sokkelen har modnet, og utfordringene har endret seg og blitt mer diversifiserte, har det vært viktig å legge til rette for et aktørbilde som bidrar til effektiv utforsking etter, og utbygging av, lønnsomme funn. Endringen i aktørbildet viste seg først i letevirksomheten, men er nå også tydelig innen utbygging og drift.

Figur 3.6 Utviklingen i antall selskaper på norsk sokkel (2000–2014)

Figur 3.6 Utviklingen i antall selskaper på norsk sokkel (2000–2014)

Kilde: Oljedirektoratet

3.4.1 Letevirksomheten

Sammen med stigende oljepris og gode leteresultater de siste årene, har særlig tre justeringer i rammebetingelsene bidratt til å øke mangfoldet på norsk sokkel:

  1. prekvalifisering av nye aktører

  2. årlig konsesjonsrunde med tildeling i forhåndsdefinert områder (TFO-ordningen)

  3. leterefusjonsordningen

Disse tilpasningene skjedde på 2000-tallet og ble gjennomført for å legge til rette for god ressursforvaltning gjennom å stimulere konkurranse og øke selskapsmangfoldet på sokkelen.

Prekvalifiseringsordningen ble etablert for å gi selskap et tilbud om evaluering av deres egnethet for deltakelse på norsk kontinentalsokkel før de eventuelt bruker ressurser på å vurdere konkrete forretningsmuligheter. Interessen for prekvalifisering har vært stor siden ordningen ble innført, og det er fortsatt et jevnt tilsig av selskaper som ønsker å gjennomgå en slik forhåndsvurdering.

TFO-ordningen, sammen med justeringer i utformingen av arbeidsprogrammer, gir selskapene muligheter for jevn tilgang til leteareal og sikrer at det drives aktiv leting. Ordningen legger på denne måten også til rette for effektiv bruk av ressursene i oljeselskapene, og sikrer at areal som tidligere har blitt tilbakelevert av andre selskaper, blir tilgjengelig for selskaper med nye ideer. Dermed vil også tidligere tildelt areal være gjenstand for nye vurderinger. Ordningen er nærmere omtalt under punkt 4.4.6.

Gjennom leterefusjonsordningen kan selskapene velge om de ønsker å få refundert 78 pst. av letekostnadene påfølgende år eller å trekke letekostnadene fra i skattegrunnlaget. Ordningen ble innført for å sikre skattemessig likebehandling av letekostnader for selskaper i og utenfor skatteposisjon. Etablerte selskaper i skatteposisjon kan løpende fradragsføre letekostnader og dermed oppnå 78 pst. reduksjon i sin skattebetaling. Selskaper utenfor skatteposisjon kunne alternativt få framført underskudd med rente (eventuelt få refundert skatteverdien av underskudd ved opphør av aktivitet på norsk sokkel). Nåverdien av leterefusjon og framtidige skattefradrag er den samme og leterefusjonsordningen innebærer dermed ingen subsidie. For små selskaper som ennå ikke er i skatteposisjon, gir refusjonsordningen en lavere kapitalbinding og dermed en bedret kontantstrøm.

Figur 3.7 Tildeling av utvinningstillatelser fordelt på type selskap 2000/2014

Figur 3.7 Tildeling av utvinningstillatelser fordelt på type selskap 2000/2014

Kilde: Oljedirektoratet

Et mangfold og en bredde av aktører er viktig. Statoil, med sin store aktivitet og brede og dype kunnskap om norsk sokkel, er særlig viktig for en fortsatt positiv utvikling av leteaktiviteten på norsk sokkel. Selskapet er både aktiv i TFO-rundene og har, sammen med de andre større selskapene, ledet an i de nummererte konsesjonsrundene. Potensialet i leteområder som tildeles gjennom de nummererte rundene er gjerne større enn i TFO-rundene. Disse områdene er mindre utforsket, samtidig kan aktivitet der medføre større utfordringer og økonomisk risiko. De store internasjonale selskapene spiller fortsatt en viktig rolle på norsk sokkel. Disse selskapene vil også framover være viktige for en fortsatt positiv utvikling av norsk sokkel. De har stor kompetanse og bred kunnskap, og har store internasjonale ressurser å trekke på i form av teknologi, personell og kapital.

Utvinning av olje og gass på norsk sokkel byr fortsatt på utfordringer som de største oljeselskapene har best forutsetning for å løse. Det kan være områder med blant annet dypt vann eller basaltlag. Det kan være områder med dype, kostbare og kompliserte brønner, mørketid, tøffe klimatiske forhold, eller med teknologisk særlig krevende operasjoner. I slike områder kreves det ofte at selskapene har kompetanse og erfaring samt store ressurser å trekke på. Å kunne tilby attraktivt leteareal er viktig for å opprettholde interesse for norsk sokkel fra de større aktørene.

3.4.2 Flere selskaper opererer felt

Det har de siste fem årene vært en betydelig økning i antall operatører for felt på norsk sokkel. Antall operatører har nær doblet seg siden 2009 fra 8 til 15 selskaper, jf. figur 3.8. Hovedvekten av økningen har vært for de mellomstore og de vertikalt integrerte europeiske selskapene. Nye operatører for felt er: Det norske oljeselskap, Lundin, ENI, Wintershall, DONG, Centrica og BG Norge. Det er i tillegg flere nye operatører for funn som er i planleggingsfasen og som planlegger utbygging de nærmeste årene, blant annet Premier Oil og DEA.

Figur 3.8 Operatørskap for felt i drift 2000–2014

Figur 3.8 Operatørskap for felt i drift 2000–2014

Kilde: Oljedirektoratet

Det krever større og andre ressurser for selskaper som skal bygge ut felt enn hva som forutsettes av et selskap som kun er aktivt innenfor letevirksomhet. Dette gjelder særlig for operatøren – men også for øvrige rettighetshavere. En del selskaper har spesialisert seg på leting og har ikke ambisjoner om å delta i utbygging og drift. Det er en viktig årsak til at antall aktører som er aktive innen leting er større enn antallet som også driver med utbygging og drift. I tillegg tar det tid fra et selskap etablerer seg i en ny provins, starter leting, og gjør funn som så skal bygges ut og settes i produksjon.

Utbygging av olje og gassfelt er store, kompliserte prosjekter. Utvinning av olje- og gassfelt på en optimal måte krever bred kompetanse og erfaring. Dette gjør også at det er repetisjons- og stordriftsfordeler ved slik aktivitet. Også når det gjelder logistikk og ved støttefunksjoner er det stordriftsfordeler ved å operere flere felt. Det er enklere å opprettholde prosjektkompetanse for selskaper med operatøransvar for en større portefølje av innretninger og felt/funn. En struktur med en viss bredde i operatørskap – som eksempelvis Statoil og ConocoPhillips har på sokkelen, legger til rette for å utnytte denne type fordeler. Erfaringen fra norsk sokkel de senere årene viser også at operatører som gjør få utbyggingsprosjekter har vært overrepresentert når det gjelder kostnadsoverskridelser og forsinkelser.

Som et resultat av det økte mangfoldet i letevirksomheten har fått de senere årene, har flere selskaper tatt steget inn i utbyggings- og driftsfasen. Et mangfold av rettighetshavere innen utbygging og drift er positivt for å sikre dynamikk og gode beslutninger. Det betinger at øvrige rettighetshavere deltar aktivt gjennom å etterse og utfordre operatørens vurderinger slik at beslutningene som tas er velfunderte. Ved at flere aktører har en viss størrelse og bemanning som følge av operatørskap også for produserende felt, styrkes også selskapenes evne til å oppfylle sine plikter som rettighetshaver i andre utvinningstillatelser på norsk sokkel.

3.5 Investeringsnivået – lavere, men fortsatt høyt

Petroleumsindustrien er en syklisk bransje. Helt siden oppstarten av virksomheten har vi vært igjennom svingninger i oljepris og aktivitet. Investeringene har ikke vokst jevnt, og i enkeltår har det vært et betydelig fall i investeringsnivået. Senest i 2000 falt investeringene i petroleumsnæringen, inkludert rørtransport, med 22 pst., målt i faste priser. Utbygging og drift av en etter hvert omfattende infrastruktur med innretninger, rør og landanlegg, krever betydelige økonomiske ressurser. Basert på tall fra Oljedirektoratet var de samlede kostnadene, inklusive investeringer, driftskostnader og letekostnader, om lag 292 mrd. kroner i 2014, jf. figur 3.9. Av dette var i underkant av 60 pst. investeringer, mens driftskostnader utgjorde i overkant av 20 pst. Det resterende beløpet er knyttet til letevirksomhet, samt øvrige kostnader.

Figur 3.9 Historisk utvikling (2009–2013) og prognose (2014–2019) for samlede kostnader i norsk petroleumsnæring

Figur 3.9 Historisk utvikling (2009–2013) og prognose (2014–2019) for samlede kostnader i norsk petroleumsnæring

Kilde: Oljedirektoratet

De siste årene har det pågått mer enn ti selvstendige utbygginger mer eller mindre samtidig på norsk sokkel. Det er helt unikt i vår oljehistorie. Dette skyldes kombinasjonen av utbygging av nye funn som ble gjort, og at høyere olje- og gasspriser gjorde utvikling av flere eldre funn kommersielt interessant. En rekke selvstendige utbygginger ble derfor besluttet i løpet av få år. Mange av disse utbyggingsprosjektene er nå i sluttfasen eller er satt i produksjon. At denne bølgen av utbygginger er over toppen, bidrar til at investeringene vil falle framover. Samtidig har det økende kostnadsnivået, sammen med oljeprisfallet, bidratt til at planlagte prosjekter utsettes eller blir lagt til side. Dette gjør at investeringene på kort sikt faller mer enn hva som tidligere var forventet.

I 2014 var investeringene på om lag 170 mrd. kr, jf. figur 3.10. For inneværende år tilsier anslagene til Oljedirektoratet en nedgang i investeringene (leting, nedstengning og disponering ikke medregnet) på om lag 15 pst. Den sterke veksten i oljeinvesteringene siden årtusenskiftet, med unntak av 2010, stopper således opp.

Figur 3.10 Investeringer – historisk (2005–2013) og framover (2014–2019)

Figur 3.10 Investeringer – historisk (2005–2013) og framover (2014–2019)

Kilde: Oljedirektoratet.

Investeringsnivået for 2015 er fortsatt høyt i et historisk perspektiv. Sammenlignet med investeringer fire år tilbake i tid, er anslaget for 2015 om lag 20 mrd. kroner høyere. Utbyggingen av første byggetrinn for Sverdrup-feltet bidrar til å dempe fallet i investeringene. Første byggetrinn av Sverdrup utgjør alene nærmere 120 milliarder kroner i investeringer. Det er betydelig usikkerhet knyttet til investeringsnivået etter 2015, blant annet vil utviklingen i oljeprisen være viktig. De siste anslagene fra Oljedirektoratet tilsier at investeringene vil øke noe igjen fra og med 2018.6

3.6 Utfordringer og muligheter for leverandørindustrien

Petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel har generert en betydelig etterspørsel etter teknologi og kompetanse over fire tiår. De fleste av de store utbyggingsprosjektene på sokkelen har hatt teknologiske utfordringer som måtte løses, før feltene kunne bygges ut på en lønnsom måte. Norsk sokkel har vært et teknologisk laboratorium som har lagt grunnlaget for utviklingen av en høykompetent og internasjonalt konkurransedyktig industri. Innenfor områdene seismikk, boreteknologi, undervannsproduksjonssystemer og maritime tjenester, er norsk industri verdensledende.

Over tid har sterke og internasjonalt konkurransedyktige selskaper som leverer teknologi og tjenester til petroleumsvirksomhet, etablert seg over store deler av landet. Industrien ble i stor grad bygget opp på basis av kunnskap, kompetanse og produksjonsfasiliteter fra allerede eksisterende næringer. Mange selskap ble etablert i tilknytning til datidens viktigste miljøer langs aksen Oslo – Kongsberg og langs kysten fra Østfold til Trøndelag der rederier, skipsverft og maritime utstyrsleverandører fantes. Gitt nærheten til Nordsjøen, ble Stavanger- og etter hvert Bergensregionen særlig viktig for feltene i drift.

Rogaland er i dag sentrum for olje- og gassnæringen med vel 30 pst. av sektorens samlede sysselsetting. Industrien i Rogaland er et speilbilde av norsk leverandørindustri og er representert med kompetanse innenfor alle fagområder. Over tid har det bygget seg opp sterke fagmiljøer rundt om i landet med spesialkompetanse innen undervannsteknologi (Konsberg/Asker), boreteknologi (Agder), maritim teknologi (Møre) og undervannsvedlikehold (Bergen). Disse miljøene har fått status som enten Global- eller Norwegian Centres of expertise.

Ifølge beregninger var det i 2012 nær 28.000 sysselsatte i oljeselskap og rundt 126.000 sysselsatte i den petroleumsrettede leverandørindustrien7. Dersom etterspørselsvirkningene den samlede petroleumsvirksomheten har på andre deler av økonomien inkluderes, er tallet på sysselsatte anslått til rundt 240.0008. Det utgjorde 8,7 pst. av den samlede sysselsettingen i Norge i 2014. 416 av 428 kommuner i Norge har sysselsatte i petroleumsnæringene.

Å utvikle næringsvirksomhet med basis i olje og gass, har vært en målsetting siden petroleumsvirksomheten startet på norsk sokkel. Den petroleumsrelaterte leverandørindustrien har siden den gang utviklet seg til en høykompetent og internasjonalt konkurransedyktig industri som i dag er Norges nest største næring målt i omsetning etter salg av olje og gass. Av leverandørindustriens totalomsetning på 524 milliarder kroner i 2013, kom rundt 40 pst.9 fra internasjonale markeder.

3.6.1 En krevende periode

Norsk leverandørindustri har vært gjennom en sterk vekstperiode, men også en periode der norske offshoreverft tapte anbudskonkurransen om flere store nybyggingskontrakter til norsk sokkel. I perioden 2002–2013 har industrien opplevd en gjennomsnittlig vekst på 14 pst. per år.10 Mer enn 30 000 nye arbeidsplasser er skapt over en femårsperiode. Samtidig har kostnadsnivået i leverandørindustrien økt. Siste års kostnadsutvikling og det nylige fallet i oljeprisene, har ført til utfordringer både for oljeselskaper og bedrifter i leverandørindustrien.

Leverandørnæringen består av mange ulike bedrifter som leverer ulike varer og tjenester knyttet til leting, utbygging og drift. De viktigste segmentene for den norskbaserte leverandørindustrien er boring og brønntjenester, vedlikehold/modifikasjoner, nybygg og utstyr til slike, undervannsutstyr og seismikk. I tillegg kommer tilknyttet maritim virksomhet. Investeringskuttene hos oljeselskapene er ikke et særnorsk fenomen, hvilket gjør at også den delen av leverandørindustrien som i hovedsak leverer til andre land, rammes.

Hvor lang tid det tar før ulike selskaper blir påvirket av oljeprisfallet, varierer blant annet etter hvilke segmenter de betjener. Seismikkvirksomheten, som er drevet av leteaktiviteten, påvirkes raskest. Boring og brønn, samt vedlikehold og modifikasjoner, merker også effektene raskt. Segmenter som drives mer av feltutvikling, som nybygg/utstyr til slike og undervannsanlegg, har et tidsetterslep ved at pågående utbygginger ikke stanses. Utviklingen av oljeprisen framover vil være viktig for hvor store konsekvensene blir over tid.

Det er følgelig først og fremst selskaper som leier ut personell og utstyr, samt innenfor markedssegmentene vedlikehold og modifikasjoner og leting og boring, som hittil har vært hardest rammet av nedgangen i aktiviteten. I vedlikeholds- og modifikasjonsmarkedet falt aktiviteten med mer enn en tredjedel fra første til annet halvår i 2014. Situasjonen er også krevende for tilknyttet maritim virksomhet. Borerigger tatt ut av virksomhet og lavere etterspørsel globalt, har gitt overskudd på ulike fartøytyper. I flere av disse segmentene er norske aktører store. En del bedrifter har større ordrereserve, og effekten for disse vil blant annet være avhengig av hvor langvarig situasjonen med investeringskutt og prosjektutsettelse blir. Faren i alle ledd er at kapasitet og kunnskap, som er avgjørende for å dekke den langsiktige etterspørselen i forbindelse med utbygging av olje- og gassfelt, forvitrer som følge nedbemanninger i bedriftene.

