Et sammendrag av KonKraft-rapport 2
Produksjonsutviklingen
på norsk sokkel
3
Produksjon ( millioner fat o.e./d)
Historisk
Prognose
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
1970
2008
Historisk produksjon og prognoseproduksjonen
Betingede ressurser i funn
2040
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
Suksessrate, funn
70%
60%
Totalt antall funn
50%
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.
• 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.
• I løpet av 40 år har suksessraten for funn på
norsk sokkel økt. Resultatene de ti siste årene har
vært funn i annenhver letebrønn.
• 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.
• 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.
• 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
Myndighetene oppfordres til å:
• Få mest mulig ut av tilgjengelige områder:
• Gi støtte til sentrale teknologiske
demonstrasjonsprosjekter for å øke
utvinningsgrad i felt, framfor å støtte flere mindre
prosjekter.
•
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.
• Fortsette å stimulere selskapene til å investere i
eldre, modne felt.
• 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
Investeringsprognose
Kapitalinvesteringer ( milliarder NOK)
100
90
80
70
60
50
40
30
Kilde: Investeringsprognose for
reserver og betingede ressurser er
data fra OD.
Investeringsprognose for nye funn
er basert på prosjektgruppens
modellering.
20
10
0
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.
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:
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.