12. januar 2017 Sokkelåret Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016.

Transkript

1 12. januar 2017 Sokkelåret 2016 Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016.

2 Innholdsfortegnelse Godt rustet for framtiden Investerings- og kostnadsprognoser... 2 Betydelige reduksjoner i kostnadsnivå... 2 Samlet investeringsanslag... 4 Letekostnader... 6 Driftskostnader... 7 Samlet anslag for kostnadsutviklingen Petroleumsproduksjon... 9 Gass Olje Samlet produksjonsprognose Leting Mange, men mindre funn Nordsjøen Norskehavet Barentshavet Framtidsutsikter Feltutbygginger God framdrift til tross for vanskelige tider Felt Nye felt Planer for utbygging og drift (PUD) Framtidige utbygginger Pågående utbygginger Nedstenginger... 22

3 Godt rustet for framtiden Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel er høy. Omstillingene har vært omfattende, men kostnadsreduksjonene som bransjen har gjennomført legger grunnlaget for lønnsom aktivitet i mange år framover. Oljeproduksjonen økte for tredje år på rad i 2016, og det ble produsert like mye gass som året før, da det ble satt produksjonsrekord. Det høye nivået er blant annet en følge av god regularitet på feltene, og at ulike effektiviseringstiltak har gitt en betydelig reduksjon i drifts- og letekostnadene. «Grunnlaget er nå lagt for økt lønnsomhet både i eksisterende og nye prosjekt. Det er en viktig forutsetning for at vi kan opprettholde et høyt aktivitetsnivå i årene som kommer,» sier oljedirektør Bente Nyland. Hun mener at kostnadsreduksjoner på 30 til 50 prosent i utbyggingsprosjekt bør føre til at selskapene ser at flere prosjekt blir lønnsomme. «Vi må unngå at hensynet til kortsiktig inntjening går ut over den langsiktige verdiskapingen for samfunnet,» sier hun. Det ble investert 135 milliarder kroner på norsk sokkel i 2016, om lag 50 milliarder mindre enn i toppårene 2013 og Også inneværende og neste år blir ifølge Nyland krevede for næringen, men investeringene er deretter ventet å stige. En rekke nye utbyggingsprosjekt er under evaluering, og en omfattende portefølje av nye feltutbygginger skal besluttes videreført og bygget ut i de nærmeste par årene. Fem planer for utbygging og drift (PUD) ble levert i 2016, til en samlet investeringsverdi på 23 milliarder kroner. I tillegg pågår sju utbyggingsprosjekter til totalt 233 milliarder kroner. Etter flere år med høy leteaktivitet ble det i fjor boret 36 letebrønner, 20 færre enn året før. Det ble gjort 18 funn, ett mer enn i Leteaktiviteten var størst i Nordsjøen, hvor det til sammen ble gjort 14 funn. Det ble gjort to funn både i Norskehavet og i Barentshavet. «Mange av funnene er små, men de fleste ligger nær eksisterende infrastruktur. Det betyr at de raskt kan bli lønnsomme utbygginger hvis de kobles til felt og innretninger som er i drift,» sier Nyland. Ifølge oljedirektøren er det betydelig usikkerhet knyttet til leteaktiviteten framover. Den avhenger av at nye funn blir fulgt opp, og at industrien får tildelt nytt areal å lete på. «For å opprettholde en stabil produksjon er det svært viktig å holde leteaktiviteten på et høyt nivå,» sier hun. Tross nedgangen i antallet letebrønner, viser antall søknader og tildelinger i de siste konsesjonsrundene at det fortsatt er stor interesse for norsk sokkel. I TFO 2015 ble det tildelt 56 utvinningstillatelser, mens det i 23. runde ble tildelt ti. Alle tildelinger i 23. runde ligger i Barentshavet, og tre ligger i det nyåpnede området i Barentshavet sørøst. Den første letebrønnen her er planlagt boret allerede i år. Det er også i dette området det ifølge Bente Nyland er størst sjanse for å gjøre nye store funn. «I tillegg viser ny kartlegging at det er store muligheter i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet,» sier hun

4 1 Investerings- og kostnadsprognoser Petroleumsnæringens arbeid med å redusere kostnader samt fall i leverandørpriser har gitt et betydelig lavere kostnadsnivå. Dette reflekteres både i lavere investeringer i nye prosjekt, reduserte kostnader på nye utvinningsbrønner på felt i drift, og i reduserte drifts- og letekostnader. Et lavere kostnadsnivå øker lønnsomheten i pågående produksjon og i framtidige prosjekt. Kontroll med kostnadsutviklingen er avgjørende for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Det forutsetter at reduksjonene ikke er kortsiktige, men ivaretar hensynet til langsiktig verdiskaping og til helse, miljø og sikkerhet, og at leverandørindustrien er konkurransedyktig når aktiviteten på sokkelen igjen tiltar blir også et krevende år for næringen. Investeringene fortsetter å falle, men nivået er i ferd med å flate ut. Etter et mindre fall fra 2017 til 2018 er investeringene ventet å stige gradvis. Nedgangen i investeringene skyldes dels lavere aktivitet, men er også en konsekvens av det reduserte kostnadsnivået. Oppstart av en rekke nye prosjekt, både på felt i drift og nye feltutbygginger, forventes å bidra til økte investeringer fra og med Driftskostnadene og letekostnadene vil også bli ytterligere redusert fra 2016 til 2017 for deretter å flate ut og gradvis øke. Betydelige reduksjoner i kostnadsnivå Arbeidet med å redusere kostnader gir nå resultater, men det har vært krevende, spesielt for deler av leverandørindustrien hvor mange har mistet jobben. Utbyggingskostnadene for en rekke prosjekt, både pågående utbygginger og prosjekt under evaluering, er betydelig redusert. En grov indikator for utviklingen i kostnadsnivået er sammenligning av utbyggingskostnader i et utvalg på sju feltutbyggingsprosjekt. 1 I 2014 var operatørenes anslag over samlet investering for disse i underkant av 220 milliarder kroner (Figur 1-1). Tilsvarende var anslaget høsten 2016 på 110 milliarder, dvs. en halvering. Utvinnbare ressurser for disse prosjektene er tilnærmet uforandret. Størst er reduksjonen for nye innretninger og utvinningsbrønner. Mer optimaliserte løsninger og enklere design både på innretninger og brønner, samt mer effektiv gjennomføring, har gitt betydelige kostnadsreduksjoner. I tillegg kommer virkningene av lavere leverandørpriser. Reduksjonen i kostnader har stor betydning for prosjektenes lønnsomhet. For de inkluderte prosjektene er hovedbildet en balansepris på under 40 USD, for noen under 30. For enkelte prosjekt innebærer dette mer enn en halvering av prosjektets balansepris. 1 De syv prosjektene som inngår er: Johan Sverdrup fase II, Johan Castberg, Utgard, Oda, Trestakk, Dvalin og Snilehorn. Med unntak av Johan Castberg som har rapportert en utbyggingsløsning med produksjonsskip (FPSO) og Johan Sverdrup fase II som har rapportert en utbyggingsløsning med en bunnfast innretning, er de øvrige havbunnsutbygginger. Felles for disse prosjektene er at utbyggingskonsept ikke er endret fra 2014 til