3.6.2 Forretningsmulighetene på norsk sokkel framover

Utviklingen i investeringer og driftskostnader på norsk sokkel har betydning for forretningsmulighetene for leverandørindustrien. Da reduksjonen i oljeselskapenes ressursbruk på sokkelen er en del av en internasjonal trend, kan ikke de norskbaserte leverandørene i denne situasjonen lett erstatte færre muligheter på norsk sokkel med forretningsmuligheter andre steder i verden. En del bedrifter kan imidlertid vri virksomheten over mot andre kundegrupper utenfor olje- og gassvirksomheten.

Forventede framtidige investeringer på norsk sokkel kan deles i ulike segmenter. De store komponentene er nye innretninger, boring/brønn, modifikasjoner og rør, jf. figur 3.11. Det er ventet reduksjoner innenfor samtlige kategorier fra 2014 til 2015. Investeringene vil likevel forbli høye i et historisk perspektiv.

Situasjonen for mange bedrifter hadde vært mer krevende uten utbyggingen av Sverdrup-feltet. Denne utbyggingen vil kreve store vare- og tjenesteleveranser og vil bidra til betydelig verdiskaping og sysselsettingseffekter også i leverandørindustrien. Nasjonalt er første utbyggingsfase beregnet til å skape 51 000 årsverk, hvorav ca. 22 000 årsverk i norske leverandørbedrifter og 12 000 i deres norske underleverandørbedrifter.11 Flere kontrakter er allerede tildelt, blant annet store kontrakter til Aker Solutions, Kværner og Aibel. Nærmere omtale av Sverdrup-utbyggingen finnes i egen del av denne proposisjonen.

Figur 3.11 Historiske investeringer (2009–2013) og prognoser (2014–2019) fordelt på ulike kategorier

Figur 3.11 Historiske investeringer (2009–2013) og prognoser (2014–2019) fordelt på ulike kategorier

Kilde: Oljedirektoratet

Kostnader knyttet til vedlikehold av plattformer og brønner, samt utgifter til daglig drift av innretninger, utgjør hovedstørrelsene i driftskostnadene på norsk sokkel, og står for om lag 20 pst. av samlet etterspørsel fra petroleumsnæringen. Ved utgangen av 2014 var det 78 felt i produksjon og samlede driftskostnader utgjorde rundt 67 mrd. kroner ifølge Oljedirektoratet. Flere prosjekter under utbygging ventes å komme i produksjon de nærmeste årene. Sammen med allerede produserende felt bidrar disse til å holde aktiviteten knyttet til drift av feltene, inklusive etterspørselen etter varer og tjenester til feltene, oppe i årene framover, jf. figur 3.12. Samtidig er det viktig at nye tiltak for økt utvinning gjennomføres på feltene. Denne etterspørselen vil også framover kunne gi grunnlag for mange arbeidsplasser på fastlandet.

Figur 3.12 Prognose for driftskostnader (2014 –2019)

Figur 3.12 Prognose for driftskostnader (2014 –2019)

Kilde: Oljedirektoratet

Effektiviseringstiltak og sterkere konkurranse blant leverandørene vil også i noen grad bidra til et lavere investeringsnivå framover. Allerede før fallet i oljeprisen, igangsatte aktørene i næringen tiltak for å øke effektiviteten. Tiltakene ventes å få en tiltakende virkning, slik at samme aktivitet kan gjennomføres til lavere kostnader og mindre ressursbruk. På lengre sikt vil mer effektiv leting, utbygging og drift bidra til økt aktivitet og høyere verdiskaping ved at mer av ressursene blir lønnsomme å utvinne.

Selv om etterspørselen fra petroleumsvirksomheten rettet mot fastlandet ikke vil fortsette å øke, men snarere reduseres de nærmeste årene, vil den fortsatt være på et nivå som er høyt historisk sett. Det vil kreve stor innsats å drive og videreutvikle eksisterende felt, samt lete etter og bygge ut funn på norsk sokkel framover. Dette gir fortsatt store forretningsmuligheter for norskbaserte leverandører også i årene som kommer.

3.6.3 En spydspiss innenfor kompetanse og innovasjon

Den offentlige satsingen på petroleumsforskning har vært viktig for å bygge opp sterke kompetansemiljøer i Norge og utvikle kunnskap og nye tekniske løsninger. Oljeselskap, leverandørindustri og forsknings- og utdanningsinstitusjoner har i fellesskap funnet løsninger på krevende utfordringer på sokkelen. Gunstige rammebetingelser for forskning og teknologiutvikling har vært en viktig forutsetning og gjort det mulig for norske selskaper å bevege seg oppover i verdikjeden.

I dag er norskbasert leverandørindustri verdensledende innenfor undervannsproduksjonsutstyr. Også innenfor boreutstyr har norske leverandører en stor andel av verdensmarkedet. Disse leverandørsegmentene genererer store leveranser fra underleverandører lokalt og regionalt.

Innovasjon og teknologiutvikling i leverandørindustrien har ikke bare blitt benyttet på norsk sokkel og i verden for øvrig, men er også viktig innenfor andre næringer som fornybar energi, romfart og helse, se boks 3.1. Den teknologiske kompetansen som den norske petroleumsklyngen besitter, er relevant og viktig for annen næringsvirksomhet, for eksempel offshore vindkraft (understell, forankringer, installasjon), energi fra havet og CO2-håndtering. Det samme gjelder for ulike maritime aktiviteter. FoU i petroleumssektoren vektlegger ikke bare økt produksjon, men også miljøvennlig, energieffektiv og sikker produksjon. Her ligger norsk forskning og teknologiutvikling i forkant internasjonalt.

Boks 3.1 Teknologioverføringer fra olje- og gassektoren til andre næringer

Det er flere likhetstrekk mellom olje- og romfartsindustrien, for eksempel at utstyr må utvikles for å kunne brukes på utilgjengelige steder under til dels ekstreme forhold. Det innebærer at feil under bruk ikke kan tillates. I begge bransjene er det behov for fjernstyrte eller autonome roboter. I 2012 åpnet den internasjonale organisasjonen Mars Institute en avdeling i Norge for å ta i bruk boreerfaringen fra norsk sokkel til å utvikle boreteknologi som kan brukes på Mars til å lete etter vann under overflaten.

Det å utplassere vindmøller på vann er krevende og kostbart. Å gjøre dette på en så billig, sikker og kontrollert måte som mulig, er derfor viktig. Oljeindustrien har lang erfaring med utbygginger til havs. Teknologi og kunnskap fra petroleumssektoren har aktivt blitt brukt i arbeid med utplassering av vindmøller på vann.

På borerigger overvåker et system hvor mye borevæske som pumpes rundt, trykket i hullet, med mer. Denne informasjonen samles inn kontinuerlig, og sammenliknes med en database som inneholder tidligere hendelser. Databasen inneholder informasjon om symptomer og etterfølgende hendelser. Den kontinuerlige innsamlingen av data gjør det således mulig å kjenne igjen utvikling av symptomer og hvilke konsekvenser dette har ledet til tidligere. I dag brukes dette systemet også innenfor helse. Her samler systemet inn sensordata fra pasientene, overvåker symptomer, og sammenlikner symptomene med tidligere hendelser. Dette skjer under pasientovervåkning før og etter operasjon.

4 Rike muligheter til å skape store verdier

Petroleumsressursene er statens eiendom. Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje- og gassressursene i et langsiktig perspektiv. Dette overordnede målet er også nedfelt i petroleumsloven.

En hovedoppgave for myndighetene er å etablere og vedlikeholde et rammeverk for virksomheten som gjør at det er i oljeselskapenes egeninteresse å utnytte olje- og gassressursene på en måte som også er best for samfunnet. Dette er viktig for å oppnå en god forvaltning av petroleumsressursene, og avgjørende for å nå hovedmålet i petroleumspolitikken. God ressursforvaltning vil sikre høyest mulig verdiskaping for samfunnet, og legge til rette for at det norske folk sikres store verdier gjennom skattesystemet og SDØE.

Det er store gjenværende ressurser i eksisterende felt. Flere felt er under utbygging, og utbyggingen av det gigantiske Sverdrup-feltet er nærmere behandlet i denne meldingens del 2. Det er 91 funn på sokkelen, hovedsakelig små, som kan bygges ut i årene som kommer. Enkelte av disse funnene venter på ledig kapasitet i infrastrukturen for å kunne bygges ut. For å opprettholde produksjon og verdiskaping på lang sikt, er det også viktig at det regelmessig gjøres nye, store funn. For videre aktivitet i de mest etablerte produksjonsområdene på sokkelen er det viktig at det kontinuerlig påvises mer lønnsomme ressurser.

Kostnadsnivået har økt kraftig de siste årene. Det er viktig for framtidig verdiskaping at selskapene finner løsninger for billigere og mer effektiv leting, utbygging og drift på norsk sokkel. Standardisering og forenkling er viktige tiltak. Større effektivitets- og produktivitetsforbedringer krever ofte nytenkning. Det å utvikle nye, mer effektive teknologiske løsninger er derfor like viktig som tidligere. Det samme gjelder nytenking rundt effektive kommersielle løsninger.

Også myndighetene vil bidra til bedre ressursforvaltning og høyere verdiskaping, blant annet gjennom sterkere oppmerksomhet på kost/nytte-analyser i tilknytning til myndighetstiltak.

Dette er temaer som blir nærmere drøftet i dette kapittelet.

4.1 Et effektivt og moderne rammeverk

I dette avsnittet gis det en omtale av rammeverket, med hovedoppmerksomhet rettet mot god ressursforvaltning, ivaretakelse av hensynene til helse, miljø og sikkerhet, samt ivaretakelse av klimahensyn.

4.1.1 God ressursforvaltning

For å oppnå lønnsom produksjon på sokkelen i et langsiktig perspektiv, er det viktig at olje- og gasspolitikken baseres på en kunnskapsbasert, helhetlig tenkning og tilnærming. Forsvarlig forvaltning av ressursene står i sentrum. En slik tilnærming vil legge et godt grunnlag for langsiktig verdiskaping og høye inntekter til staten, samtidig som hensynet til helse, miljø og sikkerhet (HMS) og andre næringer blir ivaretatt. Med lønnsom aktivitet vil det følge velferd og sysselsetting.

En forutsetning for å skape størst mulig verdier fra petroleumsressursene er at rammeverket gjør at oljeselskapene, som driver den daglige leting, utbygging og drift, har en egeninteresse av å fatte de beslutningene som maksimerer verdiskapingen fra norsk sokkel. En hovedoppgave for myndighetene er derfor å sørge for at rammeverket virker på denne måten.

Forvaltningen av petroleumssektoren bygger på de samme hovedprinsippene som forvaltningen av annen næringsvirksomhet i Norge. I rammeverket for petroleumsvirksomheten er det en klar rolle- og ansvarsfordeling mellom myndighetene og næringen. Staten har samtidig valgt å sikre seg sterkere styringshjemler overfor petroleumsvirksomheten enn overfor annen næringsvirksomhet på fastlandet fordi staten eier ressursene og fordi det er store økonomiske verdier knyttet til disse. Myndighetene styrer gjennom rammer, som blant annet består av lover, forskrifter og konsesjoner, som gir rettighetshaverne på norsk sokkel rettigheter og plikter. For å oppnå god ressursforvaltning er det viktig at selskapene, innenfor rammeverket myndighetene setter, har økonomiske insentiver til å skape størst mulig verdier av ressursene.

Petroleumspolitikken er utformet slik at den gjør det interessant for selskapene å utnytte de samfunnsøkonomisk lønnsomme forretningsmulighetene som finnes innenfor norsk petroleumsvirksomhet. Petroleumsvirksomheten er kapitalintensiv og langsiktig, og det er derfor viktig at rammene for virksomheten er helhetlige, klare, forutsigbare og stabile over tid.

Gjennom konsesjonsrundene tildeles utvinningstillatelser til kvalifiserte oljeselskaper. Utvinningstillatelsen medfører en rett til å utforske og senere produsere eventuelle ressurser i et gitt geografisk område. Hver utvinningstillatelse blir tildelt etter en grundig prosess. Selskapene som får tildeling påtar seg et fastsatt arbeidsprogram som de har en plikt til å gjennomføre. Arbeidsprogrammet er utformet med milepæler. Ved disse milepælene kan aktørene selv foreta en lønnsomhetsvurdering av hvorvidt de ønsker å gå videre i arbeidsprogrammet eller levere tilbake utvinningstillatelsen til staten.

Det er aktørene i næringen som har mest kunnskap, kompetanse og informasjon om muligheter og utfordringer i sine leteområder, funn og felt. Det er derfor oljeselskapene som forestår den daglige operasjonelle aktiviteten. Det påligger alle selskapene som deltar i et interessentskap et ansvar for at aktiviteten utføres på en god måte. Dette gjelder ikke bare den utpekte operatøren, men også de øvrige rettighetshaverne.

Det er selskapene som har ansvaret for å planlegge og gjennomføre nye utbygginger. Myndighetene følger tett opp nye utbyggingsprosjekter og viktige prosjekter på felt i drift gjennom planfasen fram mot investeringsbeslutninger og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD)/plan for anlegg og drift (PAD) for å godtgjøre at det er blitt tatt hensyn til god ressursforvaltning. Både PUD og PAD krever godkjennelse av departementet.

Oljedirektoratet spiller en sentral rolle i forvaltningen av olje- og gassressursene. Direktoratet er en aktiv pådriver overfor selskapene for å få realisert mest mulig av ressurspotensialet på sokkelen og dermed skape størst mulig verdier for samfunnet. Direktoratet følger opp at selskapene legger vekt på langsiktige løsninger, oppsidemuligheter, samdrifts- og stordriftsfordeler og at ressurser ikke går tapt. Det er viktig at Oljedirektoratet har tilstrekkelig kapasitet og kompetanse til å følge opp at aktuelle tiltak for økt utvinning utredes av rettighetshaverne, og at det legges til grunn et langsiktig perspektiv i beslutningene.

Departementet har foretatt en vurdering av virkemidlene for den direkte oppfølgingen av næringen, og mener at disse er tilpasset dagens behov for oppfølging av felt i drift. Departementet foreslår derfor ingen endring av disse virkemidlene i regelverket, men vil framover fortsatt vektlegge å bruke virkemidlene på en god måte.

Det har over tid vært bred politisk enighet om hovedlinjene i petroleumspolitikken, noe som har bidratt til stabilitet og forutsigbarhet. Det norske rammeverket har vist seg å være robust over tid, herunder ved justeringer når omstendighetene har gjort det hensiktsmessig. Systemet har gitt selskapene stabilitet og forutsigbarhet, noe som er en styrke for norsk sokkels konkurransekraft sammenliknet med andre petroleumsprovinser. Myndighetene forventer at rettighetshaverne driver feltene mest mulig effektivt og gjennomfører alle samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer og alle andre lønnsomme tiltak.

4.1.2 Kontinuerlig innsats innenfor helse, miljø og sikkerhet

Ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet (HMS) og hensynet til andre næringer har fra starten vært en integrert del av forvaltningen av petroleumsvirksomheten. Forvaltningsansvaret for petroleumssektoren er fordelt på flere departementer og direktorater. Det er de siste tiårene utviklet et omfattende virkemiddelapparat som ivaretar HMS og hensynet til andre næringer i alle faser av virksomheten – fra åpning av nye områder, via tildelinger av konsesjoner, leting, utbygging og drift og fram til avslutningen av et felt.

Som følge av dette virkemiddelapparatet er operatørene på norsk sokkel blant de fremste i verden når det gjelder å ivareta HMS og hensynet til andre næringer. Et samlet Storting har tidligere stilt seg bak Norges ambisjon om å være verdensledende på HMS i petroleumssektoren. Ambisjonen har vært et viktig signal til petroleumsnæringen om at den i det daglige arbeidet skal strekke seg langt for bli enda bedre. Regjeringen viderefører denne ambisjonen.

HMS-regelverket for petroleumsvirksomheten til havs er fastsatt i medhold av petroleumsloven, arbeidsmiljøloven, forurensningsloven og helselovene. Det er utarbeidet et helhetlig og samordnet regelverk som håndheves av Petroleumstilsynet, Miljødirektoratet og helsemyndighetene i felleskap.

