3 – Konkurransekraft og verdiskaping
Leting etter og utvinning av olje og gass har tilført samfunnet enorme verdier. Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Tidsriktig leting og utbygging er viktig for å sikre god ressursforvaltning.
En konkurransedyktig sokkel er en forutsetning for å opprettholde verdiskapingen. Indikatorer som enhetskostnader og CO2-intensitet (CO2 per produsert enhet) gir godt grunnlag for å vurdere norsk sokkels konkurransekraft.
Norsk sokkel er en kapitalintensiv petroleumsprovins med relativt sett høyere lete- og utbyggingskostnader enn driftskostnader [8].
Med relativt høye lete- og utbyggingskostnader settes sokkelens konkurransekraft under press dersom ressurstilveksten avtar enda mer. Fallende produksjon fra flere felt medfører økte totale driftskostnader per produsert enhet og svekket konkurransekraft. Framover blir det viktig med tiltak for å øke ressurstilveksten og utnytte kapasiteten i infrastrukturen.
Tiltak for å øke ressurstilveksten og utnytte kapasiteten i infrastrukturen blir viktig framover.
Ressursene som er igjen på norsk sokkel har lav CO2- intensitet i forhold til andre petroleumsprovinser. Analyser viser også at norsk gass til Europa har lavest klimaavtrykk per enhet i forhold til andre eksportører [9]. Viktige grunner til den relativt lave CO2-intensiteten er at flere av innretningene er forsynt med fornybar kraft fra land, at myndighetene allerede i 1974 etablerte forbud mot produksjonsfakling og at det ble innført CO2-avgift allerede i 1991.
Selv om flere tiltak iverksettes for å redusere utslippene, kan CO2-intensiteten øke dersom transport- og prosesskapasiteten ikke tilpasses redusert produksjon på feltene. Denne trenden kan motvirkes ved innfasing av nye funn, redusert vannproduksjon gjennom bedre dreneringsløsninger eller vannseparasjon nede i brønnen eller på havbunnen.
Norges største næring
Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. I 2022 anslås petroleumssektoren å stå for 28 prosent av brutto nasjonalprodukt (BNP) og 58 prosent av norsk eksport (Figur 3.1, [1]).
Figur 3.1 Petroleumssektorenes andel av verdiskapingen, anslag for 2022 (Kilde: Finansdepartementet, 2022)
Eksportverdien for råolje i 2021 var ifølge Statistisk sentralbyrå (SSB) 349,6 milliarder kroner mot 207,8 milliarder kroner året før. Verdien av naturgasseksporten endte på 475,8 milliarder kroner i 2021, mer enn en firedobling fra året før [10].
I 2020 var det tilnærmet 200 000 sysselsatte over hele landet i petroleumsnæringen. Av disse var nærmere 165 000 knyttet til aktiviteten på norsk sokkel. Om lag 35 000 var sysselsatt innen eksport til den internasjonale petroleumsindustrien [11].
Velferd for generasjoner
Den høye inntjeningen i 2021 har medført statlige inntekter på 287,5 milliarder kroner. Dette utgjorde om lag 20 prosent av statens inntekter. For 2022 anslås de statlige inntektene fra sektoren å bli om lag 960 milliarder kroner, det står for over 40 prosent [1] av de totale statlige inntektene.
De statlige inntektene fra sektoren gjør den til en sentral bidragsyter til finansieringen av velferdssamfunnet. Statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten (statens netto kontantstrøm) tilføres i sin helhet Statens pensjonsfond utland (SPU, Oljefondet), slik at inntektene kommer både dagens og framtidige generasjoner til gode. SPU hadde ved årsskiftet 2021-2022 en markedsverdi på over 12 000 milliarder kroner [12].
Viktig for norsk økonomi
Investeringer innenfor petroleumssektoren utgjorde 18 prosent av totale investeringer i Norge i 2021[1]. Petroleumsinvesteringene har imidlertid falt noe de to siste årene, etter å ha økt i 2019. Rapportering fra selskapene tilsier at investeringene kommer til å falle også i 2022, men øke framover. Det skyldes at det er tatt og kommer til å bli tatt mange investeringsbeslutninger på lønnsomme prosjekt, noe som de midlertidige endringene i petroleumsskatteloven har bidratt til. Samlet er investeringene innenfor petroleumssektoren de nærmeste årene på nivå med årene etter 2015.
Figur 3.2 viser investeringer i felt og funn samt investeringer knyttet til leting, med prognose fem år fram i tid.
Figur 3.2 Investeringer norsk sokkel fra 2010 med prognose til 2026.
3.1 Lønnsomhet av leting
Vellykket leting er en forutsetning for langsiktig produksjon og eksport av olje og gass. ODs analyser viser at leting etter olje og gass de siste 20 årene har vært lønnsomt i alle havområder og tilført samfunnet store verdier.
Vellykket leting er en forutsetning for langsiktig produksjon og eksport av olje og gass.
Metode og forutsetninger
Lønnsomhet av leting er definert som beregnede inntekter fra funnene som er gjort i perioden, fratrukket alle kostnader. Kostnadene omfatter både leting som har gitt funn og leting som ikke har påvist ressurser.
Inntekts- og kostnadsstrømmene er diskontert til samme år. Lønnsomhetsberegningene inkluderer ikke de indirekte økonomiske virkningene eller ringvirkninger for resten av økonomien.
Over 80 prosent av ressursene som er funnet de siste 20 årene er ennå ikke produsert. Usikkerhet i framtidige priser, produksjonsprofiler, ressursestimat og kostnader gjør at anslagene for lønnsomhet er beheftet med stor usikkerhet. Framtidig olje- og gasspris som er lagt til grunn er i samsvar med revidert nasjonalbudsjett 2022 (RNB). For perioden før 2022 er historiske priser for olje og gass lagt til grunn [13].
Investering i leting og ressurstilvekst
I perioden fra 2002 til 2021 ble det påbegynt 813 letebrønner (hvorav 249 avgrensningsbrønner) og investert for om lag 550 milliarder kroner (2022-NOK) i leting, Figur 3.3.
Figur 3.3 Letekostnader og letebrønner, 2002-2021.
Leteaktiviteten i denne perioden har ført til nærmere 300 funn og en total ressurstilvekst på om lag 1900 millioner Sm3 o.e. (Figur 3.4). Av disse er 190 funn, som til sammen utgjør 1600 millioner Sm3 o.e., inkludert i lønnsomhetsberegningene. Funnene som ikke er inkludert i analysen er i hovedsak kategorisert i RK6 (Kapittel 2.2 Funn).
Figur 3.4 Funn og ressurstilvekst, 2002-2021.
Figur 3.4 viser at ressurstilveksten var størst i den første halvdelen av perioden. Om lag 60 prosent av ressurstilveksten ble gjort fra 2002 til 2011 og 40 prosent fra 2012 til 2021. Den første halvdelen av perioden er preget av få og store funn, mens den andre halvdelen er preget av flere mindre funn.
Åtte av de ti største funnene i perioden er fra de første ti årene. Dette inkluderer blant annet 16/1-8 Edvard Grieg (2007), 16/1-9 Ivar Aasen (2008) og 16/2-6 Johan Sverdrup (2010). Sistnevnte er det desidert største funnet i analyseperioden og utgjør alene om lag 25 prosent av ressursene som er lagt til grunn i analysen.
Verdiskaping fra leting de siste 20 årene
Samlet netto nåverdi fra leting de siste 20 årene er anslått til å være om lag 1500 milliarder kroner med 7 prosent diskonteringsrate og 2100 milliarder kroner med 4 prosent diskonteringsrate. Samlet netto kontantstrøm er anslått til over 3000 milliarder kroner (Figur 3.5).
Figur 3.5 Lønnsomhet av leting siste 20 år.
Høy ressurstilvekst og flere store funn i de ti første leteårene i analyseperioden bidrar med høyere verdiskaping enn de ti siste årene. I perioden 2012 til 2021 har kostnadene til leting vært høye, mens ressurstilveksten har vært relativt lav.
Flere mindre funn i denne perioden har ført til mange lønnsomme utbygginger. Selv om disse utbyggingene gir betydelig lavere nåverdier enn for store funn i perioden før, bidrar de til positiv avkastning fra leting siste ti år.
Leting etter olje og gass de siste 20 årene har tilført samfunnet enorme verdier.