5 Figur 1-1: Kostnadsutvikling for et utvalg feltutbyggingsprosjekt Lavere kostnadsnivå er også en viktig grunn til reduksjon i investeringer på felt i drift. Forenklinger i brønndesign og økt bore- og kompletteringshastighet har for eksempel gitt en betydelig reduksjon i kostnadene per utvinningsbrønn. Samme antall brønner kan bores til en lavere kostnad. Det er også en betydelig reduksjon i kostnadsnivået på drifts- og leteaktiviteter. Lavere kostnadsnivå innenfor leting skyldes i hovedsak lavere brønnkostnader, mens bildet er mer sammensatt for driftsaktivitet. ODs prognoser forutsetter en gradvis stigende oljepris framover. Dette er ventet å gi en gradvis økning i aktivitet, og dermed en gradvis vekst i leverandørprisene. Det er imidlertid lagt til grunn at den delen av reduksjonen i kostnadsnivå som skyldes ulike optimaliserings- og effektiviseringstiltak blir realisert både i pågående og framtidige prosjekt. Et redusert kostnadsnivå legger grunnlaget for økt lønnsomhet i både eksisterende og nye prosjekt, og er en viktig forutsetning for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Men fokus på kortsiktige kostnadsreduksjoner og kapitaldisiplin må ikke gå på akkord med langsiktig verdiskaping, herunder en robust og levedyktig leverandørindustri og høye helse-, miljø- og sikkerhetsstandarder. Tiltak som gir varige kostnadsreduksjoner og som ivaretar en høy HMS-standard er avgjørende i dette henseende. Dette krever at vi har en konkurransedyktig leverandørindustri når aktiviteten igjen tiltar

6 Samlet investeringsanslag På kort sikt er investeringene fortsatt ventet å falle. Fra et rekordhøyt nivå på omlag 185 milliarder kroner i 2013 og 2014 har investeringene falt til 135 milliarder kroner i Reduksjonen fra 2015 til 2016 utgjorde 16 prosent. For 2017 er investeringene anslått til 120 milliarder kroner (Figur 1-2), dvs. et fall på 11 prosent. Fra 2017 til 2018 er investeringene anslått å bli redusert med ytterligere 5 prosent, for deretter å stige moderat. Figur 1-2: Investeringer eksklusiv leting, prognose for Investeringer på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene. Etter toppnivået i 2013 har investeringene på felt i drift falt betydelig. En viktig årsak til dette er at en del større feltprosjekt er sluttført eller er i en avslutningsfase, uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekt. Investeringsnedgangen i de nærmeste par årene er også knyttet til ferdigstillelse av flere felt som nylig er satt i drift, samt at en rekke større pågående feltutbygginger nærmer seg slutten. Goliat og Ivar Aasen ble satt i produksjon i Gina Krog, Aasta Hansteen, Martin Linge og fase 1 av Johan Sverdrup blir etter hvert satt i drift. I tillegg kommer ferdigstillelsen av de pågående og planlagte havbunnsutbyggingene Maria, Utgard, Byrding, Dvalin, Trestakk og Oda. For 2017 er investeringene i pågående feltutbygginger anslått til vel 55 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter som feltene settes i drift. Det er i første rekke investeringene i nye bunnfaste og flytende innretninger som vil falle de nærmeste par årene (Figur 1-3), på grunn av at slike feltutbygginger blir ferdigstilt. Investeringene knyttet til eksisterende innretninger vil gradvis øke. Dette skyldes i første rekke modifikasjoner og oppgraderinger på vertsinnretninger knyttet til de pågående havbunnsutbyggingene samt større planlagte prosjekt på Njord og Snorre

7 Figur 1-3: Investeringer eksklusiv leting, ulike investeringskategorier, prognose for Mange nye utbyggingsprosjekt er under evaluering. I tillegg til prosjekt på felt i drift, kommer utbygging av Johan Sverdrup fase II. Det er også en betydelig portefølje av nye feltutbygginger som er ventet å bli besluttet de nærmeste par årene. Eksempler her er Johan Castberg, Snilehorn, Pil, Snefrid Nord og Skarfjell. Et samlet investeringsanslag for nye utbyggingsprosjekt der det er antatt innlevert PUD i 2017 og 2018 er 175 milliarder kroner (Figur 1-4). Totalt sett bidrar dette til at investeringene anslås å øke moderat fra Figur 1-4: Samlet investering i nye feltutbyggingsprosjekt, gruppert etter år for innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) - 5 -