HMS-regelverket er i stor grad utformet som funksjonskrav. På sikkerhet og arbeidsmiljø er det i stor grad henvisning til nasjonale og internasjonale standarder og normer. Etterlevelse av funksjonskrav innebærer at den ansvarlige aktør fastlegger hvordan kravet konkret skal møtes, vurdert ut fra de spesifikke forholdene som knytter seg til den enkelte aktiviteten. Hvor krevende HMS-forskriftene er å oppfylle vil være avhengig av risikoforholdene i hver enkelt virksomhet. Her vil blant annet områdets geografiske, klimatiske og miljømessige forhold påvirke det totale risikobildet og derigjennom kravene til forebyggende og konsekvensreduserende tiltak.

Regelverket regulerer ansvarsforholdene når det gjelder ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet på norsk sokkel. Rettighetshavere er ansvarlige og er ilagt et påse-ansvar i de utvinningstillatelsene de er tildelt. Operatøren har det direkte ansvaret på vegne av eierne, og er pliktig til å påse at alle som utfører arbeid for seg, enten personlig, ved ansatte, ved entreprenører eller underentreprenører, etterlever krav som er gitt i helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningen.

Regelverket stiller også krav til at det skal gjennomføres risikoanalyser, og at det skal etableres prosesser for å redusere risikoen innenfor helse, miljø og sikkerhet så langt det er praktisk mulig. Kravene til risikoreduksjon må også ses i sammenheng med at regelverket stiller krav til en kontinuerlig forbedring innen helse, miljø og sikkerhet. For å nå denne målsetningen må næringen fortløpende styrke sin kunnskap om risiko, utvikle ny teknologi og oppdatere aktuelle industristandarder og prosedyrer, mens myndighetene på sin side må vurdere behovet for nye regelverkskrav og endret tilsynsinnsats.

Det foregår en utstrakt overvåkning av risikonivået knyttet til uønskede hendelser i norsk petroleumsvirksomhet i et utvidet samarbeid mellom Petroleumstilsynet, næringen, partene og forskningsmiljøer. Dette er organisert gjennom prosjektet Risikonivå norsk petroleumsvirksomhet (RNNP), hvor man blant annet har utviklet et trendmålingsverktøy som måler utvikling av risiko over tid for en rekke forhåndsdefinerte fare- og ulykkessituasjoner. I årlige rapporter publiseres utvikling innenfor utvalgte indikatorer samtidig som sentrale forutsetninger for å måle effekten av forebyggende innsats og prioritere satsningsområder blir fulgt opp. Det er også utviklet et særskilt verktøy for å måle utviklingen i risiko for akutte utslipp. Siden RNNP ble utviklet i 2000 kan det spores en vedvarende positiv trend i form av redusert risiko bransjen sett under ett.

Operatørene skal årlig rapportere resultater fra pålagt miljøovervåking og opplysninger om utslipp til sjø, luft og grunn samt avfallshåndtering. Dette gir godt grunnlag for å følge trender i utslipp og mulig miljøpåvirkning. Utslippene følger i stor grad aktivitetsnivået og påvirkes også av hvilken fase aktivitetene er inne i.

4.1.3 Sterke incentiver til å redusere klimagassutslipp

For å begrense klimagassutslippene fra petroleumssektoren har det i flere tiår vært brukt sterke virkemidler. Myndighetene begrenser utslippene av klimagasser fra sektoren gjennom kvoter, avgifter og andre tiltak. Innenfor disse rammene er det opp til selskapene å lete etter, bygge ut og utvinne de ressursene som er lønnsomme. Ulønnsomme ressurser vil bli liggende igjen i bakken. Myndighetenes rolle er ikke å ta forretningsmessige beslutninger innen leting, utbygging og drift, men å sette rammer for de samlede utslippene i samfunnet som er forsvarlige i et klimaperspektiv.

Virkemidlene overfor næringen har resultert i at det er gjennomført omfattende tiltak som direkte eller indirekte har gitt lavere utslipp av klimagasser. Avbrenning av overskuddsgass har aldri vært tillatt på norsk sokkel, og fakling er kun tillatt av sikkerhetsmessige grunner. Petroleumssektoren har siden 1991 også stått overfor sterke økonomiske virkemidler, herunder CO2-avgift og etter hvert EUs kvotesystem.

Utnyttelse av stordriftsfordeler som også legger til rette for energieffektiv drift, har alltid vært et viktig hensyn for aktiviteten på sokkelen. Nye utbygginger baserer seg på best tilgjengelig teknologi, også energieffektivitetsmessig. Nye og mer energieffektive løsninger er utviklet og tatt i bruk på norsk sokkel gjennom de siste tiårene. Kunnskap og kompetanse i petroleumssektoren brukes aktivt for å utvikle teknologi og finne løsninger som begrenser utslipp av klimagasser.

Kombinasjonen av både CO2-avgift og kvoteplikt betyr at sektoren står overfor en høy pris på utslipp, noe som gir næringen en sterk egeninteresse i å begrense sine CO2-utslipp. CO2-avgiften ble økt til om lag 400 kroner per tonn som følge av klimaforliket (Innst. 390 S (2011–2012)).12 Prisen på/kostnaden ved klimagassutslipp på sokkelen er, med dagens kvotepris og avgiftssats, om lag 490 kroner per tonn CO2. Prisingen av utslipp har gitt store resultater i form av reduserte utslipp fra norsk sokkel, anslått til 5 mill. tonn CO2-ekvivalenter årlig. De tre eneste CO2-håndteringsprosjektene i Europa: Sleipner, Gudrun og Snøhvit, finner alle sted på norsk sokkel.

Aktiviteten på norsk sokkel står overfor de sterkeste klimavirkemidlene i verden. Det gjør at norsk olje og gass utvinnes med relativt sett lave klimagassutslipp, og at de mest CO2-intensive ressursene blir liggende i bakken. Fra enkelte hold har det vært argumentert for at man i stedet for å sette slike rammer, heller bør stenge ned deler av produksjonen på norsk sokkel som et klimatiltak. En slik tilnærming vil bare føre til at olje og gass utvinnes andre steder. Det vinner ikke klimaet på, og det vil være skadelig for Norge.

Energiforsyningsløsningen til en petroleumsinstallasjon blir også behandlet i forbindelse med myndighetenes godkjenning av en utbygging. Dette skjer både i prosessen med konsekvensutredning og i den etterfølgende behandlingen av utbyggingsplanen. Siden 1997 har det vært et krav at det ved alle nye feltutbygginger på norsk sokkel skal legges fram en oversikt over energimengde og kostnader ved å benytte kraft fra land framfor å bruke gassturbiner. Dette for å sikre at kraft fra land blir valgt når det er hensiktsmessig. En løsning med kraft fra land forutsetter at det er sikret utbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at det framføres tilstrekkelig nytt nett slik at det ikke oppstår regionale ubalanser på utbyggingstidspunktet. Samtidig må naturmangfoldet og hensynet til tiltakskostnadene ivaretas.

De teknologiske og økonomiske konsekvensene av en kraft-fra-land-løsning varierer sterkt fra utbygging til utbygging. Kraft fra land krever store investeringer og vil som oftest kun være realistisk ved enkelte større, selvstendige utbygginger eller større ombygginger av store felt. Kraft fra land til eksisterende innretninger generelt er svært kostbart. Gitt variasjonen i konsekvenser, er det avgjørende å ta stilling til spørsmålet om bruk av kraft fra land ved behandlingen av den enkelte utbygging.

Regjeringens langsiktige mål er at Norge skal bli et lavutslippssamfunn i 2050. En ambisiøs politikk nasjonalt må bidra til å redusere utslippene globalt. Dette innebærer blant annet at det må tas hensyn til konsekvensene av kvotesystemet (EU Emissions Trading Scheme). I Meld. St. 13 (2014–2015) Ny utslippsforpliktelse for 2030 – en felles løsning med EU, har regjeringen presentert sitt forslag til ny, internasjonal klimaforpliktelse. Norge vil søke å inngå en avtale med EU om felles oppfyllelse av vår forpliktelse. Dette vil innebære at Norge i kvotepliktig sektor vil bidra til gjennomføring av utslippsreduksjoner på 43 pst. sammenliknet med 2005 innenfor EUs kvotesystem. Kvotepliktig sektor i Norge, herunder petroleumssektoren, vil oppfylle forpliktelsen sammen med bedrifter i EU-land.

Både petroleumssektoren og elektrisitetssektoren er underlagt kvoteplikt i EUs kvotesystem. Utslippsreduksjonene vil finne sted i sektorer og land hvor kostnadene ved å redusere utslippene er lavest. Utslippseffekten gis av nivået på kvotetaket på europeisk nivå, uavhengig av hvor utslippene finner sted. Det prinsipielle grunnlaget for et kvotesystem er at de samlede utslippene er bestemt i kvoteperioden. Det betyr at reduserte utslipp et sted innenfor systemet motsvares av økte utslipp et annet sted. I et slikt system er derfor den eneste direkte måten å redusere utslppene på å redusere antallet kvoter.

4.2 Videreutvikling av eksisterende felt

Figur 4.1 Ressurser i felt

Figur 4.1 Ressurser i felt

Kilde: Oljedirektoratet

4.2.1 Et økende antall felt i produksjon

Det har de siste årene vært et svært høyt aktivitetsnivå i petroleumsvirksomheten. Det er i dag 81 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, mens det i 2011 var 69 felt i produksjon. Fem felt har avsluttet produksjonen siden 2011, mens 17 nye felt er blitt satt i produksjon, jf. tabell 4.1. Det er også gjennomført en rekke større og mindre verdiskapende tiltak på felt i drift. De største tiltakene er Valhall videreutvikling, Ekofisk sør og Eldfisk II.

Tabell 4.1 Felt på norsk sokkel som har startet produksjonen og felt som har avsluttet produksjonen siden 2011

Årstall

Nye felt i produksjon

Felt med avsluttet produksjon

20111

Heimdal

2012

Atla, Gaupe, Islay, Marulk, Oselvar, Visund Sør

2013

Hyme, Jette, Skarv, Skuld

Glitne, Yttergryta

2014

Brynhild, Fram H-Nord, Gudrun, Svalin

Huldra, Murchison

2015

Valemon, Bøyla, Knarr

1 Etter at Meld. St. 28 (2010–2011) ble lagt fram for Stortinget.

Kilde: Oljedirektoratet

Departementet har siden 2011 godkjent 23 nye planer for utbygging og drift: ti i 2011, sju i 2012, fire i 2013, én i 2014 og én i 2015, jf. tabell 4.2. Av disse er sju selvstendige utbygginger: Grieg, Aasen, Krog, Linge, Hansteen, Knarr og Valemon og tre er større videreutviklingsprosjekter på Åsgard, Ekofisk Sør og Eldfisk II. Det er 13 mindre utbygginger, hovedsakelig felt bygget ut med undervannsanlegg knyttet opp mot eksisterende felt. Flere av utbyggingsplanene omfatter samlet utbygging av flere funn.

Tabell 4.2 Oversikt over felt hvor plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent i perioden 2011 til i dag

Felt

Type utbygging1

Operatør

Godkjenningsår

Ressurser ved PUD (mill. Sm3 o.e.)

Rutil Gullfaks Rimfaksdalen

Sa

Statoil

2015

11,9

Flyndre2

Sa

Maersk

2014

3,1

Oseberg delta 2

Sa

Statoil

2013

11,5

Aasta Hansteen

S

Statoil

2013

47,4

Ivar Aasen

S

Det Norske

2013

25

Gina Krog

S

Statoil

2013

35,8

Svalin C & M

Sa

Statoil

2012

12,1

Bøyla

Sa

Marathon

2012

3,7

Martin Linge

S

Total

2012

30,1

Edvard Grieg

S

Lundin

2012

29,2

Åsgard undervannskompresjon

V

Statoil

2012

41,3

Jette

Sa

Det Norske

2012

2

Skuld

Sa

Statoil

2012

14,6

Brynhild

Sa

Lundin

2011

3,5

Atla

Sa

Total

2011

1,7

Stjerne

Sa

Statoil

2011

6,9

Vigdis nordøst

Sa

Statoil

2011

10,8

Hyme

Sa

Statoil

2011

4,1

Visund sør

Sa

Statoil

2011

15,6

Ekofisk Sør

V

ConocoPhillips

2011

35,4

Eldfisk II

V

ConocoPhillips

2011

37,1

Knarr

S

BG Norge

2011

9,3

Valemon

S

Statoil

2011

33,6

1 S – selvstendig utbygging, Sa – satellittutbygginger til eksisterende felt, V – videreutvikling av eksisterende felt

2 Norsk andel er 0,5 mill. Sm3o.e.

Kilde: Olje- og energidepartementet

4.2.2 Behov for nye investeringer og tiltak på felt i drift

Når et felt er satt i produksjon, starter arbeidet med å optimalisere produksjonen, utnytte reservoarene optimalt samt påvise og deretter fase inn omkringliggende ressurser på best mulig måte. Det er et stort potensial for økt verdiskaping fra felt i drift. En økning på ett prosentpoeng i utvinningsgraden fra alle oljefeltene i drift tilsvarer en brutto salgsverdi på mer enn 260 mrd. kroner13. Det er store ressurser i felt i drift og derfor viktig at lønnsomme ressurser utvinnes. Å produsere disse ressursene vil kreve betydelig innsats og en rekke nye investeringsbeslutninger fra rettighetshaverne i feltene. Verdiskapingen ved å hente ut disse ressursene vil avhenge av kostnadene ved de enkelte prosjektene. Nye investeringer og tiltak utover det som ligger i vedtatte planer er helt nødvendig for å sikre en høy verdiskaping fra felt i drift i årene framover. Det å realisere slike tilleggsressurser vil i mange tilfeller være mer kostnadskrevende enn å utnytte de opprinnelige ressursene på feltene, det vil si de ressursene som var omfattet av opprinnelig plan for utbygging og drift. De minst kostnadskrevende og enklest produserbare ressursene blir hentet opp først.

Rettighetshaverne planlegger kontinuerlig nye tiltak for å øke utvinningen fra felt i drift. Tiltakene spenner fra nye produksjonsbrønner til nye produksjonsplattformer, men felles for alle tiltakene er at de krever at rettighetshaverne tar nye investeringsbeslutninger. Mange prosjekter for økt utvinning er svært lønnsomme og robuste. Andre er det ikke. Det er krevende for rettighetshaverne å få besluttet nye store investeringer i prosjekt for økt utvinning fordi disse, selv om de er lønnsomme, innebærer en stor økonomisk risiko. Situasjonen er særlig krevende i en periode der investeringsbudsjettene i selskapene kuttes.

Tiltak for økt utvinning som ikke gjennomføres innenfor levetiden til en produksjonsinnretning vil mest sannsynlig ikke kunne produseres på en lønnsom måte på et senere tidspunkt. Det er derfor svært viktig at lønnsomme investeringer i økt utvinning på felt i drift gjennomføres innenfor levetiden til dagens infrastruktur. I slike tilfeller kan det haste med beslutninger, noen må gjennomføres i løpet av ett år for å være lønnsomme. Andre prosjekter har noe mer tid.

I dagens situasjon med investeringskutt, lavere oljepris og høyere kostnader er det mer krevende for selskapene å ta nye investeringsbeslutninger for forventet lønnsomme tiltak på felt i drift. Rettighetshaverne på flere felt i drift har i den senere tid utsatt og/eller stanset planlagte investeringsprosjekter. Stans i investeringene på noen felt vil medføre et raskt produksjonsfall og tidligere nedstengning av feltet. Kortsiktig fall i investeringene på grunn av begrenset kapitaltilgang til felt i halefasen kan derfor føre til tapt verdiskaping. Slike prosjekter følges opp spesielt nøye av myndighetene.

Det er på enkeltfelt behov for å gjennomføre større investeringer for å videreutvikle feltet for økt utvinning og forlenget produksjon, se eksempler i boks 4.1. Slike prosjekter kan omfatte store ressursmengder og ha god samfunnsøkonomisk lønnsomhet. På den annen side er produksjonsprofilen fra slike prosjekter ofte mer langstrakt enn profilen ved utbygginger av nye funn, noe som medfører en mer ugunstig inntektsprofil og dermed lavere lønnsomhet. Det er derfor mer krevende å ta en investeringsbeslutning for slike prosjekter selv om de er samfunnsøkonomisk lønnsomme.

