Norsk olje- og gassindustris status og utfordringer. Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner Norsk Offshoredag 2014 Oslo, 22.

Transkript

1 Norsk olje- og gassindustris status og utfordringer Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner Norsk Offshoredag 2014 Oslo, 22. mai 2014

2 Første slide i presentasjonen for ett år siden:

3 I dag er tonen en annen:

4 Dermed kan det settes punktum for todelingsdebatten Mange hevdet heftig at det gikk dårlig for annen industri når det gikk godt for offshore leverandørindustrien i strid med tilgjengelig offentlig statistikk. Holden III Flere utredninger viste at annen industri har holdt sin konkurranseevne og verdiskaping godt oppe pga god produktivitet og gode bytteforhold. Eksportandelene på verdensmarkedene falt mindre for Norge fra 2000 til 2010 enn for Sverige, Danmark, Finland, Frankrike, Italia, USA m fl (Menon). En BI-utredning (*) viste at petroleumssektoren har levert sterke vekstimpulser til annen industri, særlig gjennom spredning av produktivitet. Nå anses avslapning i petroleumssektoren som et problem for alle. (*) Bjørnland & Thorsrud (2013): Boom or gloom?

5 Den nye debatten er om kapitaldisiplin, utsatte investeringer og kostnadskutt Våren 2013 ventet myndighetene fortsatt vekst i investeringene til 2017 Ett år senere er dette endret til et svakt fall fra Dette skjer over hele verden. Årsaken er at oljeselskapene ikke tjener nok penger og har lagt om til økt kapitaldisiplin og kostnadskutt Det er nytt at en ny global lavsyklus utløses av kostnadsvekst og ikke av oljeprisfall. Oljeprisen har vokst mye, men kostnadene har vokst mer. Data fra OD Sokkelåret 2013.

6 Det meste av kostnadsveksten er global og har naturlige forklaringer. Etterspørselen ble drevet av de fremvoksende økonomiene. Dette presset prisen opp, samtidig som mer krevende ressurser måtte tas i bruk. Mer krevende ressurser betyr høyere kostnader, samtidig som et høyere aktivitetsnivå skaper overutnyttelse og kostnadsvekst i leverandørkjedene. Selv på land i Midt-Østen: Fra 2000 til 2013 økte Kuwait, Qatar, Saudi Arabia og UAE oljeproduksjonen med 33%, men antall brønner vokste med 109%. (*) I denne bransjen har teknologi en dobbelt oppgave: Sprenge grenser og redusere kostnader. Utviklingen siden ca 2004 kan sees på som et etterspørselssjokk som overveldet teknologiens evne til å løse begge oppgavene. (*) Kilde: Douglas-Westwood

7 Men kostnadene har vokst raskere på NCS: Noe skyldes høyere norsk lønnsvekst, men den er ikke spesielt høyere i petroleumssektoren enn ellers Menon finner en gjennomsnittlig lønnsvekst for hele olje- og gass-sektoren på 5,1% pr år , mot 4,3% i industrien og 5,0% i alle næringer. Holden III finner at de industrielle delene av leverandørindustrien snarere har hatt en svakere lønnsutvikling enn resten av industrien Kilde: Norsk Olje og Gass Konjunkturrapport 2013 Den felles lønnsveksten har i store trekk hatt underlag i produktivitet og gode varebytteforhold men avslapning i produktivitet de siste årene. Store overskridelser kun for meget få prosjekter og få operatører. De største overskridelsene skyldes ikke norsk industri. Yme dominerer suverent: Leveransen fra Nederland/Abu Dhabi Skarv og Goliat: Bygget i Sør-Korea Valhall videreutvikling: Konseptendringer høyere kvalitet Åsgard kompresjon: Grensesprengende teknologi OD mener årsaken er operatørenes mangelfulle forberedelser og oppfølging Ingen kostnadsvekst for Statoils prosjekter.