8 I tillegg til en reduksjon i antall større prosjekt, er betydelige reduksjoner i kostnadsnivå i pågående og nye prosjekt en viktig årsak til fallende investeringer fram mot Et godt eksempel her er boring av utvinningsbrønner. Til tross for et betydelig fall i investeringer i nye utvinningsbrønner (Figur 1-3), har det ikke vært nedgang i antall nye utvinningsbrønner sammenlignet med nivået i 2013 og Viktige årsaker til dette er endringer i brønndesign og ulike effektiviseringstiltak som har gitt raskere boring og komplettering av brønner, samt effekter av lavere leverandørpriser. Dette har gitt lavere kostnader per brønn. Letekostnader I 2016 ble det påbegynt 36 letebrønner med en samlet letekostnad på om lag 22 milliarder kroner. 2 Reduksjonen i letekostnader fra 2015 til 2016 var om lag 35 prosent. Fra 2016 til 2017 anslås letekostnadene å falle ytterligere med om lag 15 prosent for deretter å stige gradvis. Reduksjonen i letekostnader er en konsekvens av reduksjonen i antall letebrønner. Et lavere kostnadsnivå bidrar også til et redusert kostnadsanslag. I gjennomsnitt falt kostnadene for en letebrønn fra 2014 til 2016 med om lag 30 prosent. Figur 1-5: Anslag på letekostnader, prognose Letekostnader omfatter både selskaps- og lisensrelaterte letekostnader, jfr. Figur 1-5. Selskapsrelaterte letekostnader påløper ofte før utvinningstillatelse er tildelt, for eksempel kostnader til innkjøp og tolkning av seismikk. Storparten av letekostnadene påløper imidlertid etter at utvinningstillatelse er tildelt. Av disse er boring av letebrønner den dominerende posten

9 Driftskostnader Ved utgangen av 2016 var 80 felt i produksjon. Ordinære driftskostnader og vedlikehold av innretninger og brønner utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene. Fra 2013/2014 har det vært en betydelig nedgang i driftskostnadene, til tross for at nye felt er satt i produksjon og isolert sett bidratt til å øke samlede kostnader. Nedgangen skyldes i hovedsak en markert reduksjon i driftskostnader på felt i drift (Figur 1-6). Figur 1-6: Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus prognose Figur 1-7 viser utviklingen i driftskostnader for et utvalg av felt som var i produksjon før Av disse er felt som planlegges stengt i årene fram til 2021 holdt utenfor. For de gjenværende feltene som planlegger produksjon i hele perioden, ligger samlet anslått driftskostnadsnivå i prosent lavere enn i Det er særlig nedgang i driftskostnader knyttet til ulike vedlikeholdsaktiviteter og øvrige drifts- og støtteaktiviteter som lisensadministrasjon og forretningsutvikling. Reduksjonen skyldes et målrettet arbeid fra operatørenes side med å redusere driftskostnadene på feltene gjennom ulike effektiviseringstiltak. Etter hvert som tiltak konkretiseres, blir de inkludert i kostnadsprognosene for feltene. I tillegg til lavere kostnadsnivå, reflekterer dette også utsatt aktivitet, basert på selskapenes vurderinger av hvilke aktiviteter som må gjennomføres nå - og hvilke som kan utsettes. Når aktivitetene etter hvert blir gjennomført, vil det gi en økning i driftskostnadene. I tillegg vil nye felt gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader i slutten av perioden

10 Figur 1-7: Driftskostnad for felt som har planlagt drift i hele perioden (prognose ) Driftskostnadsprognosen (Figur 1-6) ligger klart lavere enn prognosen som ble presentert i Sokkelåret Hovedårsaken til dette er at effekter av et lavere kostnadsnivå nå i større grad er innarbeidet i prognosen. Samlet anslag for kostnadsutviklingen Figur 1-8 viser en samlet prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, konseptstudier, nedstengning og disponering på norsk sokkel. For alle de inkluderte kostnadskategoriene er nedgangen fra 2016 til 2017 anslått til om lag 12 prosent. Figur 1-8: Samlede kostnader prognose for

11 2 Petroleumsproduksjon Oljeproduksjonen økte for tredje år på rad, og oppstarten av Goliat gjør at Barentshavet for første gang bidrar til oljeproduksjonen. Gassalget fra norsk sokkel opprettholdes på samme rekordhøye nivå som i Produksjonen ventes å holde seg på et relativt stabilt nivå i de nærmeste årene. Foreløpige tall viser at det i 2016 ble solgt 230,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.). Dette er 2,8 millioner Sm³ o.e. eller 1,2 prosent mer enn i Totalproduksjonen av petroleum i 2017 antas å bli 229,5 millioner Sm³ o.e. I femårsperioden ble det produsert 1113 millioner Sm³ o.e. Produksjonen de neste fem årene er ventet å ligge på om lag samme nivå. Figur 2-1: Faktisk og prognosert salg av petroleum Tabell 2-1: Prognose for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene Olje (millioner Sm 3 ) 93,9 88,1 83,3 91,3 98,9 NGL (millioner Sm 3 o.e.) 19,4 18,4 18,6 18,1 17,3 Kondensat (millioner Sm 3 ) 1,7 1,8 1,7 1,6 1,6 Væske (millioner Sm 3 o.e.) 115,0 108,2 103,6 111,0 117,8 Væske (millioner fat o.e. per dag) 2,0 1,9 1,8 1,9 2,0 Gass (milliarder 40 MJ Sm 3 ) 114,5 114,5 114,5 114,3 113,8 Totalt (millioner Sm 3 o.e.) 229,5 222,8 218,1 225,3 231,6-9 -

12 For 2017 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis 1,7 millioner Sm³ og 10,2 millioner tonn. Total væskeproduksjon er anslått til 115 millioner Sm³ o.e. (2,0 millioner fat o.e. per dag). Gass I 2016 ble det solgt 116,8 milliarder Sm³ gass (114,6 milliarder Sm³ 40 megajoule gass). Dette er ganske likt Nivået på gassalg er vanskelig å forutsi, selv på kort sikt. Salget i 2016 ble ni prosent høyere enn hva vi anslo på samme tid i fjor. Det skyldes blant annet at etterspørselen etter gass fra Europa holder seg høy. Flere felt i drift har økt gassproduksjonen. Dette kommer fram i prognosen for gassalg på kort sikt (Figur 2-2), som illustrerer et stabilt høyt nivå på salg av gass fra norsk sokkel framover. Figur 2-2: Faktisk og prognosert gassalg til og med 2021 Olje I 2016 ble det produsert 94,1 millioner Sm³ olje (1,62 millioner fat per dag) mot 91,0 millioner Sm³ (1,56 millioner fat per dag) året før. Dette er en økning på over tre prosent. Bidraget fra nye felt i produksjon utgjør over fem millioner Sm³ olje i Feltene som har vært i produksjon lengre har hatt en mindre produksjonsnedgang enn ventet. De viktigste årsakene til dette er høy regularitet og at et stort antall nye produksjonsbrønner er boret raskere enn forutsatt. Oljedirektoratet hadde i sin prognose ventet en noe lavere oljeproduksjon i 2016 enn året før. Imidlertid har flere av de eldre feltene produsert betydelig mer enn antatt, og produksjonen ble fem millioner Sm³ høyere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten For 2017 anslår Oljedirektoratet at oljeproduksjonen vil være på det samme nivået som i 2016, altså 93,9 millioner Sm³ (1,62 millioner fat) per dag. Produksjonen er ventet å gå noe ned fram mot 2020, hvor bidraget fra Johan Sverdrup igjen forventes å øke produksjonsnivået. Usikkerheten er særlig knyttet til boring av nye brønner, oppstart av nye felt, reservoarenes leveringsevne og regulariteten på feltene i drift

13 I perioden anslås oljeproduksjon å nå 455 millioner Sm³. Det er åtte millioner Sm³ mer enn i forrige femårsperiode. Produksjon som er vedtatt står for 93 prosent av volumet i femårsperioden Uoppdagede ressurser Ressurser i funn Ressurser i felt Reserver Solgt 2,0 Millioner Sm 3 olje per år ,5 1,0 0,5 Millioner fat olje per dag Figur 2-3: Oljeproduksjon fordelt på modenhet 0,0 Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten Utviklingen i oljeprisen framover vil påvirke aktivitetsnivået og dermed produksjonen på noe lengre sikt. Samlet produksjonsprognose Den siste prognosen fra Oljedirektoratet viser et merkbart høyere produksjonsnivå enn vist i Sokkelåret I perioden 2017 til 2030 er det nå anslått at produksjonen blir fem prosent høyere enn anslaget vist i fjor. Produksjonsutviklingen de siste årene viser at feltene, gjennom effektiviseringstiltak spesielt innen boring av brønner og regularitet på innretningene, produserer mer enn tidligere lagt til grunn. Nå er flere utvinningsbrønner lagt inn i prognosen, og det er også lagt inn en forutsetning om høyere gassalg i perioden enn tidligere. Oljedirektoratet antar også at flere prosjekt vil komme i produksjon raskere enn tidligere forutsatt som et resultat av kostnadsreduksjonene. Figur 2-4 viser den nye produksjonsprognosen sammenlignet med den som ble lagt fram på Sokkelåret Prognosen viser en relativt flat produksjonsutvikling fram til midten av 2020-tallet. Sammenlignet med forrige prognose antas produksjon å bli høyere fram til Dette skyldes blant annet forventninger om større boreaktivitet, bedre regularitet på felt i drift og et lavere kostnadsnivå som bidrar til raskere innfasing av nye prosjekter enn tidligere lagt til grunn. Bidraget fra petroleum som er besluttet utvunnet holdes på et stabilt høyt nivå i den neste femårsperioden. De påfølgende fem år opprettholdes produksjonsnivået, men med økende bidrag fra ressurser i felt og funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Fram mot 2030 antas produksjonen fra uoppdagede ressurser å få større betydning

14 Produksjonsnivået framover er usikkert. Det avhenger av hvilke tiltak som blir gjennomført på feltene, hvilke funn som blir besluttet utbygd og når de kommer i produksjon, og ikke minst hvilke nye funn som blir gjort i perioden, hvor store de er og hvordan og når de bygges ut. Figur 2-4: Produksjonsprognose til