Økningen i kostnadsnivået og fallet i oljeprisen medfører at flere felt i halefasen drives med marginal lønnsomhet. På felt i halefasen er det i hovedsak boring av nye brønner som vil bidra til å opprettholde produksjonen og øke oljeutvinningen. Kontinuerlig boring er gjerne nødvendig for å opprettholde lønnsom produksjon. Gjenværende boremål på disse feltene vil ofte være mindre og ligge lengre fra innretningene. De vurderes derfor i mange tilfeller som marginale prosjekter av selskapene. For slike felt er det viktig å få gjennomført nye tiltak slik at lønnsom produksjon kan vedvare.

Undervannsutbygginger knyttet opp mot eksisterende infrastruktur er for mange funn eneste lønnsomme utbyggingsalternativ. Blir felt nedstengt for tidlig, kan det medføre at lønnsomme, men mindre funn ikke bygges ut eller må knyttes til andre innretninger. Hvis selskapene for tidlig stenger eksisterende infrastruktur, kan det derfor påvirke mulighetene for å bygge ut lønnsomme funn i området rundt infrastrukturen.

Boks 4.1 Større videreutviklingsprosjekter på felt i drift

Snorre 2040 – ny innretning

Snorre-feltet i Nordsjøen startet produksjonen i 1992, og har, etter Ekofisk, de største gjenværende oljereservene av felt i produksjon. Hovedutfordringer for Snorre er lav borekapasitet kombinert med et komplisert reservoar. Dagens to plattformer på feltet kan ikke bore opp alle gjenværende boremål. Betydelige oljeressurser vil bli liggende igjen om det ikke bygges en ny innretning på feltet. Rettighetshaverne tok høsten 2013 et konseptvalg som innebærer en ny plattform med borerigg, sentralt plassert på feltet. En ny plattform vil kunne øke utvinningen fra Snorre med 30-35 mill. Sm3 olje. Snorre 2040 er for tiden det største prosjektet for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Endelig investeringsbeslutning planlegges tatt i 2017.

Ormen Lange kompresjon

Ormen Lange-feltet, utenfor Mørekysten, er det nest største gassfeltet på norsk sokkel og ble satt i drift i 2007. Når trykket i reservoaret avtar, er det behov for kompresjon både på land og nær feltet til havs. Første fase med kompresjon på land gjennomføres nå. Fase 2 innebærer kompresjon til havs, men er inntil videre utsatt fordi rettighetshaverne ikke ser tilstrekkelig lønnsomhet med nåværende konsepter for kompresjon. Rettighetshaverne studerer videre alternative metoder for kompresjon på feltet.

Hod

Hod-feltet ligger sør i Nordsjøen. Feltet startet å produsere i 1990 gjennom en ubemannet plattform knyttet til Valhall-feltet. Innretningen er nå tatt ut av produksjon, men det er store ressurser igjen i feltet. Rettighetshaverne har over tid arbeidet med løsninger for re-utbygging, men de har ikke klart å fatte en investeringsbeslutning. Det er usikkerhet knyttet til ressursgrunnlaget og høye brønnkostnader. Rettighetshaverne arbeider videre med å utvikle nye og rimeligere løsninger for re-utbygging av feltet.

Tor

Tor-feltet ligger i Ekofisk-området og er bygget ut med en plattform knyttet til Ekofisk-feltet. Produksjonen startet i 1978. Rettighetshaverne har besluttet å avslutte produksjonen. De arbeidet med en re-utbygging, men har besluttet å ikke arbeide videre med prosjektet. Årsaken til dette er at prosjektet ikke er tilstrekkelig lønnsomt samt kapitalbegrensninger hos rettighetshaverne. En re-utbygging skal tas opp til ny vurdering i løpet av tre år.

4.2.3 Store gjenværende ressurser i feltene

Utvinningsgrad for olje er et mål for hvor stor andel av ressursene i reservoaret som er planlagt produsert. Med «økt utvinning» menes her alle tiltak som settes i verk for å øke utvinningen utover det som er beskrevet i plan for utbygging og drift. Felt på norsk sokkel har i gjennomsnitt økt sine oljereserver med en faktor på 1,7 fra opprinnelig utbyggingsplan. Per i dag er gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra feltene på norsk sokkel om lag 47 pst. Dette er meget høyt i internasjonal sammenheng. Samtidig er det fortsatt et betydelig potensial for ytterligere økt utvinning fra feltene. Gjennomsnittstall for utvinningsgrad dekker over store forskjeller mellom felt, blant annet på grunn av naturgitte, reservoarmessige forskjeller.

Boring av nye produksjonsbrønner er det viktigste tiltaket for økt utvinning. De fleste prosjektene for økt utvinning som er besluttet siden 2011 er nye produksjonsbrønner. Det har i tillegg vært stor aktivitet for å øke gassutvinningen fra enkeltfelt, blant annet ved lavtrykksproduksjon (Kristin og Kvitebjørn) og undervannskompresjon (Åsgard og Gullfaks), se boks 4.2. For feltene som var i drift i 2010 har den samlede reservetilveksten i perioden 2010–2015 vært på hele 560 mill. Sm3 o.e., fordelt på om lag 300 mill. Sm3 væske og 260 mrd. Sm3 gass. Brutto salgsverdi av denne reservetilveksten er med dagens priser14 anslått til 1 400 mrd. kroner.

For å øke utvinningen fra feltene ytterligere, har rettighetshaverne i de ulike feltene konkretisert en rekke prosjekter for økt olje- og/eller gassutvinning og forlenget levetid. Totalt 160 slike prosjekter er i utrednings- eller planleggingsfasen. Ressursmengde i disse er anslått til 480 mill. Sm3 o.e. Bruttoverdien av disse ressursene er med dagens priser anslått til om lag 1 250 mrd. kroner.15 Samlet utgjør alle de konkretiserte tiltakene for å øke utvinningen fra de modne feltene Valhall, Snorre, Tor, Hod, Heidrun, Eldfisk, Brage og Oseberg om lag 180 mill. Sm3 o.e., hvorav videreutvikling i form av mulige nye plattformer eller undervannsanlegg kan bidra til å realisere om lag 90 mill. Sm3 o.e.

Det er avgjørende for produksjon og verdiskaping fra norsk sokkel at de ulike rettighetshaverne er seg sitt ansvar bevisst og forvalter sine felt på en god måte. Store verdier står på spill. Myndighetene forventer at rettighetshaverne driver sine felt mest mulig effektivt og gjennomfører alle lønnsomme investeringer og alle lønnsomme tiltak for økt utvinning. Det betyr også at ressurser må utnyttes før det er for sent.

Boks 4.2 Åsgard og Gullfaks undervannskompresjon

Prosjektene Åsgard og Gullfaks undervannskompresjon skal bidra til å øke gassutvinningen fra disse feltene og vil etter planen bli satt i produksjon i løpet av 2015. Prosjektene innebærer et teknologisprang for undervannsanlegg og vil være viktige for å øke utvinningen fra andre felt.

Åsgard undervannskompresjon ble besluttet i 2012. I forbindelse med prosjektet har det blitt gjennomført et omfattende arbeid med kvalifisering og bygging av et anlegg for undervannskompresjon av gass fra forekomstene Mikkel og Midgard på Åsgard-feltet. Anlegget for undervannskompresjon forventes å øke produksjon med om lag 44 mill. Sm3 o.e.

Gullfaks undervannskompresjon har som formål å øke utvinningsgraden for gass fra brønner på Gullfaks Sør. Kompressorene vil gjøre at brønner med synkende trykk kan opprettholde produksjonen og dermed bidra til å opprettholde høy gassproduksjon fra Gullfaks i en lengre periode. Prosjektet forventes å øke utvinningen fra Gullfaks Sør med rundt 3,5 mill. Sm3 o.e.

4.2.4 Dominoeffekten – eksisterende felt og infrastruktur

Ledig kapasitet i innretninger på felt, i rørledninger og ved landanlegg/terminaler, kan benyttes til innfasing av nye funn. Innfasing til eksisterende infrastruktur er i mange tilfeller en kostnadseffektiv, og eneste økonomisk lønnsomme måte, å bygge ut småfunn på. Innfasing av funn til eksisterende felt kan bidra til å forlenge levetiden for vertsfeltet og dermed til fortsatt lønnsom produksjon og økt utvinning fra feltet. 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. Økt utvinning har derfor også et områdeperspektiv.

Gullfaks er et eksempel på et vertsfelt som har faset inn mange nye funn over tid. Siden produksjonen fra Gullfaks-feltet avtok på begynnelsen av 1990-tallet, har feltene Tordis, Gullfaks Sør, Gimle og Visund Sør blitt faset inn til Gullfaks-innretningene. I dag produseres det større volumer fra satellittene enn fra morfeltet, jf. figur 4.2. Denne utviklingen fortsetter. Nylig ble utbyggingsplanen for forekomsten Rutil i Gullfaks Rimfaksdalen godkjent. Utbyggingen består av en ny havbunnsramme som kobles mot Gullfaks. Planlagt produksjonsstart er første kvartal 2017.

Figur 4.2 Produksjonen på Gullfaksinnretningene, egne- og tredjepartsvolum

Figur 4.2 Produksjonen på Gullfaksinnretningene, egne- og tredjepartsvolum

Kilde: Oljedirektoratet

Gjennom denne type utbygginger blir feltene på norsk sokkel stadig mer sammenvevd. Den etablerte infrastrukturen – både rør og innretninger – brukes av stadig flere felt. Det gir utnyttelse av storskalafordeler, men betyr også mer kompliserte og avhengige kjeder i produksjonen. En risiko ved en slik kjedet produksjonsstruktur er knyttet til at ett ledd i kjeden faller bort, for eksempel ved at en innretning stenges ned. Da vil mulighetene for å kunne realisere ressurspotensialet i et område som helhet falle bort. En vil kunne oppleve en «dominoeffekt», jf. figur 4.3.

Figur 4.3 Dominoeffekten

Figur 4.3 Dominoeffekten

Kilde: Oljedirektoratet

Når infrastruktur stenges ned, vil det direkte påvirke eventuelle tilknyttede satellittfelt som må finne andre løsninger eller stenge ned. Dette kan igjen få ringvirkninger for andre felt i området ved at disse får økte kostnader fordi det ikke lenger er like store muligheter for samordning og kostnadsdeling. Eksempler på slike kostnader er transport av olje og gass, logistikk- og beredskapstjenester. Økte driftskostnader medfører fare for tidligere nedstenging av disse feltene og potensielt nedstenging av tilknyttede rørledninger og landanlegg. Økte kostnader og mindre tilgang på infrastruktur i et område betyr også at kostnadene ved framtidige feltutbygginger øker, noe som igjen svekker interessen for å lete i området.

En slik dominoeffekt kan føre til at all aktivitet i et område av sokkelen avsluttes på grunn av for tidlig nedstengning av nøkkelinfrastruktur. I illustrasjonen i figur 4.3 er det Felt A som utfører all prosessering og transporttjenester for Felt B, som er bygget ut med et undervannsanlegg. Felt C har egen del-prosessering, men er avhengig av Felt A for transport av olje og gass. Felt D er tilknyttet Felt C og blir dermed også avhengig av tjenestene på Felt A. Fra Felt A går gass i rørledning til en landterminal, mens olje blir eksportert via tankskip. Felt A har kapasitet til å knytte til seg flere funn i området, og det er både utbyggingsaktivitet og leteaktivitet i området.

Hvis Felt A stenger ned, vil dominoeffekten føre til at Felt B må stenge ned samtidig. Videre må Felt C og Felt D stenge ned dersom de ikke finner det lønnsomt i å modifisere innretningene for sluttbehandling og eksport. Nedstenging av felt og fjerning av infrastrukturen i området vil øke kostnadene ved å bygge ut nye funn i området, noe som reduserer interessen for å lete i området. Til sist kan landterminalen måtte stenge eller bygge ned kapasiteten.

Illustrasjonen viser et produksjonssystem som er langt mer sammenvevd enn det var i de tidligere faser av aktiviteten på norsk sokkel. Denne integrasjonen av felt skaper først og fremst nye muligheter for god ressursforvaltning, men medfører også enkelte nye utfordringer som omtalt over.

4.3 Mange muligheter i funnporteføljen

Det er i dag 91 funn på norsk sokkel uten en vedtatt utbyggingsplan. Samlet utvinnbare volumer fra disse var 1 121 mill. Sm3 o.e., og tilsvarer 14 pst. av de totale gjenværende petroleumsressursene.

Figur 4.4 Ressurser i funn

Figur 4.4 Ressurser i funn

Kilde: Oljedirektoratet

4.3.1 91 funn

Porteføljen av funn endrer seg over tid ved at det gjøres nye funn, funn bygges ut eller blir vurdert som ulønnsomme å bygge ut og dermed utsatt på ubestemt tid. Leteaktiviteten har vært høy de siste årene, og selv med en høy utbyggingsaktivitet, har porteføljen hatt en nettoøkning på 15 funn siden 2011. Dette skyldes at 74 nye funn er gjort i perioden, 26 er besluttet utbygd, mens 33 er tatt ut av porteføljen da de synes vanskelig å få utnyttet kommersielt.

Av de 91 funnene er 22 i planleggingsfasen og 34 i en tidlig utredningsfase. De siste 35 funnene har ikke kommet så langt i planleggingsprosessen. 50 av funnene ligger i Nordsjøen, 30 i Norskehavet og 11 i Barentshavet, jf. figur 4.5.

Figur 4.5 Beliggenheten av de 91 funnene i funnporteføljen

Figur 4.5 Beliggenheten av de 91 funnene i funnporteføljen

Kilde: Oljedirektoratet

I løpet av de neste fem årene antar Oljedirektoratet at det vil bli levert utbyggingsplaner for om lag 25 funn. Det er knyttet betydelig usikkerhet til dette tallet. Initiativene som er igangsatt innenfor kostnadsbesparelser og effektivisering for nye utbyggingsløsninger vil blant annet ha betydning for hvor mange av funnene som vil besluttes utbygd de nærmeste årene. Det samme vil utviklingen i olje- og gassprisene, samt investeringsviljen hos de involverte oljeselskapene.

Nå som Johan Sverdrup er besluttet utbygd av rettighetshaverne, er Johan Castberg det største funnet som ennå ikke er besluttet bygget ut på norsk sokkel. Rettighetshaverne i Castberg-funnet arbeider med å modne prosjektet fram til en investeringsbeslutning og levering av plan for utbygging og drift. Denne utbyggingen vil være et viktig steg videre i utviklingen av petroleumsvirksomheten i Barentshavet. Utbyggingen vil gi store muligheter for næringsutvikling i de nordligste landsdelene. Muligheten for kraft fra land til Castberg har vært vurdert av rettighetshaverne i forbindelse med konseptstudiene for valg av utbyggingsløsning. Studiene viser at kraft fra land til Castberg er en svært kostbar og lite realistisk løsning for funnet. Det skyldes blant annet stor avstand til land og teknisk krevende forutsetninger. Det er også utfordringer knyttet til tilgangen på kraft i området.

Funnporteføljen uten Castberg består av 90 funn som til sammen utgjør 659 mill. Sm3 o.e. Summen av ressursene i funnporteføljen tilsvarer om lag to Sverdrup-funn, og utgjør et stort ressurs- og verdiskapingspotensial. Samtidig er de fleste enkeltfunnene relativt små, jf. figur 4.6.

Figur 4.6 90 funn på norsk sokkel i 2014 sortert etter størrelse og havområde. Castberg-funnet er ikke inkludert i oversikten

Figur 4.6 90 funn på norsk sokkel i 2014 sortert etter størrelse og havområde. Castberg-funnet er ikke inkludert i oversikten

Kilde: Oljedirektoratet

De fleste funn har kommet relativt kort i planleggingsfasen, men med enkelte unntak, herunder Maria, Vette (tidligere Bream) og Zidane. Selskapenes plan er å ta investeringsbeslutninger for disse funnene innen 2016. Vette er et funn i den sørlige delen av Nordsjøen som planlegges bygget ut med en flytende produksjonsinnretning og havbunnsanlegg. Muligheten for kraft fra land til Vette har vært vurdert av rettighetshaverne i forbindelse med konsekvensutredningen. Kraft fra land vurderes ikke som en aktuell løsning på grunn av høye kostnader, kort forventet levetid for feltet og krevende tekniske forhold. Utbyggingen vil ikke være lønnsom for selskapene med kraft fra land. Funnene Maria og Zidane ligger på Haltenbanken i Norskehavet. Funnene ligger i et område med eksisterende infrastruktur og planlegges begge bygget ut med havbunnsanlegg knyttet til eksisterende innretninger i området. Utbygging av funnet Tommeliten Alpha ble våren 2015 utsatt på ubestemt tid.

