6 – Framtidig produksjon og inntekter
Det er usikkerhet knyttet både til framtidig produksjon på norsk sokkel og til framtidige inntekter fra virksomheten. Tre mulighetsbilder viser et betydelig utfallsrom både i produksjon og inntekter. Målrettet teknologiutvikling, investeringsvillige aktører og vellykket leting kan øke mulighetene for at både produksjonsvolum og inntekter holder seg høye.
Bakgrunn
En viktig forutsetning for å videreutvikle petroleumsvirksomheten er at Norge har en ressursbase som kan nyttiggjøres. ODs analyser (Kapittel 2 Gjenværende petroleumsressurser) viser at det fortsatt er store ressurser igjen i alle havområder. Så langt er halvparten av de totale forventede ressursene produsert siden starten i 1971. Det betyr at den resterende halvparten kan gi grunnlag for produksjon i flere tiår. En større andel av oljen enn gassen er produsert.
For at norsk sokkel skal holde produksjonen på et høyt nivå, bidra med store verdier til fellesskapet og stabile, langsiktige og trygge olje- og gassleveranser til Europa, er det viktig å begrense det forventede fallet i produksjonen. Dette kan oppnås gjennom å øke utvinningen fra eksisterende felt, bygge ut drivverdige funn og fortsette en aktiv utforskning av prospektivt areal, både i modne og umodne områder.
Det er store gjenværende ressurser i produserende felt, med et betydelig potensial for økt utvinning som kan bidra til å motvirke nedgangen. Dette krever at det investeres mer i økt utvinning enn i dag, at funn som allerede er gjort modnes fram til utbygging og at enhetskostnadene holdes nede.
Basert på dagens prognose må en stadig større del av produksjonen fra 2030 og utover komme fra uoppdagede ressurser. Mye av dette vil komme fra mindre funn. For å redusere nedgangen i produksjonen, må det i tillegg gjøres større funn enn det som blir gjort i dag. Potensialet for å gjøre store funn er størst i lite utforskede områder og områder som ennå ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.
Figur 6.1 Tre mulighetsbilder for produksjonsutviklingen på norsk sokkel 2022-2050.
Tre mulighetsbilder
Basert på norsk sokkels utfordringer og muligheter beskrevet ovenfor og utdypet i kapittel 1 til 5, er det utviklet tre mulighetsbilder for olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel fram mot 2050 (Figur 6.1).
Utgangspunktet er produksjonsforløpet som er illustrert i Figur 1.1, dette representerer myndighetenes forventning med en videreføring av dagens politikk. Rent metodisk etableres dette forløpet ved å ta utgangspunkt i innrapporterte data fra selskapene (rapportering til revidert nasjonalbudsjett, RNB) for etablering av produksjonsbaner for felt, funn og økt utvinning. ODs estimat for uoppdagede ressurser ligger til grunn for produksjon fra nye funn. Funnrekkefølgen blir avgjort ved tilfeldige trekninger med en tendens til at større funn trekkes før mindre funn.
For hvert mulighetsbilde legges det inn forutsetninger om leteaktivitet, funnrate og ledetid. Den samme markedsutviklingen ligger til grunn for de tre mulighetsbildene. For beregningstekniske formål er det fra og med 2030 fram til 2050 lagt til grunn en framtidig reell olje- og gasspris på henholdsvis 55 US dollar per fat og 5,85 US dollar per Metric Million British Thermal Unit (MMbtu). Det regnes ut netto nåverdi (sju prosent før skatt) for funn. Bare prosjekt med positiv netto nåverdi blir inkludert.
Tilsvarende lønnsomhetsvurderinger blir gjort for funn, felt og økt utvinning. Dette gir, for hvert mulighetsbilde, et produksjonsforløp fram til 2050. Mulighetsbildene vil variere når det gjelder egenskaper med ressursgrunnlaget, leteaktivitet og styrken og hastigheten i teknologiutviklingen.
Forventning
Mulighetsbildet Forventning gir leteaktivitet på dagens nivå de første årene og deretter avtakende utover i tid. Letevirksomheten finner hovedsakelig sted i kjente områder nær infrastruktur. Produksjonen på norsk sokkel mer enn halveres fra 2025 til 2050. Utbygging av nye funn og prosjekt for økt utvinning er ikke av en slik størrelse at de klarer å motvirke produksjonsnedgangen fra felt i drift. De fleste nye funn som settes i produksjon bygges ut som satellitter til eksisterende infrastruktur. Nedgangen i produksjonen, kombinert med investeringer i lavutslippsløsninger, medfører at sektorens mål om netto null utslipp i 2050 nås.
Gassens andel av totalproduksjonen har vært økende over tid. Dette fortsetter også framover. Ettersom næringen drives effektivt, vil ny produksjonskapasitet på norsk sokkel i all hovedsak være konkurransedyktig globalt.
Mer enn en halvering av produksjonen fra 2025 til 2050 reduserer næringens betydning i norsk økonomi, både som vekstmotor og som inntektskilde for staten.
Lav ressurstilvekst og lite og sein teknologiutvikling (Lav)
Produksjonsforløpet Lav, som er illustrert i Figur 6.1, er lavere enn myndighetenes Forventning. Ressurspotensialet i felt, funn og uoppdagede blir ikke realisert.
De første årene bores det flere tørre brønner og det gjøres få nye funn, og leteaktiviteten stagnerer i løpet av de kommende 10 til 20 årene. Næringen har justert ned forventningene til ressurspotensialet på norsk sokkel og sier seg tilfreds med hva som er oppnådd, og høster av de investeringene som er foretatt. Letevirksomheten avtar kraftig og stopper etter hvert opp, få nye funn blir bygd ut og svært få prosjekt for økt utvinning blir satt i gang.