15 3 Leting Mange, men mindre funn Etter flere år med høy leteaktivitet ble det boret 36 letebrønner i 2016, 20 færre enn året før. Dette skyldes i hovedsak lavere oljepris og kostnadskutt. Når oljeselskapene skal bedre kontantstrømmen, er det som regel leteinvesteringer som rammes først. Det skyldes at leteutgifter lettere kan stanses eller justeres underveis enn utgifter som er bundet opp på felt i drift og utbyggingsprosjekter som er vedtatt. Dette er ingen særnorsk utvikling, men del av en internasjonal trend som følger av selskapenes tilpasning til lavere oljepris. Det er i tråd med historiske erfaringer at oljeselskapene i tider som disse er mer forsiktige og prioriterer å lete i kjente områder der det er høyere sannsynlighet for å gjøre funn men ofte små funn framfor i mer ukjente områder hvor ressurspotensialet er høyt, men funnsannsynligheten lavere. I 2016 har det derfor vært mye leting i områder nær feltene, og det er gjort mange, men mindre funn. Av de 36 påbegynte letebrønnene er 28 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. Med 12 påbegynte letebrønner er Statoil det selskapet som boret mest i 2016, etterfulgt av Wintershall med sju og Det norske oljeselskap (nå Aker BP) med fem. I 2016 ble det gjort 18 funn på norsk sokkel, ett mer enn i Leteaktiviteten er størst i Nordsjøen, hvor det til sammen er gjort 14 funn. Det ble gjort to funn både i Norskehavet og i Barentshavet. Se Figur 3-1. Figur 3-1: Påbegynte letebrønner De fleste funnene ligger nær eksisterende infrastruktur og kan raskt bli lønnsomme utbygginger dersom de kobles til felt og innretninger som er i drift. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 18 og 44 millioner standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbar olje og mellom 12 og 33 milliarder Sm³ utvinnbar gass

16 De største funnene var Faroes olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse), Det norskes (nå Aker BP) oljefunn i undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) og Engies olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara). Disse ligger i midtre og nordlige Nordsjøen. I 2017 er det ventet at rundt 30 brønner skal bores, et relativt høyt tall i et historisk perspektiv. Nedgangen i antall letebrønner gir imidlertid grunn til bekymring. For å opprettholde olje- og gassproduksjonen utover 2025 er det nødvendig å påvise nye lønnsomme ressurser, se figur 3-2. Derfor er det viktig med en høy leteaktivitet. Figur 3-2: Ressurstilvekst og produksjon God datatilgang, jevn tilgang på attraktivt areal og stabile rammebetingelser er myndighetenes bidrag til å opprettholde høy leteaktivitet. Selv om det i 2017 er ventet en nedgang i antallet letebrønner, viser antall søknader og tildelinger i de siste konsesjonsrundene at det fortsatt er stor interesse for norsk sokkel. I tillegg har flere av de planlagte brønnene i 2017 et høyt potensial og en betydelig geologisk informasjonsverdi. Det har vært et jevnt høyt nivå på tildelingene av nye utvinningstillatelser de siste årene, også i TFO 2015 og i 23. konsesjonsrunde. Interessen for TFO 2016 var på nivå med tidligere år. Myndighetene har startet arbeidet med 24. konsesjonsrunde. Fristen for å nominere blokker til konsesjonsrunden var 30. november 2016, og myndighetene venter at tidsplanen blir som for tidligere nummererte runder

17 Nordsjøen I 2016 var det 50 år siden den første undersøkelsesbrønnen ble boret i Nordsjøen. Etter så lang tid og mange brønner er det gledelig at det fortsatt gjøres funn i området. I undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) har oljeselskapet Det norske (nå Aker BP) påvist olje. Funnet er avgrenset med brønnene 25/2-18 A og 25/2-18 B. Foreløpig beregning av funnets størrelse er på mellom 3,8 og 12 millioner Sm³ utvinnbar olje. Dette gjør funnet til et av fjorårets største. Nordøst for Martin Linge-feltet har Total påvist gass og kondensat i undersøkelsesbrønn 30/4-3 S (Herja). Funnet er beregnet til 2,0-12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Ressursene skal produseres fra Martin Linge når feltet starter opp. Vest for Oseberg har Statoil gjort et lite gassfunn i undersøkelsesbrønn 30/9-28 S (B-Vest). Funnet er beregnet å inneholde mellom 1,2 og 1,7 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Statoil har gjennomført en borekampanje i Nordsjøen i området der funnet 30/11-8 S (Krafla) ble påvist i Det er gjort flere funn, først et lite gassfunn i 30/11-11 S (Madam Felle) med 0,9-1,6 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Det neste funnet var 30/11-12 S (Askja SE) der det ble påvist 0,8-1,7 millioner Sm³ utvinnbar olje. Avgrensningsbrønnen 30/11-12 A var tørr. 30/11-13 (Beerenberg) påviste gass og kondensat, og funnet var på 1,8-3,2 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. De siste brønnene i borekampanjen var 30/11-14 (Slemmestad) og 30/11-14 B (Haraldsplass). Disse påviste henholdsvis gass-kondensat og olje, med 1,4-2,5 millioner Sm³ oljeekvivalenter i 30/11-14 og 1,8-3,1 millioner Sm³ oljeekvivalenter i 30/11-14 B. Sør for Brage-feltet har Faroe gjort et olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse) som ble avgrenset med 31/7-1 A. Foreløpig er funnet beregnet å inneholde mellom 8,1 og 15 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter og reservoarkvaliteten er god. 31/7-1 er dermed blant de største funnene i fjor. Rettighetshaverne vil vurdere å knytte det opp til eksisterende infrastruktur på Bragefeltet. Wintershall har påvist olje i undersøkelsesbrønnene 35/11-20 S (Orion) og 35/11-20 B (Mira). Disse brønnene ligger nær Vega-feltet. Avgrensningsbrønnene 35/11-20 A og 35/11-20 B er også boret i området. Samlet er funnene beregnet til mellom 0,6 og 4,5 millioner Sm³ utvinnbar olje. Wintershall påtraff også olje i undersøkelsesbrønn 35/8-6 A (Robbins) like nordvest for Vega-feltet. Størrelsen på dette er beregnet til 0,7-0,8 millioner Sm³ utvinnbar olje. Olje- og gassfunnet i undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara) er også et av de største i fjor, og er beregnet til mellom 4,5 og 12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet ble gjort av Engie, og det har gode reservoaregenskaper. Norskehavet I Norskehavet har det vært lite leting i 2016, men her er det ventet en økning i Det skal blant annet bores en undersøkelsesbrønn på dypt vann som kan gi tilleggsressurser til Aasta Hansteenfunnet. I Norskehavet like nord for Njord-feltet påviste Statoil petroleumsforekomster i to brønner. Undersøkelsesbrønnen 6407/7-9 S (Nordflanken 2) påviste olje og gass/kondensat. 6407/7-9 A (Nordflanken 3) påviste gass i Tiljeformasjonen og i Åreformasjonen. Størrelsen på funnene er 0,2-2,0-15 -