Andre større funn, som Skarfjell, Alta og Gotha, er funnet de siste årene og har av den grunn ikke kommet langt i planleggingen. I tillegg er det to funn med mer enn 20 mill. Sm3 o.e. som har svært krevende reservoarforhold (Victoria og Linnorm), og derfor har rettighetshaverne inntil videre lagt disse funnene til side.

De fleste funnene har forventede utvinnbare ressurser på under 10 mill. Sm3 o.e. Størst antall funn ligger i Nordsjøen, men det er også mange funn i Norskehavet. De aller fleste av disse funnene er gjort etter 2000, og siden 2011 er det gjort 28 slike småfunn. Den mest aktuelle utbyggingsløsningen for 84 av funnene i porteføljen er havbunnsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur eller boring av brønn(er) fra eksisterende innretning. Disse funnene vil ofte være avhengig av innfasing til allerede etablert eller planlagt infrastruktur for å være lønnsomme.

De fleste funnene i porteføljen ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur. Om lag 80 pst. av de samlede ressursene i funn, unntatt Castberg-funnet, ligger nærmere enn 40 km fra etablert/planlagt infrastruktur. Dette innebærer at det med dagens teknologi er mulig å bygge ut disse funnene med undervannsanlegg knyttet til allerede etablert infrastruktur. Tilknytning til eksisterende infrastruktur forutsetter at den har ledig kapasitet. Manglende kapasitet er en av årsakene til at utbygging av funn blir utsatt. I Norskehavet har eksempelvis full utnyttelse av kapasiteten i transportinfrastrukturen gjort at funn ikke er bygd ut. En eventuell utbygging kan ikke gjennomføres av disse før det er ledig kapasitet i infrastrukturen. Utbygging av enkelte funn kan være tidskritisk. Slike prosjekter følges opp spesielt nøye av myndighetene.

En robust strategi for videreutvikling av ressursbasen på norsk sokkel forutsetter at næringen også lykkes med å gjennomføre kostnadseffektiv utbygging av småfunn.

4.3.2 Lønnsom utbygging av småfunn

En viktig oppgave i ressursforvaltningen framover er derfor å skape verdier gjennom utbygging av småfunn. Med dagens teknologi er det undervannsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur som er den mest aktuelle utbyggingsløsningen for småfunn. Det er flere faktorer som påvirker muligheten for kostnadseffektiv utbygging av disse funnene. De mest sentrale faktorene er:

  • Utbyggingskostnadene

  • Utnytte samordningsgevinster

  • Tilgang til ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur

Kostnadsnivået, inklusive utbyggingskostnadene, er nærmere omtalt i et eget avsnitt i proposisjonen.

Samordning av utbygginger omfatter samarbeid om bruk av eksisterende infrastruktur, for eksempel innfasing av nye funn til eksisterende produksjonsinnretninger, samarbeid for å optimalisere utbygginger av ny felles infrastruktur eller samordnet utbygging av flere petroleumsforekomster, og samordning av forekomster som strekker seg over flere utvinningstillatelser. I tillegg brukes ofte eksisterende transportinfrastruktur for olje og gass av nye utbygginger. Formålet med all samordning er å redusere kostnadene, og/eller øke ressursuttaket fra en utbygging, slik at høyest mulig samfunnsøkonomisk lønnsomhet oppnås. Samordning vil være eneste måte å få til en lønnsom utbygging av flere av funnene i porteføljen.

Det er samtidig slik at gevinstene ved samordning må veies opp mot mulige ulemper. Samlet utbygging av flere funn kan medføre utsettelse av produksjonsstart for et enkeltfunn hvis det har kommet lenger i planleggingsfasen enn andre funn det er aktuelt å samordne det med. Dette må veies opp mot gevinstene man oppnår med samordning i form av lavere enhetskostnader. Samordning i form av innfasing av funn til vertsinnretninger, kan typisk medføre lavere kostnader. På den annen side kan ressursutnyttelsen bli lavere sammenliknet med en selvstendig utbygging.

Det er på norsk sokkel mange eksempler på samordning ved utbygging av funn. Et godt eksempel på slik samordning av funn er Åsgard-feltet som består av funnene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard. Rettighetshaverne i funnene vurderte på 1980-tallet separate utbyggingsløsninger, men det ble etter hvert klart at det var nødvendig med en samordnet utbygging for å realisere en felles gasstransportløsning fra Haltenbanken. De tre funnene ble samordnet i et forretningsområde i 1993, og tre år senere ble det levert en plan for utbygging og drift av Åsgard-feltet.

Det er rettighetshaverne som er ansvarlig for å identifisere og realisere potensialet for samordning i forbindelse med et utbyggingsprosjekt. Rettighetshaverne har en egeninteresse i å samordne utbygging av funn når det gir høyere verdi av ressursene. Eierskapet i tillatelsene som inngår i et samarbeid er et forhold som påvirker hvor krevende det er å gjennomføre fellesløsninger.

Når infrastruktur skal brukes av andre enn eier, vil det kunne oppstå interessemotsetninger mellom eiere og brukere av infrastrukturen. Potensielle brukere av eksisterende infrastruktur kan være små infrastrukturnære funn som ikke har mulighet til å gjennomføre en selvstendig utbygging. Videre har de ofte kun ett reelt alternativ å velge som vertsplattform. Eier av vertsplattformen er dermed i en monopolsituasjon, og vil i et fritt marked kunne kreve svært høye tariffer. Høye tariffer vil redusere lønnsomheten i nye feltutbygginger og på denne måten redusere interessen for å bygge ut slike. Resultatet kan bli dårlig ressursforvaltning. Dersom for mye av fortjenesten fra utvinningen av tilknyttede felt tilfaller vertsplattformene, vil dette også gå utover interessen for å lete i infrastrukturnære områder. Dette fordi verdien av et funn tilfaller eksisterende infrastruktureier og ikke de som har brukt ressurser på å lete. Derfor har det i tiår vært et bærende prinsipp i norsk ressursforvaltning at verdiene skal tas ut på feltene, ikke i infrastrukturen.

For å legge til rette for effektiv tredjepartsbruk av infrastruktur regulerer derfor myndighetene tilgang til infrastrukturen. Rettighetshavere som har behov for bruk av infrastruktur som er eid av andre, skal ha rett på tredjepartsbruk på objektive og ikke-diskriminerende vilkår. Fortjenesten fra utvinningen skal tilfalle felteier og ikke infrastruktureier. Dette betyr at brukerfeltet kun skal betale for kostnader de påfører infrastruktureier, og i tillegg gi infrastruktureier en rimelig fortjeneste. Disse prinsippene sikrer brukere av infrastruktur kostnadseffektiv tilgang så lenge det er kapasitet. Prinsippene er dermed grunnpilarer for at et mangfold av aktører kan drive lønnsom leting, utbygging og drift av marginale ressurser i infrastrukturnære områder.

Tilknytning av nye feltutbygginger til eksisterende feltinfrastruktur er ofte svært krevende prosesser, både teknisk og kommersielt. Det skal ofte gjøres modifikasjoner på vertsplattformen for den nye brukeren. Tilknytningsarbeidet må koordineres med annet arbeid på plattformen og vertsfeltets produksjon blir ofte påvirket. Det kan være konkurranse om kapasiteten fra andre brukere eller ressurser innenfor vertsfeltets egen tillatelse. Fordi ulike felttilknytninger har helt forskjellige utfordringer er det ikke hensiktsmessig med en uniform regulering av tilgang til feltinfrastruktur. Det er isteden lagt opp til at partene forhandler fram avtaler. Forskrift om andres bruk av innretninger (TPA-forskriften) regulerer forhandlingsprosess og hvilke vilkår som kan avtales. Partene har mulighet til å bringe inn uenigheter i forhandlinger for avgjørelse i departementet. For å ivareta en ryddig ansvars- og rollefordeling involverer departementet seg ikke i forhandlingene bortsett fra når partene formelt bringer saker inn for departementet. For å oppnå best mulig ressursforvaltning, er det viktig at det er rettighetshaverne på brukerfelt og vertsfelt som tar ansvar for å forhandle fram felttilknytningsavtaler, siden det er de som har nærmest kjennskap til ressursene og infrastrukturen.

Antall aktører på norsk sokkel har økt betydelig de siste årene, og mangfoldet av operatører for funn har blitt større. At flere ulike rettighetshavere må samarbeide kan gjøre det mer krevende å komme fram til samordnede løsninger. Det er derfor viktig at myndighetene ser til at samordningspotensialet identifiseres tidlig i arbeidet med å bygge ut et funn. Oljedirektoratet har derfor en viktig rolle med å følge tett opp planleggingen av nye utbygginger, herunder potensialet for samordnet utbygging av funn og selskapenes arbeid med samordning. Direktoratet foretar vurderinger av potensialet for samordning av utbygginger i områder på sokkelen og i forbindelse med nye enkeltutbygginger.

4.4 Nye, store funn viktig for framtidig aktivitetsnivå

Figur 4.7 Uoppdagede ressurser

Figur 4.7 Uoppdagede ressurser

Kilde: Oljedirektoratet

Det er store gjenværende, uoppdagede ressurser som gir grunnlag for fortsatt verdiskaping og høy aktivitet på norsk sokkel i mange år framover. Oljedirektoratet estimerer at de uoppdagede ressursene på norsk sokkel er 2835 mill Sm3 o.e. Fordelingen av de uoppdagede ressursene mellom de ulike havområdene er om lag 28 pst. i Nordsjøen, 29 pst. i Norskehavet og 43 pst. i Barentshavet. Usikkerheten i anslaget er stort – særlig for de minst kjente områdene i nord. Ressursene der kan være betydelig større enn hva som ligger i myndighetenes anslag.

4.4.1 Letepolitikken – tilrettelegge for nye funn

Formålet med letepolitikken er å legge til rette for at det gjøres nye funn som gir grunnlag for lønnsom produksjon i et langsiktig perspektiv. En effektiv og tidsriktig utforskning av norsk sokkel er viktig for å sikre høyest mulig verdiskaping og statlige inntekter på mellomlang og lang sikt. Tildelingssystemet for nye konsesjoner og aktørbildet er nøkkelelementer i letepolitikken.

Leting er en kompleks virksomhet. Jevn tilførsel av leteareal er en viktig for å opprettholde kompetansenivået i næringen. Flytter eller reduseres kompetansen tar det mange år å bygge den opp igjen. En rasjonell utforskning av norsk sokkel tilsier derfor videreføring av en jevn og tilstrekkelig høy leteaktivitet.

Kontinuerlig tilgang på nye, attraktive leteområder er viktig for den langsiktige verdiskapingen fra norsk sokkel og for aktiviteten i leverandørindustrien over tid og dermed for sektorens store betydning for velferdssamfunnet. Derfor er regjeringen opptatt av å holde et forutsigbart og høyt tempo i tildeling av nye områder. Dette er særlig viktig i dagens krevende situasjon i næringen.

Det er hovedsakelig ute i selskapene ressursene og kunnskapen er. Et mangfold av aktører bidrar til større konkurranse om areal og til at nye ideer framkommer og testes ut. Det økte mangfoldet blant rettighetshaverne på sokkelen har bidratt til gode leteresultater de siste årene.

I framtida forventes store deler av produksjonen å komme fra funn som ennå ikke er påvist. Fra 2025 vil viktigheten av ressurser som ennå ikke er påvist bli gradvis større og etter hvert dominerende. En nødvendig forutsetning for å opprettholde produksjonsnivået er at lønnsomme store og små funn gjøres regelmessig. Da må attraktive leteområder aktivt utforskes.

4.4.2 Leteaktiviteten

Leteaktiviteten har vært høy på norsk sokkel i de siste årene. I fjor ble 56 letebrønner påbegynt. Dette er tre færre påbegynte letebrønner enn i 2013, men det tredje høyeste tallet noensinne. Av disse var 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner. I Nordsjøen ble det påbegynt 33 letebrønner, i Norskehavet ti letebrønner og i Barentshavet 13 letebrønner i 2014.

Letingen gir resultater. Det ble gjort 22 nye funn i 2014, fordelt på åtte i Nordsjøen, fem i Norskehavet og ni i Barentshavet. Ressurstilveksten fra funnene er i størrelsesorden 40 - 110 mill. Sm3 olje/kondensat og 25 - 75 mrd. Sm3 utvinnbar gass.

Leteaktiviteten har de siste årene vært historisk høy i Barentshavet. Blant de ni nye funnene i Barentshavet var også det største funnet på norsk sokkel i 2014, Alta, like nord for Snøhvitområdet. Funnets størrelse er beregnet til mellom 13 og 49 mill. Sm3 utvinnbar olje og 5 - 17 mrd. Sm3 utvinnbar gass. Det er planlagt nye brønner for å avgrense funnet i 2015. Rundt Castberg-funnet har resultatene fra boringene i 2014 ikke svart til forventningene. I det lite utforskede Hoop-området ble det nordligste oljefunnet på norsk sokkel gjort i brønn 7324/8-1 «Wisting Central» i 2013. I samme område er det i 2014 gjort tre nye funn av relativt begrenset størrelse.

I 2014 ble den nordligste brønnen på norsk sokkel boret, om lag 350 km fra Hammerfest. Dette var Atlantis-brønnen som ble boret i utvinningstillatelse 615. Brønnen påviste et lite gassfunn. Boreresultatene i Barentshavet viser at området byr på flere interessante letemodeller som vil avlede ytterligere leteaktivitet i årene framover.

Figur 4.8 Leteaktivitet i Barentshavet

Figur 4.8 Leteaktivitet i Barentshavet

Kilde: Oljedirektoratet

I Norskehavet ble det i 2014 gjort nye funn sørvest for Njord-feltet på Haltenbanken. Funnene av Pil og Bue påviste hovedsakelig olje, men også noe gass. Funnene har fornyet interessen for leting i dette området.

I Nordsjøen er det blant annet gjort nye funn ved Fram, Grane, Gullfaks, Heimdal, Oseberg og Visund. Funnet Skarfjell har blitt avgrenset i 2014, ressurspotensialet er anslått til 10 - 23 mill. Sm3 utvinnbar olje og 8 - 15 mrd. Sm3 utvinnbar gass.

4.4.3 Forsvarlig petroleumsvirksomhet i Barentshavet

Stortinget åpnet for petroleumsvirksomhet i Barentshavet i 1979. Da ble 20 blokker på Tromsøflaket åpnet. Leteboring startet, og Askeladd som er del av Snøhvitutbyggingen ble påvist i 1981. Senere på 80-tallet ble ytterligere areal i Barentshavet sør åpnet for petroleumsvirksomhet før tilnærmet hele området ble åpnet i 1989. I 2013 åpnet Stortinget den delen av det tidligere omstridte området mot Russland som ligger vest for avgrensningslinjen for petroleumsvirksomhet.

I over tretti år med petroleumsaktivitet i norsk del av Barentshavet, er det boret godt over 100 letebrønner. Snøhvit har vært i produksjon siden 2007, og oljefeltet Goliat skal starte produksjon inneværende år. Oljefunnet Castberg har kommet langt i planleggingsfasen, og det er nylig gjort nye, spennende funn. Interessen for leteaktivitet i området har økt de siste årene.

Det gis ikke tillatelse til petroleumsvirksomhet i Norge hvis det ikke kan skje på en forsvarlig måte. Det kreves samtykke/myndighetstillatelse for all aktivitet, inkludert ved leteboringer, utbygginger og i driftsfasen. Petroleumsvirksomheten i Norge skjer under strenge krav til helse, miljø og sikkerhet og ivaretakelse av det ytre miljø. Det tillegges stor vekt å sikre god sameksistens med andre næringer. Dette gjelder også i Barentshavet. Som en følge av dette vil også et eventuelt funn i Barentshavet kun bygges ut og utvinnes hvis det kan gjøres på en forsvarlig måte. En utbygging i Barentshavet sørøst vil tidligst komme midt på 2020-tallet. Regjeringen vil da ta stilling til en eventuell utbyggingsplan for et slikt funn. Store, viktige utbygginger som dette vil også bli forelagt Stortinget.