Figur 3.6 viser at hver krone investert i leting på norsk sokkel de siste 20 årene har gitt om lag 2,40 kroner tilbake. Hver krone investert i leting de siste 10 årene har gitt om lag 1,10 kroner tilbake. Gode leteresultat de siste 5 årene har gitt om lag 1,60 kroner tilbake. Dette er verdier ut over sju prosent avkastning.
ODs beregninger viser at letevirksomheten har vært lønnsom i alle havområder. Om lag to tredjedeler av de samlede inntektene fra funn gjort de siste 20 årene er fra Nordsjøen, mens om lag en tredjedel fordeles omtrent likt mellom Norskehavet og Barentshavet.
Figur 3.6 Lønnsomhet per letekrone.
Enhetskostnader
Enhetskostnader er udiskonterte, og er definert som totale kostnader per produsert oljeekvivalent fra perioden. Enhetskostnaden er ulik mellom prosjektene og avhenger av faktorer som funnstørrelse, type innfasing, reservoarkvalitet og avstand til infrastruktur. De gjennomsnittlige enhetskostnadene for funn de siste 20 årene er om lag 25 US dollar per fat (Figur 3.7). Nordsjøen har de laveste enhetskostnadene med om lag 23 US dollar per fat. Barentshavet har de høyeste med om lag 31 US dollar per fat. Enhetskostnaden i Norskehavet er om lag 28 US dollar per fat.
Figur 3.7 Enhetskostnader for funn i perioden 2002 til 2021, fordelt på havområder.
Figur 3.7 viser at investeringer og driftskostnader per produsert enhet er lavere i Nordsjøen og i Norskehavet enn i Barentshavet. Med store investeringer i Nordsjøen og Norskehavet som allerede er nedbetalt, kan nye funn fases inn med god lønnsomhet. Samtidig er produksjonen fra flere felt i Nordsjøen og Norskehavet fallende, noe som kan føre til at enhetskostnadene stiger. For å ivareta god lønnsomhet fra norsk sokkel framover, er det svært viktig at nye ressurser knyttes opp til kostnadseffektiv infrastruktur (Kapittel 3.2 Verdier i funnporteføljen).
God lønnsomhet forutsetter at nye ressurser knyttes opp til kostnadseffektiv infrastruktur.
I Barentshavet har investering i ny infrastruktur stor andel i de totale enhetskostnadene. Det er som forventet i en petroleumsprovins som er under utvikling og i utbyggingsfasen. Samtidig viser beregningene at letekostnader per produsert enhet ikke er høyere enn gjennomsnittet på norsk sokkel (om lag 6 US dollar per fat). For å videreutvikle Barentshavet som petroleumsprovins, er det viktig at selskapene fortsetter å utforske mindre kjente områder samtidig som det letes nær eksisterende felt.
Faktaboks – Verdiskaping fra ulike funnstørrelser
Betydning av leting for framtidig produksjon
Det forventes at produksjon og energileveranse fra norsk sokkel vil falle raskt de nærmeste årene dersom det ikke tilføres nye ressurser. Figur 3.9 viser at en stor del av produksjonen de neste 10 årene kommer fra funn gjort de siste 20 årene. Nesten 25 prosent av samlet produksjon fra norsk sokkel i 2022 kommer fra funn gjort etter 2002. Dette stiger opp til om lag 40 prosent i 2030.
Figur 3.9 Historisk og framtidig olje- og gassproduksjon.
Det er blitt funnet vesentlig mer olje enn gass på norsk sokkel de siste 20 årene. Om lag 75 prosent av de totale inntektene fra funn gjort i perioden 2002 til 2021 er fra oljeproduksjon, mens resten er fra gassproduksjon. I samme periode har oljeprisen vært betydelig høyere enn gassprisen.
Figur 3.10 viser at over halvparten av oljeproduksjonen fra norsk sokkel de neste 10 årene kommer fra funn gjort de siste 20 årene. Produksjonen fra Johan Sverdrup utgjør en stor del av dette.
Figur 3.10 Historisk og framtidig oljeproduksjon.
Figur 3.11 viser at mindre enn 20 prosent av gassproduksjonen de neste ti årene kommer fra funn gjort de siste 20 årene. Det vil si at framtidig gassproduksjon i stor grad er basert på funn gjort for over 20 år siden. Produksjonen fra Troll utgjør en stor del av dette.
Figur 3.11 Historisk og framtidig gassproduksjon.