18 millioner Sm3 oljeekvivalenter i 6407/7-9 S og 0,2-1,0 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter i 6407/7-9 A. Barentshavet I Barentshavet har det også vært boret forholdsvis få letebrønner i 2016 med få og små funn. Det er boret flere avgrensningsbrønner på Alta-funnet og på Wisting-funnet som har betydning for videre aktivitet i området. Avgrensningsbrønnen på Wisting ble en vellykket test av hvordan det er mulig å bore horisontalt i svært grunne reservoarer. Dette er viktig kunnskap ettersom en del letebrønner i Barentshavet utforsker grunne letemål. I Barentshavet påviste Lundin gass i undersøkelsesbrønn 7130/4-1 (Ørnen), og størrelsen er beregnet til 0,4-1,5 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Lundin har også påvist olje og gass i undersøkelsesbrønn 7220/6-2 R (Neiden) øst for Johan Castbergfunnet. Funnet er foreløpig beregnet til 4-9 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. I 2017 skal det bores flere letebrønner i Barentshavet, hvor en av de mest interessante planlegges boret i det nylig åpnede arealet i den norske delen av Barentshavet sørøst. Dette er en av de store strukturene i dette området, og brønnen vil bidra med viktig ny kunnskap om området. Framtidsutsikter Oljedirektoratet har ikke utført nye analyser for uoppdagede ressurser i Estimatet er redusert med volumet som er funnet i Estimat er rundt 3 milliarder Sm 3 oljeekvivalenter. Men volumet er usikkert dersom det høye estimatet slår til, kan det være så mye som 5,5 milliarder Sm 3 oljeekvivalenter. Mer enn halvparten av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet, og det er også her de mest spennende letebrønnene i 2017 er lokalisert. Det er gledelig at selskapene som skal bore letebrønner i 2017 har store forventninger til prospektene. Samarbeidsavtale med Russland For å øke den geologiske forståelsen på begge sider av delelinjen i Barentshavet ble det i sommer signert en samarbeidsavtale med Russland om utveksling av seismiske data. Dette er viktig for den videre utforskningen av Barentshavet

19 Tabell 3-1: Utvinnbare ressurser i nye funn i 2016 Funn Operatør Hydrokarbontype Olje/kondensat (mill. Sm³) Gass (mrd. Sm³) 16/1-26 S Aker BP Olje og gass 0,9-1,3-1,7 <1 25/2-18 S (Langfjellet) Aker BP Olje 3,3-6,7-10 0,6-1,1-1,7 30/11-11 S (Madam Statoil Olje 0,7-1,0-1,3 <1 Felle) 30/11-12 S (Askja Statoil Olje 0,7-1,1-1,5 <1 Sørøst) 30/11-13 Statoil Gass/ kondensat <1 1,0-1,4-1,8 (Beerenberg) 30/11-14 Statoil Gass <1 <1 (Slemmestad) 30/11-14 B Statoil Olje og gass/ <1 0,9-1,3-1,6 (Haraldsplass) kondensat 30/4-3 S Total Gass/ kondensat 0,2-1,0-1,3 1,6-6,5-8,8 30/9-28 S Statoil Gass <1 1,0-1,2-1,4 31/7-1 (Brasse) Faroe Olje og gass 4,8-6,7-9,0 2,0-2,4-3,5 35/11-20 B Wintershall Olje <1 <1 35/11-20 S Wintershall Olje <1 <1 35/8-6 A Wintershall Olje <1 <1 36/7-4 ENGIE Olje og gass 1,5-3,0-4,8 2,4-3,9-5,7 6407/7-9 A Statoil Gass <1 6407/7-9 S Statoil Olje og gass/ <1 <1 kondensat 7130/4-1 Lundin Gass 0,4-1,1-1,5 7220/6-2 R Lundin Olje og gass ,0-1,5-2,0 Sum

20 4 Feltutbygginger God framdrift til tross for vanskelige tider Til tross for vanskelige tider skapes det store verdier på norsk sokkel. Fem planer for utbygging og drift (PUD) ble levert i løpet av året, til en samlet investeringsverdi på 23 milliarder kroner. I tillegg pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt med et totalt investeringsanslag i PUD på 233 milliarder kroner. Kostnadene for prosjekt innen utbygging og drift er redusert med prosent i de siste par årene. Dette bidrar til å øke lønnsomheten. Samtidig er det grunn til å advare mot kostnadsreduksjoner som kan gå ut over framtidige muligheter for verdiskaping. For å maksimere verdiskapingen er det nødvendig å samarbeide om bruk av den eksisterende infrastrukturen som rørledninger og prosesskapasitet på plattformene. Tidskritiske olje- og gassressurser, for eksempel mindre funn nær infrastruktur, må prioriteres i prosessanleggene på plattformene før de stenges ned og fjernes. Dette krever godt samarbeid på tvers av utvinningstillatelser. Gode områdeløsninger kan bidra til at flere marginale funn blir lønnsomme. I tillegg kan det å ta i bruk nyutviklet teknologi være avgjørende for å realisere de marginale ressursene. Økt utvinning De siste årene har Oljedirektoratet sett at selskaper i økende grad vektlegger kortsiktig inntjening når de beslutter å investere i utbygging av funn og i tiltak for økt utvinning fra feltene. Det er derfor viktig å dreie oppmerksomheten mot løsninger som gir høyest samlet verdiskaping, også for samfunnet og som ivaretar framtidige muligheter for økt utvinning fra feltene. På den positive siden ser vi at det bores like mange utvinningsbrønner som i 2013/2014 da oljeprisen var på sitt høyeste. Det er god framdrift i mange planer som fører til nye utbygginger. Bedre lønnsomhet Etter en periode med et særdeles høyt kostnadsnivå på norsk sokkel, har næringen de siste par årene lyktes i å kutte kostnadene i utbyggingsprosjekter med 30 til 50 prosent. Det bør føre til at selskapene ser at flere prosjekter er lønnsomme. Det kan være krevende å få gjennom store og små investeringsbeslutninger i utbyggingstillatelsene ut fra krav til kortsiktig avkastning, eller på grunn av kapitalbegrensninger i selskapene. I en langsiktig industri som petroleumsnæringen kan det gå lang tid fra investering til avkastning. Myndighetene er opptatt av at det velges løsninger som samlet gir størst verdiskaping, og understreker at det er viktig å opprettholde det langsiktige perspektivet framfor å se på hva som gir mest avkastning på kort sikt. Arbeidet med å redusere kostnader må føre til et varig lavere kostnadsnivå på norsk sokkel. Samtidig må ikke dette hindre framtidige muligheter til å øke utvinningen og å legge til rette for gode områdeløsninger på tvers av utvinningstillatelsene. Generelt gjør selskapene en god jobb. Men Oljedirektoratet ser at det noen ganger er nødvendig med påtrykk fra myndighetene for å sikre at det arbeides mot beslutninger som ivaretar verdiene for samfunnet på en best mulig måte. Det er god dialog mellom myndigheter og selskaper, og Oljedirektoratet erfarer at selskapene lytter til signaler fra myndighetene

21 Felt Det er 80 produserende felt på norsk sokkel, 62 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og to i Barentshavet. I 2016 ble to felt satt i produksjon, en Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent og det ble sendt inn fem nye PUD-søknader. Det pågår for tiden sju nye feltutbygginger, og det ble mottatt fem avslutningsplaner. Nye felt Goliat I mars 2016 ble Goliat-feltet i Barentshavet endelig satt i produksjon. Goliat er et oljefelt om lag 50 kilometer sørøst for Snøhvit-feltet. Goliat er bygget ut med en flytende, sylindrisk produksjonsenhet, inkludert åtte bunnrammer med totalt 32 brønnslisser. Daglig produksjonskapasitet er nær standard kubikkmeter oljeekvivalenter ( fat o.e.). Det er ventet at Goliat skal produsere i minst 15 år. Levetiden kan forlenges hvis det blir gjort nye funn i området. Ivar Aasen Produksjonen på Ivar Aasen startet julaften Feltet, som produserer olje, ligger om lag 30 kilometer sør for Grane og Balder i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen omfatter en produksjons- og boliginnretning med stålunderstell. Brønnene skal bores med en separat oppjekkbar innretning. Daglig produksjonskapasitet er nær standard kubikkmeter oljeekvivalenter ( fat o.e.). Det er ventet av Ivar Aasen skal produsere i 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling. Planer for utbygging og drift (PUD) Én PUD er godkjent i 2016, for Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen. Ressursene skal produseres fra en ubemannet brønnhodeplattform. Kostnadene ved utbyggingen er i PUD anslått til 8,0 milliarder kroner, og investeringen gjør det mulig å hente ut 17,6 millioner Sm³ o.e. (cirka 110 millioner fat o.e). Produksjonsstart er planlagt i Utbyggingen representerer et nytt konsept på norsk sokkel. Vestflanken 2 er den første av tre planlagte faser for utvikling av de resterende reservene i Osebergområdet. De gjenværende reservene for Oseberg, Oseberg Sør og Oseberg Øst er anslått til 135 millioner Sm³ o.e. (850 millioner fat o.e.) Prosjektet skal bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet, som har produsert siden Myndighetene mottok fem PUD-er i Disse fem utbyggingsplanene har en samlet investering på 23 milliarder kroner og en forventet nåverdi på 35 milliarder kroner før skatt

22 Figur 4-1: PUDer mottatt i 2016 Alle feltene knyttes opp mot eksisterende infrastruktur, og bidrar med det til å utnytte ledig kapasitet på en effektiv måte. Samtidig øker lønnsomheten og levetiden for de aktuelle plattformene som skal prosessere olje og gass fra de nye feltene. I tillegg gir det mulighet for ytterligere tiltak som kan bidra til å forlenge haleproduksjonen fra disse feltene. Utgard (15/8-1) er et gass- og kondensatfunn vest for Sleipner-området i Nordsjøen. Funnet strekker seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen, og er anslått å inneholde om lag ni millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (57 millioner fat o.e.). Den største andelen av reservene i Utgard finnes på norsk side. Utbyggingen skal knyttes opp mot innretninger på Sleipner. Forventet investering er nær 1,9 milliarder kroner (norsk andel). Produksjonsstarten er planlagt til 4. kvartal Statoil er operatør. Byrding (35/11-13) er et olje- og gassfunn sørvest for Gjøa-feltet i Nordsjøen. Funnet er anslått å inneholde om lag 1,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (11 millioner fat o.e.), og skal bygges ut ved å benytte eksisterende brønnramme i Fram-området. Produksjonsstarten er planlagt til 2. kvartal Forventet investering er nær én milliard kroner. Statoil er operatør. Oda (8/10-4 S) er et oljefunn øst for Ula-feltet i Nordsjøen. Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (48 millioner fat o.e.) fra Oda. Investeringen for utbyggingen er beregnet til om lag 5,4 milliarder kroner. Feltet skal knyttes opp mot Ula, og produksjonen er planlagt å starte i tredje kvartal Centrica er operatør. Dvalin (6507/7-14 S) er et gassfunn nær Heidrun i Norskehavet. Estimerte utvinnbare ressurser fra funnet er om lag 18 milliarder standard kubikkmeter gass. Feltet knyttes opp mot Heidrun. Forventede investeringer er i overkant av ti milliarder kroner. Produksjonsstarten er planlagt til oktober DEA er operatør