8 Noe skyldes at leverandørene tar igjen på tidligere lave marginer mens de har mer markedsmakt: Kilde: Holden III Men det er neppe en gang nok for opprettholde kompetansen

9 En viktig årsak er nok 15% fall i produktiviteten (som funnet av Reve/BI): Kilde: Reve et al, BI 2013 En naturlig forklaring på produktivitetsfall i oppgangstider er at man utvider kapasiteten for raskt og dermed tynner ut kompetansen men den ser bare ut til å passe for verftssektoren. Her kan dette ha medvirket til at «nærhetspremien» som skal tilkjennes norske verft pga kvalitet, leveringssikkerhet og kunnskap om norske forhold syntes å være spist opp da man tapte så mange kontrakter til asiatiske verft sist vinter.

10 Voksende byråkratisering Det er en meget utbredt oppfatning at produktiviteten svekkes av økende krav til dokumentasjon, mer detaljerte og selskapsspesifikke krav, for mye skreddersøm og for lite standardisering. Statoil undersøkte to sammenlignbare prosjekter med ti års mellomrom: Antall ingeniørtimer økte med 70% prosent. Total livssyklus-informasjon økte med 304 prosent. Også materialbruken økte. Usannsynlig at dette er drevet av HMS-regler lite regelendring i perioden med kostnadsvekst (siden ca 2004). Petoro-sjef Grethe Moen: Man er blitt veldig opptatt av å hindre alle feil, og har laget veldig detaljerte prosedyrer. Man er blitt mer opptatt av at alt skal kunne dokumenteres, enn av å oppnå effektivitet og forbedringer. Er det så enkelt som at vi bare trenger en ny loftsrydning etter Norsok-mønster?

11 Det kan også handle om svekket innovasjonsevne: Lang periode med bare små feltutbygginger som ikke klarer å bære piloter, førstegangsbruk av teknologi etc. Flytting av teknologifronten mot ukonvensjonell o&g på land, og mot store havdyp i andre regioner. Reelt fallende offentlige FoUbevilgninger med litt mer «politisk korrekt» fokus. Kilde: OG21 Kilde for nominell serie: OG21

12 Statoils tilpasning etter fusjonen: Bortfall av konstruktiv kappestrid. Tap av klyngemodellen med samarbeid vertikalt og konkurranse horisontalt. (Subsea 90-tallet: Statoil/Kongsberg, Hydro/Kværner, Saga/ABB.) Statoil kan ikke konkurrere med seg selv må velge mellom allianser og konkurranse. Vanskelig å opprettholde intime relasjoner i flere allianser. Rasjonelt valg er oftest konkurranse. Kan forklare større vekt på priskonkurranse. Norske leverandører kan derved oppfattes som mindre verdifulle for Statoil pga lavere kunnskapssynergier, og oppfølgingsbehov mer likt utenlandske leverandører. Idealmodellen: Resultat som beskytter konkurranse: Fusjonen kan ha økt overbelastningen på Statoils styringssystemer; svekket effektivitet kan ha smittet over på leverandørene.

13 Ingen enkle løsninger innovasjon må til Kostnadsveksten har altså svært sammensatte årsaker. Den viktigste årsaken til den særnorske delen synes å være produktivitetsfallet for leverandørindustrien. Det er flere mulige forklaringsfaktorer som peker mot oljeselskapssektoren enn de som peker mot leverandørene selv. Andre ligger utenfor hva vi kan gjøre noe med. Det er ingen enkle løsninger. Leverandørene har ikke større marginer selv på aktivitetstoppen enn de minst må ha for å opprettholde og utvikle kompetanse. Det er først og fremst mer innovasjon som må til. Statoil er derfor på helt riktig spor med sin nye «teknologitrapp» for reduserte kostnader. Statoils konserndirektør Margareth Øvrum i presentasjon på selskapets kapitaldag i februar.

14 Men hva med utsettelse av investeringer? Avslappet aktivitetsnivå vil bidra til å dempe kostnadsnivået. Men samtidig vil det redusere mulighetene for innovasjon, og ved sterk reduksjon vil viktig leverandørkompetanse gå tapt. Etterspørselen etter olje og gass vil fortsatt være høy, og produksjonsfall i gamle felt må dekkes. IEA forutsetter fortsatt vekst mot 2020 for oljeinvesteringer, og et høyt nivå minst frem til Lave investeringsnivåer er således ikke bærekraftige og vil føre til høyere oljepriser og ny opptur. Det kan være fornuftig å opptre motsyklisk i hvert fall for det norske samfunn som ønsker jevnhet, kanskje også for oljeselskapene. Kun en svak og gradvis avdemping kan gi positive virkninger for NCS. IEA Medium Term Oil Market Report 2013.

15 Forsiktig med sparekniven Særlig Statoil har også varslet kutt i driftsutgifter, spesielt i V&M-sektoren. Det er fortsatt uklart hva dette egentlig innebærer. Det vil være skadelig for kvalitet og sikkerhet om Statoil bruker sin markedsmakt i denne sektoren til å fremforhandle lavere betaling for kjøp av samme varer og tjenester («sparekniv»). Også tvilsomt om det er lurt av Statoil å «insource». Dette vil svekke klyngedynamikken som bygger på samarbeid mellom kunder og leverandører med egen spisskompetanse. Utsettelse av nødvendig vedlikehold og verdiskapende modifikasjon er heller ikke spesielt smart. I det siste har Statoil imidlertid i debatten lagt langt mer vekt på forbedringstiltak, også hos seg selv. Det er opplyst at selskapet allerede har strøket 2000 tekniske krav og forenklet 2300 andre industristandarder. Da er det sikkert mye mer å gå på.

16 23. runde gir et signal om avdempet interesse for frontområdene på norsk sokkel:

17 Stor forskjell på Barents og Norskehavet:

18 Midt i kostnadsdiskusjonen må vi ikke tape av syne at vi også skal oppfylle store og langsiktige mål. Behovet for å finne og produsere mer olje og gass og forsvinner likevel ikke vi må fortsatt skaffe teknologi for å krysse nye grenser. Stortinget har satt meget djerve mål for fremtidig produksjon. Tid for bedre insentiver Da må også frontområdene på norsk sokkel være attraktive nok til å holde et høyt letenivå. Det er en formidabel oppgave å øke innovasjonskraften nok til å takle både kostnadsreduksjoner og krysse nye grenser (ikke minst økt utvinning, utvikling av Barentshavet og sub-basalt i Norskehavet) Dette krever sterke forbedringstiltak både fra industrien og i de politisk bestemte rammebetingelsene. Vi kan ikke vente på andre, siden vi selv utgjør en så stor del av verdens kunnskapsbaserte petroleumsindustri.

19 Rammebetingelsene bør bedres foran en lavsyklus Fjorårets skatteskjerpelse var et mislykket forsøk på motkonjunkturpolitikk og må nå reverseres. Pga virkelighetsfjern teori fører den til alt for svake investeringsinsentiver, mens hensikten var å gjøre disse «korrekte». Dette er spesielt alvorlig der vi trenger en viss overinvestering, som f eks for å få feltsentre i Barentshavet (Castberg). Forholdene på norsk sokkel er nå så forskjelligartede at vi er nødt til å finne en måte for å differensiere skattesystemet på objektive kriterier. Med dagens system velger selskapene bort mange krevende, men samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter fordi de får bedre betalt for organisasjon og kunnskap andre steder (små funn, leting og utbygging i frontområder, IOR, gass). Vi bør unngå den britiske utviklingen der myndighetene er blitt tvunget til å forhandle frem selektive skattevilkår. Differensiert produksjonsfradrag er en god mulighet. Dessuten viktig å fremme økt operatørmangfold, styrke offentlig FoU-innsats, og få på plass en rørledning med ledig kapasitet til Barentshavet.

20 Klima og miljø Isteden dukker det opp stadig flere saker begrunnet med klima og miljø som skaper begrensninger, kostnadsøkninger og økende politisk risiko: Ny utsettelse av åpningsprosessen for Lofoten/Vesterålen, nå slik at småpartiene nesten har fått vetorett uansett regjering. Samarbeidsavtalens bestemmelser om å stanse åpning av Jan Mayen, fortsatt holde Møre-blokkene og Skagerrak stengt, og en uklar henvisning til Iskanten. Krav på dette grunnlaget om sterk reduksjon av 23. runde. Stortingsflertallets nye forslag om å pålegge områdeelektrifisering av Utsira. Krav i kjølvannet av dette om sterkere statlige inngrep i planlegging av utbyggingsprosjekter. Påstander om «ubrennbar olje og gass» på grunn av togradersmålet, og påstander om at redusert oljeproduksjon er et godt klimatiltak. Alt dette er symbolpolitikk uten reell betydning for klima og miljø. Saklig begrunnede HMS-regler er krevende, men skaper ikke store problemer, og har vært forholdsvis konstante og forutsigbare gjennom mange år.

21 Klimaforlik og hjemmekutt Krav om rådyr elektrifisering (og annet) har bakgrunn i det politiske «hjemmekuttmålet» som mange tror man forpliktet seg til i klimaforlikene. Det begynte med at Jens Stoltenberg i 2007 bekjentgjorde et ensidig norsk mål om utslippsreduksjoner pr 2020 ned til 30% under 1990-nivået. Særlig SV forlangte en forpliktelse om 2/3 «hjemmekutt» SV fikk midt under forhandlingene om klimameldingen (2007) i Regjeringen uventet støtte fra Erna Solberg som syntes 2/3 hjemmekutt var greit. Jens ble tvunget til et kompromiss. Hans forutsetning var imidlertid at man skulle stå fritt til å fordele kuttene ute og hjemme. VG

22 Kompromisset innebar at man skisserte visse tiltak og anslo hjemmekuttandelen til «mellom halvparten og to tredjedeler», som ble omtalt som et mål, men ikke som en forpliktelse. Valg av tiltak skule fortsatt være underlagt krav om bl a kostnadseffektivitet. Marginalkostnaden for dette ble anslått til ca 600 kr pr tonn CO2. I klimaforliket i Stortinget (tidlig 2008) ble «målet» økt til «omtrent 2/3», men det ble fortsatt ingen forpliktelse. Forut for klimameldingen i 2012 var marginalkostnaden for hjemmekutt økt til kr/tonn (Klimakur). LOs leder Roar Flåthen og andre forsøkte da å få hjemmekuttmålet oppmyket. Stoltenberg gjorde et nytt forsøk i Regjeringen, men fikk pånytt motbør fra Høyre og måtte bøye av. Politikerne var likevel forskrekket over kostnadsøkningen. I det nye klimaforliket (2012) ble målet på 2/3 opprettholdt, men 2020 ble droppet som målepunkt. Fortsatt var det ingen forpliktelse. Siden har det i media og i politikken likevel festnet seg en oppfatning om at dette målet skal nås omtrent i Hverken Ap eller Høyre har gjort noe særlig for å unngå dette, selv om marginalkostnadene i dag utvilsomt er blitt enda høyere og målet enda mindre realistisk å nå, Utsira eller ikke.

23 Klimaforliket og Utsira Det hevdes nå, også fra Stoltenberg i opposisjon, at klimaforliket må forstås som en stortingsbeslutning om at hele Utsirahøyden skal elektrifiseres. Det er helt galt. Partiene bak forliket uttalte da at «det viktigste virkemiddelet» for å oppnå utslippsreduksjoner på sokkelen (og det handler nesten bare om elektrifisering) var summen av kvotepris og CO2-avgift, og ellers at selskapene «alltid skal vurdere elektrifisering». Gjennom forliket ble CO2-avgiften offshore økt med 200 NOK/tonn. Det ble understreket at summen av kvotepris og avgift skulle holdes omtrent på samme nivå, som nå er ca NOK 455. Utsira ble bare nevnt ved at flertallet «merket seg» de pågående utredningene. Det ble ikke gjort noe unntak fra prinsippet om kostnadseffektivitet, og ikke nevnt noe om mulighetene for et politisk pålegg. Selskapene har forholdt seg til disse rammebetingelsene. De tre andre feltene (utenom Sverdrup) ble ved PUD-behandlingene ( ) pålagt å knytte seg til et evt felles elektrifiseringsprosjekt hvis dette ble besluttet, men fortsatt uten noe varsel om at denne beslutningen ville bli underlagt nye rammebetingelser.

24 Uanstendig dyrt Kravene om pålegg dukket først opp tidlig i 2014 etter at det viste seg at de vedtatte rammebetingelsene ikke var tilstrekkelige til å utløse full Utsira-elektrifisering. Sverdrup-gruppen foreslo likevel kraft fra land for eget felt i Fase 1. Dette vil fjerne 60-70% av alle forventede Utsira-utslipp, til en tiltakskostnad på 1100 kroner med 5% kalkulasjonsrente (1700 ved 8%). Årsaken til at gruppen selv foreslår et så dyrt tiltak er at den fra begynnelsen av la bort en gassturbin-løsning i en feilaktig tro på at elektrifisering hadde akseptabel kostnad. Full områdeløsning vil ha en tiltakskost på ca (2300) kroner enten den skjer i en eller to faser. Gruppen ville ta standpunkt til dette ifbm Sverdrup Fase 2. Til sammenligning kan klimakvoter i dag kjøpes (og evt kanselleres) i Europa for ca 50 kr. IEAs forventning til europeisk kvotepris i et tograders-scenario er kr 210, 570 og 750 i 2020, 2030 og 2035, respektive. Norsk rammebetingelse på oppmot kr 500 er derfor et fornuftig uttrykk for sosial kostnad for utslipp ifbm prosjekter som vedtas i dag. Den siste IPCC-rapporten gir ikke grunnlag for å sette den høyere. Tar man hensyn til hvordan strømmen produseres i tiårene fremover, er det et rimelig anslag at ca 50% av de sparte utslippene kommer tilbake, og derfor at alle tiltakskostnader bør dobles. Pga det felles taket i ETS er den faktiske globale virkningen uansett nær null.

25 Flertallsforslaget Det nye flertallsforslaget har bakgrunn i en hjemmekuttsforpliktelse som egentlig ikke finnes og som uansett savner enhver fornuftig begrunnelse. Det innebærer at rammebetingelsene for oljeselskapene forandres radikalt etter at tre av feltene er kommet i utbyggingsfasen og midt i planleggingen av det fjerde. Dette bryter med den norske tradisjonen for forutsigbarhet og rimelig praktisering av fullmaktslovgivningen som virksomheten er helt avhengig av. Pålegget går langt ut over hva som har vært vanlig praksis, og kan være ulovlig. Det skjer rett etter to andre brudd på forutsigbarheten; Skatteskjerpelsen og reduksjon av tariffene i Gassled. Politisk risiko ved å drive i Norge har økt. Flertallet griper inn en pågående prosess mellom OED og selskapene, og instruerer OED om en utgang på denne prosessen som OED ikke kan vurdere rekkevidden av. Flertallet kupper prosessen i stortingskomiteen og avskjærer seg selv fra mer informasjon og mulighetene for å finne andre løsninger. Venstres og KrFs deltakelse er i hvert fall et brudd på intensjonene med samarbeidsavtalen med regjeringspartiene. Av disse grunnene, og for ikke å svekke sin egen autoritet, bør Regjeringen stille kabinettspørsmål på denne saken.

26 Brudd med rammestyring Pålegget er et opplagt brudd med prinsippet om styring gjennom rammebetingelser fremfor detaljert regulering. Rammestyring innebærer at man legger forutsetninger (her finansielle) som fører til at aktørene i et marked frivillig velger samfunnsøkonomisk ønskelige løsninger («principal agent»-prinsippet). Nå hevder Ropstad i KrF (VG) og delvis Heikki Holmås i SV (DN) at selskapene ikke har fulgt Stortingets vedtak, og at man må vurdere sterkere politiske inngrep i planleggingsprosessene for store prosjekter. Faktum er at rammestyring virket, men politikerne endret sine mål etterpå. VG

27 Iskanten KrF, Venstre og SV forlanger 20 blokker «innenfor iskanten» i Barents SØ tatt ut av 23. runde. Tidligere vedtak om å beskytte iskanten er begrunnet i biologisk produksjon i det beltet iskanten befinner seg til enhver tid. Dette var grunnlaget for åpning av Barents SØ og opplegget for 23. runde. Iskanten kommer kun unntaksvis inn i åpnet område. Småpartiene og noen grønne etater vil ha en definisjon basert på maksimal sørlig utbredelse, og samtidig sette denne som fast sørlig grense for petroleumsvirksomhet. Får de medhold i dette, vil det være en ny radikal endring av rammebetingelsene etter at selskapene har lagt ned betydelige ressurser (bl a innsamling av seismikk) Det vil samtidig føre til stengning av halvparten av Barents SØ og store deler av Barents S, bl a mye av det lovende Hoop-området, og ingen åpning av Barents N. Hittil har Ap støttet Regjeringen. Saken kan bli tilspisset forut for utlysningen (ventet til høsten), og kan versere frem til tildeling, ventet før sommeren 2016.

28 «Ubrennbar olje og gass» Grønne pressgrupper hevder at «2/3 av karbonet i alle fossile reserver må bli liggende hvis vi skal nå 2º-målet». Nå blir dette ofte inflatert til «3/4» eller mer. Det hevdes at dette også gjelder olje og gass, og at Norge derfor må stenge ned ny leting og bremse produksjonen tilsvarende. Dette brukes til å skremme investorer, med en viss suksess. Det faktiske tallet dersom man bruker IPCCs «karbonbudsjett» og IEAs anslag for reserver er ca 60%. 2/3 av dette er kull, herav mye som aldri vil bli produsert uansett. Man ser bort fra at både IPCC og IEA sier at mer kan brukes jo mer man tar i bruk CCS, at det først og fremst er kull som må begrenses, og at gass er en del av løsningen. I 2º-scenarioet i IEAs helt ferske Energy Technology Perspectives ligger verdens produksjon av gass og olje i 2050 på 95% og 64% av dagens nivå, i snitt 76%. Norsk produksjon vil falle mye raskere selv om vi utnytter alle kjente og ikkeoppdagede ressurser.

29 3,4% av norsk oljeproduksjon 1,1% 0,5% Kutt som klimatiltak En SSB-utredning fra i fjor brukes til å hevde at redusert norsk oljeproduksjon er «et godt klimatiltak». Den viser snarere det motsatte. Når man regner med at mer olje, gass og kull vil bli produsert andre steder, finner rapporten at 65% av utslippene kommer tilbake (stor usikkerhet). Denne lave effektiviteten gjør tiltakskostnaden meget høy. Rapporten fordeler «hjemmekuttsmålet» mellom redusert innenlandsk forbruk av olje og redusert produksjon på sokkelen, og kommer til at kostnader/tapte inntekter blir minst ved en felles marginal tiltakskost på ca 2200 kroner. NCS-produksjonen blir da redusert med 3,4%. Alt over det får høyere tiltakskost. Settes grensen til dagens kvotepris, rammes 0,5 av produksjonen, og med IEAs langsiktige karbonkost rammes 1,1%. Disse marginale volumene er stort sett økt utvinning som har sterk politisk støtte. Så må man regne med at olje og gass henger sammen. Bruk av gass reduserer utslippene.

