Forord

Sokkeldirektoratet skal bidra til størst moglege verdiar for samfunnet frå olje- og gassverksemda på norsk kontinentalsokkel gjennom ei effektiv og forsvarleg ressursforvaltning, der det blir teke omsyn til helse, miljø, tryggleik og til andre brukarar av havet.  

Gjennom meir enn 50 år på norsk sokkel har dette vore Oljedirektoratet sitt samfunnsoppdrag. Det er det framleis. At vi endra namn til Sokkeldirektoratet 1. januar 2024, handlar om at vi dei siste åra har fått fleire oppgåver mellom anna knytt til CO2-lagring og mineralar på havbotnen.   

I åra framover kan ressursane frå norsk sokkel framleis bidra til å dekkje etterspurnaden i verda etter energi. Norsk olje og gass kan sikre at Europa får trygg og stabil energiforsyning. Havbotnmineral og CO2-lagring kan bli nye og lønnsame næringar som kan skape store verdiar og bidra til energiomstillinga.  

Ressursane på norsk sokkel må forvaltast i eit langsiktig perspektiv. Denne rapporten viser kva moglegheiter vi har på norsk sokkel og kva som skal til for desse ressursane skal fortsette å skape verdiar for samfunnet. Men det er stor uvisse om den langsiktige verdiskapinga og vidare utviklinga av norsk sokkel. Dette gjeld for den geopolitiske situasjonen, klimapolitikken i EU og resten av verda, utviklinga i olje- og gassmarknaden og utviklinga i teknologi og kostnader. 

Uvissa tilseier at dei langsiktige vurderingane må stå seg i omgivnader som kan endre seg raskt.  

Vi ønskjer med denne rapporten å bidra til betre forståing av både utfordringar og moglegheiter på sokkelen slik at det blir teke gode vegval for framtidig verdiskaping. Det vil kome heile samfunnet til gode. 

 

Kjersti Dahle 
Direktør teknologi, analysar og sameksistens

Sammendrag

Men en slik utvikling kommer ikke av seg selv. Etter 2025 forventer vi at totalproduksjonen på norsk sokkel faller. Framover må det fortsatt letes og investeres mer i felt, funn og infrastruktur. Manglende investeringer vil føre til rask nedbygging av petroleumsvirksomheten.

Utvinning av havbunnsmineraler, CO2-lagring og havvind kan bli nye og lønnsomme næringer dersom de er kostnadseffektive og kan konkurrere med alternativene. De kan også styrke etablerte verdikjeder innen olje og gass.

Olje og gass fram mot 2050

Sokkeldirektoratet har utarbeidet tre mulighetsbilder for den totale produksjonen av olje og gass fram til 2050. Alle de tre mulighetsbildene viser nedgang i produksjonen, men hvor fort det skjer avhenger blant annet av tempo i leteaktivitet og teknologiutvikling. Produksjonsnedgangen i de tre mulighetsbildene er i tråd med en vellykket oppfølging av Parisavtalen.

I mulighetsbilde basis gjøres flere funn som settes i produksjon. Det investeres for å øke utvinningene på feltene. Ressurstilveksten er imidlertid ikke stor nok til å motvirke at produksjonen gradvis avtar i takt med nedgang i produksjonen fra de store feltene. I mulighetsbilde høy vil høy leteaktivitet, mange funn, rask teknologiutvikling og investeringsvillige aktører bremse produksjonsnedgangen og dermed nedgangen i statens inntekter fram mot 2050. I mulighetsbilde lav vil lav leteaktivitet og manglende investeringsvilje føre til en rask nedbygging av petroleumsvirksomheten og føre til et betydelig fall i inntekter til staten.

Store gjenværende ressurser

På norsk sokkel er det fortsatt store olje- og gassressurser som ennå ikke er funnet. For å finne nok ressurser, slik at aktivitet og produksjon kan opprettholdes over tid, må det letes mer både nær infrastruktur og i mindre kjente områder.

De uoppdagede ressursene gir store muligheter både i kjente og mindre utforskede områder. Økt kunnskap, bedre datadekning, nye arbeidsmetoder og ny teknologi åpner for nye letemuligheter og kan gi flere lønnsomme funn i årene framover.

Kontinuerlig læring og utvikling av ny kunnskap og teknologi vil også bidra til realisering av verdiene i utfordrende reservoarer og mindre funn. Det er også et stort potensial knyttet til utvikling av avanserte metoder for økt utvinning fra feltene.

Lønnsom leting

Leting er svært lønnsomt. Sokkeldirektoratet har utført en analyse av letevirksomheten de siste 20 årene som viser at leting etter olje og gass på norsk sokkel bidrar til stor verdiskaping for samfunnet. Dette utgjør over 2000 milliarder kroner (netto nåverdi). Samlet verdi fra funn som er gjort er over tre ganger kostnadene som er brukt på leting i denne perioden.

Alle leteinvesteringer fra denne perioden er allerede nedbetalt av funnene som er satt i produksjon. 50 av 190 funn er bygd ut og i produksjon. Det innebærer at det fortsatt gjenstår å produsere om lag tre firedeler av ressursene som er funnet i disse årene. Investeringene vil fortsette å gi avkastning etter hvert som flere funn kommer i produksjon.

Analysen viser at det er de store funnene som bidrar mest til verdiskapingen, men også at mange små funn til sammen skaper store verdier.

Aktivitetsnivået er høyt

I 2022 ble det levert mange planer for utbygging og drift (PUD) til Energidepartementet, som alle ble godkjent i løpet av 2023. Den store økningen av PUD-er skyldes hovedsakelig de midlertidige endringene i petroleumsskatten som ble innført i 2020.

Skatteendringene har lagt til rette for at flere utbygginger kan realiseres og settes i produksjon tidligere enn de ellers ville blitt. Direktoratets analyser viser at dette har bidratt til betydelig verdiskaping.

Økt gasseksportkapasitet fra Barentshavet

Sokkeldirektoratet forventer at nesten to tredeler av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet. Men uten økt eksportkapasitet kan store gassressurser og verdier bli innelåst i lang tid.

Utvikling av allerede påviste olje- og gassressurser er derfor sterkt avhengig av at det utvikles mer infrastruktur i og ut fra dette havområdet. Økt eksportkapasitet vil også gi insentiver til å lete etter gass. Det er flere uavklarte muligheter i Barentshavet.

Grunnlag for langsiktig produksjon

Store gjenværende ressurser, en godt utbygd infrastruktur, lave driftskostnader og stabile rammebetingelser tilsier at Norge har gode forutsetninger til å forbli en konkurransedyktig produsent og eksportør av olje og gass i lang tid.

Store mengder CO2 fra kraftproduksjon og industri i Norge og Europa kan lagres i undergrunnen på norsk sokkel. Her er det stor aktivitet og interesse for mulighetene.

Sokkeldirektoratet har kartlagt betydelige mineralressurser som kan bidra til forsyningen av viktige mineraler. Første konsesjonsrunde er åpnet. Framtiden vil vise om dette blir en verdiskapende og viktig næring for Norge.

Bakgrunn

I dette kapittelet:

• Usikre omgivelser
• Verden trenger olje og gass
• Norsk sokkel er konkurransedyktig
• Behov for betydelige investeringer framover
• De nye næringene på sokkelen

I over 50 år har norsk sokkel forsynt Europa med olje og naturgass. Dette har sikret Europa trygge og stabile leveranser av energi og har samtidig gitt Norge store inntekter. Norge er nå den største produsenten av olje og gass i Europa.

Usikre omgivelser

Verdens befolkning, næringsliv og industri er avhengig av energi for å fungere og for å nå FNs bærekraftsmål. Tilstrekkelig og kontinuerlig tilgang til energi med akseptable priser er en forutsetning for en bærekraftig økonomisk framgang og velstandsutvikling. Det er en stor utfordring å skaffe nok energi til en voksende befolkning.

Samtidig er dagens kompliserte, globale energisystem dominert av kull, olje og gass. Det fører til store utslipp av klimagasser som får alvorlige og irreversible konsekvenser.

Verdens energiforbruk har, med unntak av kortere perioder under økonomiske kriser, økt år for år. I store og viktige regioner i verdensøkonomien har energiforbruket vokst særlig raskt i perioder med høy økonomisk vekst. Særlig i utviklingsland er det et stort underliggende energibehov. Der trenger en voksende befolkning energi for å dekke sine grunnleggende behov og nå ønsket om et bedre liv og en bedre levestandard.

Store og raske utslippskutt, i tråd med Parisavtalens mål, krever en energiomstilling med en omfattende endring av verdens energiforsyning. Det gjelder blant annet effektivisering av energibruken, økt utbygging av fornybar energi og utvikling av nye lavutslippsløsninger som karbonfangst- og lagring. Energi- og klimautfordringene verden står overfor må løses samtidig.

Kull, olje og gass dominerer verdens energiforsyning. Disse energikildene har lenge ligget stabilt på rundt 80 prosent av den totale energiforsyningen. Økt bruk av nye energikilder har i vesentlig grad kommet i tillegg til de eksisterende kildene, noe som har vært avgjørende for å kunne dekke det økende energibehovet. Tradisjonell biomasse er fortsatt i utstrakt bruk, med de tilhørende utfordringene det gir i mange lavinntektsland.

Å gjennomføre den nødvendige omleggingen av de globale energisystemene raskt er krevende. Det er derfor usikkert hvor raskt utviklingen kommer til å skje. Et energisystem, som er konsistent med målene i Parisavtalen, vil være helt annerledes enn dagens system. Fornybar energi vil være en viktig del av løsningen. Det er i dag krevende å forutse hvilken kombinasjon av teknologier og løsninger som vinner fram i en slik utvikling når også andre samfunnshensyn ivaretas. Usikkerheten om framtidig utvikling slår også direkte inn i behovet for de ulike energikildene.

Deler av det vestlige næringslivet har, av ulike markedsmessige og politiske årsaker, begrenset sine investeringer i fossil energi. Tilsvarende utvikling skjer i mindre grad i andre deler av verden. I etterkant av Russlands invasjon i Ukraina har flere vestlige land innført tiltak for å forbedre sin energisikkerhet. Samtidig har flere store oljeselskaper justert sine forretningsstrategier med et mer balansert forhold mellom olje- og gassaktivitet på den ene siden og fornybar energi på den andre siden.

I Europa har bortfallet av russiske gassleveranser ført til betydelig økt import av LNG (Liquefied Natural Gas). Selv om europeiske gasspriser så langt i 2024 er langt lavere enn de rekordhøye gassprisene i 2022 og siste halvår av 2021, er prisen fortsatt høy i et historisk og globalt perspektiv. LNG har bundet sammen gassmarkedene i Asia, Europa og USA både fysisk og prismessig.

Den globale balansen og konkurransen i LNG-markedet er en av de viktigste driverne for utviklingen i europeiske gasspriser. LNG-importerende utviklingsland er de som har vært hardest rammet av høye gasspriser, men også i Europa er prisnivået fortsatt krevende for husholdninger, næringsliv og energiintensiv industri.

Verden trenger olje og gass

Olje og gass sto for rundt 55 prosent av totalt primært energiforbruk i verden i 2023(1). Ifølge IEA (Det internasjonale energibyrået) og andre analysemiljøer er det behov for olje og gass også i 2050 (figur 3.1).

Figur 3.1 Verdens primærenergibehov i 2050, ulike energiprognoser og -scenarioer (Kilde: Resources for the Future (2024); Btu – British thermal units).  