23 Trestakk (6406/3-2) er et oljefunn nær Åsgard-feltet i Norskehavet. Utvinnbare ressurser er beregnet til 10,5 millioner standard kubikkmeter olje (72 millioner fat). Feltet knyttes opp mot Åsgard A-skipet. Forventede investeringer er om lag 5,5 milliarder kroner. Statoil er operatør. Framtidige utbygginger ODs prognoser legger til grunn at det blir levert om lag ti PUD-er de neste par årene. I 2017 er det ventet PUD for to store utbygginger: Johan Castberg i Barentshavet og videreutviklingen av Snorrefeltet i Nordsjøen. PUD for Johan Sverdrup fase II er ventet i 2018, i tillegg er det sannsynlig at det kommer PUD for flere andre utbyggingsprosjekter. Snorre En milepæl ble nådd i månedsskiftet november/desember 2016, da rettighetshaverne for Snorrefeltet i Nordsjøen besluttet å videreføre prosjektet som skal øke produksjonen betydelig. Feltet ble påvist i 1979, og produksjonen startet i Rettighetshaverne planlegger å levere Plan for utbygging og drift i Den nye utbyggingen består av seks nye havbunnsrammer koblet opp mot de to eksisterende plattformene. Utvidelsen skal øke utvinningen fra feltet med nær 30 millioner standard kubikkmeter olje. Det er like stort som Goliat-feltet i Barentshavet og gjør Snorre til det største prosjektet for økt utvinning på felt i drift. Levetiden til feltet strekker seg til etter Pågående utbygginger Det pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel med totale investeringsanslag i PUD på 233 milliarder kroner (2016-NOK). Johan Sverdrup ligger sør for Grane og nordøst for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen i fase én er et feltsenter med fire spesialiserte plattformer: boligkvarter, prosessanlegg, boreanlegg og en stigerørsplattform som er bygget for å motta elektrisk kraft fra land. Oljen skal transporteres gjennom en rørledning til Mongstad-terminalen nord for Bergen. Gassen skal transporteres gjennom en rørledning til Kårstø-terminalen nord for Stavanger. Produksjonsstart fase I er planlagt til slutten av Gina Krog er et olje- og gassfelt som ligger nordvest for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen er en ny stålplattform og et lagerskip, samt en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i Hanz er et oljefelt i Nordsjøen. Det bygges ut med en havbunnsramme som knyttes opp til Ivar Aasen-feltet og derfra blir brønnstrømmen transportert videre til Edvard Grieg-feltet for sluttbehandling og eksport. Tidsplan for utbygging og produksjonsstart avhenger av ledig prosesseringskapasitet. Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet. Feltet skal bygges ut med et havbunnsproduksjonsanlegg med to brønnrammer. Utbyggingen har flere «verter». Brønnstrømmen blir sendt til Kristinplattformen for prosessering og måling. Oljen blir så sendt til produksjons- og lagerskipet Åsgard A for lagring og lossing til skytteltankere. Rikgassen skal eksporteres via rørsystemet Åsgard transport til gassanlegget på Kårstø i Rogaland. Gass til injeksjon i Maria-feltet kommer fra Åsgard B- plattformen. Gassen kommer via gassrøret til brønnrammen Tyrihans D på Tyrihans-feltet. Her blir røret til Maria koblet til. Vann som skal injiseres for trykkstøtte i Maria skal leveres fra Heidrunplattformen. Planlagt produksjonsstart er i slutten av

24 Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor, vest for Oseberg-feltet i Nordsjøen. Martin Linge bygges ut med en integrert fast produksjonsplattform med stålunderstell og en flytende lagrings- og losseenhet. Brønnene skal bores av en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i slutten av Aasta Hansteen ligger i Norskehavet, vest for Bodø i Nordland. Feltet skal bygges ut med en flytende Spar-plattform og to bunnrammer. Gass fra Aasta Hansteen og andre funn i området skal transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna i Møre og Romsdal. Produksjonsstart er planlagt til slutten av Flyndre er et oljefelt i Ekofisk-området i Nordsjøen som ligger på grensen mellom britisk og norsk sokkel. Det er planlagt utbygd med en havbunnsbrønn til Clyde-innretningen på britisk sokkel. Mesteparten av ressursene ligger på britisk sektor. Produksjonsstart er planlagt i Nedstenginger Fire felt, alle i Nordsjøen, ble stengt i 2016: Varg, Volve, Jette og Jotun. Deler av Jotun-feltet, Jotun A/FPSO skal fortsatt benyttes til drift av feltene Ringhorne og Balder. Myndighetene mottok i 2016 planer for nedstenging av ytterligere tre felt eller innretninger, også disse i Nordsjøen: Oselvar, Gyda og den gamle boligplattformen på Valhall. Olje- og energidepartementet gjorde i 2016 disponeringsvedtak for følgende innretninger: Varg, Skirne, Atla, Ekofisk 2/4 C og Tor 2/4 E, Jette og Jotun