Produksjonsutviklingen

Et sammendrag av KonKraft-rapport 2 Produksjonsutviklingen på norsk sokkel

3 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Produksjon ( millioner fat o.e./d) Historisk Prognose 0,0 1970 2008 2040 Historisk produksjon og prognoseproduksjonen Betingede ressurser i funn Betingede ressurser i felt Uoppdagede ressurser Historikk og prognose for produksjon på norsk sokkel. Kilde: OD data. Produksjonsutviklingen på norsk sokkel Etter nesten førti år med så og si uavbrutt vekst, har den samlede produksjonen av olje og gass på norsk sokkel nådd sitt høyeste nivå med en daglig produksjon på mellom 4 og 4,5 millioner fat oljeekvivalenter. Produksjonen forventes å holde seg på dette nivået de neste syv årene. Rundt 2015 forventes det imidlertid at den samlede olje- og gassproduksjonen vil begynne å avta. Oljeproduksjonen har allerede sunket, men så langt har økende gassproduksjon ført til et samlet høyt produksjonsnivå. Gassproduksjonen vil ikke kunne erstatte fallet i oljeproduksjonen etter 2015, med mindre nye tiltak settes inn. I henhold til Oljedirektoratets prognoser vil kun om lag halvparten av olje- og gassressursene være produsert i 2015. På dette tidspunktet anslås det at de gjenværende ressursene på norsk sokkel er på mellom 25 og 65 milliarder fat oljeekvivalenter. I dag er 45 prosent av totalt forventede ressurser ikke påvist, hvilket er årsaken til det store spennet i estimatet. Dette store potensialet må forvaltes riktig for å unngå en brå produksjonsnedgang, og for å støtte opp rundt et solid, langsiktig investeringsnivå. Rapporten Produksjonsutviklingen på norsk sokkel er laget i en tid med store endringer både i og utenfor bransjen. Omskiftningene og utsiktene til fallende produksjon, gjør det nødvendig å identifisere tiltak. For selv om petroleumsnæringen i dag er preget av et høyt aktivitetsnivå, er det viktig å vektlegge langtidsperspektivet for næringen. Fra lisenstildeling til produksjon går det i mange tilfeller 15 år eller mer. Derfor vil beslutninger som fattes i dag, eller unnlates å bli fattet, få store konsekvenser for produksjons- og aktivitetsnivået fra 2020 og fremover.

NORSKEHAVET Grønland 80 60 F SVERIGE NORGE Oversikt over norsk sokkel NORD- Svalbard GRØNLANDSHAVET Shetland SJØEN Arealstatus for petroleumsvirksomheten på den norske kontinentalsokkelen 55 Kilde: OD. 75 Jan Mayen 10 0 20 ÅpnetÅpnet for petroleumsvirksomhet for petroleumsvirksomhet BARENTSHAVET Ikke åpnet petroleumsvirksomhet Ikkeforåpnet for petroleumsvirksomhet Aktivitet begrenset til eksisterende tillatelser Aktivitet begrenset til eksisterende Leteboring i resevoar ikke tillatt mellom 1.ikke mars og Leteboring i resevoar tillatt 70 31. august 31. august Det skal ikkeskal igangsettes i Det ikkepetroleumsvirksomhet igangsettes petroleumsv denne stortingsperioden denne stortingsperioden Antatt maksimumsutbredelse av sedimentære Antatt maksimumsutbredelse bergarter som kan inneholde bergarter som petroleum kan inneholde NORSKEHAVET 65 FINLAND SVERIGE Shetland NORGE 60 NORDSJØEN RUSSLAND 0 200 400 km 30 20 10 0 pnet for petroleumsvirksomhet ke åpnet for petroleumsvirksomhet ktivitet begrenset til eksisterende tillatelser eteboring i resevoar ikke tillatt mellom 1. mars og 1. august et skal ikke igangsettes petroleumsvirksomhet i enne stortingsperioden ntatt maksimumsutbredelse av sedimentære ergarter som kan inneholde petroleum 20% 10% Gullfaks Gjenværende reserver. 10% Statfjord Oseberg tilla mellom Flere av de store feltene har produsert mer enn 60 prosent av sine reserver. Gullfaks og Statfjord har produsert 90 prosent og Oseberg 80 prosent. Disse feltene nærmer seg avslutningsfase, og det er derfor begrenset potensial for å øke produksjonen fra disse. av sedim petroleum

5 70% Suksessrate, funn 60% 50% Totalt antall funn 40% 30% 20% 10% Drivverdige funn 0% 1966 1980 1990 2000 2008 Historisk utvikling, totalt antall funn og drivverdige funn 1966-2008. Kilde: Wood Mackenzie data. Overblikk De største olje- og gassfunnene ble gjort på 70- og 80-tallet. Flere mindre funn ble gjort i løpet av 90-tallet. Unntaket er det siste store funnet på norsk sokkel, Ormen Lange i 1997. I løpet av 40 år har suksessraten for funn på norsk sokkel økt. Resultatene de ti siste årene har vært funn i annenhver letebrønn. Antall drivverdige funn er likevel redusert. Bare ett av tre funn i de siste ti årene er regnet som drivverdig. Til sammenligning ble tre av fire funn i perioden før 1995 regnet som drivverdige. Denne trenden forventes å fortsette: Fremtidige funn i tilgjengelige områder vil trolig være små. De store feltene som ble oppdaget på 70- og 80-tallet, har krevd store investeringer, utvikling av kompetanse og utstrakt bruk av ny teknologi. Denne teknologien har senere blitt tatt i bruk over hele verden. Utvinningsgraden i feltene på norsk sokkel er blant de høyeste i verden. Omfattende utvikling og bruk av ny teknologi er to av årsakene til dette. Mange store oljefelt er i ferd med å bli eldre, og produksjonen på disse går raskt nedover. Muligheten for å øke utvinningsgraden og ta i bruk ny teknologi i disse feltene, vil raskt avta. Lønnsom utbygging av små felt avhenger ofte av nærhet til eksisterende infrastruktur. Ettersom flere anlegg nærmer seg fjerningstidspunktet, vil muligheten for en fullstendig utforskning av Nordsjøen avta. Fremtidens utbygginger i dagens tilgjengelige områder, forventes å være små. Lønnsom utvikling av små felt vil være kostnadskrevende og trenger derfor enkle og standardiserte utbyggingsløsninger for å realiseres. For å opprettholde produksjons- og investeringsnivået på lengre sikt, er det nødvendig at det gjøres store funn. Områder som Nordland VI og VII, Troms II, Barentshavet Nord og det såkalt omstridte området mot Russland regnes som de mest lovende med tanke på store forekomster av olje og gass.

