Oljens dag i Kristiansund Leting og utvinning i Norskehavet Status og perspektiver

Transkript

1 Oljens dag i Kristiansund Leting og utvinning i Norskehavet Status og perspektiver Roald Sæter Oljedirektoratet

2 Norskehavet Felt og funn 6706/6-1 Hvitveis Luva Stetind Victoria Onyx Kristiansund

3 Norskehavet Reserver i felt 10 felt Opprinnelig og gjenværende reserver mill Sm3 o.e. RK Opprinnelig o.e. Gjenværende o.e Ormen Lange* Åsgard Heidrun Draugen Norne Tyrihans* Mikkel Njord Urd Alve* * Felt med godkjent utbyggingsplan der produksjonen ikke var satt i gang per Kilde: Fakta2007 og Ressursregnskapet pr HD/OD

4 Norskehavet Funn i planleggingsfasen Ressurser funn i mill Sm3 o.e. RK 4F /5-1 Skarv og 6507/3-3 Idun 6406/3-2 Trestakk 6506/11-7 Morvin 6507/11-6 Sigrid Kilde: Ressursregnskapet pr HD/OD

5 Norskehavet PUD 2007 og 2008

6 Norskehavet Produksjonsprofil for felt og funn i planleggingsfasen Produksjonsprofil Norskehavet , RK Gass mill. Sm3 NGL mill. tonne 90 Kond mill. Sm3 80 Olje mill. Sm Kilde: Fakta 2007 og Ressursregnskapet pr HD/OD ÅR 0

7 Norskehavet Funn hvor utvinning er sannsynlig, men uavklart Ressurser funn i mill Sm 3 o.e. RK 5 16 funn 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 6507/2-2 Marulk 6608/11-2 Falk 6406/2-1 Lavrans 6706/6-1 Hvitveis 6605/8-1 Stetind 6707/10-1 Luva 6406/9-1 Onyx SW 6506/6-1 Viktoria 6506/11-2 Lange 6507/7-13 Alpha Horst 6406/1-1 Erlend N 6407/9-9 Hasselmus 6406/2-7 Erlend 6506/12-3 Lysing 6406/1-2 Sklinna 6406/2-6 Ragnfrid Kilde: Ressursregnskapet pr HD/OD

8 Utbyggingsprosjekter som på sikt kan utløse nytt gasseksportrør fra Haltenbanken 6706/6-1 Hvitveis Luva Stetind Victoria Onyx

9 Norskehavet Framtidig leting og utvinning vil trolig være knyttet til Tilgang til leteareal Størrelsen av det uoppdagede ressurspotensialet og funnsuksess Fortsatt høy oljepris Fortsatt gunstige rammebetingelser Kunnskaper og teknologi

10 Tilgang til leteareal i åpnede områder har økt betraktelig via: Ordinære konsesjonsrunder, hvert annet år de siste år Nordsjøtildelingene i 1999, 2000, 2001 og 2002 Årlige tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO) Første gang i 2003.

11 Tilgang til leteareal Første 35 år vs. siste 6 år med tildeling Utlyst, men ikke tildelt areal Tildelt Utlyst, seismikkområde men ikke tildelt areal Tildelt seismikkområde Tildelt areal Tildelinger i forhåndsdefinerte områder skravert 1. konsesjonsrunde: km 2 utlyst km 2 tildelt 60% 40% 35 år ( ): tildelt km 2 (hvorav km 2 i 1965) 6 år ( ): tildelt km runde runde runde runde runde runde runde runde A + B runde A + B runde A + B runde runde runde-1996 Barentsh.1997 NST runde-2000 NST-2000 (tildelt 01) NST-2001 (tildelt 02) 17. runde NST-2002 (tildelt 03) TFO runde TFO-2004 TFO runde 2. runde 69 km 2

12 Det uoppdagede ressurspotensialet størst i Norskehavet Barentshavet 30 % Nordsjøen 35 % Norskehavet 35 % Norskehavet Ca 1200 Mill Sm3 o.e.

13 Letebrønner Norskehavet 2007: 13 Letebrønner Norskehavet 2008: 12? PL /8-2 Bjørk Statoil Boring starter PL //8-2 Stetind Hydro Tørr brønn PL /2-4 Marulk Eni Ikke boret PL /2-1 Cygnus Eni Tørr brønn PL /6-1 Snøhetta Hydro Ikke boret PL 159B 6507/3-5 Alve Statoil 2008 sannsynlig PL /11-8 Yttergryta Statoil Funn PL /2-4 Fongen Pertra Ikke boret Pl /5-1 Gemini Eni Tørr brønn PL /9-2 Onyx SW Shell Funn PL /10-1 Midnattsol Statoil Funn PL /6-6 Gamma Statoil Ikke boret Pl /7-7S Njord NV Hydro Boring pågår Bilde: Google