Det blir tilnærmet slutt på investeringer på norsk sokkel. Dette fører til kraftig reduksjon i produksjonen og redusert verdiskaping i forhold til det potensialet for inntekter og verdiskaping som ligger i ressursbasen. Nedgang i leting, utbygginger og produksjon har store negative ringvirkninger for flere fastlandsnæringer som leverer til petroleumssektoren, både direkte og indirekte. Dette innebærer at behovet for omstilling øker betydelig de neste tiårene.
Høy ressurstilvekst og mye og rask teknologiutvikling (Høy)
Produksjonsforløpet Høy, som er illustrert i Figur 6.1, er høyere enn myndighetenes Forventning. Dette skyldes at den tar inn over seg ekstra muligheter som ligger i felt, funn og leting. Anslaget ligger godt innenfor den usikkerheten som ligger i ODs anslag for gjenværende ressurser på norsk sokkel.
Langs Høy gjøres det raskt nye funn. Det gjøres flere større funn i umodne områder. I Barentshavet gjøres gassfunn som raskt bygges ut. Logikken er basert på McKelvey-boksen [35] (Figur 6.2). McKelvey-boksen illustrerer hvordan markedsforhold, teknologiutvikling og letevirksomhet bidrar til at uoppdagede og uøkonomiske ressurser blir til påviste og økonomisk utvinnbare ressurser. I figuren er også uforutsette ressurser inkludert. Dette reflekterer at både i modne og umodne områder kan boring av brønner føre til overraskelser som resulterer i uforutsette ressurser, vist i Faktaboks – Overraskelser i Kapittel 2 "Gjenværende petroleumsressurser" og "Ressursrapport Leting 2020" [5].
Figur 6.2 Modifisert McKelvey-boks.
Historisk har det vært en tendens til å undervurdere hvordan økt kunnskap om undergrunnen, teknologiutvikling, endring i rammevilkår og endring i markedsforhold i tillegg til overraskelser bidrar til økt ressurstilvekst og høyere produksjon. Dette vises for reserveutviklingen i Figur 3.16 og tilsvarende for utviklingen i produksjonsprognosene (Figur 6.3). Prognosene har vært konservative og blitt justert i takt med utviklingen på sokkelen [36].
Figur 6.3 Prognoser for framtidig produksjon Den langsiktige utviklingsbanen og Forvitringsbanen fra St.meld. nr.38 (2001-2002) "Om olje- og gassvirksomheten". ODs prognoser fra Revidert Nasjonalbudsjett (RNB).
I dette mulighetsbildet opprettholder norsk sokkel posisjonen som en attraktiv petroleumsprovins, og myndighetene og næringen bidrar til å opprettholde leteaktivitet, teknologiutvikling og en lønnsom produksjon utover i tid (Figur 6.1). Økt produksjon bidrar til å sikre langsiktige olje- og gassleveranser til Europa.
Virksomheten utvides gradvis til også å inkludere de nye verdikjedene som fangst og lagring av CO2 (CCS) og hydrogen. I tillegg satses det på havbunnsmineraler og flytende havvind. Det satses på teknologiutvikling og det investeres i lavutslippsløsninger slik at sektorens omstillingsmål om netto nullutslipp i 2050 nås.
En koordinert utvikling gjør det mulig å utnytte synergiene mellom de ulike verdikjedene. Gjenbruk av gassinfrastrukturen og etablering av storskalaløsninger for CO2-transport og -lagring gjør det enklere å videreutvikle verdikjedene innenfor olje og gass til også å gjelde for blått hydrogen. Videreutvikling av verdikjedene innenfor olje og gass til helhetlige verdikjeder for hydrogen og CCS er viktig teknologiutvikling som resten av verden drar nytte av. Samtidig bidrar det til at verdien på norsk gass opprettholdes etter hvert som Europa og resten av verden ikke lenger vil ha naturgass, men hydrogen.
Prissensitiviteter
For å belyse utfallsrommet i framtidige inntekter er det foretatt en sensitivitetsanalyse med priser lik +/- 50 prosent. Det er brukt lave priser i Lav og høye priser i Høy. Effekten på de framtidige inntektene av de ulike prissensitivitetene er illustrert i Figur 6.4. Figuren viser at utviklingen i priser, leteaktivitet, ressurstilvekst og teknologiutvikling kan bidra til et betydelig utfallsrom i framtidige nettoinntekter fra virksomheten på norsk sokkel.
Figur 6.4 Nettoinntekter fra 2023 til 2050 i de tre mulighetsbildene kombinert med lav (-50%) og høy (+50%) pris.
Ulike mulighetsbilder – ulikt handlingsrom
Alle tre mulighetsbildene viser en nedgang i produksjonen framover, men nedgangstakten vil være forskjellig. I 2050 er produksjonen for Høy på samme nivå som tidlig på 1990-tallet, mens den for Lav er nær null.
Nedgangen i produksjonen vil være avhengig av utviklingen i omgivelsene, ressursbasen, letevirksomheten og styrken i teknologiutviklingen. Hvordan disse faktorene utvikler seg kan gi en betydelig forskjell i framtidig produksjon og Norges rolle som en langsiktig eksportør av olje og gass til Europa. Det kan også gi en betydelig forskjell i framtidige inntekter til staten fra petroleumsvirksomheten.
Tiltak for å øke ressurstilveksten og holde enhetskostnadene lave kan bli avgjørende for framtidig produksjon og framtidige inntekter til fellesskapet. Samtidig må dagens verdikjeder innenfor olje- og gass utvikles videre til også å omfatte CCS og hydrogen, i tillegg til havbunnsmineraler. Høy leteaktivitet, målrettet teknologiutvikling og aktive aktører kan øke mulighetene for å lykkes.