Deler av Barentshavet sørøst ligger langt fra relevant infrastruktur. Området kan være utfordrende i forhold til sterk vind, lave temperaturer, fare for ising og mørke om vinteren. Slike forhold er kjent fra andre deler av norsk sokkel der det pågår petroleumsaktivitet og krever tilpasninger i design samt planlegging og gjennomføring av operasjoner. I deler av området kan det forekomme havis i enkelte måneder enkelte år. Disse utfordringene kan imøtekommes gjennom de rammene som settes for virksomheten og løsninger som tilpasses den enkelte aktivitet og lokalitet. For å møte alle typer utfordringer uavhengig av naturgitte og operasjonelle forhold, har myndighetene i samarbeid med partene i arbeidslivet og næringen, utviklet et omfattende HMS-regelverk som stiller strenge krav til sikkerhet og styring av virksomheten. Regelverkets funksjonelle karakter innebærer at kravene til forsvarlighet blir strengere når virksomheten foregår i områder som tilsier strenge krav. Dette er lagt til grunn for all aktivitet som har vært gjennomført i Barentshavet, tilsvarende som det gjøres for aktivitet i andre havområder. Det vil også bli lagt til grunn for all framtidig lete-, utbyggings- og produksjonsaktivitet i havområdet.

Et arbeid for å identifisere og utrede operasjonelle usikkerhets- og risikofaktorer ved petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst er igangsatt etter et initiativ fra sikkerhetsmyndighetene, som gjøres i samarbeid med partene i arbeidslivet og der næringen selv bidrar betydelig.

Oljedirektoratets vurdering av potensialet for olje og gass i Barentshavet sørøst konkluderer med at det i den nordlige delen av området er forventet gass. Et akuttutslipp av gass har begrensede negative påvirkninger på miljøet. I nordlige deler av Barentshavet sørøst er det et betydelig konsekvenspotensial for miljøverdiene ved iskanten ved et akuttutslipp av olje. I tråd med de rammer Stortinget har sluttet seg til for Barentshavet sørøst, settes det derfor tidsbegrensninger for leteboring langs den faktiske/observerte iskanten (der isen til enhver tid befinner seg). Disse tidsbegrensningene har regjeringen i 23. konsesjonsrunde gjort gjeldende for hele Barentshavet. Med de rammene som settes for nye utvinningstillatelser i Barentshavet ivaretas miljøverdiene ved iskanten.

I tillegg viser nyere havisdata at iskanten, slik den er definert i forvaltningsplanen for Barentshavet-Lofoten, går nord for Barentshavet sør. De siste tiårene har det vært en klar negativ langtidstrend i isutbredelsen i Barentshavet, og iskanten fra forvaltningsplanene har vært fastsatt på bakgrunn av eldre data som ikke er representative for dagens isforhold. I forståelse med samarbeidspartiene har regjeringen derfor lagt fram en melding for Stortinget med en oppdatert beregning av iskanten, jf. Meld. St. 20 (2014–2015), Oppdatering av forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten med oppdatert beregning av iskanten.

Dette innebærer at det ikke vil drives petroleumsvirksomhet ved iskanten i denne stortingsperioden.

De siste tre tiårene er det observert en klar nedadgående langtidstrend i isutbredelsen i Barentshavet. Det er store variasjoner i isutbredelsen fra år til år, noe som skyldes naturlige svingninger. Menneskeskapte klimaendringer antas å være hovedårsaken til den nedadgående langtidstrenden. Det sesongvariable isdekket er sentralt for dynamikken i Barentshavet. Vinterisen som blir dannet i deler av Barentshavet er ettårig, slik at store deler av havet har en årlig dynamikk med frysing og påfølgende smelting. Iskantsonen beveger seg flere hundre kilometer fram og tilbake gjennom det nordlige Barentshavet i en årlig syklus som er drevet av årstidsvariasjoner i hav- og lufttemperatur. Isen når sin maksimale utbredelse om våren, som oftest i april måned. Utover sommeren trekker iskantsonen seg gradvis nordover. Når isutbredelsen når sitt årlige minimum, normalt i september, er Barentshavet oftest tilnærmet isfritt og iskantsonen ligger et godt stykke nord for Svalbard. Variasjonene i isutbredelse fra år til år er store. Hvor iskantsonen befinner seg en gitt måned i året kan variere med flere hundre kilometer fra et år til et annet. I enkeltmåneder i enkeltår kan det forekomme havis i Barentshavet sør. I forvaltningsplanen for Barentshavet – Lofoten er iskanten beskrevet som et særlig verdifullt og sårbart område. Slike områder er områder som ut fra naturfaglige vurderinger har vesentlig betydning for det biologiske mangfoldet og den biologiske produksjonen i havområdet, også utenfor områdene selv.

Oljeselskapene må uansett forholde seg til de faktiske forholdene som finnes i et område slik at de kan bedrive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Dette gjelder også områder der det i enkeltmåneder i enkeltår tidvis kan forekomme havis. For å skape et enda bedre kunnskapsgrunnlag, har departementet gitt Oljedirektoratet i oppdrag å utarbeide en faglig vurdering knyttet til hvilken betydning havis/havisdata har for muligheten til å drive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Vurderingen skal omfatte både fysisk forekomst av eventuell havis i et område og betydningen av historiske isdata.

Større akuttutslipp av olje kan ha alvorlige miljøkonsekvenser. På grunnlag av erfaringer fra petroleumsvirksomhet i andre områder på norsk sokkel, vurderes sannsynligheten for et slikt utslipp som lav. Hvis et akuttutslipp først skjer, kan det få alvorlige konsekvenser for miljøet. Konsekvenspotensialet av et akuttutslipp av olje kystnært er betydelig for sjøfugl. For Barentshavet legges det derfor blant annet til grunn at det mellom 35 og 65 km fra grunnlinjen ikke vil være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 1. mars til 31. august.

Forskning og teknologiutvikling er nødvendig for å utvikle ny teknologi og løsninger som gjør det mulig å utnytte petroleumsressursene i nordområdene på en effektiv og bærekraftig måte. Målet er en høyest mulig ressursutnyttelse samtidig som hensynet til miljø og sikkerhet skal ivaretas. I 2014 ble Research Centre for Arctic Petroleum Exploration (ARCEx) ved Universitetet i Tromsø åpnet. Senteret har som mål å framskaffe ny kunnskap om petroleumsressursene i Arktis og utvikle kunnskap og metodikk for mer miljøvennlig leting. Senteret skal utvikle ny teknologi for leting og framskaffe kunnskap om økosystemene for analyse av miljøpåvirkning og -risiko. Utdanning og formidling vil være en sentral aktivitet. De samarbeidende universitetene i senteret vil utvikle et koordinert tilbud for Master- og PhD- utdanning. SAMCoT (Sustainable Arctic Marine and Coastal Technology) er et Senter for forskningsdrevet Innovasjon (SFI) som ble etablert i 2011. Senteret skal utvikle robust teknologi for arktiske områder. SAMCoTs hovedmål er å bygge kunnskap i industrien slik at den blir i bedre stand å takle utfordringene i arktiske strøk, også under ekstreme vær- og isforhold. Det innebærer blant annet utvikling av nye materialer og teknologi for mer robuste offshorestrukturer/-fartøy. NTNU er vertsinstitusjon for forskningen. SAMCoT har også et tett samarbeid med UNIS og SINTEF og fem internasjonale forskningspartnere. Ti industrielle partnere deltar, herunder DNV GL, GDF Suez, Shell, Statoil og Total.

4.4.4 Petroleumsvirksomhet i nord har foregått i mange tiår.

Allerede før andre verdenskrig var det letevirksomhet på land i «arktiske deler» av Russland og Canada. Kommersiell produksjon startet på Norman Wells i Canada i 1932 og ble intensivert på 1980-tallet med bygging av en 900 km rørledning til Alberta i Canada. Andre områder med betydelig arktisk petroleumsvirksomhet er North Slope med Prudhoe Bay (USA), samt Jamal-Nenets-regionen og Timan-Petsjora-bassenget i Russland. Petroleum har blitt produsert fra Jamal-Nenets-regionen og Timan-Petsjora-bassenget siden 1960-tallet.

Etter Prudhoe Bay-funnet ble gjort i 1967 ble letevirksomheten til havs utvidet til offshore Beauforthavet og Tsjuktsjerhavet utenfor Alaska og til Mackenzie-deltaet i Canada på 1970-tallet. Videre til Barentshavet (Stockman-feltet) og Petsjorahavet i Russland på 1980-tallet. På 1990-tallet startet letevirksomhet i grønlandsk farvann.

Petroleumsoperasjoner i og rundt is har foregått i flere tiår, herunder i Petsjorahavet, Newfoundland, Alaska, Sakhalin og Grønland. Alle disse områdene har fysiske utfordringer knyttet til is og isfjell. I disse områdene foregår fysiske operasjoner i is med kjent teknologi. De nevnte områdene har til dels hardere klimatiske forhold enn norske farvann.

Det ytre miljøet til havs varierer i stor grad mellom ulike deler av Arktis. Dette gjelder ikke minst forekomsten av havis/isfjell. Golfstrømmen gjør at de norske områdene i Barentshavet har ingen eller lite havis, at havis bare vil kunne forekomme i deler av året, og at den er ettårig. I noen områder i nord er det årlig isdekke, men da med ettårig is. I de mest krevende områdene av Arktis er det både ettårig og flerårig is og kun begrensede perioder med isfritt hav, jf. figur 4.9.

Figur 4.9 Issoner i Arktis

Figur 4.9 Issoner i Arktis

Kilde: ConocoPhillips

Disse naturomgivelsene setter rammer for det å drive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Aktiviteten i Barentshavet har større likhet med det som skjer på andre deler av norsk sokkel enn aktiviteten i andre lands oljeprovinser i nord med mer krevende forhold. Både i Canada, USA og Russland har man funnet løsninger slik at en kan ha lønnsom og forsvarlig helårig produksjonsaktivitet i kalde områder. De tekniske løsningene varierer, jf. figur 4.10.

Figur 4.10 Utbyggingsløsninger i kalde strøk

Figur 4.10 Utbyggingsløsninger i kalde strøk

Kilde: The National Petroleum Council. «Figure ES-16. Exploration and Development in Various Arctic Conditions.» I Arctic Potential: Realizing the Promise of U.S. Arctic Oil and Gas Resources. Washington D.C.: The National Petroleum Council, 2015. Copyright 2015 National Petroleum Council. Gjengitt med tillatelse

I Norge har leteaktiviteten pågått siden 1980. Godt over 100 letebrønner har blitt boret. Snøhvit-feltet er i produksjon og på Goliat-feltet skal det snart startes oljeproduksjon. Ved disse utbyggingene håndteres de andre naturgitte forholdene i Barentshavet – som kulde og ising av innretninger. Castberg-funnet som det nå arbeides med utbyggingen av, ligger i et område der det kan forekomme havis i ekstremår. Dette vil bli hensyntatt i utbyggingen.

Det er den enkelte stat som har ansvar for å regulere petroleumsaktivitet på sin kontinentalsokkel og på sitt landområde. Det gis ikke tillatelse til petroleumsvirksomhet i Norge hvis det ikke kan skje på en forsvarlig måte. Det er ikke foretatt en vurdering av om den aktiviteten i andre petroleumsprovinser som er beskrevet i dette avsnittet tilfredsstiller norske krav.

4.4.5 To likestilte konsesjonsrunder på norsk sokkel

På norsk kontinentalsokkel er det to likestilte konsesjonsrunder: nummererte konsesjonsrunder i umodent areal og TFO-runder (tildeling i forhåndsdefinerte områder) i modent areal. Umodne områder kjennetegnes av mindre kunnskap om geologien, større tekniske utfordringer og manglende infrastruktur. Sannsynligheten for å gjøre funn ved leteaktiviteten er vanligvis lavere i slike områder, men samtidig er muligheten for å gjøre nye, store funn også størst. Modne områder kjennetegnes av kjent geologi, mindre tekniske utfordringer og utbygd eller planlagt infrastruktur. Dette gjør at funnsannsynligheten ved boring av letebrønner er relativt høy, men samtidig er også sannsynligheten for å gjøre store funn mindre.

Strategien for konsesjonsrunder i ny-åpnede og umodne områder har som hovedregel fulgt prinsippet om sekvensiell leting. Dette innebærer at resultater fra brønner i et område bør foreligge og være evaluert før det utlyses nye blokker i det samme området. Denne framgangsmåten gjør at store områder kan kartlegges med relativt få letebrønner. Tilgjengelig informasjon blir dermed benyttet til videre leting slik at boring av unødvendige og tørre brønner kan unngås. Sekvensiell leting gir en rasjonell kartlegging av de geologisk mindre kjente områdene av sokkelen. Strategien fører eksempelvis til at kun utvalgte nøkkelblokker blir utlyst og tildelt i første omgang selv om store områder blir åpnet. Blokkene som lyses ut er antatt å være de mest prospektive og/eller ha høy informasjonsverdi for videre utforskning. I de umodne områdene utlyses og tildeles areal gjennom nummererte konsesjonsrunder. Antall utlyste blokker i de senere nummererte konsesjonsrundene har variert og gjenspeiler interessen fra industrien, hensynet til sekvensiell leting og forventet prospektivitet i de tilgjengelige arealene. De siste årene har nummererte konsesjonsrunder vanligvis funnet sted hvert andre år, men hensyn til blant annet sekvensiell leting har gjort at det av og til har vært lengre tidsrom mellom disse rundene.

I de modne områdene har TFO-ordningen vært viktig for å sikre effektiv utforskning. Ordningen tar hensyn til at rask og tidsriktig utforskning er viktig for disse områdene slik at etablert og planlagt infrastruktur kan utnyttes godt over tid. Ordningen bidrar til forutsigbarhet for oljeselskapene ved jevnlige tildelinger og en årlig syklus. TFO har også bidratt til å styrke mangfold og konkurranse innen leting på norsk sokkel, og har bidratt til å opprettholde leteaktiviteten i modne områder slik at ressurser blir påvist og produsert.

TFO-området utvides etter hvert som nye områder modnes over tid. Områder overføres fra nummererte runder til TFO-runder i takt med at den geologiske kjennskapen til området øker og at hensynet til sekvensiell leting blir mindre viktig. Forutsigbarhet om hvilke områder som det er mulig å søke på med jevnt tilsig av nytt areal er viktig for effektiviteten av ordningen, og er en sentral egenskap ved ordningen. Når myndighetene vurderer hvilke arealer som foreslås å inngå i TFO-området legges petroleumsfaglige vurderinger til grunn innenfor rammene av forvaltningsplanene. Det er sentralt å holde et forutsigbart og høyt tempo på tildeling av areal for å bidra til opprettholdelse av leteaktivitet og produksjon på norsk sokkel. Departementet vil også framover vektlegge slike vurderinger ved utvidelse av TFO-området.

Både de nummererte konsesjonsrundene og TFO-rundene er gjenstand for en høringsrunde før utlysning.

4.4.6 Påvise mer ressurser i modne områder – TFO 2015

Det forhåndsdefinerte områder er, i tråd med gjeldende politikk, gradvis utvidet og omfatter i dag store deler av norsk sokkel, jf. figur 4.11. Dette reflekterer at norsk sokkel blir stadig mer moden.

I TFO 2014 ble det i januar 2015 tildelt 54 utvinningstillatelser til 43 selskaper. Disse utvinningstillatelsene fordeler seg på 34 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og fire i Barentshavet. Det kom inn rekordmange søknader fra totalt 47 selskaper i TFO 2014. 43 ulike selskaper fikk tildelt andeler i en eller flere utvinningstillatelser. 23 av disse selskapene fikk også operatørskap.

20. januar 2015 ble høringsgrunnlaget for TFO 2015 offentliggjort. Det ble da foreslått å utvide TFO arealet med 46 blokker, 35 i Norskehavet og 11 i Barentshavet. Høringsfristen ble satt til 6. mars 2015. 47 høringsinstanser sendte inn uttalelser.

21. april 2015 ble TFO 2015 utlyst hvor de samme 46 blokkene var inkludert. Søknadsfrist ble satt til 2. september 2015. Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser gjennom TFO 2015 i første kvartal 2016.