Figuren er utarbeidet av den uavhengige forskningsstiftelsen Resources for the Future (RFF)(2) i USA. RFF foretar hvert år en sammenligning av en rekke langsiktige energiprognoser og -scenarioer for å finne hovedtrender innen globalt energiforbruk og -produksjon. I de fleste scenariene vil verdens etterspørsel etter primærenergi enten vokse sakte eller avta fram mot 2050. Det skjer selv om det er ventet at verdens befolkning øker betydelig. Årsaken er primært at den globale økonomien blir mer energieffektiv.

Etterspørselen etter olje/væske øker fram til 2050 i seks av scenarioene, mens etterspørselen etter naturgass stiger i halvparten av scenarioene. Selv om etterspørselen etter fossil energi avtar, vil forbruket være høyt også etter 2050. Det skjer selv i normative scenarioer der den globale oppvarmingen er begrenset til 1,5 grader.

Ettersom produksjonen fra dagens olje- og gassfelt faller naturlig, trengs betydelige investeringer i ny kapasitet for å møte framtidig etterspørsel. Industrien(3) bruker imidlertid relativt mindre kapital på nyinvesteringer enn på utbytte og tilbakekjøp av aksjer, se figur 3.2(4).

Figur 3.2 Utgifter til investeringer innen leting og utvinning, utbytte og tilbakekjøp av aksjer for 30 største olje- og gasselskaper, 2015–2023 (Kilde: IEA 2024).

Selskapene vil trolig investere sine knappe investeringsmidler i de mest lønnsomme olje- og gassressursene som har lave kostnader og lave utslipp per produsert enhet. Disse blir gjerne kalt fordelaktige ressurser(5). Det forventes derfor at selskapene vil lete etter disse framfor å investere i eksisterende funn og felt med høye kostnader og utslipp, som tungolje og skiferolje.

En studie gjennomført av Wood Mackenzie(6) viser at det finnes lite fordelaktige olje- og gassressurser tilgjengelig til å møte framtidig global etterspørsel. Dette er ressurser det er mye av på norsk sokkel.

Norsk sokkel er konkurransedyktig

Så godt som all olje og gass produsert på norsk sokkel eksporteres, hovedsakelig til Europa. Det bidrar til å sikre Europa trygg og stabil energiforsyning.

Bortfallet av russisk gass etter invasjonen av Ukraina synliggjorde viktigheten av stabile gassleveranser fra Norge til resten av Europa. I 2022 økte Norge gasseksporten med om lag 8 prosent eller 9 milliarder Sm3. Leveransene fra norske felt har bidratt til å dekke en høyere andel av Europas gassbehov enn før. Volumet levert fra Norge tilsvarer nå om lag 30 prosent av EUs og Storbritannias samlede gassforbruk.

Uten norske leveranser ville Europas behov for å kjøpe LNG fra det globale markedet vært større. Det ville gjort det globale markedet strammere og fått større konsekvenser for utviklingsland i Asia som har behov for å importere gass. Uten de norske leveransene kunne gassprisen og energiprisene i Europa blitt enda høyere.

Energitilgang og -forsyning er i økende grad blitt en del av sikkerhetspolitikken. Norsk tilstedeværelse i nord og sikring av kritiske samfunnsfunksjoner, som gassinfrastruktur, blir enda viktigere framover.

Til tross for noe høyere kostnader til leting og utbygging sammenlignet med enkelte andre petroleumsprovinser, har norsk sokkel gode forutsetninger til å forbli en konkurransedyktig produsent og eksportør av olje og gass.

Relativt høyere kostnader skyldes blant annet at aktiviteter foregår langt til havs og under krevende værforhold. Store gjenværende ressurser, godt utbygget infrastruktur, lave driftskostnader og stabile rammebetingelser gjør det attraktivt å investere på norsk sokkel, se figur 3.3(7).

Figur 3.3 Enhetskostnader for leting, utbygging og drift på norsk sokkel sammenlignet med andre petroleumsprovinser i 2021. 

*Letekostnader per fat, kun offshore. Inkluderer bare kommersielle funn der offentlig informasjon er tilgjengelig. Gjennomsnitt for 2019 og 2020.

**Greenfield-investeringer knyttet til sanksjonerte olje- og gassfelt i inneværende år, volumvektet gjennomsnitt for 2019 og 2020.

***Driftskostnader inkluderer ikke transportkostnader og skatt. Inkluderer kun driftskostnader knyttet til produksjon av hydrokarboner i tillegg til salgs-, generelle og administrative utgifter. Justert etter: OG21 (2021).

Norsk sokkel har svært lave klimagassutslipp per produsert enhet sammenlignet med andre petroleumsprovinser, se figur 3.4(8).

Figur 3.4 Sammenligning av gjennomsnittlig utslippsintensitet i kg CO2-ekvivalenter/fat oljeekvivalenter i 2022 mellom de største olje- og gassprodusentene. Kilde: IEA (2023b).

Behov for betydelige investeringer framover

Petroleumsinvesteringene økte markant i 2023 etter å ha falt tre år på rad (figur 3.5). Investeringer i feltutbygginger bidro i hovedsak til oppgangen, mens økningen innenfor leting var mer moderat. Oppgangen i 2023 må særlig ses i sammenheng med høye petroleumspriser og de midlertidige endringene i petroleumsskattereglene som ble vedtatt i forbindelse med oljeprisfallet våren 2020. Det bidro til at det i løpet av 2022 ble levert inn Plan for utbygging og drift (PUD) for hele 13 nye feltutbygginger. Det ble også tatt flere investeringsbeslutninger for videreutvikling av felt i drift og økt utvinning på eksisterende felt. Til sammen vil dette bidra til økt aktivitet i årene framover.

Det høye antallet feltutbygginger bidrar til stabil aktivitet framover. Lenger fram er det ventet at mindre gjenværende ressurser etter hvert vil trekke investeringene i olje- og gassproduksjonen nedover.

Figur 3.5 Historiske petroleumsinvesteringer og anslag for framtidige petroleumsinvesteringer på norsk sokkel.

Produksjonen av petroleum på norsk sokkel økte i 2023. Oppgangen skyldes en økning i oljeproduksjonen som var på sitt høyeste nivå siden 2010. Samtidig gikk gassproduksjonen noe ned, etter å ha vært rekordhøy i 2022. Produksjonen av petroleum har økt hvert år fra og med 2020 (figur 3.6) og ventes å øke videre i 2024 og 2025. Sokkeldirektoratet anslår at nivået i 2025 vil være det høyeste siden 2006.

Etter 2025 antas produksjonen fra eksisterende felt å avta. Produksjonen og eksporten fra norsk sokkel går gradvis ned dersom det ikke settes inn tiltak.

Figur 3.6 Produksjonshistorikk og prognoser fordelt på ressursklasser (Ressursregnskapet per 31.12.2023(9) RNB 2024).

For å bremse produksjonsnedgangen, må selskapene gjøre flere og større funn og gjennomføre flere prosjekter for økt utvinning. I 2033 tilsier Sokkeldirektoratets vurderinger at om lag halvparten av produksjonen vil komme fra prosjekter som i juni 2024 ikke er besluttet gjennomført, det vil si ressurser i felt og funn og uoppdagede ressurser, se ressursklassifisering under.

De nye næringene på sokkelen

Behovet for å redusere utslipp av CO2 gjør at det trengs flere anlegg for fangst og lagring av CO2 (CCS). CCS innebærer å fange CO2 fra kraftproduksjon og industri for å transportere og lagre CO2 sikkert i dype geologiske formasjoner. De er det flere av på norsk sokkel.

Energiomstillingen fører også til økt behov for fornybar energi som er avhengig av flere mineraler og metaller. Disse finnes på norsk sokkel.

Utvinning av havbunnsmineraler, CO2-lagring og havvind kan bli nye og lønnsomme næringer på sokkelen dersom de er kostnadseffektive og kan konkurrere med alternativene. Ved å utnytte synergier med de etablerte verdikjedene, kan kostnadene trolig reduseres. Samtidig kan de etablerte verdikjedene styrkes gjennom avkarbonisering.

Last ned

• Bakgrunnstall (Excel)

Mulighetsbilder

I dette kapittelet:

• Virksomheten betyr mye for norsk verdiskaping
• Gjenværende ressurser legger grunnlag for høy verdiskaping
• Leting og teknologiutvikling øker reservegrunnlaget
• Tre mulighetsbilder fram mot 2050
• Mulighetsbilde basis
• Mulighetsbilde lav
• Mulighetsbilde høy
• Konsekvenser for framtidig produksjon og verdiskaping

Petroleumssektoren er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Den gir store ringvirkninger på fastlandet. Næringen er derfor svært viktig for norsk økonomi. Det har den vært siden oppstarten for over 50 år siden.

Virksomheten betyr mye for norsk verdiskaping

Da Ekofisk ble funnet i 1969, var Norges BNP per innbygger (korrigert for forskjeller i prisnivå og målt i felles valuta), litt lavere enn OECD-gjennomsnittet. Siden da har verdiskapingen i norsk økonomi økt raskere enn i de fleste andre OECD-land, se figur 4.1.

Figur 4.1 BNP per innbygger i Norge fra 1970 til 2022 relativt til snittet av OECD-land i samme periode. Kilde: NOU 2023:30. 

De siste fem årene står utvinning av råolje og naturgass inkludert rørtransport for 22 prosent av BNP, se figur 4.2.

Figur 4.2 Petroleumsvirksomhetens andel av norsk økonomi i perioden 2019–2023. Kilde: Statistisk Sentralbyrå og Finansdepartementet. 

I samme periode er verdien av eksporten av olje, gass og rørtransport 51 prosent av samlet eksport. Videre står petroleumsvirksomheten for 18 prosent av investeringene i realkapital og 27 prosent av statens inntekter.

Gjenværende ressurser legger grunnlag for høy verdiskaping

Gjenværende petroleumsressurser kan legge grunnlag for betydelig produksjon og verdiskaping i flere tiår framover. Fordelingen av de gjenværende volumene i ressursklasser sammen med volumet som er solgt og levert per 31.12.2023 vises i figur 4.3.

Figur 4.3 Petroleumsressurser og usikkerhet i estimatene per 31.12.2023. 

I Ressursregnskapet 2023(11) er de totale forventede ressursvolumene (inkludert det som er solgt og levert) på norsk sokkel estimert til 15,6 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.). Ressursene fordeler seg på 9,1 milliarder Sm3 væske (Olje, kondensat og NGL) og 6,5 milliarder Sm3 gass.

Ressursusikkerheten er vist med et lavt og et høyt estimat i figuren. Fordelingen vises for henholdsvis væske og gass. Usikkerheten i volumestimatene er størst for de uoppdagede ressursene og avtar med økende tilgang på geologisk informasjon. Usikkerheten er følgelig størst i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, i denne rapporten kalt uåpnede områder.

Leting og teknologiutvikling øker reservegrunnlaget

Utvikling i letevirksomhet, letesuksess og hvor rask teknologiutvikling og -implementering skjer i sektoren er avgjørende for produksjons- og verdiutviklingen på sokkelen. Høy leteaktivitet og rask teknologiutvikling kan gi en helt annen produksjonsutvikling enn lav leteaktivitet og sein teknologiutvikling.

Disse forholdene er igjen drevet av bakenforliggende globale og regionale faktorer. Geopolitisk utvikling, klimapolitikk og utvikling av fornybar energi har konsekvenser for energimarkedene og framtidige priser på olje og gass. Dette påvirker lønnsomheten og aktiviteten på norsk sokkel.

Historisk har det på norsk sokkel, som ellers i verden, vært en positiv sammenheng mellom utvikling i oljepris og antall undersøkelsesbrønner året etter, se figur 4.4.

Figur 4.4 Antall påbegynte undersøkelsesbrønner og oljepris med ett års etterslep (2000–2023).