Etter 2030 vil produksjonen falle betydelig. Innrapporterte prognoser for felt og funn fra selskapene viser at samlet produksjon i 2040 faller til om lag en tredjedel av dagens nivå uten tilførsel av nye ressurser (Figur 1.1). En slik utvikling svekker økonomien til produserende felt. Leting vil derfor ha stor betydning for utvikling i produksjon og verdiskaping etter 2030.
3.2 Verdier i funnporteføljen
Tidsriktig leting og utbygging
Innfasing av funn til eksisterende eller framtidig infrastruktur kan gjøre selv små funn lønnsomme. Dette kan bidra til forlenget levetid for eksisterende felt og infrastruktur, som igjen gir insentiver til mer feltnær leting. Dette øker muligheten for økt utvinning og økt verdiskaping på vertsfeltet.
Det er viktig at innfasing av funn skjer før enhetskostnaden blir for høy. Framtidig utbygging av funn er derfor ikke bare avhengig av ledig kapasitet, men ledig kapasitet med lave enhetskostnader (Figur 3.12).
Figur 3.12 Tidsriktig og tidskritisk innfasing.
Tidsriktig leting og utbygging er viktig for lønnsomheten.
I Figur 3.12 skilles det mellom tidsriktige og tidskritiske ressurser. Tidsriktige ressurser er ressurser som fases inn mens enhetskostnadene på vertsfeltet er lave. Tidskritiske ressurser er ressurser som fases inn når enhetskostnadene på vertsfeltet er raskt stigende. I dette tilfellet går ressurser enten tapt eller produseres med lav lønnsomhet.
Samordnet utbygging
Å utnytte stordriftsfordeler gjennom samordnet utbygging på tvers av utvinningstillatelser blir stadig viktigere etter hvert som sokkelen modnes. Slike områdeløsninger kan bidra til lavere enhetskostnader og effektiv utforsking, slik at mest mulig av de samfunnsøkonomisk lønnsomme ressursene blir utvunnet.
Samordning er avgjørende for lønnsom utbygging av mindre funn
Petroleumsloven (faktaboks Petroleumsloven) sikrer at rettighetshavere samarbeider på tvers av utvinningstillatelsene for størst mulig verdiskaping.
Halten Øst Unit i området sør for Åsgard og innfasing av funnene 25/5-9 (Trell) og 25/4-2 (Trine) i Alvheim- området er eksempler på mulige samordnede utbygginger (faktabokser Halten Øst Unit og Trell og Trine).
3.3 Verdier i felt og økt utvinning
Nedgangen i driftskostnader siden oljeprisfallet i 2014 har vært betydelig (Figur 3.14). OD forventer at de totale driftskostnadene ikke vil stige vesentlig mot 2026, selv om flere felt kommer i produksjon.
Figur 3.14 Historiske driftskostnader og prognose. Oppdatert per 13.1.2022.
En slik utvikling kan bidra til å holde enhetskostnadene nede på et konkurransedyktig nivå. Med dagens nivå er det lønnsomt å fortsette produksjonen selv med svært lave olje- og gasspriser (Figur 3.15).
Lønnsom produksjon selv med lave olje- og gasspriser.
Enhetskostnadene stiger imidlertid dersom det ikke settes inn tiltak for å hindre at produksjonen avtar raskt.
Figur 3.15 Konkurransedyktige enhetskostnader Enhetskostnadene (udiskonterte) er basert på prognoser for produksjon og kostnader fra og med 2023. Kostnadene inkluderer driftskostnader (inkl. arealavgift, miljøavgifter og transportkostnader) og investeringer for felt i drift.
Figur 3.16 Nåværende vs. PUD-reserver.
Historien viser at de fleste større felt på norsk sokkel har produsert mer og lenger enn det som var antatt på utbyggingstidspunktet. Figur 3.16 viser nåværende oljereserver i felt i forhold til oljereservene ved første PUD. Felt med reserver over den blå linjen har økt estimatet for sine reserver. Flere felt har mer enn doblet sine reserver siden PUD. Felt med reserver under den blå linjen har redusert estimatet. Dette er hovedsaklig mindre felt.
Forståelsen av reservoarets egenskaper øker gjennom hele produksjonsfasen. Det kan bidra til store forskjeller mellom produksjonsprognosen som lå til grunn i den opprinnelige PUD og hva som faktisk blir produsert.
Fleksibilitet i utbyggingsløsninger gir økt framtidig verdiskaping.
Dette understreker viktigheten av å tidlig planlegge for fleksibilitet og oppsider, for eksempel ved å inkludere planer for nok brønnslisser for framtidige tiltak for økt utvinning eller tilleggsressurser.
Oljeselskapene rapporterer årlig inn planlagte prosjekter for økt utvinning i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett (RNB), (Kapittel 2.4 Økt utvinning). Basert på selskapenes innrapportering er det identifisert relativt få tiltak for avanserte EOR-metoder. Derfor forventes det lavt verdibidrag fra slike prosjekter. Dette bekrefter at det er et stort gap mellom industriens planer og det ressurspotensialet fra EOR-metoder OD har identifisert i sine studier.
Det er mange grunner til dette gapet. En viktig årsak er at selskapene har høyere krav til avkastning enn det som legges til grunn i samfunnsøkonomiske analyser (faktaboks Avkastningskrav). Det betyr at det kan være flere samfunnsøkonomisk lønnsomme EOR-prosjekt enn selskapene ønsker å gjennomføre.
CO2 som blir fanget for lagring (CCS) kan brukes til å øke utvinningen av olje (CCUS). Dette vil være en konkurransedyktig måte å lagre CO2 på som kan ha et stort potensial når verdikjeder for CCS etableres på norsk sokkel (Kapittel 5 Energiomstillingen gir nye muligheter).
3.4 Gassforvaltning for økt verdiskaping
Den russiske invasjonen av Ukraina har påvirket gassmarkedet i Europa. Den ferdigbygde gasseksportledningen fra Russland til Tyskland er ikke åpnet, Russland har kuttet mye spotsalg av gass til Europa og de langsiktige gassalgskontraktene er dels under avvikling og dels under sterkt press. Norge er her i en unik situasjon med et omfattende røreksportnett for naturgass til EU med lave transportkostnader. Dette gjør Norge konkurransedyktig i forhold til LNG-leveranser fra andre regioner.
Felleserklæringen om energisamarbeid fra møtet mellom EU og Norge understreker Norges spesielle stilling og behovet for leveranser av både olje og gass, også etter 2030: "The EU supports Norway’s continued exploration and investments to bring oil and gas to the European market" [19].
Norsk gass har fått høyere verdi
Med betydelige gjenværende gassressurser, et effektivt og driftssikkert gasstransportsystem til Europa, forventet utvikling i etterspørselen etter gass og avtakende produksjon av gass i EU er det grunnlag for å opprettholde norsk gasseksport på et høyt nivå i lang tid framover (Figur 3.17). Ved utgangen av 2021 stod 5 felt for nær 70 prosent av gassreservene. Troll alene står for om lag 45 prosent av dem.
Figur 3.17 Salg av gass fra norsk sokkel fordelt på ressursklasser.
De siste årene har gasseksporten fra flere felt økt. En viktig årsak er framskyndet gass fra felt i moden fase med mindre gjenværende oljeressurser. Høye gasspriser i 2021-2022 har ført til at eksporten fra de større feltene har økt enda mer. En slik framskynding gir store inntekter, men kan også medføre tap av oljeressurser.
Faktaboks – Dilemma: Gassinjeksjon for økt oljeutvinning – eller framskynding av gassen?
Gasseksport fra Barentshavet skjer i dag via LNG- anlegget på Melkøya i Hammerfest. Gass fra Snøhvit fyller all kapasitet på anlegget i lang tid framover. Basert på letevirksomheten så langt i de åpnede områdene i Barentshavet, gir ikke enkeltfunn grunnlag for å etablere ny eksportkapasitet. Ny eksportkapasitet er derfor i større grad avhengig av samordning av ressurser. Dersom selskapene ikke leter etter gass, blir det samtidig vanskeligere å finne nok ressurser til å løfte ny infrastruktur, enten selvstendig eller samordnet.
Studier OD og Gassco gjennomførte i 2020 viste at det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å øke kapasiteten for gasseksport fra havområdet. Dette har seinere studier bekreftet [2].