14 Hvor skal vi lete i Norskehavet? L E T E S T A T U S K J E N T E O M R Å D E R M i d d e l s t il g o d t p o t e n s i a l M e d a v k la r t e le t e m o d e lle r M e d u a v k la r te le t e m o d e lle r B e g r e n s e t p o t e n s ia l M e d a v k la r t e le t e m o d e lle r M I D D E L S K J E N T E O M R Å D E R B e g r e n s e t p o t e n s ia l M e d a v k la r t e le t e m o d e lle r M e d u a v k la rte le te m o d e lle r L I T E K J E N T E O M R Å D E R G o d t p o te n s ia l Begrenset potensial U K J E N T E O M R Å D E R U kjent potensial Km R L A / 2 1

15 Norskehavet Aktivitet i kjente og middels kjente områder Små forekomster/små volum, men relativt stor funnsannsynlighet (overveiende avklarte letemodeller) Aktivitet i infrastrukturnære- og kystnære områder Utnyttelse av eksisterende og aldrende infrastruktur Kortsiktig utvikling av funn og mindre krav til inntjening Flere selskaper og større konkurranse på leteareal Mangfold og økte geofaglige kunnskaper om undergrunnen og prospektiviteten Økt kvalitet på søknadene

16 Norskehavet Aktivitet i lite kjente og ukjente områder Langsiktig utviklingstrend år fra tildeling til produksjon Erfaring, kompetanse og kapasitet til å operere på store havdyp og langt fra land Krav til høy geofaglig og teknisk kompetanse Finansiell styrke til å ta store kostnader ifm leting og utbygging Mindre konkurranse om letearealet i disse områdene Mange ubekreftede letemodeller (11) Prospekter med lav funnsannsynlighet, men stort ressurspotensial Store områder med størknet lag av lava (basalter) i bergrunnen som gjør det vanskelig å tolke seismikken i disse områdene

17 Utbredelse av lavabegarter (basalter) i Norskehavet Områder med lag av lava

18 Tykke lag med basalter (lavabergarter) er kartlagt i berggrunnen i vestlige deler av Norskehavet Vanskelig å få seismisk avbilding av geologien under basaltene - sinker leteaktivitet og leteboringer Tilsvarende avsetninger på Grønland og Shetland indikerer hydrokarbonførende avsetninger under basaltene De hydrokarbonførende avsetninger under basaltlagene kan kartlegges ved hjelp av elektromagnetiske undersøkelser (utføres av spesialskip med opptil 100 km lang kabel hvor mottakerne er plassert med 2 km avstand) Elektromagnetisk undersøkelser kan suppleres ved å bore pilothull gjennom basaltlagene og ned til grunnfjellet Industrien og myndighetene må ta et felles ansvar for å utforske disse områdene

19 Finne mer olje og gass Kartlagte prospekter (vanndyp mot lokasjon) Prospects - Depth vs. Distance Water Depth (m) Vanndyp (m) Distance to infrastructure or Land (km) Avstand til infrastruktur eller land (km)

20 Myndighetstiltak og gunstige rammebetingelser har stor betydning for aktiviteten på sokkelen 1. Tilgang til leteareal Konsesjonsrunder Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2. Skattesystemet 3. Avgiftssystemet nye regler for fritak av arealavgift 4. Tredje parts tilgang til innretninger (TPA) 5. Nye aktører får muligheter - prekvalifisering av nye selskap 6. Bytte, kjøp og salg av andeler i utvinningstillatelser 7. Tilpasning av regelverk 8. Tilgang til data og publikasjoner 9. Forskning og utvikling (FoU)

21 Petroleumsskattesystemet Selskaper i skatteposisjon For selskaper som har inntekter fra salg av olje og gass fra sokkelen (er i skatteposisjon) vil skattegrunnlaget nettoinntekten som er gjenstand for en skattesats på rundt 78%: Driftsinntekter - Minus driftskostnader som inkluderer CO2-avgift, arealavgift, - netto finanskostnader - Minus avskrivninger (lineært over 6 år, dvs.skattefradrag på investeringer fordeles over 6 år, Snøhvit fikk særavtale på 3 år). - Minus letekostnader.. = Netto inntekter = skattegrunnlaget. Fra netto inntektene trekkes fra totalt omtrent 78% skatt knyttet til: Ordinært skattegrunnlag (skattesats på 28%) Særskattegrunnlag (skattesats 50% hvor 7,5 % av investeringene kan trekkes fra i 4 år) KONKLUSJON: Ettersom staten indirekte bærer omtrent 78% av kostnadene, kan det hevdes at skattesystemet gir insentiver til å reinvestere kontantstrømmen i utvikling av felt og funn samt i letevirksomhet

22 Petroleumsskattesystemet Selskaper som ikke er i skatteposisjon De selskapene på sokkelen som ikke har inntekter fra petroleumsvirksomhet (ikke er i skatteposisjon), vil få tilbakebetalt fra staten 78% av sine letekostnader året etter utført leteboring. Dette gjelder uansett om det gjøres funn eller ikke. Staten/skattebetalerne dekker dermed en overveiende del av letekostnadene og tar mesteparten av risikoen. Dette er statens årlige julegave til leteselskapene Bidrar til at norsk sokkel blir interessant for nye selskaper. Økende interesse for å prekvalifisere seg som rettighetshaver og operatør på sokkelen