Høyere oljepris øker verdien av nye oljeprosjekt og selskapenes inntekter som igjen påvirker letebudsjettene. I perioder med høye inntekter har oljeselskapene historisk satset på å øke olje- og gassressursene ved å lete mer og ta større leterisiko. I perioder med lavere oljepris og inntekter kuttes letebudsjettene. Bare prosjekter med høyeste forventet lønnsomhet og lavest risiko blir prioritert. 

I tillegg til antall undersøkelsesbrønner påvirker teknologiutviklingen reservetilveksten fra nye funn. Forbedret avbildningsteknologi av undergrunnen har vært avgjørende for høy letesuksess.  

Ettersom ressursene blir stadig mer krevende å finne, blir utvikling og implementering av ny teknologi enda viktigere for letesuksessen framover. Samtidig er det nødvendig med kontinuerlig vurdering av det faglige grunnlaget og kunnskapen om ressursene på norsk sokkel. 

Teknologiutvikling innenfor utbyggingsteknologi og boring bidrar til at flere mindre og marginale funn blir lønnsomme å bygge ut. Videre kan betydelige tilleggsvolumer utvinnes gjennom implementering av avanserte utvinningsmetoder. Et eksempel er utvinning fra tette reservoarer (kapittel 5 og kapittel 6). 

Figur 4.5 Figuren er en modifisert versjon av tilnærmingen tatt av den amerikanske geologen Vincent McKelvey. Det såkalte McKelvey-diagrammet(12) deler tilstedeværende olje i lønnsomme og ulønnsomme ressurser og i oppdagede og uoppdagede ressurser. Når ny teknologi og mer informasjon definerer nye letemodeller og det gjøres funn, utvides reserveboksen mot høyre. Når teknologiutviklingen bidrar til at marginale og ulønnsomme funn blir lønnsomme å utvikle og utvinne, utvides reserveboksen nedover. For å reflektere muligheten for at det ennå kan gjøres uforutsette funn på norsk sokkel, er det også lagt til en kategori for uforutsette uoppdagede ressurser(13).

I figur 4.5 er det skissert hvordan ny teknologi og kunnskap samt evnen til raskt å ta i bruk ny teknologi, kan bidra til å øke lønnsomheten for leting, utbygging av nye funn og økt utvinning på felt. Dette er vist i figuren som økning i reservegrunnlaget, se ressursklassifisering, kapittel 3.

Historisk har det vært en tendens til å undervurdere hvordan teknologiutviklingen og økt kunnskap om undergrunnen har bidratt til økt ressurstilvekst og høyere produksjon. Figur 4.6 viser utviklingen i Sokkeldirektoratets vurdering av totale ressurser i 1990 og 2023. Direktoratets ressursestimat har økt med om lag 60 prosent i denne perioden.

Figur 4.6. Vekst i Sokkeldirektoratets ressursestimat fra 1990 til 2023.  

Tre mulighetsbilder fram mot 2050

Den betydelige usikkerheten i ressursgrunnlaget, leteaktiviteten og teknologiutviklingen gjør det vanskelig å lage en forventningsrett prognose for framtidig produksjon av olje og gass.

Sokkeldirektoratet har derfor utviklet tre mulighetsbilder for total petroleumsproduksjon på norsk sokkel fram til 2050, som i større grad enn en prognose spenner ut utfalls- eller mulighetsrommet for framtidig produksjon. De tre mulighetsbildene ble første gang publisert i Oljedirektoratets ressursrapport for 2022(14). De er nå oppdatert med nye data fra oljeselskapene i forbindelse med innrapportering til revidert nasjonalbudsjett 2024, se figur 4.7.

Alle mulighetsbildene viser nedgang i produksjonen, men nedgangstakten er forskjellig avhengig av leteaktiviteten og teknologiutviklingen. Utfallsrommet viser stor spredning i produksjon i 2050.

Reduksjon i produksjonen på norsk sokkel i de tre mulighetsbildene er innenfor intervallet for det globale fallet i olje- og gassproduksjon som FNs klimapanel og IEA har anslått at er i tråd med en vellykket oppfølging av Parisavtalen(15). 

Figur 4.7 Tre mulighetsbilder for produksjonsutviklingen for total produksjon på norsk sokkel 2025–2050. 

Mulighetsbilde basis

I dette mulighetsbildet øker produksjonen av væske og gass fram mot 2025, før den gradvis går ned i takt med at ressursene tømmes. Gassens andel av totalproduksjonen øker over tid. 

Produksjonsutvikling

Produksjonen reduseres gradvis fra 243 millioner Sm3 o.e. i 2025 til et nivå om lag 83 millioner Sm3 o.e. i 2050 i takt med en gradvis nedgang i produksjonen på de større feltene (basis, figur 4.7). Dette er en nedgang på om lag to tredeler fra 2025 til 2050. Dette innebærer en betydelig nedbygging av petroleumsvirksomheten fram til 2050.

Leteaktivitet og ressurstilvekst

Leteaktiviteten holder seg på dagens nivå de nærmeste årene, men avtar deretter. På kort og mellomlang sikt er det størst leteaktivitet i Nordsjøen og Norskehavet. Her er det tilgang på infrastruktur med ledig kapasitet. Det kan bidra til kort ledetid fra funn til produksjon og kort tilbakebetalingstid.

Funn som bygges ut opprettholder kapasitetsutnyttelse på vertsfelt, rør og prosessanlegg. Enhetskostnadene holdes nede. Dette gir økt overskudd på eksisterende felt og reduserer terskelen for å igangsette nye prosjekter.

På mellomlang og lengre sikt bores en økende andel av letebrønnene i Barentshavet, mens andelen i Nordsjøen avtar.

Det gjøres mange funn, men de er gjennomgående små og ressurstilveksten fra leting avtar.

Teknologiutvikling, funn og felt

Ettersom næringen drives effektivt og det skjer omfattende konsolidering, er nye funn i all hovedsak lønnsomme selv om de er små. De fleste nye funn som settes i produksjon, bygges ut som satellitter til eksisterende infrastruktur som forlenger produksjonen på felt utover det som opprinnelig var planlagt.

Flere prosjekter for å øke utvinningen på felt i drift gjennomføres. Prosjektene er imidlertid ikke tilstrekkelig store til å motvirke produksjonsnedgangen fra felt i drift.

Økonomi og samfunn

Petroleumssektoren står for en betydelig verdiskaping de neste 25 årene og vil fortsatt være viktig for statens inntekter.

I en rapport, utført av Statistisk Sentralbyrå (SSB) i 2022(17), anslås antall direkte og indirekte sysselsatte knyttet til petroleumsaktiviteten på norsk sokkel til rundt 156 100 i 2021. Sysselsatte knyttet til leverandørnæringens leveranser til den internasjonale petroleumsindustrien er ikke inkludert. SSB legger til grunn at sysselsettingen i sektoren vil følge nedgangen i produksjonen. Ettersom produksjonen reduseres med i underkant av 70 prosent fram til 2050, avtar også sysselsettingen.

I takt med at produksjonen fra feltene går ned, aktiviteten reduseres og produksjonen mer enn halveres mot 2050, vil også ringvirkningene til øvrige næringer gradvis gå ned. Derfor svekkes sektorens rolle som vekstmotor for resten av økonomien. Samtidig vil næringen i 2050 fortsatt ha betydelig inntjening per sysselsatt.

Mulighetsbilde lav

I dette mulighetsbildet faller produksjonen av væske og gass raskt. Det framskynder nedbygging av petroleumsvirksomheten. Et betydelig ressurspotensial i felt, funn og uoppdagede ressurser realiseres ikke.

Produksjonsutvikling

Produksjonen faller raskt fra om lag 235 millioner Sm3 o.e. i 2025 til nær ingen produksjon i 2050, se figur 4.7. Dette betyr i praksis en nedbygging av petroleumsvirksomheten.

Leteaktivitet og ressurstilvekst

Leteaktiviteten holder seg på dagens nivå de nærmeste årene, men faller deretter raskt. De fleste brønnene er tørre, det gjøres få drivverdige funn og leteaktiviteten stagnerer.

Undersøkelsesbrønnene som bores i Barentshavet er tørre eller resulterer i svært små funn. Letevirksomheten konsentreres derfor om Nordsjøen og Norskehavet. Her gir god tilgang på infrastruktur insentiv til å lete videre. Men ettersom funnene er svært små, bygges få av dem ut. Letevirksomheten klarer derfor ikke bidra til å opprettholde kapasitetsutnyttelsen på vertsfelt, rør og prosessanlegg.

Teknologiutvikling, funn og felt

Få nye funn bygges ut og svært få prosjekter for økt utvinning settes i gang. Dette fører til kraftig reduksjon i produksjonen og redusert verdiskaping for næringen.

Enhetskostnadene på feltene stiger raskt siden nye funn gjennom leting ikke bidrar til vesentlig økt produksjon på vertsfelt. Dette gir redusert overskudd og fall i produksjonen. Kostnadene stiger og lønnsomhet for leting og utbygging av nye funn reduseres. Dette fører til tidlig nedstenging av mange felt.

Økonomi og samfunn

I takt med at produksjonen fra feltene faller raskt mot nær null i 2050, avtar både sysselsettingen knyttet til næringen og ringvirkningene til resten av økonomien. SSBs beregninger kan vise mulige effekter hvor sysselsettingen faller med 100 000 personer sammenlignet med mulighetsbildet basis(18).

Dette innebærer i praksis en fullstendig nedbygging av petroleumsnæringen fram til 2050. Men selv med stor nedgang i produksjonen, bidrar dette mulighetsbildet til stor verdiskaping de neste 25 årene.

Mulighetsbilde høy

Produksjonen av væske og gass øker fram mot 2025 og holder seg på et høyt nivå det neste tiåret. Gassproduksjonen holder seg på et høyt nivå fram til 2037 før den begynner å avta. Norsk sokkel er en attraktiv petroleumsprovins, og myndighetene og næringen bidrar til å opprettholde leteaktiviteten, teknologiutviklingen og en lønnsom petroleumsproduksjon.

Produksjonsutvikling

Produksjonen fra og med 2025 opprettholdelses det neste tiåret før den gradvis avtar. Produksjonen avtar fra om lag 245 millioner Sm3 o.e. i 2025 til om lag 120 millioner Sm3 o.e. i 2050, se høy, figur 4.7. Det tilsvarer at produksjonen omtrent halveres fra 2025.

Leteaktivitet og ressurstilvekst

Høy leteaktivitet, både i infrastrukturnære områder og i områder som er lite utforsket, gir raskt flere og større funn. Tidlig i perioden gjøres det flere større gassfunn i mindre modne områder i Norskehavet.  

Det gjøres flere store funn i Barentshavet blant annet i vest og sentrale deler av Barentshavet. Disse bygges raskt ut. Det etableres ny og stor gasseksportkapasitet fra Barentshavet til Norskehavet. De store funnene fører til økt leting. På mellomlang og lengre sikt bores en økende andel av letebrønnene i Barentshavet.  

Økt leting og flere funn i modne områder øker verdien av eksisterende felt og infrastruktur. Funn som bygges ut opprettholder kapasitetsutnyttelsen på vertsfelt, rør og prosessanlegg. Kostnadene holdes nede. Økt overskudd på eksisterende felt bidrar til å forlenge produksjonen på feltene. 

Teknologiutvikling, funn og felt

Flere innovasjoner øker lønnsomheten for leting, økt utvinning og utbygging av nye funn. En rekke store funn bygges ut enten som selvstendige offshore løsninger eller som havbunnsløsninger mot landanlegg. Alle nye, selvstendige utbygginger har tilnærmet utslippsfri kraftforsyning.

Flere prosjekter for å øke utvinningen på felt i drift gjennomføres. Ny teknologi utvikles og iverksettes raskt. Det gjør det mulig å øke utvinningen også fra tette reservoarer. Flere aktører prøver ut og lykkes med avanserte metoder for økt utvinning.

Økonomi og samfunn

Sektorens betydning for norsk økonomi og statlige inntekter er betydelig i dette mulighetsbildet. Ettersom produksjonen opprettholdes på et høyt nivå 10-15 år utover i tid, er sysselsettingen høy og ringvirkningene til resten av økonomien omfattende.  

I tråd med avtakende produksjon, avtar sektorens betydning mot slutten av perioden. Imidlertid har næringen fortsatt betydelig inntjening per sysselsatt.

Konsekvenser for framtidig produksjon og verdiskaping

Alle tre mulighetsbildene viser en nedgang i produksjonen framover, men nedgangstakten er forskjellig i de tre mulighetsbildene. Nedgangen i produksjonen avhenger av utviklingen i omgivelsene, ressursbasen og aktørenes investeringer i leting og teknologiutvikling.  

Hvordan disse faktorene utvikler seg, kan gi en betydelig forskjell i framtidig produksjon. De tre mulighetsbildene viser en forskjell i akkumulert produksjon på 2400 millioner Sm3 o.e. i 2050, se figur 4.8. 

Figur 4.8 Anslag på akkumulert produksjon fram til 2050 i de tre mulighetsbildene.

Mulighetsbildene viser en betydelig forskjell i framtidig verdiskaping og framtidige inntekter til staten fra petroleumsvirksomheten, se figur 4.9. 

Figur 4.9 Beregningstekniske anslag for netto kontantstrøm fra norsk petroleumsvirksomhet 2025–2050 i de tre mulighetsbildene. Her er det lagt til grunn to ulike prisbaner: En bane der alle  tre mulighetsbildene har basispris på 70 USD/fat og en med prissensitivitet på  95 USD/fat i høy, og 45 USD/fat i lav.

Sysselsetting, produktinnsats og ringvirkninger nedjusteres i takt med nedgangen i produksjonen. Beregninger utført av SSB(19) viser at omstillingskostnadene knyttet til overgang til annen næringsvirksomhet er usikre selv om endringene kommer over lang tid, slik som i basis. De kan bli store ved en rask nedbygging som i lav(20). Samtidig er det betydelig usikkerhet knyttet til framtidig aktivitetsnivå også innen hvert mulighetsbilde.

Tiltak for å øke ressurstilveksten og holde enhetskostnadene lave blir avgjørende for framtidig produksjon og framtidige inntekter i alle mulighetsbildene. Nye næringer kan bidra til å styrke de etablerte verdikjedene innen olje og gass.

Last ned

• Bakgrunnstall (Excel)

Gjenværende ressurser

I dette kapittelet:  

• Forvaltning av petroleumsressursene
• Reserver og utfordringer i felt
• Flere tiltak kan gi økt utvinning
• Ressurser og utfordringer i funn
• Leting gir grunnlag for langsiktig produksjon 

En av Sokkeldirektoratets viktigste oppgaver er å ha oversikt over de gjenværende petroleumsressursene slik at myndighetene og aktørene har et best mulig fakta- og kunnskapsgrunnlag. Det bidrar til læring, god ressursforvaltning og gode beslutninger som kan hjelpe til å opprettholde leteaktivitet og produksjon i årene framover.

Sokkeldirektoratets estimat for de totale gjenværende ressursene på norsk sokkel er om lag 7,1 milliarder Sm3 o.e. Av de gjenværende ressursene er om lag 3,6 milliarder Sm3 o.e. reserver og ressurser i funn og felt, mens om lag 3,5 milliarder Sm3 o.e. er uoppdagede ressurser. Av disse om lag 60 prosent i åpnede områder.

De gjenværende ressursene og fordelingen mellom oppdagede og uoppdagede ressurser i henholdsvis åpnede og uåpnede områder er vist for de tre havområdene i figur 5.1.

Figur 5.1 Totale gjenværende petroleumsressurser fordelt på væske og gass, ressursklasser og havområder per 31.12.2023.

I Nordsjøen, der det har vært aktivitet lengst og følgelig mest erfaring og informasjon, er hoveddelen (om lag 60 prosent) av væsken og gassen definert som reserver, det vil si at de har godkjente planer for utvinning, se ressursklassifisering i kapittel 3.

I Norskehavet utgjør de uoppdagede ressursene i overkant av 50 prosent de gjenværende ressursene.

Også i Barentshavet utgjør de uoppdagede ressursene den største andelen. Om lag 80 prosent av de gjenværende væske- og gassressursene i Barentshavet er ennå ikke funnet. Store områder i Barentshavet er ikke åpnet for petroleumsaktivitet, og her antas det at om lag 50 prosent av de uoppdagede ressursene i Barentshavet ligger.

De totale gjenværende ressursene danner grunnlag for produksjon av olje og gass i lang tid framover, se figurene 3.6 og 4.3.

For at norsk sokkel skal holde produksjonen på et høyt nivå, er det viktig at selskapene investerer slik at det forventede produksjonsfallet bremses. Myndighetenes pådriv for helhetlige og langsiktige løsninger kan sikre beslutninger som bidrar til god ressursforvaltning.

Forvaltning av petroleumsressursene

Petroleumsloven(21) slår fast at staten har eiendomsrett til undersjøiske petroleumsforekomster og eksklusiv rett til ressursforvaltning. Petroleumsressursene skal forvaltes i et langsiktig perspektiv slik at det kommer hele det norske samfunnet til gode.

Olje- og gassressursene er ikke-fornybare ressurser, og virksomheten er kapitalintensiv og langsiktig. Det er derfor en hovedoppgave for myndighetene, som ressurseier og regulator, å etablere og vedlikeholde et rammeverk for virksomheten. Rammeverket skal medvirke til at oljeselskapene har en egeninteresse i å utnytte olje- og gassressursene til det beste for samfunnet.

I en del tilfeller er det imidlertid ikke samsvar mellom selskapenes og samfunnets økonomiske vurderinger(22). Dette kalles markedssvikt(23). Her kan offentlige tiltak bidra til bedre ressursbruk for samfunnet. I boksen under vises et utvalg eksempler på markedssvikt som kan oppstå i petroleumssektoren og som skaper behov for offentlige tiltak.

Reguleringen av petroleumsvirksomheten prøver å ta hensyn til de viktigste formene for markedssvikt og er utformet for å gi best mulig samsvar mellom selskapenes beslutninger og myndighetenes interesser.

Selskapenes beslutninger og mulig markedssvikt kan knyttes til ulike faser fra leting til nedstengning av et felt. I resten av kapittelet er disse beslutningene knyttet til gjenværende ressurser inndelt etter ressurskategoriene reserver, ressurser i felt, ressurser i funn og uoppdagede ressurser.

Reserver og utfordringer i felt

Ved starten av 2024 var 92 felt i produksjon. Av disse var 67 i Nordsjøen, 23 i Norskehavet og 2 i Barentshavet.

Produksjonen av petroleum på norsk sokkel var på et stabilt høyt nivå 2023. Oljeproduksjonen var på sitt høyeste nivå siden 2010, mens gassproduksjonen gikk noe ned etter å ha vært rekordhøy i 2022.

Produksjonen av petroleum har siden 2020 økt hvert år, se figur 5.2. Petroleumsproduksjonen ventes også å øke i 2024. Det anslås at nivået i 2025 vil være det høyeste siden 2006.

Etter 2025 antas totalproduksjonen fra reserver i eksisterende felt å falle i takt med uttømming og trykkfall i reservoarene. Basert på dagens kunnskap, forventes produksjonen fra felt i produksjon å mer enn halveres i perioden til og med 2033.

Figur 5.2 Gjenværende reserver. Historisk totalproduksjon 2019–2023 og forventet framtidig produksjon fra reserver 2024–2033.

I 2022 ble det levert mange planer for utbygging og drift (PUD) til departementet som ble behandlet i løpet av 2023, se figur 3.3 og boks om plan for utbygging og drift (PUD). Alle planene ble godkjent av myndighetene og inngår i forventet framtidig produksjon fra reserver i figur 5.2.

Den store økningen i antall PUD-er i 2023 skyldes hovedsakelig de midlertidige endringene i petroleumsskatten se boks om midlertidige endringer i petroleumsskatteloven som ble vedtatt i juni 2020. Skatteendringene har lagt til rette for at flere utbygginger kan realiseres og at flere utbygginger kan settes i produksjon tidligere enn de ellers ville blitt. Disse utbyggingsprosjektene bidrar til at produksjonen kan holde seg relativt høy de nærmeste årene. Flere prosjekter legger også til rette for kraftforsyning fra land for å redusere utslipp av CO2 fra produksjonen.

Figur 5.3 Godkjente planer for utbygging og drift (PUD) samt PUD-fritak i 2023.

Betydelige mengder væske igjen

Det er fortsatt betydelige mengder væske igjen på norsk sokkel. Om lag 60 prosent av totale forventede væskeressurser er produsert siden oppstarten av Ekofisk i 1971. Gjenværende væskereserver fordelt på felt er vist i figur 5.4. Det er Johan Sverdrup (24 prosent) som er det feltet med klart mest gjenværende væskereserver og som produserer mest olje per år.

Nest størst er Johan Castberg (8 prosent) med forventet oppstart i løpet av 2024. Snorre står for 7 prosent. Yggdrasil med feltene Hugin, Munin og Fulla, med forventet oppstart i 2027, vil til sammen utgjøre 6 prosent av de totale gjenværende reservene.

Figur 5.4 Gjenværende væskereserver på norsk sokkel per 31.12.2023. Andeler fordelt på felt.

Framover vil væskeproduksjonen avta også som følge av at flere felt, som inneholder både olje og gass, starter gassnedblåsing.

Store mengder gass igjen

Om lag 45 prosent av totale forventede norske gassressurser er produsert siden eksport av gass begynte på norsk sokkel i 1977. Gjenværende gassreserver fordelt på feltene er vist i figur 5.5. Det er Troll (44 prosent) i Nordsjøen som er feltet med klart mest gjenværende gassreserver, deretter Snøhvit i Barentshavet med 10 prosent og Ormen Lange i Norskehavet med 6 prosent.

Figur 5.5 Gjenværende gassreserver på norsk sokkel per 31.12.2023. Andeler fordelt på felt.

I 2023 ble det eksportert 117 milliarder Sm3 gass. Troll-feltet produserer mest gass og sto i 2023 for 32 prosent av norsk gassproduksjon. Når Troll etter hvert går av platå, er det ingen andre felt eller funn som er store nok til å kunne kompensere for fallet.

Troll-feltet har to hovedstrukturer: Troll Øst og Troll Vest. Omtrent to tredeler av de utvinnbare gassreservene befinner seg i Troll Øst. Produksjonen fra Troll øst har blitt utviklet over flere år med installasjon av kompressorer på Troll A og rørledninger til land. I 2021 startet gassproduksjon fra det første utbyggingstrinnet av Troll Vest gassprovins.

Rettighetshaverne i Troll besluttet i 2024 å framskynde gassproduksjonen fra Troll Vest. Det skal gjøres ved å installere to nye brønnrammer med til sammen 8 nye brønner og en rørledning tilbake til Troll A. Ifølge rettighetshaverne vil dette prosjektet akselerere om lag 55 milliarder Sm3 gass fra 2026. På det meste vil dette utgjøre 7 milliarder Sm3 på et år. Det tilsvarer om lag 80 TWh eller om lag halvparten av norsk kraftproduksjon i 2023.