*) Integrerte operasjoner (IO) er betegnelsen på innføringen av nye samarbeidsformer og ny teknologi. Ved hjelp av dataoverføring i sanntid kan eksperter på land støtte driften på installasjonene ute i havet. Dermed kan operasjonene utføres sikrere, bedre og raskere.

7 Muligheter for å redusere produksjonsfallet Rapporten fokuserer på de mulighetene som vil gi størst påvirkning på fremtidig olje- og gassproduksjon. Oppsummert dreier dette seg om å Få mest mulig ut av tilgjengelige områder: Maksimere utvinning av olje og gass fra eksisterende felt, særlig eldre felt. Sikre fortsatt høy leteaktivitet i områder som i dag er tilgjengelige for petroleumsnæringen. Endre holdning til å bygge ut små funn. Åpne nye områder for olje- og gassvirksomhet. Målrettet samarbeid Rapporten belyser hvilke konkrete tiltak henholdsvis industrien og myndighetene kan iverksette for å motvirke utsiktene til et bratt fall i produksjonen: Industrien oppfordres til å: Satse bredere på Integrerte Operasjoner (IO) *) for å redusere driftskostnader og øke utvinningsgraden. Samarbeide bedre innen utvikling og testing av ny teknologi. Fortsette å lete etter små funn i tilgjengelige områder, særlig i modne områder som Nordsjøen. Legge større vekt på å finne løsninger for å bygge ut små funn på en mer kostnadseffektiv måte. Myndighetene oppfordres til å: Fortsette å stimulere selskapene til å investere i eldre, modne felt. Gi støtte til sentrale teknologiske demonstrasjonsprosjekter for å øke utvinningsgrad i felt, framfor å støtte flere mindre prosjekter. Foreta hyppigere konsesjonsrunder og tildele større areal for raskere å få testet ut nye letemodeller. Disse letemodellene har høy risiko, men gir muligheter for å gjøre enkelte store funn. Lage en beredskapsplan som kan brukes dersom leting etter små funn i modne områder ikke går fort nok i forhold til restlevetiden på eksisterende innretninger. Planen må omfatte tilpassede rammevilkår. Åpne områder som i dag ikke er tilgjengelig for petroleumsindustrien. De områdene det er naturlig å starte med er Nordland VI og VII og Troms II. Dette fordi det finnes geologiske data for områdene, og fordi en beslutning om åpning kan tas relativt raskt. På noe lengre sikt fremstår omstridt område, Barentshavet Nord og Jan Mayen som viktige. En naturlig første fase kan være et samarbeid mellom industrien og myndighetene om innsamling av geologisk informasjon fra de to sistnevnte områdene. De foreslåtte tiltakene vil ha en positiv innvirkning på aktivitets- og investeringsnivå i ulike tidsperioder og er således komplementære.

FINNESTAD AS 100 Investeringsprognose Kapitalinvesteringer ( milliarder NOK) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Kilde: Investeringsprognose for reserver og betingede ressurser er data fra OD. Investeringsprognose for nye funn er basert på prosjektgruppens modellering. 2008 2040 Reserver Betingede ressurser i felt Betingede ressurser i funn Nye områder er sentralt for utviklingen I rapporten beregnes mulige ringvirkninger av å åpne Nordland VI, VII og Troms II for leteaktivitet i 2012. En slik åpning vil kunne resultere i økte investeringer til utvikling på 200-250 milliarder kroner i perioden 2022-2040. Dette er en dobling av det beregnede investeringsnivået for 2028. Skulle åpning bli utsatt til 2020, kan det forventes en betydelig reduksjon i aktivitet og dermed investeringsnivå i 2020-årene. Dette vil igjen kunne medføre en nedtrapping i viktige aktiviteter som i neste omgang medfører utarming av kunnskap og ferdigheter innenfor sentrale fagområder. Produksjonen på norsk sokkel vil kunne falle til rundt 1,6 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2030. En sterk petroleumsindustri er det beste grunnlaget for å utvikle en mangfoldig energiklynge i Norge, hvor også fornybar energi får økende fokus. Petroleumsindustrien bidrar til en tredjedel av statens inntekter og direkte og indirekte til omlag en kvart million arbeidsplasser. Hvis rapportens anbefalinger tas til følge og leder til gode beslutninger, er forventningen at næringen fortsatt vil kunne spille en viktig rolle for landet også i perioden etter 2040. Hvis ingen nye områder åpnes, vil dette kunne forårsake et dramatisk fall i investeringer på norsk sokkel med et investeringsnivå på 20 prosent av dagens fra 2030. KonKraft er en samarbeidsarena for: