LEITEVERKSEMDA. Gassp FAKTA 31

Transkript

1 5 LEITEVERKSEMDA Gassp fr nor

2 6 Undersøkingsbrønnar Avgrensingsbrønnar Figur 5.1 Igongsette leitebrønnar på den norske kontinentalsokkelen For å kunne hente ut petroleumsressursane som finst på den norske kontinentalsokkelen, må det bli leita etter og påvist ressursar. Leiteaktiviteten er ein viktig indikator på framtidig produksjon. Generelt tek det fleire år frå det blir avgjort at ein skal leite etter ressursar, til eventuelle funn kan bli sett i produksjon år er ikkje uvanleg i umodne område. Utforminga av leitepolitikken er difor ein viktig del av den langsiktige norske ressursforvaltinga, og han er utforma med tanke på at den norske kontinentalsokkelen skal vere attraktiv både for etablerte og nye aktørar som kan bidra til effektiv utforsking. Regjeringa vil gi selskapa tilgong til attraktivt leiteareal, og desse areala skal vere ei blanding av modne område og nye, mindre utforska område. På den norske kontinentalsokkelen har Stortinget opna for petroleumsaktivitet i mesteparten av Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet Sør. Estimat som Oljedirektoratet har gjort over uoppdaga ressursar i områda på sokkelen, er på rundt 2,6 milliardar Sm 3 utvinnbare oljeekvivalentar. Ressursane fordeler seg nokså likt mellom dei tre regionane, med om lag 33 prosent i Nordsjøen, om lag 3 prosent i Norskehavet og om lag 37 prosent i Barentshavet (sjå figur 5.2). Avhengig av kor modne områda er, varierer utfordringane med å realisere det økonomiske potensialet for dei uoppdaga ressursane. Faktaboks 5.1 Konsesjonssystemet I det norske konsesjonssystemet er det to typar konsesjonsrundar. Den eine er dei nummererte konsesjonsrundane for umodne delar av sokkelen. Dei har ein halde på med sidan 1965, og i seinare tid har dei vore gjennomførte annakvart år. Oljeselskapa blir inviterte til å nominere blokker som dei ynskjer utlyst, og på bakgrunn av dette kunngjer regjeringa ei viss mengd blokker som det kan bli søkt om utvinningsløyve for. Den andre typen konsesjonsrunde er ordninga med tildeling av utvinningsløyve i førehandsdefinerte område (TFO) i modne delar av kontinentalsokkelen, som regjeringa innførte i 23. Ordninga inneber at det er oppretta store førehandsdefinerte leiteområde som omfattar alt mode areal på sokkelen, der oljeselskapa kan søkje på alt areal innanfor det definerte området. Områda vil bli utvida, men ikkje innskrenka, etter kvart som nye område blir modna. Det er lagt opp til ein fast årleg syklus for konsesjonsrundar i modne område. Til no har det vore gjennomført åtte årlege rundar (TFO 23 21). I begge dei to konsesjonsrundane kan søkjarane søkje som gruppe eller individuelt. Til grunn for tildelinga av utvinningsløyva ligg saklege, objektive, ikkje-diskriminerande og kunngjorde kriterium. På bakgrunn av søknadene som kjem inn, tildeler Olje- og energidepartementet utvinningsløyve til ei gruppe selskap. Departementet peikar ut ein operatør for interessentskapet til å stå for den operative verksemda som løyvet gir rett til. Utvinningsløyvet gjeld i første omgang for ein initiell periode (leiteperiode) som kan vare inntil ti år. Faktaboks 5.2 Arealavgift Arealavgifta er eit verkemiddel for å auke aktiviteten i dei tildelte områda. Ideen bak avgifta er at det ikkje skal betalast arealavgift for område der det er produksjon eller aktiv leiteverksemd. I den initielle perioden, der leiteaktiviteten følgjer eit pålagt arbeids program, betaler rettshavarane inga avgift. Etter den initielle perioden skal dei betale ei årleg avgift til staten for kvar kvadratkilometer av området som utvinningsløyvet gjeld for. For at arealavgifta skal fungere betre i ressurs forvaltninga, vart reglane for arealavgift skjerpte, med verknad frå 1. januar 27. Etter dei nye reglane skal selskapa betale 3 kroner per kvadratkilometer første året, og satsen aukar til 6 kroner andre året. Frå og med tredje året betaler selskapa den maksimale avgiftssatsen på 12 kroner per kvadratkilometer. Selskapa får fritak frå arealavgifta dersom dei leverer inn ein plan for utbygging og drift (PUD) til Olje- og energidepartementet. Fritaket gjeld berre dei områda som dekkjer den geografiske utstrekninga av førekomstane, og som det er levert inn PUD for. Regelverket gir også fritak for arealavgift i to år dersom selskapa borar ein undersøkjingsbrønn utover fastsett arbeidsplikt. 32

3 Væske Gass 15 Mill. Sm3 o.e Barentshavet 15 Mill. Sm3 o.e Norskehavet 15 Mill. Sm3 o.e Nordsjøen Figur 5.2 Uoppdaga ressursar fordelt på område. Talet i kvar søyle viser venta utvinnbart volum Figur 5.2 Uoppdaga ressursar fordelt på område. Talet i kvar søyle viser venta utvinnbart volum medan uvissa i estimatet er vist ved den skrå linja, lågt estimat til venstre, høgt estimat til høgre leiteverksemda 5

4 Opna for petroleumsverksemd Ikkje opna for petroleumsverksemd Inga petroleumsverksemd, eller spesielle ordningar, sjå St.meld. nr. 26 ( ), St.meld. nr. 37 (28 29) og St.meld. nr. 1 (21 211) Gjennomføringa av opningsprosessen har begynt TFO-boks Grense norsk sokkel, inkludert avtala avgrensingslinje Grense for tidlegare omstridt område Venta maksimumsutbreiing av sedimentære bergartar som kan innehalde petroleum Grønland POLHAVET Svalbard 75 7 BARENTSHAVET Jan Mayen 7 65 Russland NORSKEHAVET 65 Finland 6 Sverige Shetland Noreg 6 NORDSJØEN 2 1 Figur 5.3Arealstatus Arealstatus for for norsk norsk kontinentalsokkel april 211 Figur 5.3 kontinentalsokkelper per april

5 Leitepolitikk i modne og umodne område Modne område Petroleumsverksemda på den norske kontinentalsokkelen tok til i Nordsjøen, og har, basert på prinsippet om stegvis utforsking med tida flytta seg nordover. Det gjer at store delar av Nordsjøen i dag, frå eit leiteperspektiv, blir rekna som modne område. Det same gjeld Haltenbanken og området rundt feltet Ormen Lange i Norskehavet og området rundt Snøhvit i Barentshavet. Kjenneteikn på modne område er kjend geologi og godt utbygd eller planlagd infrastruktur. Det er svært sannsynleg at det vil bli gjort funn, men mindre sannsynleg at det vil vere nye, store funn, og difor er det viktig å påvise og få ut ressursane i området før den eksisterande infrastrukturen i området blir stengd ned. Dersom det ikkje lèt seg gjere, kan lønnsame ressursar bli liggjande igjen fordi funna er for små til å forsvare ei eiga utbygging av infrastruktur. I modne områda har styresmaktene vurdert det som viktig at industrien får tilgang til større område, slik at dei ressursane som er tidskritiske, kan bli produsert til rett tid. I tillegg er det viktig at areala industrien får tildelt, blir utforska på ein rask og effektiv måte. Difor innførte regjeringa i 23 ordninga med tildeling i førehandsdefinerte område (TFO). Figur 5.3 viser det arealet som er lyst ut for tildeling i TFO 211. For styresmaktene er det viktig at det blir arbeidd aktivt med areal som har fått konsesjon. Områda for utvinningsløyve som blir tildelt, blir skreddarsydde slik at selskapa berre får tildelt dei områda der dei har konkrete planar. Tilbake leverte areal kan bli søkt på av nye selskap som kan ha eit anna syn på prospektiviteten. Det fører til raskare sirkulasjon av areal og meir effektiv utforsking av dei modne områda. Før var det slik at når den initielle perioden var over, kunne selskapa behalde opptil 5 prosent av det tildelte arealet utan at dei plikta å drive konkret aktivitet. I dag er hovudregelen at dei berre får ha dei områda der dei har planar om å starte produksjon. Umodne område Områda som i dag blir rekna som umodne på den norske kontinentalsokkelen, er store delar av Barentshavet og Norskehavet, og mindre område i Nordsjøen. I Norskehavet gjeld det særleg djupvassområda og dei nordlegaste delane. I tillegg er dei kystnære områda i den sørlege delen av sokkelen relativt umodne. Kjenneteikn på umodne område er lite kjennskap til geologien, til dels store tekniske utfordringar og manglande infrastruktur. Uvissa omkring leiteaktiviteten er større her, og det er mogleg å gjere nye, store funn. Aktørane som skal leite i umodne område, må ha brei erfaring og teknisk og geologisk kompetanse, i tillegg til eit solid finansielt fundament. I 18. konsesjonsrunde vart prinsippa for tilbakelevering i modne område også endra for umodne område. Det er likevel ikkje slik at alle selskap som har fått utvinningsløyve i umodne område, bør levere inn ein utbyggingsplan ved utgangen av den initielle perioden, så hovudregelen for tilbakelevering i desse områda er knytt til avgrensing av ressursar som er påviste ved boring. I umodne område er det elles gjort dei same endringane som i modne område når det gjeld å skreddarsy områda som skal tildelast. 21. konsesjonsrunde vart tildelt våren 211 og omfatta 24 utvinningsløyve i Barentshavet og Norskehavet. 29 selskap fikk tilbod om andelar. Uopna område På den norske kontinentalsokkelen er det framleis store område som Stortinget ikkje har opna for petroleumsverksemd. Det gjeld heile Barentshavet Nord, det nordøstlege Norskehavet (Troms II, Nordland VII og delar av Nordland VI), kystnære område utanfor Nordlandskysten, Skagerrak og området rundt Jan Mayen. Generelt for uopna område må Stortinget vedta at områda skal bli opna for petroleumsaktivitet før dei eventuelt kan bli lyst ut i ein konsesjonsrunde. Noko av grunnlaget for slike vedtak er ei konsekvensutgreiing som vurderer mellom anna økonomiske og sosiale verknader og miljøverknader som verksemda vil kunne ha for andre næringar og distrikta rundt. I 29 vedtok regjeringa å setje i gang ein opningsprosess for petroleumsverksemd ved Jan Mayen, med sikte på tildeling av utvinningsløyve. Program for konsekvensutgreiinga har vært ute til høyring. Oppdateringa av forvaltningsplanen for Barentshavet og havområda utanfor Lofoten vart framlagt i mars 211. Regjeringa beslutta at det ikkje vil bli igongsett konsekvensutreiing eller petroleumsaktivitet i Troms II, Nordland VII og i dei uopna delane av Nordland IV, V og VI i denne stortingsperioden. Oljedirektoratet har i denne prosessen hatt ansvar for eit treårig program for geologisk kartleggjing og innsamling leiteverksemda 5

6 Kvitøya Tildelt areal Funn Avtala delelinje Tidlegare omstridt område Lofoten - Vesterålen Svalbard Bjørnøya Sørlege Barentshav Bodø Snøhvit Harstad Nordlege Barentshav Goliat Hammerfest NOREG Tromsø Vadsø FINLAND Austlege Barentshav Murmansk Kandalaksja Ludlovskoye Rusanovskoye Leningradskoye Ledovoya Ostrov Vaigatj Shtokmanovskoye Prirazlomnoye Dolginskoye Gulyaveyskoye Se Pechorahavet Pomorskoye Peschanoozerskoy Sev. Kildinskoye Kolguyevøya Narjan-Mar Murmanskoye RUSSLAND Arkhangelsk Figur Figur Norsk Norsk og og russisk del av Barentshavet per per april april (Kjelde: Oljedirektoratet/OGRI RAS) s j ø e n N o v a j K v a t i S e m l j a Karahavet P o l a r s i r k e l e n 7 65 Leitekostnader, mrd. NOK Talet på selskap Nye selskap Små og mellomstore selskap Store selskap Store, norske selskap Talet på selskap Figur 5.5 Leitekostnader i utvinningsløyve i Nordsjøen etter storleiken på selskapa Mill. Sm Talet på brønnar Barentshavprosjektet 1997 TFO-tildelingar (inkludert Nordsjø-tildelingar) Nummererte rundar Avslutta leitebrønnar Figur 5.6 Ressurstilvekst 36

7 Oljepris (USD per fat) Talet på leitebrønnar / Talet på aktørar Oljepris Talet på aktørar på sokkelen Påbegynte leitebrønnar Figur 5.7 Stigande oljepris og eit breiare aktørbilete har medverka til høg leiteaktivitet av seismiske data. Oljedirektoratet reknar at ein kan vente å finne 22 millionar standardkubikkmeter oljeekvivalentar i det evaluerte området som inkluderer Troms II, Nordland VII og Nordland VI. Eit anna interessant område for petroleumsaktivitet er dei austlege delane av Barentshavet. I april 21 vart norske og russiske styresmakter einige om den maritime avgrensinga mellom Noreg og Russland i Barentshavet og Polhavet. Den endelege avtalen må bli ratifisert av den russiske dumaen og Stortinget før han tek til å gjelde. Regjeringa vil da setje i gong ei konsekvensutgreiing etter Petroleumsloven med sikte på tildelingar av utvinningsløyve. Faktaboks 5.3 Forvaltningsplanar Forvaltningsplanane gjer greie for retningslinjene regjeringa nyttar for å drive ei heilskapleg forvaltning av dei norske havområda. Føremålet med forvaltningsplanane er dermed å leggje til rette for verdiskaping gjennom berekraftig bruk av ressursar og økosystemtenester i dei aktuelle havområda. Ein grunnleggjande føresetnad for petroleumsverksemda er sameksistens mellom oljeindustrien og andre brukarar av hav- og landområda som petroleumsverksemda får følgjer for. Forvaltningsplanane etablerer såleis rammevilkår som balanserer interessene til fiskerinæringa, petroleumsnæringa og skipsfartsnæringa, og samtidig tek omsyn til miljøet. Den første forvaltningsplanen, Stortingsmelding nr. 8 (25 26) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (forvaltningsplan) (HFB) vart lagd fram for Stortinget våren 26. Fleire program har dei siste åra samla meir kunnskap om havområdet før HFB skal oppdaterast i 211. Arbeidet med ein heilskapleg forvaltningsplan for Norskehavet (HFNH) begynte våren 27, og planen vart lagd fram for Stortinget våren 29 som Stortingsmelding nr. 37 (28 29) Helhetlig forvaltningsplan for det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan), og ein forvaltningsplan for Nordsjøen Skagerak (HFNS) skal vere ferdig i 213. Aktørbiletet og aktivitet Med aktørbiletet meiner vi talet på og samansetjinga av oljeselskapa som gjennomfører petroleumsaktivitetar på den norske kontinentalsokkelen. Dei største internasjonale aktørane har fått ein sentral plass, ein naturleg konsekvens av at det har vore store og krevjande oppgåver på sokkelen. Etter kvart som områda har modnast og utfordringane har endra seg og vorte meir diversifiserte, har det vore viktig å tilpasse aktørbiletet til den endra situasjonen. Difor har ein dei siste åra fokusert på å få inn nye aktørar, mellom anna ved å etablere TFO-ordninga i 23 og innføre leiterefusjonsordninga i 25 (sjå figur 5.7). Dette har gitt resultat. Etter ein periode med låg leiteaktivitet tok han seg opp i 26, sjå figur 5.6. I figur 5.5 kjem det også tydeleg fram at det er dei nye selskapa som har stått for auken i borekostnader, som eit resultat av at leiteaktiviteten har teke seg opp. Dei nye aktørane står no for over 4 prosent av leitekostnadene på sokkelen. I 29 vart det sett ny rekord med 65 igongsette leitebrønnar, og av dei var 44 undersøkjingsbrønnar. Det vart gjort 28 funn, det høgste talet til no. I 21 begynte selskapa på 45 leitebrønnar, og 35 av dei var undersøkjingsbrønnar. Det vart gjort 16 funn. For å leggje forholda betre til rette for nye aktørar introduserte Stortingsmelding nr. 39 (1999 2) Olje og gassvirksomheten ei ordning med prekvalifisering av nye operatørar og rettshavarar. Når det gjeld dei årlege konsesjonsrundane i modne område, har dei nye aktørane fått tildelt betydelege areal og utvinningsløyve. Dei fleste nye selskapa har til no konsentrert seg om modne område i Nordsjøen og Norskehavet. I dei siste rundane har desse selskapa også vist stadig større interesse for Barentshavet, og ein ventar at fleire nye selskap vil delta i konsesjonsrundane i umodne område etter kvart som dei får god kjennskap til sokkelen og etablerer større organisasjonar i Noreg. Ei liste over alle rettshavarane på norsk kontinentalsokkel ligg i vedlegg leiteverksemda 5