Flere tiltak kan gi økt utvinning

Det er flere tiltak for økt utvinning som kan bidra til å realisere deler av ressursene som per 31.12.2023 anses blir liggende igjen etter at feltet er stengt ned. Disse tiltakene kan bidra til å dempe produksjonsfallet.

Forventet estimat for betingede (ikke besluttede) væskeressurser i felt er om lag 355 millioner Sm³ og 290 milliarder Sm³ for gass. Disse ressursene er periodisert i figur 5.6.

Figur 5.6 Gjenværende reserver og ressurser i felt. Historisk totalproduksjon fra 2019–2023 og forventet framtidig produksjon fra reserver og ressurser i felt for perioden 2024–2033.

Mange felt inneholder store oljevolum utover det som er planlagt å produsere, og feltene forventes å stenge ned med betydelige mengder olje liggende igjen i reservoarene. Dersom en del av denne oljen produseres før feltet stenger ned, kan produksjonen opprettholdes lengre og betydelige verdier realiseres. Figur 5.7 viser produsert olje, gjenværende oljereserver og gjenværende olje etter planlagt feltavslutning for de største oljefeltene per 31.12.2023.

Figur 5.7 Gjenværende oljereserver, gjenværende olje etter planlagt feltavslutning i henhold til dagens planer og produsert olje per 31.12.2023.

Innrapporterte prosjekter innen økt utvinning

Rettighetshaverne arbeider kontinuerlig for å kartlegge ressursgrunnlaget, bore nye brønner og gjennomføre andre tiltak for økt utvinning på feltene som er i drift.

Selskapenes innrapportering av prosjekter til myndighetene i forbindelse med rapportering til RNB 2024 (revidert nasjonalbudsjett) viser 171 konkrete, men ikke besluttede prosjekt for økt petroleumsproduksjon og forlenget levetid.

Implementering av ny teknologi er viktig for å realisere nye prosjekter for feltene. Figur 5.8 viser hvilke innrapporterte, men ikke besluttede tiltak i 2023 som kan bidra til økt væskeutvinning. Totalt vil dette gi økt utvinning på om lag 155 millioner Sm3 o.e. væske dersom prosjektene gjennomføres.

Boring av nye brønner er tiltaket som står for det klart største bidraget til økt utvinning, mens videreutvikling bidrar med en firedel av økte væskeressurser.

Figur 5.8 Mulige tiltak i 2023 for økt væskeutvinning fra feltene fordelt på ulike prosjekttyper. Totalt dreier det seg om cirka 155 millioner Sm³ o.e. væske.

Figur 5.9 viser innrapporterte, men ikke besluttede tiltak som kan bidra til økt gassutvinning. Totalt kan dette gi om lag 170 milliarder Sm3 gass dersom disse gjennomføres.

Det tiltaket som bidrar mest til økt gassutvinning er lavtrykksproduksjon, etterfulgt av brønner og videreutvikling. Det er svært få innrapporterte prosjekter innenfor injeksjon og avanserte metoder.

Figur 5.9 Mulige tiltak for økt gassutvinning fra feltene fordelt på ulike prosjekttyper. Totalt dreier det seg om cirka 170 milliarder Sm³ gass.

Nye utvinningsbrønner

Tiltak for å øke utvinningen domineres av nye brønner, både med hensyn til antall og volum. Særlig for oljefelt er boring av nye utvinningsbrønner helt sentralt for å bremse produksjonsfallet, se figur 5.10.

Figur 5.10 Utvikling i antall utvinningsbrønner og investeringer i produksjonsboring på norsk sokkel, 2011–2023.

Lavtrykksproduksjon

Det er trykkforskjellen mellom reservoaret og brønnhodene på innretningen som gjør at olje og gass kan produseres. Når det produseres fra et reservoar uten at en tilsvarende mengde blir injisert, vil reservoartrykket reduseres.

Gassfelt har normalt ikke injeksjon for trykkstøtte. Synkende reservoartrykk gjør at brønnene etter hvert vil produsere med lavere rater (mengde per tidsenhet), som følge av redusert trykkforskjell mellom reservoaret og brønnhodet. Et tiltak som kan settes i verk for å opprettholde høyere produksjonsrater er å senke brønnhodetrykket.

Lavere trykk ved brønnhodet gir større produksjonsrate opp fra brønnene og sikrer at en større del av ressursene kan utvinnes. Dette oppnås enten ved å montere kompressorer mellom brønnhodene og prosessanlegget eller ved å senke mottakstrykket på innretningen/landanlegget. Åsgard og Ormen Lange er eksempler på felt som henholdsvis har og er i gang med å installere kompresjon på havbunnen.

Ormen Lange-feltet startet med kompresjon på land i 2019, og nå utvikles feltet videre med havbunnskompresjon. Planen for utbygging og drift ble godkjent i 2022. To kompressorstasjoner som håndterer rikgass skal installeres på havbunnen nær brønnhodene. Det er forventet at dette vil øke utvinningen med opptil 30-50 milliarder Sm3 gass fra Ormen Lange, noe som er forventet å øke feltets utvinningsgrad fra 75 til 85 prosent, se figur 5.11.

Dersom lavtrykksproduksjon gjennomføres ved at mottakstrykket på innretningen/landanlegget reduseres, vil det påvirke prosesseringskapasiteten. Det kan da være nødvendig å gjøre tiltak på eksportkompressorene for fortsatt å kunne levere gass som oppfyller kravet til eksporttrykk.

Figur 5.11 Ormen Lange havbunnskompresjon (justert etter illustrasjon fra Shell).

Innfasing av funn til eksisterende felt og infrastruktur

Innfasing av funn til eksisterende felt kan bidra til å forlenge levetiden for vertsfeltet og dermed til fortsatt lønnsom produksjon og økt utvinning fra feltet.

Eksempelet i figur 5.12 er fra norsk sokkel og viser at det nye funnet bidrar til å holde enhetskostnadene nede. Dette kan bidra til forlenget levetid på feltet og gi insentiver til videre leting i området.

Figur 5.12 Tilkobling av nye funn til eksisterende felt og infrastruktur.

Tidskritiske ressurser

Tid er en kritisk faktor ved tilknytning til et produserende felt (vertsfelt) på grunn av den begrensede levetiden til vertsfeltet og stigende enhetskostnader jo nærmere vertsfeltet nærmer seg nedstenging. Det er viktig at innfasingen skjer før enhetskostnaden på vertsfeltet blir for høy. Framtidig utbygging av funn er derfor ikke bare avhengig av ledig kapasitet, men ledig kapasitet med lave enhetskostnader, se kapittel 6, leting skaper store verdier.

Flere av innfasingsprosjektene er i tillegg komplekse, der knapp kapasitet i prosess- og transportsystemer og konkurranse mellom alternativer kan påvirke løsningsvalg. Ulike eierstrukturer kan også gjøre det krevende å finne gode løsninger på tvers av felt, funn og infrastruktur.

Enhetskostnader og behov for konsolidering

Etter hvert vil ressurstilgang fra nye funn ikke være stor nok til å motvirke produksjonsnedgangen fra feltene, og det vil bli behov for konsolidering for å unngå at enhetskostnadene blir for høye. Konsolidering kan føre til at enkelte installasjoner stenges ned og at bruk av gjenværende infrastruktur optimaliseres.

Nedstengning av installasjoner kan også føre til at letemuligheter eller andre prosjekter for økt ressurstilgang i et område faller vekk. Verdien av disse må vurderes opp mot kostnaden ved å opprettholde infrastruktur med høye enhetskostnader.

Områdeanalyser viser at tap av ressurser og verdier som følge av nedstengning av felt, kan reduseres i områder med godt utbygd infrastruktur ved at ressurser omdirigeres til et annet vertsfelt. Det er imidlertid vanskelig å få til i praksis, se boks om markedssvikt ved innfasing av funn. Erfaringer tilsier at i forkant av slike beslutninger må felt, funn og uoppdagede ressurser sees i sammenheng slik at nødvendige utredninger for dette gjennomføres i tide.

Ressurser og utfordringer i funn

Produksjonsnedgangen kan bremses dersom funn bygges ut og settes i produksjon (figur 5.13). Ved utgangen av 2023 var det 79 funn, se note i ressursklassene 4F, 5F, 7F i ressursregnskapet for 2023) på norsk sokkel som ennå ikke er besluttet utbygd, men som rettighetshaverne vurderer å bygge ut.

Ressursene i funnene utgjør til sammen 494 millioner Sm3 o.e., fordelt på 261 millioner Sm3 væske og 233 milliarder Sm3 gass. Til sammen er ressursene i de 79 funnene på størrelse med de opprinnelige ressursene i Åsgardfeltet.

Figur 5.13 Gjenværende reserver og ressurser i felt og funn. Historisk totalproduksjon fra 2019–2023 og forventet framtidig produksjon fra reserver og ressurser i felt og funn for perioden 2024–2033.

Funnporteføljen er vist i figur 5.14 etter størrelse per havområde. Det er enkelte større funn og flere små i alle havområdene på norsk sokkel. Det er flest funn i Nordsjøen.

Det er få funn av en slik størrelse at de kan bidra til å opprettholde produksjonen utover i tid. De største funnene er 7324/8-1 (Wisting) i Barentshavet, 6406/9-1 (Linnorm) i Norskehavet og 35/2-1 (Peon) i Nordsjøen.

Figur 5.14 Funnportefølje i RNB (dette inkluderer alle funn i ressursklassene 4F, 5F og 7F ved utgangen av 2023). Fase (olje = grønn, gass =rød) vises i sirkler. Sirklenes størrelse representerer funnenes relative størrelse, det vil si størst sirkel viser funnet med størst volum.

Utbygging til eksisterende infrastruktur

De fleste funnene i funnporteføljen ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur og planlegges å bygges ut for tilknytninger/innfasinger til eksisterende infrastruktur, se figur 5.15.

Figur 5.15 Sannsynlige utbyggingsløsninger for utvikling av de 79 funnene i funnporteføljen per 31.12.2023 samt ressursene samlet per utbyggingsløsning.

For 76 av de 79 funnene i porteføljen planlegges en utbyggingsløsning med innfasing til eksisterende felt eller til andre større utbyggingsprosjekter.

Det vanligste utbyggingskonseptet er havbunnsutbygginger. For 62 av funnene er dette den mest sannsynlige løsningen. En annen mulig løsning for mindre funn nær infrastruktur er å bruke ledige brønnslisser på eksisterende felt. Totalt er det antatt en slik løsning for 14 funn.

Selvstendige utbygginger

Investering i selvstendige produksjonsinnretninger krever relativt store funn eller samordning av flere mindre funn. Samordning av flere funn utnytter stordriftsfordeler og bidrar til lavere enhetskostnader enn om funnene bygges ut og produseres hver for seg. Selv om samordning er åpenbart rasjonelt, vil ikke slike samordnede løsninger nødvendigvis realiseres på grunn av ulike eierinteresser og asymmetrisk informasjon, se boks om markedssvikt over.

Selvstendige utbygginger i områder der det ikke er tilgang til tilstrekkelig prosess- eller transportkapasitet eller der avstanden til eksisterende infrastruktur er stor, kan være viktige for utviklingen av andre ressurser i området. Etablering av ny kapasitet åpner opp for innfasing av framtidige funn og for eldre funn som i dag ikke er lønnsomme å bygge ut.

Ny infrastruktur i slike områder bør ha fleksibilitet til å kunne ivareta andre funn, påviste eller framtidige. Sokkeldirektoratet har vært spesielt opptatt av at utbygging av 7324/8-1 (Wisting) har fleksibilitet til også å kunne ivareta framtidige tilleggsressurser. Dette området i Barentshavet har et betydelig ressurspotensial, men det er ikke infrastruktur der fra før.

For få funn realiseres

Rettighetshavere på sokkelen krever i tillegg til høy forventet avkastning at utbygging av funn er økonomisk robust mot vesentlig lavere olje- og gasspriser enn forventet, se boks om markedssvikt og økt utvinning i kapittel 5.

Konsekvensen kan bli at samfunnsøkonomisk lønnsomme funn ikke bygges ut. Dette trekker i retning av lavere investeringer, produksjon og verdiskaping på sokkelen enn det samfunnet er tjent med.

Balansepris brukes som beslutningskriterium

Balansepris belyser hvor robust et prosjekt er mot lavere markedspriser. Den defineres som den gjennomsnittlige, framtidige oljeprisen et funn må ha for å dekke alle framtidige investerings- og driftskostnader og samtidig gi en god avkastning av kapitalen.

Krav til balansepris er siden oljeprisfallet i 2014 i økende grad blitt brukt som kriterium for å vurdere om et funn skal bygges ut eller ikke. For eksempel kan et krav til balanseprisen på 30 USD/fat bety at prosjekter med høyere balansepris ikke blir gjennomført. Krav til balansepris brukes også ved valg av utbyggingskonsept(29).

Utvikling i balansepris

Sokkeldirektoratet har sammenlignet forholdet mellom balansepriser og faktiske oljepriser fra 2010 til 2024 for 94 ulike prosjekter, herav 71 funn. Sammenstillingen viser, med unntak av 2, at alle prosjekter har hatt en lavere balansepris enn oljepris på godkjenningstidspunktet for PUD. Med få unntak har beregnet balansepris ligget under 60 USD.

Den gjennomsnittlige balanseprisen i perioden fra 2010 til oljeprisfallet i 2014 var høyere enn i perioden etterpå og fram til pandemien i 2020. Resultatet vises i figur 5.16.

Figur 5.16 Balansepriser før skatt for utbyggingsprosjekter med PUD, endret PUD eller PUD-fritak. Figuren viser ulike funn (felts) balansepris på PUD-godkjenningstidspunktet. Balanseprisen er beregnet med 7 prosent diskonteringsrate.

Etter 2020 ble det levert inn flere PUD-er enn i perioden før. I 2022 ble det levert inn hele 13 PUD-er. I perioden etter 2020 er det flere funn med balansepris høyere enn 40 USD/fat enn i perioden etter oljeprisfallet i 2014 og fram til 2020.

Det er ulike forklaringer til denne utviklingen. En forklaring kan være de midlertidige endringene i petroleumsskatteloven(30), som i en situasjon preget av stor usikkerhet om framtiden, ble innført for å hindre at utbyggingsprosjekter havnet i skuffen i forbindelse med pandemien i 2020.

Denne endringen, kombinert med at olje- og gassprisene etter hvert økte fra et svært lavt nivå i 2020, forhindret at prosjektene ble satt på vent. De økte prisene medførte også at forventningene om framtidige priser gradvis økte og at usikkerheten om framtiden derfor avtok.

Sammenstillingen viser at verdien av alle prosjektene som ble realisert under den midlertidige skatteordningen i 2020-2022 er betydelig. Netto nåverdi utgjør til sammen 450 milliarder 2024-NOK. Prosjektene er rangert etter netto nåverdi, se figur 5.17.

Figur 5.17 Akkumulert verdi fra prosjekt som ble realisert under den midlertidige skatteordningen i 2020­ –2022. Produktpriser er anslag fra nasjonalbudsjett/revidert nasjonalbudsjett.

Gassfunn som ikke er bygget ut

82 gassfunn er ikke bygget ut. To av de største er 35/2-1 (Peon), et gassfunn som ligger veldig grunt i Nordsjøen, og 6406/9-1 (Linnorm) i Norskehavet, som har til dels tette reservoarer dypt under havbunnen. For 47 av disse er utvinning lite sannsynlig (ressursklasse 6, se kapittel 3).

Grunne og tette reservoarer er noen av årsakene til at funn ikke bygges ut. En av hovedutfordringene med grunne reservoarer er lavt opprinnelig trykk. Utfordringer med tette reservoarer er blant annet lav gjennomstrømming.

Andre årsaker kan være krevende gassammensetning som kan være dyrt å produsere eller rense. Det kan også være mangel på nærliggende infrastruktur. Videre kan rettighetshavere og operatører nedprioritere utbyggingen på grunn av mangel på personell, teknologi og materiell. Årsakene til utsettelse av utbygginger er mangfoldige og ofte komplekse, se markedssvikt kapittel 3.

Målrettet arbeid for å implementere teknologi for økt produktivitet i tette og grunne gassreservoarer, kan bidra til økt utvinning og verdiskaping, se kapittel 6.

Leting gir grunnlag for langsiktig produksjon

Det er fortsatt store uoppdagede ressurser igjen på norsk sokkel. Uoppdagede ressurser er de mengder petroleum som er anslått til å kunne bli utvunnet fra forekomster som ennå ikke er påvist ved boring. For å finne tilstrekkelige ressurser til å opprettholde aktivitet og produksjon over tid, må det letes mer både nær infrastruktur og i mer umodne områder.

De uoppdagede ressursene gir store muligheter både i modne og mindre utforskede områder. Økt kunnskap, bedre datadekning, nye arbeidsmetoder og ny teknologi åpner for nye letemuligheter og kan gi flere lønnsomme funn.

De forventede uoppdagede ressursene inneholder antagelser om antall og størrelse på uoppdagede petroleumsforekomster. På basis av disse antagelsene, samt forutsetninger om framtidig antall undersøkelsesbrønner, funnrate og ledetid fra funn til produksjonsstart, er det laget en framskrivning av produksjonen fra framtidige funn.

Hvor mye vi anslår kan komme i produksjon fram mot 2033, vises i figur 5.18. Siden det kan ta flere år fra det blir gjort et funn til det er i produksjon, er det begrenset med produksjon fra leting fram til 2030.

Figur 5.18 Gjenværende reserver og ressurser. Historisk totalproduksjon 2019–2023, forventet framtidig produksjon fra reserver og ressurser i felt og funn og uoppdagede ressurser i åpnede områder for perioden 2024–2033.

Store uoppdagede ressurser

Sokkeldirektoratet skal ha best mulig kunnskap om ressursgrunnlaget på norsk sokkel. Det er derfor viktig å ha så god og oppdatert oversikt over petroleumsressursene som mulig. Dette skjer gjennom eget geologisk arbeid, egen innsamling av data og ved å innhente og bearbeide eksterne data, herunder data fra næringen. Samtidig er det nødvendig med kontinuerlig vurdering av det faglige grunnlaget og kunnskapen om ressursene.

Oppdatert estimat for uoppdagede ressurser er 3480 millioner Sm3 o.e (figur 4.3, kapittel 4). Over halvparten (60 prosent) av de uoppdagede ressursene forventes å være i områder som allerede er åpnet for petroleumsvirksomhet. Ressursene fordeler seg med 28 prosent i Barentshavet, 14 prosent i Norskehavet og 18 prosent i Nordsjøen. Figur 5.19 viser fordelingen av ressursene på åpnet og uåpnet areal i hvert havområde.

Figur 5.19 Prosentvis fordeling av uoppdagede ressurser på åpnede og uåpnede områder.

I tabellene (tabeller 5.1 og 5.2) vises sannsynlighetsfordelingen med P95- og P05-estimater. Disse viser sannsynlig volum av uoppdagede ressurser større enn eller lik henholdsvis 95 prosent og 5 prosent.

Tabeller 5.1 og 5.2 Ressursregnskap per 31.12.2023.

Tilgang til areal

God tilgang på attraktivt leteareal i konsesjonsrunder er viktig for å opprettholde letevirksomheten og legge til rette for nye funn. Det er to likestilte typer konsesjonsrunder på norsk sokkel, nummererte runder og tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO). Etter 1999 har det vært årlige TFO-runder. De nummererte rundene i mindre utforskede leteområder har som regel kommet hvert annet år. Den siste nummerte runden ble utlyst i 2020.

Antall tildelinger per år er vist i figur 5.20.

Figur 5.20 Antall utvinningstillatelser tildelt siden 2000.

Omfanget av tilgjengelig areal vist i figur 5.21. Den viser tildelt, lisensiert og tilbakelevert areal i 1000 km².

Figur 5.21 Utvikling i tilgjengelig leteareal på norsk sokkel.

Letetrender 2019–2023

I perioden 2019–2023 ble det avsluttet 150 undersøkelsesbrønner på norsk sokkel. I femårsperioden før var tallet 156, se figur 5.22. I perioden 2014 til 2023 har antallet per år vært relativt stabilt på om lag 30 brønner. Antall avgrensningsbrønner i perioden 2019–2023 var 43, mot 73 i perioden 2014–2018. Totalt sett har antall letebrønner falt med 16 prosent sammenlignet med femårsperioden før, mens antallet undersøkelsesbrønner er redusert med 4 prosent.

Figur 5.22 Avsluttede undersøkelsesbrønner på norsk sokkel i perioden 2014–2023.

Antall undersøkelsesbrønner i Nordsjøen de siste fem årene har økt fra 85 til 90 og fra 36 til 42 i Norskehavet, mens antallet i Barentshavet har gått ned fra 35 til 18.

Antall funn i perioden 2019–2023 var 76, se figur 5.23. Det er 2 mindre enn i femårsperioden forut. Imidlertid er totale ressurser i funn i perioden 2019–2023 40 millioner Sm3 mer enn femårsperioden forut, totalt 290 millioner Sm3. Det er særlig i Nordsjøen letevirksomheten har gitt økt ressurstilvekst, se figur 5.24.

Figur 5.23 Antall funn på norsk sokkel i perioden 2014–2023.

Figur 5.24 Ressurser i funn på norsk sokkel i perioden 2014–2023 (inkludert ressurser i ressursklasse 6).

Undersøkelsesbrønnene mellom 2019 og 2023 ble stort sett boret i kjente områder. På kartet til venstre i figur 3.25 vises tettheten av undersøkelsesbrønner boret fra 1966 til og med 2023.

Konsentrasjon av brønner er høy i Sentralgrabenen i den sørlige delen av Nordsjøen, nordover i Vikinggrabenen, på Tampenkilen og Hordaplattformen i den midtre og nordlige delen av Nordsjøen. I Norskehavet ble det boret flest brønner på Halten- og Dønnaterrassene. I Barentshavet er tettheten størst i og omkring Hammerfestbassenget og nordover over Lopphøgda og i Johan Castberg-området.

Kartet til høyre i figur 5.25 viser tilsvarende at i Nordsjøen er aktiviteten i perioden 2019 til 2023, konsentrert i de samme områdene som i kartet til venstre. Unntaket er den sørlige delen av Nordsjøen. Det er få brønner utenfor disse områdene. I Norskehavet er brønnene konsentrert på Halten- og Dønnaterrassene. Det er få brønner utenfor dette området. I første del av denne femårsperioden ble det boret flere brønner i mindre kjente områder i Barentshavet, mens de fleste brønnene ble boret i Johan Castberg-området mot slutten av perioden.

Figur 5.25 Kartene viser brønntetthet. Områder med få brønner vises med blåfarger. Områder med høyt antall brønner per areal (høy brønntetthet) vises med rødt. Det er brukt 30 kilometer som buffer rundt brønnene.

Nordsjøen

Leteaktiviteten i den sørligste delen av Nordsjøen har vært relativt lav med 11 undersøkelsesbrønner fra 2019 til og med 2023. Resultatene fra de 11 brønnene var 3 små funn, hvorav 2 er klassifisert i ressursklasse 6 (utvinning lite sannsynlig). Leteaktiviteten var også lav i perioden 2014–2018 med 10 undersøkelsesbrønner, men resultatene var bedre i og med funnet 2/4-23 S (Julius) i 2015 som nå er en del av Fenris-feltet. Feltet er under utbygging.

I midtre del av Nordsjøen har aktiviteten fra 2019 til og med 2023 vært høy med 34 undersøkelsesbrønner, mot 25 i femårsperioden forut. 8 av brønnene er boret på Utsirahøyden. De øvrige er boret i Vikinggrabenen og terrassene opp mot Utsirahøyden. Det er gjort funn i 19 av de 34 brønnene. De største var 25/8-20 B i 2021 (nå inkludert i Balderfeltet) og 25/7-11 S (Norma) i 2023.

Aktiviteten har vært størst i den nordlige delen av Nordsjøen. Her ble det boret 45 undersøkelsesbrønner i perioden 2019–2023. Det er en nedgang fra 50 i forhold til forrige periode. Det var funn i 22 av brønnene. De tre største funnene var 35/10-10 S (Carmen) i 2023, 30/2-5 S (Atlantis) i 2020 og 31/2-22 S (Blasto) i 2021. Leteaktiviteten har vært særlig høy i området vest for Fram-feltet og mot vestflanken av Troll (Lomreterrassen) med i alt 15 av de 45 brønnene.

Norskehavet

Det ble boret 42 undersøkelsesbrønner i Norskehavet i perioden 2019 –2023. Det er 6 flere enn i perioden 2014–2018. 25 av brønnene er boret på Halten- og Dønnaterrassene. Det ble gjort funn i 19 av disse. Det gir en teknisk funnrate på 76 prosent.

Det ble videre boret 8 brønner på Frøyhøgda, Trøndelagsplattformen, Sørhøgda og Grønnøyhøgda. Det ble gjort 1 lite funn på Grønnøyhøgda, 6611/1-1 (Toutatis). Ellers var alle tørre. Det ble også boret 8 brønner i bassengene og synklinalene vest og nordvest for Halten- og Dønnaterrassene. Her ble det gjort 3 små gassfunn.

Barentshavet

I perioden 2019–2023 ble leteaktiviteten nesten halvert i forhold til den foregående femårsperioden. 18 undersøkelsesbrønner ble boret, men bare 1 i 2023. Det ble gjort 8 funn.

De siste brønnene, som selskapene hadde forpliktet seg til å bore i den sørøstlige delen av Barentshavet i 23. konsesjonsrunde, ble boret i denne perioden. Resultatet ble 2 tørre brønner på Signalhorndomen i 2019, 1 tørr brønn på Haapetdomen i 2020 og 1 lite gassfunn på Fedynskyhøda i 2021. Funnet ble gjort i en tidligere ikke påvist letemodell med reservoar i karbonater i Ørn-formasjonen av senkarbon til tidligperm alder.

I siste del av denne perioden ble det boret 5 brønner i områdene rundt Johan Castberg-, Snøhvit- og Goliatfeltene. Det var funn i alle brønnene. Det største funnet var 7122/9-1 (Lupa) gjort mot slutten av 2022. Det ble også gjort 3 funn i Johan Castberg-området som kan gi betydelige tilleggsressurser til feltet. 7220/7-4 (Isflak) og 7220/8-2 S (Snøfonn Nord) var de største av dem.

Betydning av leting for framtidig produksjon

Total ressurstilvekst og antall funn fra letevirksomheten siden 2000 er vist i figur 5.26.

Figur 5.26 Antall funn per havområde og total ressurstilvekst, 2000–2023.

Selv om leteaktiviteten er relativt stabil og det gjøres funn, er ikke ressurstilveksten stor nok til å motvirke effekten av fallende produksjon fra de eksisterende feltene etter 2027. Figur 5.27 viser effekten på totalproduksjon av letevirksomheten de siste 20 årene (i mørk lilla). De nye funnene har bidratt til å bremse produksjonsnedgangen fra 2017 og ventes å bidra til å holde produksjonen relativt stabil fram til 2027–2028 før den faller raskt.

Figur 5.27 Effekt av letevirksomheten de siste 20 årene på historisk og framtidig totalproduksjon.

Funnene som blir gjort er gjennomgående små. For å bremse nedgangen i produksjonen, må det bores flere undersøkelsesbrønner per år enn det som i gjennomsnitt er boret siden 2016. I tillegg må det gjøres flere og større funn. Det er størst mulighet for å gjøre store funn i mindre utforskede områder i åpnede områder og i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Funnene er mindre

Internasjonal erfaring viser at de største funnene blir gjort tidlig i utforskningsfasen i en ny petroleumsprovins, og at funnstørrelsen avtar etter hvert som petroleumsprovinser modnes. Dette gjelder også på norsk sokkel, se figur 5.28.

Figur 5.28 Gjennomsnittlig funnstørrelse fordelt på områder og perioder (uten ressursklasse 6).

De største funnene, med unntak av Ormen Lange i 1997 og Johan Sverdrup i 2010, ble gjort på 1970- og 1980-tallet. Gjennomsnittlig funnstørrelse i årene 2014–2023 har vært om lag 5,2 millioner Sm3 o.e. på sokkelen totalt, 3,5 i Nordsjøen, 4,8 i Norskehavet og 7,2 i Barentshavet.

Nedgangen i gjennomsnittlig funnstørrelse reflekterer en naturlig utvikling i en moden petroleumsprovins hvor det ikke åpnes opp nye arealer. Med avtakende funnstørrelse må produksjonen fra de store feltene erstattes av flere mindre funn. Denne utviklingen, med antall produserende felt og produksjon per felt, er vist i figur 5.29.

Figur 5.29 Utvikling i antall produserende felt og produksjon per felt, 2000–2023.

Siden 2000 har den årlige ressurstilveksten fra leting, med unntak av Johan Sverdrup i 2010, vært lavere enn den årlige produksjonen, se figur 5.30.

Figur 5.30 Årlig produksjon og ressurstilvekst fra leting, 2000–2023 (inkludert ressursklasse 6).

Leting nær infrastruktur

De fleste undersøkelsesbrønner på 2000-tallet er boret nær eksisterende infrastruktur, se figur 5.31.

Figur 5.31 Undersøkelsesbrønner og avstand til infrastruktur, 2000–2023.

Antall undersøkelsesbrønner langt fra infrastruktur ser ut til å følge utviklingen i oljeprisen. Det kan imidlertid se ut til at denne trenden er brutt etter 2020. Det bores stadig færre slike brønner. I 2023 ble ingen brønner boret med en avstand større enn 65 kilometer fra infrastruktur, se figur 5.27.

Figur 5.32 Oljepris og andel undersøkelsesbrønner med avstand mer enn 65 kilometer til nærmeste infrastruktur, 2000–2023.

Leting på kjente letekonsepter

Leteaktiviteten har også dreid seg mer og mer mot letemål i veletablerte letemodeller. Markedssvikt kan være en av flere årsaker til denne utviklingen, se boks om markedssvikt innen leting. En sammenligning av alle letemål boret 2019–2023 viser at de fleste letemål ligger i klassiske letemodeller av trias og jura alder.

Selskapene borer mindre på letemodeller som er lite utforsket eller ikke bekreftet. Eksempler er vist figur 5.33. Utviklingen reflekterer både sokkelens modenhet og industriens hovedstrategi som nå er å lete nær eksisterende infrastruktur.

Figur 5.33 Letemål boret 2019–2023 fordelt på geologisk alder.

For å dempe det ventede produksjonsfallet på norsk sokkel, må det gjøres større funn. Det trengs derfor leting også i mindre modne områder og leting på nye letekonsepter. I Barentshavet har industrien tatt tak i dette. Det har vært økt interesse for utvinningstillatelser i området, og selskapene planlegger en betydelig økning i boreaktiviteten i 2024 og 2025.

Flere uavklarte muligheter i Barentshavet

I TFO 2023 ble det tildelt 8 utvinningstillatelser i modne deler av Barentshavet. De fleste av disse ligger i vestlige deler av Barentshavet, der de yngste letemodellene av paleocene og eocene alder er mest aktuelle.

Det er fortsatt store områder i Barentshavet sør som er lite utforsket. Leting har hovedsakelig vært konsentrert i kjente letemodeller i Hammerfestbassenget og rundt 7324/8-1 (Wisting) og Johan Castberg.

I sentrale deler av Barentshavet sør, på Mercuriushøyden og Bjarmelandplattformen er det karbonatavsetninger i Gipsdalengruppen. Denne letemodellen ble bekreftet med 7234/6-1 (Stangsnestindfunnet). Letemodellen har flere store strukturer i Barentshavet sør.
På Finnmarkplattformen er det kartlagte strukturer i Billefjordgruppen av devon til tidligkarbon alder. Denne letemodellen er bekreftet med et lite gassfunn i 2016, 7130/4-1 (Ørnen), med et reservoar i Soldoggformasjonen.

Det er også kartlagte strukturer i den overliggende Røyeformasjonen av perm alder. Røyeformasjonen kan bestå av både silisifiserte karbonater, sandsteiner og spikulitter, se figur 5.34. Letemodellen er bekreftet med funnet 7128/4-1 (Omd Vest) tilbake i 1994, som ble gjort i et slikt spikulittreservoar.

Det finnes store mengder tilgjengelig 2D- og 3D-seismikk i Barentshavet, og det blir fortløpende frigitt seismikk(37). Bedre avbildning bidrar til økt kunnskap om de ulike prospektive nivåene.

Figur 5.34 Det seismiske tverrsnittet til venstre viser Røyeformasjonen som kan inneholde spikulitter. Tverrsnittet er vist på kartet til høyre (hvit linje). Kartet viser utbredelsen av den kartlagte Topp-Tettegrasformasjonen-reflektoren.

Større hydrokarbonpotensial enn tidligere antatt i Barentshavet vest

Sokkeldirektoratet har i flere år deltatt i tokt som tar for seg kartlegging og prøvetaking av naturlige lekkasjer av olje og gass på sokkelen.

Basert på analyser og tolkninger av oljeprøver fra denne type lekkasjer ble det i 2023 påvist en ny fungerende kildebergart av tidlig miocen alder.

Direktoratet samarbeider med flere universiteter og har pågående forskningsprosjekter for bedre å forstå dannelsen av denne nye kildebergarten. Målet er å undersøke om kildebergarten er til stede under Bjørnøyvifta og i den vestlige delen av Barentshavet, samt hvor langt den strekker seg sørover mot Vøringplatået i Norskehavet.

Hvis den er til stede under Bjørnøyvifta og helt vest i Barentshavet, kan den ha betydning for prospektiviteten i dette området.

I mai 2023 deltok Sokkeldirektoratet på et vitenskapelig forskningstokt i Barentshavet sammen med Universitetet i Tromsø (UiT). Toktet dreide seg spesielt om å dokumentere naturlige gassutsivinger og ta prøver for geokjemiske analyser, for å sette det i sammenheng med andre prøver tatt i områder med den nye unge kildebergarten. I løpet av toktet ble det oppdaget en muddervulkan i Sørvestsnagsbassenget. Dette er den andre som noen gang er oppdaget i norske områder. Muddervulkanen ble døpt Borealis.

Våren 2024 ble det i et område vest i Barentshavet, som ble del av TFO-ordningen i 2023, oppdaget ti nye muddervulkaner. Flere hauger på havbunnen som hadde interessant seismisk avbildning var på forhånd plukket ut for utforskning. Vulkanene ble bekreftet ved bruk av multistråleekkolodd og undersøkelser med ROV (fjernstyrt undervannsfarkost).