For å sikre avsetningsmuligheter for gassfelt og oljefelt med assosiert gass, ser ulike selskaper på mulighetene for å utvikle en felles infrastruktur for gassdisponering mellom Snøhvit, Johan Castberg og 7324/8-1 (Wisting). Feltene og funnene får avsetningsmuligheter for gassen. Inntektene fra gassen kommer imidlertid langt ut i tid, etter at gassen fra Snøhvit er produsert. Den skisserte løsningen øker ikke eksportkapasiteten for gass fra Barentshavet.
Industrielle aktører utreder, med støtte fra Enova, mulighetene for å produsere ammoniakk fra naturgass der CO2 lagres under havbunnen, såkalt blå ammoniakk. Ammoniakken planlegges transportert til markedet via skip (Barents Blue-prosjektet). Andre gasseksportalternativer er økt LNG-kapasitet og nytt eksportrør. Det er viktig at det utvikles gasseksportløsninger som ivaretar område- og sokkelperspektivet og gir insentiver til økt leting og utvikling av olje og gass.
3.5 Teknologiutvikling og kompetanse
Utvikling av teknologi har gjort store ressurser som før var regnet som ulønnsomme å utvinne tilgjengelige på norsk sokkel. Etter hvert som sokkelen modnes, blir det ikke mindre viktig å utvikle teknologi, kompetanse og kunnskap.
Innenfor leting har mer og bedre data og økt forståelse av geologien gjort det mulig å identifisere nye letekonsept. Dette har bidratt til flere funn. Figur 3.18 viser en økning i teknisk funnrate de siste fem årene. Den tekniske funnraten på norsk sokkel var i 2021 på samme nivå som det internasjonale gjennomsnittet [21]. Grunnlaget er 995 undersøkelsesbrønner fra 80 land avsluttet i årene 2017 til 2021. Den kommersielle funnraten på norsk sokkel har også økt de siste fem årene, men ligger noe lavere enn det internasjonale gjennomsnittet. Teknologiutvikling, bedre kartlegging, mer og bedre bruk av data og økt forståelse av geologien kan bidra til lavere leterisiko og flere funn.
Innenfor utbygging og drift gjør utvikling og implementering av ny og mer kostnadseffektiv teknologi det mulig å utvinne olje og gass fra stadig mer teknologisk krevende felt. Tynnhullsboring på Åsgard og Edvard Grieg er gode eksempler på dette (Figur 3.19).
Teknologier for å øke borehastighet, optimalisere utvinningsstrategi ved bruk av nye digitale verktøy (faktaboks Digitale løsninger på Johan Sverdrup), EOR-metoder og neste generasjons utbygginger med fjernstyring og lavbemannet drift blir også sentrale framover.
Figur 3.18 Utvikling i teknisk funnrate (TSR) og kommersiell funnrate (KSR), siste fem år Basert på data fra Westwood (2022).
Figur 3.19 Tynnhullsboring
Tidlig teknologibruk og -forbedringer er viktig for å opprettholde produksjon og verdiskaping på norsk sokkel. Studier viser at industrien bruker for lite ressurser på forskning, teknologiutvikling og innovasjon i forhold til hva som kan være samfunnsøkonomisk lønnsomt [22]. Særlig er den globale petroleumsindustrien kjent for å være konservativ når det gjelder å ta i bruk ny teknologi [23]. Myndighetene har derfor tatt en aktiv rolle på dette området. OD er opptatt av at aktørene i enda større grad utforsker og tar i bruk ny teknologi for å finne mer, utvinne mer og redusere utslipp.
Teknologi og kompetanse må sees i sammenheng. Ny teknologi, spesielt avansert digital teknologi, krever nye kompetanser og ferdigheter. Å satse på teknologi gir resultater langt ut over nye tekniske løsninger. Å kontinuerlig satse på å bygge opp og vedlikeholde teknologi og kompetanse er derfor sentrale forutsetninger for en effektiv og bærekraftig virksomhet.
Petroleumsindustrien nærmer seg "det store mannskapsskiftet". En stor del av de som er sysselsatt i industrien blir pensjonister i løpet av det neste tiåret, og erfaring og fagkunnskap kan gå tapt [24]. For fortsatt verdiskaping blir det derfor viktig at sektoren evner å tiltrekke seg nyutdannede. En annen suksessfaktor er at eksisterende arbeidsstyrke tar i bruk ny teknologi og nye arbeidsmetoder.