30 R A Sp KF H 75% F En farlig politisk dynamikk ¾ av velgerne støtter de tre store partiene som man forventer skal stå sammen om å sikre viktige norske interesser, industriell utvikling og arbeidsplasser. V Seks grønne småpartier konkurrerer om drøye SV 20%. Noen må under sperregrensen. Disse kjemper MDG 24% for sine liv, og fire av dem tror de måles på hvor langt de kan presse de store partiene i «grønne» saker og går derfor iherdig inn for dette. A og H/F har gitt opp å regjere uten i koalisjon eller annet tett samarbeid med småpartier, og konkurrerer om deres lojalitet og gunst. De har derfor begynt å «spille grønne kort» mot hverandre. Høyre sviktet Ap forut for begge klimaforlikene, og nå gir Ap tilbake med renter. Dette er en meget farlig politisk dynamikk, som både kan vanskeliggjøre de nødvendige positive tiltak for petroleumsnæringen og øke den politiske risikoen. Grønn overbudskamp undergraver også de store partienes egne interesser og egen politikk. Vi får bare håpe de tar seg sammen.

31 Hvis det blir for ille, må industrien se i større grad til mulighetene i andre land Leverandørindustrien har hatt en eventyrlig vekst internasjonalt. Fortsatt vekst forutsetter at man holder seg teknologisk på høyden og er prismessig konkurransedyktige Dette krever innovasjon som det har vist seg i første rekke skjer på norsk sokkel. Større bruk av de globale mulighetene er derfor langt fra noen fullgod erstatning for et godt marked på norsk sokkel men det kan hjelpe til med å overvintre til bedre tider, hvis det blir for ille hjemme. La oss ta en rask kikk på hva som skjer ute. Figur: Rystad Energy (2013): Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper

32 Hvordan IEA i WEO 2013 venter endringer i produksjon av olje frem til 2035:

33 Og for gass:

34 Hvor er Statoil? (Offshore i rødt) O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O

35 Noen interessante regioner: Guyana/Surinam/French Guiana: Hittil lite utforsket offshore-område som vekket stor internasjonal interesse etter at et funn i 2011 bekreftet geologi tilsvarende Ghanas. Sterkt økende lisensierings- og leteaktivitet. Så langt bare mindre funn. Også voksende, men blandet interesse for andre karibiske regioner. Ghana: Ble mer interessant etter storfunnet Jubilee i Senere nye funn. Også nye funn og økt interesse for nabolandet Elfenbenskysten. Letevirksomhet også offshore Togo. Grønland: Første fire lisenser i den meget lovende, men meget krevende provinsen på nordøstsiden av Grønland tildelt i desember Leting på vestsiden har vært skuffende, men fortsetter. Island: Tre lisenser på Jan Mayen-ryggen tildelt i fjor. Store muligheter, men meget langt frem. Israel: Flere mindre og ett meget stort offshore gassfunn de siste årene. Forventninger om ytterligere store ressurser, også offshore nabolandet Libanon, der det er stengt for leting av politiske grunner.

36 Mexico: Store ressurser, særlig offshore, svak utnyttelse og nasjonalistisk politikk. Omfattende reformer i desember 2013 ventes å gi støtet til en vesentlig økning av aktiviteten og god adgang for internasjonal oljeindustri. Venezuela: Store offshore gassressurser, men meget uvennlig regime. Landet og statsoljeselskapet PDVSA er i meget dårlig forfatning. Håp om endringer i petroleumsregimet etter Chavez død, men lite har skjedd. Øst-Afrika (Kenya, Tanzania, Mozambique, Madagaskar): Meget spennende ny gassregion.