23 Arealavgift Nye avgiftsregler innført for å stimulere til leting, utbygging og drift

24 Formål med avgiftsendringen Formålet med endringene er å styrke avgiftens funksjon som virkemiddel til å fremme aktivitet og øke omsetningen av areal Høy aktivitet belønnes med fritak fra arealavgift mens områder med manglende eller liten aktivitet må betale høy avgift eller tilbakelevere areal

25 Forskrift om andres bruk av innretninger (TPA) Olje- og energidepartementet fastsatte forskrift om andres bruk av innretninger. Forskriften gjelder fra 1. januar Formålet er å oppnå effektiv bruk av eksisterende produksjonsinnretninger og rørledninger for å sikre mer leting etter og utvinning av petroleum på norsk kontinentalsokkel. Dette er spesielt viktig i modne områder.

26 Prekvalifisering som operatør/rettighetshaver -krav Aktørene må etablere en organisasjon i Norge (PL 10-2) Organisasjonen må være på plass innen 12 måneder fra tildeling eller overdragelse av andeler i utvinningstillatelse Organisasjonen må dokumentere kompetanse innen HMS, geologi/geofysikk, reservoarteknikk, produksjonsteknologi og annen relevant kompetanse Normalt 8-9 personer med tekniske og HMS-faglig kompetanse er nok. Fordelingen av kompetansen vil være knyttet til hvilken fase utvinningstillatelsen er i Søknad som operatør krever mer dokumentasjon og kompetanse innenfor HMS enn søknad som rettighetshaver (veiledning på ODs internettsider)

27 Antall pre og rekvalifisringer 66 pre- og rekvalifiseringer utført siden oppstart i selskaper eksisterer siden ordningen startet OD og P-til gjennomfører prosessen i samarbeid Beskrevet på ODs nettsted Antall pre-/rekvalifiseringer Number of pre- and requalifications Rettighetshaver Licensee Operatør Operator

28 Kjøp-, salg- og bytte av eierandeler i utvinningstillatelser (lisenser) Selskapene kan foreta eierskifte og endring av eierandeler i en lisens via bytte av eierandeler eller ved kjøp/salg av andeler Endring i sammensetning/andeler i en lisens godkjennes av lisensen Deretter sendes søknad som vurderes av OD, anbefales av OED og godkjennes av FIN Ordningen kan brukes av nye, prekvalifiserte selskaper til å komme inn på norsk sokkel som rettighetshaver eller operatør Myndighetene kan vedta eierskifte og endring av andeler.

29 OD har nasjonalt ansvar for at data og informasjon fra petroleumsvirksomheten er tilgjengelig

30 Oljedirektoratets publikasjoner Alle lete- og utvinningsbrønnene på norsk sokkel - totalt cirka 3700 brønnbaner - er presentert på ODs nettsider med generell informasjon. Rådata fra brønmålinger er som hovedregel tilgjengelige 2 år etter at brønnen er ferdigstilt. Brønninformasjon som er tolket eller bearbeidet av andre enn Oljedirektoratet, er tilgjengelig 20 år etter at informasjonen er fremstilt.

31 Brønndata OD har lagret kjerner og borekaks fra mer enn 1000 brønner Mer enn 600 prøver fra produksjonstester Kjernematerialet er tilgjengelig publikum mht visning og tolkning

32 Vitenskapelige data OD utsteder også vitenskapelige undersøkelsestillatelser ( for eksempel gjennomføring av grunne boringer). Tillatelsene gir eier av dataene førsterett til publisering av resultatene. Når eier har publisert dataene er de å betrakte som offentlige.

33 Seismiske data Helt siden 1969 har myndighetene samlet inn seismikk i uåpnede områder i Norskehavet og Barentshavet så langt nord som til rundt Svalbard. Fram til 2001 har kjøp av Oljedirektoratets seismiske datapakker i Norskehavet og Barentshavet Sør vært obligatorisk for selskap som ønsker å tilegne seg andre data i tilsvarende område. I henhold til Stortingsmelding 39 ( ), er dette kravet frafalt.

34 Tilpasning av lovverket Alle myndighetstiltak er forankret i lovverket For å møte utfordringene og utviklingen i virksomheten på sokkelen er lovverket kontinuerlig gjenstand for tilpasninger og endringer. Endringene i lovverket skjer i samspill med myndigheter og industrien

35 FoU strategi i Oljedirektoratet

36 Den langsiktige utviklingsbanen - tre hovedutfordringer 1. Finne mer olje og gass 2. Kommersialisere funn 3. Øke utvinningen Årlig produksjon av olje og gass på norsk sokkel (mill Sm3 o.e.) Kunnskap, teknologi, oljepris og rammebetingelser vil avgjøre om vi klarer å lukke gapet mellom forvitringsbanen og den langsiktige utviklingsbanen. Forvitrings banen Den langsiktige utviklingsbanen

37 Takk for oppmerksomheten