Figur 4.11 TFO- området, utlyste blokker i 23. runde og foreslåtte blokker i TFO 2015

Figur 4.11 TFO- området, utlyste blokker i 23. runde og foreslåtte blokker i TFO 2015

Kilde: Oljedirektoratet

4.4.7 Store, nye muligheter i nord – status for 23. konsesjonsrunde

Nye attraktive leteområder er viktig for den langsiktige verdiskapingen på norsk sokkel. For første gang siden 1994 inngår et nylig åpnet område i en konsesjonsrunde. Dette gjør runden særlig spennende.

23. runde er et konkret resultat av at Stortinget i 2013 åpnet hele Barentshavet sørøst for petroleumsvirksomhet, jf. Innst 495 S (2012–2013). Barentshavet sørøst er den sørlige del av den delen av det tidligere omstridte området som ligger vest for avgrensningslinjen. Stortinget støttet ved behandlingen av åpningsmeldingen også de rammene som ble foreslått for å ivareta viktige miljøhensyn i 23. konsesjonsrunde. Dette innebar at når selskapene skulle nominere areal de ønsket inkludert i 23. konsesjonsrunde, var det ikke mulig å nominere blokker i et belte 35 km fra grunnlinjen, og at følgende rammer skulle legges til grunn ved utlysning av runden:

  • I området mellom 35 km og 65 km fra grunnlinjen i åpningsområdet vil det ikke være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 1. mars – 31. august.

  • I områder nærmere enn 50 km fra den faktiske/observerte iskanten vil det ikke være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 15. desember – 15. juni.

I tillegg støttet Stortinget at det igangsettes et arbeid med sikte på å identifisere og utrede operasjonelle usikkerhets- og risikofaktorer ved petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst. Dette arbeidet er iverksatt.

I august 2013 ble 23. konsesjonsrunde startet ved at departementet inviterte oljeselskapene til å nominere blokker de ønsket inkludert i runden. Nominasjonsprosessen gir myndighetene informasjon om hvilke blokker selskapene ønsker å utforske. I januar 2014 mottok departementet nominasjoner fra 40 selskaper. Selskapene hadde til sammen nominert 140 blokker i Barentshavet og 20 blokker i Norskehavet. 86 blokker ble nominert av to eller flere selskaper. Oljeselskapene viste særlig stor interesse for Barentshavet sørøst.

I februar 2014 sendte departementet ut et forslag til utlysning på høring. Forslaget var basert på nominasjonene fra selskapene og myndighetenes egne vurderinger. Forslaget inneholdt totalt 61 blokker eller deler av blokker fordelt på 7 blokker i Norskehavet, 34 blokker i Barentshavet sørøst og 20 blokker i resten av Barentshavet sør. Høringsfristen ble satt til 4. april 2014. Over 40 høringsinstanser sendte inn uttalelser. Det framkom ikke ny, vesentlig informasjon i høringsrunden.

23. konsesjonsrunde ble utlyst 20. januar 2015 med søknadsfrist 2. desember 2015. Runden omfatter 57 blokker eller deler av blokker. Disse fordeler seg på 34 blokker i Barentshavet sørøst, 20 blokker i øvrige deler av Barentshavet og 3 blokker i Norskehavet, jf. figur 4.12. Fire av blokkene i Norskehavet som var på offentlig høring, er ikke omfattet av utlysningen. Dette er områder som det er mer naturlig å utforske under TFO-ordningen og er inkludert i utlysningen av TFO 2015. De rammene for petroleumsaktivitet som Stortinget hadde sluttet seg til, ble lagt til grunn for hele utlysningen. Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser gjennom 23. konsesjonsrunde i første halvår 2016.

Figur 4.12 Blokker utlyst under 23. konsesjonsrunde

Figur 4.12 Blokker utlyst under 23. konsesjonsrunde

Kilde: Oljedirektoratet

4.5 Effektivisering og kostnadskontroll

De globale trendene knyttet til kostnader er beskrevet i proposisjonens avsnitt 2.4. Dette avsnittet tar for seg spesifikke norske forhold. Petroleumsnæringen er global. De fleste innsatsfaktorer knyttet til utbygging anskaffes i sterk internasjonal konkurranse. For standardprodukter i disse segmentene vil en ikke forvente at det er et særlig høyt kostnadsnivå i Norge. For andre deler av virksomheten er det mindre aktuelt med internasjonal konkurranse, eksempelvis fordi nærhet til infrastruktur er avgjørende, eller det er segregerte markeder som for borerigger. Da kan det lettere oppstå et særnorsk kostnadsnivå. Forskjeller i krav og regelverk mellom ulike petroleumsprovinser kan også bidra til forskjeller i kostnadsnivå, det samme kan forskjeller i forhold som er avtalt mellom partene i arbeidslivet.

Kostnadskontroll via effektiv og smart drift er en avgjørende faktor for at verdiskapingen på norsk sokkel skal bli størst mulig. Som det framgår av avsnitt 2.4, har globale kapitalkostnader knyttet til leting og produksjon mer enn doblet seg i faste priser siden 2000. Dette er en betydelig utfordring for realiseringen av prosjekter også på norsk sokkel.

Kostnadsøkningen i Nordsjøen har vært sterkere enn utviklingen globalt og har kommet på toppen av den internasjonale trenden. En studie16 antyder at kostnadene har nær tredoblet seg i Nordsjøbassenget fra 2003 til 2013, jf. figur 4.13. Investeringskostnadene har økt noe mer enn driftskostnadene.

Figur 4.13 Kostnadsøkning i Nordsjøbassenget

Figur 4.13 Kostnadsøkning i Nordsjøbassenget

Kilde: McKinsey

I en oljeprovins vil normalt de mest lønnsomme ressursene bli påvist og realisert først. En økning i andelen kompliserte feltutbygginger i takt med modningen av norsk sokkel, kan i noen grad forklare den observerte kostnadsveksten. En annen forklaring kan være at prisen på innsatsfaktorene i olje- og gassindustrien har økt.

Det er anslått17 at kostnadene på norsk sokkel er om lag 30 pst. høyere enn på britisk sokkel. For enkeltaktiviteter er kostnadsforskjellen enda større. Reiten-utvalget anslo også, om enn på et begrenset datagrunnlag, at riggraten på norsk sokkel var rundt 90 pst. høyere enn på britisk sokkel. Det finnes ingen detaljert oversikt som forklarer denne kostnadsforskjellen, men høyere arbeidsrelaterte kostnader er en faktor.

Unødvendig høye kostnader på norsk sokkel medfører mindre inntekter til fellesskapet og lavere overskudd for selskapene. Kostnadsnivået har også stor betydning for hvor mye av ressursene vi klarer å utvinne. Økte kostnader påvirker aktiviteten i alle faser av petroleumsvirksomheten. Det gjør det mindre lønnsomt å lete, færre funn blir utbygd og tilleggsressurser fra eksisterende felt blir ikke utvunnet.

Økningen i kostnadsnivået i sektoren medfører lavere verdiskaping fra feltene. Et høyere kostnadsnivå gir mindre overskudd fra løpende produksjon og vil i tillegg gi lavere verdiskaping fra felt i drift ved at framtidig produksjon påvirkes gjennom:

  • tidligere nedstenging av felt i drift

  • mindre investeringer i videreutvikling av feltene, for eksempel tiltak for økt utvinning

  • færre funn som bygges ut og fases inn til felt i drift

  • at det blir mindre attraktivt å lete nær eksisterende infrastruktur (nærfeltsleting)

I punkt 4.2.4 er slike kjedeeffekter omtalt som en dominoeffekt.

For høye enhetskostnader gjør produksjonen mindre lønnsom og mindre robust for endringer i oljeprisen, noe som fører til at selskapene avslutter produksjonen tidligere enn planlagt. Ressurser og verdier blir ikke utnyttet.

En økning i kostnadsnivå betyr også at det blir mer krevende å få gjennomført nye tiltak for videreutvikling av feltene i drift, for eksempel økt utvinning, fordi disse investeringene blir mindre lønnsomme. Når feltet kommer lenger ut i produksjonsforløpet, vil lønnsomheten ved ytterligere tiltak vanligvis avta og tiltak for økt utvinning vil vurderes som marginale prosjekter av selskapene. Det vil særlig være krevende for rettighetshaverne å få tilstekkelig lønnsomhet i prosjekter som medfører nye store investeringer, for eksempel i nye innretninger eller ombygging av eksisterende innretninger.

Et område hvor kostnadsveksten har vært særlig sterk er innenfor boring. Over 50 pst. av investeringene på felt i drift de nærmeste årene vil være knyttet til boring av produksjonsbrønner. En betydelig andel av borekostnadene er nært forbundet med tidsbruk. Hvor raskt boreprosessen går, også kalt boreeffektiviteten, vil derfor ha stor betydning for borekostnaden. Kostnadene ved boring etter små ressurser og/eller ressurser som innebærer lange brønnbaner, er derfor avgjørende når det skal besluttes om det skal bores flere brønner på et felt. Det er derfor viktig at det arbeides med å redusere kostnadene ved boring av brønner slik at mindre boremål kan nås på en lønnsom måte. Effektivisering av boreprosessen og standardisering av brønndesign og utstyr, vil være et viktig bidrag til bedre lønnsomhet. Lavere riggrater vil bidra positivt.

Et høyt kostnadsnivå vil redusere lønnsomheten i utbygging av nye funn. De fleste funnene på norsk sokkel som ikke er besluttet bygget ut, ligger i en avstand nært nok til eksisterende infrastruktur til at de kan bygges ut som havbunnsfelt knyttet til eksisterende infrastruktur. Et unødvendig høyt kostnadsnivå vil påvirke mulighetene for lønnsom utbygging av disse funnene. Dette vil også påvirke vertsfeltenes mulighet for å få utnyttet den ledige kapasitet i infrastrukturen gjennom innfasing av tredjeparter. En slik utvikling trekker ytterligere i retning av tidligere nedstenging av felt i drift.

4.5.1 Oppfølging av utbyggingsprosjekter

Enkelte prosjekter gjennomført på norsk sokkel de siste årene har opplevd store kostnadsoverskridelser, forsinkelser og kvalitetsutfordringer. Dette er prosjekter som Skarv, Valhall videreutvikling og Yme. Departementet ba derfor i 2013 Oljedirektoratet om å gå gjennom erfaringene med en del utbyggingsprosjekter på norsk sokkel de siste årene. Direktoratet konkluderte i analysen med at, selv om det er enkelte unntak, så er de fleste prosjektene på norsk sokkel blitt gjennomført innenfor det usikkerhetsspennet for investeringer som angis ved innlevering av plan for utbygging og drift. Videre konkluderte analysen med at overskridelser i store, kompliserte prosjekter ikke er et særnorsk fenomen, og at flere studier viser en tilsvarende trend internasjonalt.

Basert på gjennomgangen trekker direktoratet i rapporten særlig fram fire forhold knyttet til prosjektgjennomføringen som er sentrale for hvorvidt et prosjekt vil være vellykket:

  1. et grundig tidligfasearbeid

  2. en klar kontraktstrategi som tar hensyn til de viktigste risikoelementene i prosjektet

  3. en grundig prekvalifisering av leverandørene i prosjektet

  4. en god oppfølging av prosjektet fra operatørens side

Det er de involverte oljeselskapene som har ansvaret for å gjennomføre sine prosjekter på en god, effektiv og trygg måte. Innenfor den veletablerte rolle- og ansvarsfordelingen i sektoren har myndighetene styrket oppfølgingen av prosjektene i planleggingsfasen. Formålet med den styrkede oppfølgingen er å bidra til å redusere sannsynligheten for kostnadsoverskridelser og forsinkelser i nye utbyggingsprosjekter.

4.5.2 Lønnsomhet i småfunn

En hovedutfordring for petroleumsvirksomheten framover er å få til lønnsomme utbygginger av mindre funn. Med dagens teknologi er det undervannsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur som ofte er den mest aktuelle utbyggingsløsningen for mindre funn. Over en tiårsperiode har utbyggingskostnadene for havbunnsfelt mer enn doblet seg.

Enhetskostnadene for mindre undervannsutbygginger er på nivå med, eller lavere enn utbygginger av større funn som krever innretning på havoverflaten. Det er flere faktorer som påvirker muligheten for kostnadseffektiv utbygging av slike funn. Avstand, og i hvor stor grad vertsplattformen er tilpasset funnets prosess og transportbehov, er viktige elementer i vurderingen av hvorvidt det er mulig å få til en lønnsom undervannsutbygging.

Kostnadene knyttet til en undervannsutbygging kan knyttes til fire hovedelementer: boring av brønner, brønnramme, rør/kontrollkabel/stigerør og modifikasjoner på vertsinnretning.

  1. brønnrammen inneholder det som trengs for å styre og kontrollere brønnene

  2. rør og kabler for transport (av produksjon, eventuell vann eller gass til injeksjon, eller produksjonskjemikalier) og styring av anlegget

  3. omfanget av modifikasjonene på vertsplattformen varierer avhengig av plass og vektkapasitet samt hvor godt tilpasset plattformen er behovene til det enkelte funn som skal knyttes til

  4. boring av brønner gjøres som oftest gjennom bunnrammen med halvt nedsenkbare rigger

De siste femten årene har det vært stor kostnadsvekst innen disse områdene, jf. figur 4.14. Kostnadsøkningene knyttet til undervannsinnretninger har relativt sett vært større enn for andre. Det har ført til at industrien vurderer alternative løsninger for utbygging av små funn.

Figur 4.14 Kostnadsutvikling internasjonalt for undervannsutbygginger fra år 2000 i nominelle verdier

Figur 4.14 Kostnadsutvikling internasjonalt for undervannsutbygginger fra år 2000 i nominelle verdier

Kilde: IHS

Brønnkostnadene er et vesentlig kostnadselement og utgjør vanligvis 40-50 pst. av de samlede utbyggingskostnadene for et havbunnsfelt. Størrelsen på modifikasjonskostnadene kan variere betydelig mellom ulike havbunnsfelt. Hvis vertsplattformen ikke er tilrettelagt for innfasing av et havbunnsfelt, kan denne kostnaden utgjøre en betydelig del av utbyggingskostnadene.

Reduserte priser i leverandørmarkedet som følge av et lavere aktivitetsnivå, vil kunne bidra til lavere utbyggingskostnader og dermed økt lønnsomhet. I tillegg er det viktig at produktivitet og effektivitet i hele utbyggingskjeden økes. Dette kan for eksempel skje ved at kostnadene reduseres gjennom standardisering av utbyggingsløsninger, forenkling av arbeidsprosesser og reduserte krav til dokumentasjon, nye tekniske og kommersielle løsninger, samt en raskere prosjektgjennomføring.

Teknologiutvikling for å utvikle nye tekniske løsninger, kan gi viktige bidrag til økt lønnsomhet både ved å få ned utbyggings- og vedlikeholdskostnadene og få utvinningsgraden opp. Bruk av nye innretningskonsept, som f.eks. ubemannede innretninger og modulære boreinnretninger som erstatning for tradisjonelle havbunnsutbygginger, er eksempler på slike aktuelle teknologier.

Den siste effekten av et høyt kostnadsnivå følger av de andre effektene beskrevet over. I en situasjon med høye driftskostnader, potensielt kortere levetid for feltene og høye kostnader for å bygge ut nye funn, vil insentivene for feltnær leting svekkes. Dette kan medføre redusert leteaktivitet, særlig i modne områder.

Det er helt avgjørende at driftskostnadene og kostnadene ved å investere i felt i drift og utbygging av funn holdes under kontroll slik at det store potensialet for verdiskaping som er i feltene kan realiseres. Historien har vist at det er krevende for næringen å holde effektiviteten oppe og kostnadene nede i perioder med høy oljepris. Dagens oljeprisnivå gir en anledning til å ta grep for å få kostnadene ned.

4.5.3 Mindre papir gir økt produktivitet

Det er flere årsaker til kostnadsveksten på norsk sokkel. Noen er strukturelle og knyttet til at vi har produsert de billige ressursene og gjenværende oljeressurser dermed blir stadig dyrere å utvinne. Andre er sykliske som at høy oljepris medfører høyt aktivitetsnivå og høyere pris på innsatsfaktorer som brukes i petroleumsproduksjon. En betydelig andel av kostnadsøkningen kan ikke forklares av disse to faktorene.

En forklaring på den resterende kostnadsøkning som ofte blir trukket fram, blant annet av næringen selv, er omfattende kravspesifisering både fra myndigheter og innad i industrien/selskapene, se illustrasjon i figur 4.15. Nederst ligger myndighetskravene slik det følger av lover og forskrifter. Hvordan regelverket faktisk virker er ikke bare gitt av lover og forskrifter. Også praktisering og tolkninger er viktige. Over dette er en rekke lag med krav fastsatt av næringen. Først kommer internasjonale standarder som ofte blir supplert med NORSOK-standarder. Deretter kommer selskapenes egne standarder som kan variere mellom områder og felt. Slike lagvise standarder medfører store kostnader, ikke minst knyttet til krav til dokumentasjon. Konsekvensen blir gjerne skreddersøm og manglende standardløsninger. Stordriftsfordeler kan i begrenset grad utnyttes.

Figur 4.15 Ulike nivåer av tekniske krav og standarder innen olje- og gass næringen

Figur 4.15 Ulike nivåer av tekniske krav og standarder innen olje- og gass næringen

Kilde: McKinsey

Selv om offentlige myndigheter gjennom sitt regelverk kan bidra til redusert kostnadsnivå, er det likevel næringen selv og partene i arbeidslivet som sitter med nøkkelen til å redusere kostnadene. Ikke minst kan industrien gjennom sitt arbeid for høyere effektivitet og økt produktivitet, bidra til å nå målet om lavere kostnader og høyere verdiskaping. Myndighetene støtter aktivt opp under det viktige arbeidet industrien må gjøre på dette området. Samtidig er det avgjørende at kortsiktige kostnadstiltak ikke gir en negativ virkning på den langsiktige og samlede verdiskapingen. Standardisering er, sammen med teknologiutvikling, de viktigste faktorene for å redusere kostnadene. Standardisering betyr både å lage standarder slik at elementer kan masseproduseres/gjenbrukes istedenfor å måte skreddersys, men også at overflødige standarder og krav fjernes. Det samme gjelder krav hvor kostnadene ikke står i rimelig forhold til det man ønsker å oppnå. Ikke minst er det blitt hevdet, blant annet fra næringen selv, at kostnaden ved krav til dokumentasjon i svært mange tilfeller overstiger nytteeffekten.

Derfor er det gledelig at eierne av NORSOK-standarden, Norsk Olje og Gass og Norsk Industri, har satt i gang et arbeid med å revidere standardene der et sentralt element blir å forenkle dem for å redusere kostnadene. Nye og eksisterende krav vil bli gjennomgått for å se om anbefalingene kan forsvares ut fra en kost-nyttevurdering.

4.5.4 Bedre kost-/nytte-vurderinger ved myndighetstiltak

I Sundvolden-plattformen går regjeringen inn for å arbeide for å redusere kostnadsnivået på norsk sokkel, blant annet gjennom oppfølging av Åm-utvalget og Reiten-utvalget. I 2011 la Åm-utvalget fram sin rapport om økt utvinning, mens Reiten-utvalget i 2011 la fram sin innstilling om økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel. De framhever begge at kostnadsreduksjoner vil både kunne bidra til økt utvinning og økt bore- og brønnaktivitet. Reiten- og Åm-utvalgene kom med flere forslag som vil være med å redusere kostnadene på norsk sokkel. Blant annet ble tiltak som sørger for bedre flyt av rigger mellom ulike lands sokler foreslått av begge utvalg.

Arbeids- og sosialdepartementet har som oppfølging av dette bedt Petroleumstilsynet om å komme med forslag og tiltak som kan bidra til bedre riggflyt mellom soklene i Nordsjøen. Redegjørelsen skal være ferdig innen 1. juli 2015, og følges opp av Arbeids- og sosialdepartementet og Olje- og energidepartementet.

I Reiten- og Åm-utvalgene ble det også lagt vekt på behovet for bedre avveininger mellom nytte og kostnader. Det samme gjorde Engen-utvalget, som i 2012 la fram sin rapport «Tilsynsstrategi og HMS-regelverk i norsk petroleumsvirksomhet.» Regjeringen har satt i gang et arbeid med å lage en sektorveileder for samfunnsøkonomiske analyser for petroleumsvirksomheten. Målet er at veilederen skal sikre et bedre beslutningsgrunnlag for myndighetene.

4.5.5 Utvikle og ta i bruk nye løsninger

Det er gjerne gjennom å tenke helt nytt at kostnadene kan reduseres dramatisk. Derfor er det viktig å fortsatt utvikle og ta i bruk nye tekniske løsninger på felt, ved utbygging av funn og innen leting. Disse forbedringene skal selvfølgelig skje innen trygge rammer når det gjelder HMS. I tillegg kan slike løsninger øke ressursuttak og dermed verdiskapingen. Slike effekter gir større inntekter til et hvert tiltak og gjør de dermed mer kommersielt attraktive. Også på den kommersielle siden kan man gjennom nytenking gjøre en større del av ressursbasen lønnsom ved å finne forretningsmuligheter som gjør investeringer og tiltak mer attraktive for de involverte selskapene.

Norsk sokkel har vært en foregangsprovins i å utvikle og ta i bruk ny teknologi og nye løsninger innen alle faser av virksomheten. Eksempelvis innenfor undervanns-produksjonssystemer, bore- og brønnteknologi, reservoarmodellering og flerfasetransport. Store ressursmengder og verdier er realisert gjennom ambisiøse beslutninger om bruk av ny teknologi. Når ny teknologi først har blitt kvalifisert og implementert på et felt, har denne teknologien åpnet mange nye muligheter for verdiskaping på andre felt og funn på sokkelen. De gjenværende oljeressursene på norsk sokkel er betydelige, og for å utvinne disse ressursene, er det viktig at arbeidet med utvikling og implementering av ny teknologi fortsetter, herunder at aktørene i næringen inngår samarbeid for i felleskap å ta nye steg innenfor dette området.

Det har siden forrige stortingsmelding ble lagt fram i 2011 blitt besluttet flere utbygginger med utbyggingskonsepter som er nye for norsk sokkel. I år planlegges oppstart av undervannskompresjonsanlegg på både Åsgard og Gullfaks Sør. Her er det gjort betydelige teknologiske framskritt som realiserer store tilleggsverdier for disse feltene og som på sikt vil kunne bidra til utvikling av andre felt og funn. Med siste års utvikling av undervannsseparasjon, pumper og kompressorer, er det mulig å se konturene av verdens første komplette undervannsfabrikk på norsk sokkel.

Høyt kostnadsnivå og reduserte oljepriser gjør behovet for teknologiutvikling og nytenkning gjennom feltenes levetid viktigere enn på lenge. I plan for utbygging og drift for Sverdrup-feltet vil det foreligge en strategi for implementering av og kontinuerlig oppmerksomhet mot ny teknologi gjennom feltets levetid. På Linge-feltet har selskapene valgt en driftsmodell som baserer seg på mer fjernstyring fra land og mindre bemanning offshore enn på sammenlignbare felt.

I industrien arbeides det med utvikling av en type forenklet brønnhodeplattform uten helikopterdekk eller boligplattform, og hvor ombordstigning i forbindelse med vedlikehold gjøres fra et fartøy. Dette konseptet kan for enkelte funn være en kostnadseffektiv løsning i forhold til en mer tradisjonell havbunnsutbygging, se figur 4.18.

For en stor andel av funnporteføljen på norsk sokkel er undervannsløsninger knyttet inn til eksisterende infrastruktur det mest sannsynlige utbyggingsalternativet. Vekt- og kapasitetsbegrensninger på eksisterende infrastruktur kan gi utfordringer med å realisere funnene. Videreutvikling og nyutvikling av teknologi som adresserer disse begrensningene, som for eksempel brønnkompletteringsløsninger som stenger ute vann og havbunnprosessering, vil bli viktig framover. Et eksempel er Seabox sin SWIT-teknologi (se figur 4.16) som behandler sjøvann til injeksjonskvalitet, og som sammen med en undervanns-injeksjonspumpe kan bli en foretrukket løsning framfor tradisjonelle vanninjeksjonssystemer.

Bedre reservoarforståelse gjennom permanent overvåkning av reservoaret, som eksempelvis er igangsatt på Snorre, vil gjøre det enklere å identifisere nye tiltak på produserende felt. Et av de viktigste tiltakene for økt utvinning på mange felt er å bore nye brønner. Det er viktig at en framover finner metoder og teknologi for å redusere bore- og brønnkostnadene slik at brønnmål med mindre ressurser blir lønnsomme. Avanserte metoder for økt utvinning (EOR – Enhanced Oil Recovery) er fortsatt lite brukt til tross for forskning og spredte pilotforsøk og feltanvendelser. Ved Universitet i Stavanger er det nylig etablert et forskningssenter for økt oljeutvinning. Senteret samarbeider med oljeselskapene for å bygge kunnskap og teknologi for å øke utvinningsgraden ut over det som ligger i dagens vedtatte planer for drift av feltene.

Boks 4.3 Eksempler på lovende teknologier

Eksempler på teknologier som kan bidra til økt utvinning er Schlumberger sin GeoSphere-teknologi og Fishbones. GeoSphere-teknologien til Schlumberger, se figur 4.17 gir detaljert sanntidsinformasjon om reservoaret under boreoperasjonen og bidrar til mer kontrollert plassering av horisontale brønner. Teknologien kan bidra til reduserte kostnader ved å redusere behovet for pilothull og få en mer optimal drenering av reservoaret.

Figur 4.16 Seabox

Figur 4.16 Seabox

Kilde:  Seabox

Figur 4.17 Schlumberger GeoSphere

Figur 4.17 Schlumberger GeoSphere

Kilde: Schlumberger

På Smørbukk Sør forventes det en betydelig produksjonsøkning når Fishbones’ (se figur 4.19) teknologi skal benyttes i 2015. Prosjektet er blitt støttet av Demo2000- programmet.

Figur 4.18 Forenklet brønnhodeplattform uten boligkvarter og helikopterdekk

Figur 4.18 Forenklet brønnhodeplattform uten boligkvarter og helikopterdekk

Kilde: Statoil

Figur 4.19 Fishbones

Figur 4.19 Fishbones

Kilde: Fishbones

For å videreutvikle norsk olje- og gassnæring, er det avgjørende å styrke utdanning, forskning og innovasjon som gjør det mulig å utnytte mer av ressursbasen og redusere kostnadene. Forskning og teknologiutvikling er fortsatt en helt sentral faktor for framtidig verdiskaping. Myndighetene har et ansvar for å sørge for at næringen har egeninteresse av å drive forskning og teknologiutvikling. For eksempel utløser offentlige bevilgninger økt FoU innsats i næringen. Det er viktig at staten også framover bidrar med FoU-bevilgninger på områder som har stor samfunnsøkonomisk verdi, men som ikke prioriteres av næringen selv.

Kostnadsutfordringen må tilnærmes fra ulike hold. Det er viktig med FoU som kan bidra til å snu utviklingen og på den måte sikre konkurransekraft, verdiskaping og arbeidsplasser. Kostnadene ved utslipp av CO2 i sektoren er en sterk driver for å utvikle mer energieffektive løsninger. Økt aktivitet i nordområdene krever nye og mer kostnadseffektive løsninger for leting, utbygging og drift. Mangel på infrastruktur, annerledes geologi og klimatiske forhold representerer forskningsmessige utfordringer. Videre nødvendiggjør fallende oljeproduksjon i modne områder ny teknologi og kunnskap som kan forlenge produksjonen. Ovennevnte utfordringer krever grunnleggende forskning samt anvendt forskning med tung industriinvolvering. Forskningsrådets program Petromaks 2 er det viktigste virkemiddelet i denne sammenheng.

Teknologisk innovasjon bygger på langsiktig forskning og kompetanseutvikling. For å introdusere ny teknologi og nye løsninger i markedet, er det behov for gode og treffsikre virkemidler. DEMO 2000 er det mest markedsnære virkemiddelet i innovasjonskjeden for petroleum, og programmet retter seg spesielt mot leverandørindustrien. Det foreligger en rekke teknologier og løsninger som kan bidra til økt kostnadseffektivitet og lønnsomhet, men som ikke har blitt tatt videre i innovasjonskjeden gjennom demonstrasjon og uttesting. Kostnader og risiko knyttet til uttesting av ny teknologi fører til at prosjektene ikke igangsettes. Offentlig støtte gjennom DEMO 2000 for å avlaste risiko, er et viktig bidrag, men ikke en tilstrekkelig forutsetning. Det er også avgjørende at industrien finner fram til samarbeidsmodeller som gjør at det blir kommersielt attraktivt å teste ut og ta i bruk nye løsninger. Det er viktig at industrien selv er en pådriver, og at det er et godt samarbeid mellom oljeselskapene for å ta i bruk ny teknologi både i og på tvers av de respektive lisensene.

I tråd med Åm-utvalgtets anbefalinger har både Petromaks 2 og Demo 2000 blitt styrket, og ett nytt forskningssenter for økt utvinning har blitt etablert, se boks 4.4. Et viktig delmål er å sikre rekruttering av relevant kompetanse til petroleumssektoren.

Regjeringen lanserte i 2014 en langtidsplan for forskning og høyere utdanning (LTP), der petroleumsrettet forskning og teknologiutvikling er ett av de prioriterte områdene. Utvikling av mer kostnadseffektiv teknologi og økt utvinning er sentrale mål for forskningsinnsatsen.

Videre har strategiorganet OG21 satt kostnadseffektivitet og implementering av ny teknologi på dagsorden. OG21s anbefalinger inngår som grunnlag for prioriteringene i den offentlige forskningsinnsatsen.

Boks 4.4 OG21

Gjennom OG21 samarbeider oljeselskaper, leverandører, universiteter, forskningsinstitusjoner og myndigheter for å utvikle og gjennomføre en omforent forsknings- og teknologistrategi for norsk petroleumsvirksomhet.

OG21 bidrar en til en samordnet nasjonal innsats innen forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering. OG21 har et styre som gir råd om hvordan forskningsinnsatsen bør innrettes og hvilke teknologiområder som bør prioriteres.

Den offentlige forskningsinnsatsen blir i all hovedsak ivaretatt av Norges forskningsråd gjennom programmene PETROMAKS 2 og DEMO 2000. I tillegg skal de to forskningssentrene ARCEx – Research Centre for Arctic Petroleum Exploration og det nasjonale senteret for økt oljeutvinning bidra til å nå målene i OG21-strategien. OG21 strategien vil bli revidert i løpet av 2015. Kostnadsutviklingen på norsk sokkel er et sentralt tema i strategiarbeidet.

Figur 4.20 

Figur 4.20

Kilde: Olje- og energidepartementet

Fotnoter

1.

IEA World Energy Investment Outlook Special Report 2014

2.

WoodMackenzie, Upstream cost deflation: How far will development costs fall

3.

Pira Energy Group, A Quick Note on Upstream Cost

4.

Wood Macenzie, Oil prices: Company spend cuts needed in 2015

5.

Wood Mackenzie, Januar 2015 – Global Upstream: what to look For in 2015, US$153 billion cut from global upstream capital expenditure… so far.

6.

Regjeringen vil komme med nye prognoser for den makroøkonomiske utviklingen, herunder utviklingen i petroleumsinvesteringene, i revidert nasjonalbudsjett 2015.

7.

Eirik Vatne, SNF, 02/13. Den spesialiserte leverandørindustrien til petroleumsvirksomhet. Omfang og geografisk utbredelse i Norge.

8.

Joakim Blix Prestmo, Birger Strøm og Hilde Karoline Midsem, SSB, rapport 2015/8. Ringvirkninger av petroleumsnæringen i norsk økonomi.

9.

Rystad Energy, 2014. Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper.

10.

Rystad Energy, 2014. Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper.

11.

Statoil, 2014. Johan Sverdrup-feltet PL 265, PL 501, PL 501B og PL 502 PUD del II - Konsekvensutredning. November 2014.

12.

I henhold til klimaforliket skal CO2-avgiften justeres opp/ned hvis kvoteprisen endres slik at samlet pris (CO2-avgift og kvotepris) forblir om lag på samme nivå.

13.

600 mill. fat olje, oljepris 60 USD/fat, NOK/USD: 7,8. Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

14.

Oljepris: 60 USD/fat, 7,8 NOK/USD, gasspris: 2,1 NOK/Sm3 . Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

15.

Oljepris: 60 USD/fat, 7,8 NOK/USD, gasspris: 2,1 NOK/Sm3 . Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

16.

McKinsey, Meeting the challenge of increasing North Sea costs.

17.

Wood Mackenzie: Value Creation: An economic comparison between offshore regions.

Til toppen
Til dokumentets forside