Muddervulkanene ble oppdaget av EXTREME24-ekspedisjonen med forskningsskipet FF Kronprins Haakon. Hovedformålet med forskningsekspedisjonen i regi av UiT, var å gjøre videre studier av muddervulkanen Borealis.

Det ble tatt både gass- og sedimentprøver fra de fleste muddervulkanene. Disse prøvene skal til biostratigrafiske og geokjemiske analyser. Hensikten er å få bekreftet både alder av mudderet og undersøke hvilken kilde som genererer gassen og eventuelt andre hydrokarboner.

Indikasjoner på en ny kildebergart og oppdagelse av flere muddervulkaner kan tyde på et større hydrokarbonpotensial enn tidligere antatt i Barentshavet vest.

Figur 5.35 Kartet til venstre viser havbunnen kartlagt med ekkolodd (uprosessert data, ti meter oppløsning). I sentrum av kartet ligger en av de nyoppdagede muddervulkanene (lysegråe sjatteringer i sentrum). Den gule linjen indikerer posisjonen til tverrsnittet vist til høyre. Muddervulkanen er en haug på havbunnen på rundt 600-700 meter i diameter, opptil sju meter høy over omkringliggende havbunn. I tverrsnittet gjennom muddervulkanen er det tydelige seismiske indikasjoner på mudder og gass som kommer opp i et bredt område under muddervulkanen, her indikert med kaotisk uttrykk i sentrum av bildet. Kilden for mudderet ser ut til å være grunt, rundt 400 meter under havbunnen.

Last ned

• Bakgrunnstall (Excel)

Drivkrefter, utfordringer og muligheter

I dette kapittelet:

• Teknologiutvikling flytter grenser
• Leting skaper store verdier
• Gassinfrastruktur er viktig for å realisere gjenværende ressurser
• Tiltak mot utslipp av klimagasser
• Elektrifisering reduserer utslippene

Teknologiutvikling flytter grenser

Læring og utvikling av ny kunnskap og teknologi har vært viktig for å finne, bygge ut og produsere olje- og gassressursene på norsk sokkel.

Gode og forutsigbare rammevilkår har stimulert oljeselskapene til å satse på forskning og utvikling (FoU) i Norge. Det gis også betydelig offentlig støtte fra Energidepartementet (ED) til forskningsprogrammer innenfor petroleumssektoren.

For å sikre en samordnet, effektiv og målrettet forsknings- og teknologiinnsats, opprettet ED strategigruppen OG21 (Olje og gass for det 21. hundreåret). Oppdraget er å utarbeide nasjonale FoU-strategier for petroleumssektoren som kan være retningsgivende både for næring og myndigheter.

OG21-strategien danner rammene for Sokkeldirektoratets pådriv for teknologiutvikling samt økt og bedre teknologibruk på norsk sokkel.

Med bakgrunn i direktoratets oppdrag og kjennskap til hvor selskapene har for lav innsats (markedssvikt) er det utarbeidet en strategi for økt teknologibruk på norsk sokkel. Strategien(39) består av utvalgte teknologiområder for å finne mer, utvinne mer og redusere utslipp.

Tette reservoarer er utfordrende å utvinne  

Et tett reservoar er et reservoar med lav permeabilitet.  

Utvinning fra tette reservoar innebærer normalt relativt lave produksjonsrater over en lang produksjonshorisont. Utvinningen kan normalt bare bli lønnsom dersom utbyggingen baseres på tilknytning til eksisterende infrastruktur. Det er derfor viktig å komme i gang med utvinningen tidlig nok til at ressursene kan produseres innenfor levetiden til eksisterende infrastruktur, se kapittel 6, tidskritikalitet. 

I 2023 utarbeidet Sokkeldirektoratet en oversikt over alle brakke gassfunn (funn som så langt ikke er bygget ut) og identifiserte tiltak som kan iverksettes for å gjøre det mulig å utvinne disse ressursene. Studien viste at svært mange av de brakke gassfunnene i Nordsjøen og Norskehavet inneholder tette reservoarer i hele eller deler av funnene. Teknologi for økt produktivitet i tette gassreservoarer er tiltak som kan gi økt utvinning og verdiskaping. 

En større kartlegging av tette reservoarer på norsk sokkel ble utført og presentert i Ressursrapporten 2019. Kartleggingen identifiserte til sammen rundt 2000 millioner Sm³ tilstedeværende o.e. i tette reservoar fordelt på 42 funn og felt. Ressursene fordelte seg på rundt 1200 millioner Sm³ olje og 800 milliarder Sm³ gass. 

Utfordringen ved produksjon fra tette reservoarer er at produksjonsratene blir for lave til at utvinningen blir lønnsom ved bruk av standard brønnløsninger. Det må derfor settes inn tiltak som øker reservoareksponeringen, og dermed produktiviteten til brønnen, slik at oljen og gassen strømmer bedre. Dette kan gjøres ved å sprekke opp reservoaret nær brønnene og/eller bore mange brønnbaner i de tette sonene.  

Ulike varianter av oppsprekking og flergrensbrønner er i dag de mest aktuelle metodene for å utvinne ressursene i tette reservoar. På kalksteinsfeltene i den sørlige Nordsjøen brukes oppsprekking i kombinasjon med syrestimulering.  

Tynnhullsteknologi er også aktuelt flere steder. Mange tynne borehull i samme brønn øker reservoareksponeringen og fører til at olje og gass lettere strømmer inn i brønnene. Oppsprekking i kombinasjon med vann- og gassinjeksjon kan også bidra til økt utvinning.  

Det eksisterer flere bore- og brønnteknologier som har til hensikt å sikre god produktivitet av brønner i tette reservoarer og dermed mulig lønnsom utvinning.  Noen eksempler er tynnhullsboring, brønnstimulering og hydraulisk oppsprekking, flergrensbrønner og diverse kombinasjoner av disse. Disse teknologiene er sporadisk testet, men i liten grad tatt i bruk i tette reservoarer på norsk sokkel. 

Avanserte metoder for økt utvinning (EOR)

På de fleste oljefelt på norsk sokkel injiseres vann, gass eller en kombinasjon av disse for å øke utvinningen. Dette holder trykket oppe og skyver samtidig olje gjennom reservoarene og inn mot produksjonsbrønnene. Likevel blir en betydelig mengde olje liggende igjen som ikke kan utvinnes på denne måten, se kapittel 5, figur 5.7.

Ressursrapporten fra 2019 peker på et betydelig potensial knyttet til EOR og behovet for feltpiloter. Her anslås at om lag halvparten av oljen som vil bli liggende igjen etter at feltet er stengt ned, er immobil. For å kunne utvinne noe av oljen, trengs mer avanserte metoder enn injeksjon av vann og gass.

Nye metoder gir bedre undergrunnsdata

God avbildning av undergrunnen er helt nødvendig for å identifisere og beskrive olje- og gassforekomstene. Avbildningen utføres med geofysiske målemetoder, der seismikk er helt avgjørende, mens elektromagnetiske metoder og annen teknologi kan være verdifulle supplement.

God avbildning av undergrunnen og mulighet til å overvåke endringer over tid er viktig for å oppnå effektiv utvinning av ressursene. 4D-seismikk utføres for å se om det har skjedd forandringer i reservoaret som følge av produksjon eller injeksjon over tid. Her skjer det teknologiutvikling innenfor 4D-seismikk som bidrar til mer effektiv reservoarovervåking, herunder teknologi for permanent reservoarovervåking.

4D-seismikk kan gjøres på tre forskjellige måter: Kabler med lyttesensorer (og fiber) som enten er permanent plassert (PRM), havbunnsnoder som er midlertidig utplassert eller lyttekabler som taues i de øvre vannlagene. Under datainnsamlingen benyttes fartøy som sleper luftkanoner (lydkilder) over området.

De nye metodene samler inn data og med større tetthet av sensorer som gir bedre avbildning. De seismiske avbildningene blir raskere tilgjengelig gjennom økt regnekraft og med bedre prosesseringsløsninger. I 2024 var det sju felt på norsk sokkel som har installert permanent reservoarovervåking, herunder Grane.

Neste generasjons produksjonssystemer

Et stort antall havbunnsutbygginger skal fases inn til eksisterende infrastruktur de nærmeste årene. Framtidens feltutbygginger består blant annet av ubemannede prosesseringsinnretninger og havbunnsutbygginger som krever teknologiutvikling innen neste generasjons produksjonssystemer. Dette inkluderer blant annet teknologi for separasjon, injeksjon, kompresjon på havbunnen og elektriske undervannssystemer.

Digitalisering og KI

Det skjer også en rivende utvikling innenfor digitalisering og kunstig intelligens (KI). KI kan bidra til å prosessere seismiske data raskere, tolke seismikken automatisk og analysere store datamengder. Det kan være til hjelp i analyser og modellering av geologiske data, noe som kan øke sannsynligheten for å gjøre nye funn, redusere kostnader og utvinne mer ressurser.

Sokkeldirektoratet deltar i denne utviklingen gjennom blant annet å gjøre informasjon og data i alle faser av virksomheten enkelt tilgjengelig og formidle fakta og faglig kunnskap til myndigheter, næring og samfunnet ellers.

Markedssvikt, se kapittel 5, kan medføre at det blir for lite deling av data slik at det fulle verdipotensialet fra deling av data ikke blir realisert.

Direktoratets arbeid med å samle inn og gjøre data og informasjon offentlig tilgjengelig, har gitt norsk sokkel et konkurransefortrinn i forhold til mange andre petroleumsprovinser der det er mer krevende å få tilgang til data.

Dette gir også økonomiske gevinster for industrien. En rapport utarbeidet av Menon Economics(40) på oppdrag av direktoratet fant at rettighetshavere og operatører oppnår årlige gevinster tilsvarende 1,5 milliarder kroner kun i tids- og ressursbesparelser.

Utvikling og utprøving av ny teknologi kan bidra til mer effektiv utnyttelse av det omfattende datagrunnlaget fra norsk sokkel. Her tar Sokkeldirektoratet en aktiv rolle.

Leting skaper store verdier

Sokkeldirektoratet har utført en analyse av letevirksomheten de siste 20 årene (2004–2023) som viser at leting etter olje og gass bidrar til stor verdiskaping for samfunnet. Letevirksomheten har vært lønnsom i alle havområder. 

Alle leteinvesteringer fra denne perioden er allerede nedbetalt av funnene som har begynt å produsere. De vil fortsette å gi avkastning etter hvert som flere funn forventes å komme i produksjon. Samlet netto nåverdi fra funn i perioden estimeres til å bli over tre ganger kostnadene som er brukt på leting.

Til tross for færre store funn og lavere ressurstilvekst i perioden 2014–2023, viser analysene god lønnsomhet også i denne perioden (2014–2023). Spesielt de siste fem årene 2019–2023 har verdien av leting økt etter gode resultater i infrastrukturnære områder. Samtidig viser analysene at letevirksomheten over tid er avhengig av å gjøre store funn. Store funn gir betydelige verdibidrag, men er også viktige for etablering av ny infrastruktur i nye områder som gjør det mulig å bygge ut mindre funn.

Investering i leting og ressurstilvekst 

I perioden 2004–2023 er det investert om lag 660 milliarder kroner på å lete etter olje og gass på norsk sokkel, se figur 6.1. Dette har resultert i over 300 funn som til sammen utgjør en ressurstilvekst på om lag 1800 millioner Sm3 o.e.

Av disse er 110 funn (litt over 200 millioner Sm3 o.e.) vurdert som lite sannsynlige for utvinning (ressursklasse 6). Det vil si at 190 av funnene tilsvarer i underkant av 1600 millioner Sm3 o.e.

Figur 6.1 Letekostnader og ressurstilvekst fra 2004 til 2023.

Verdiskaping fra leting

Sokkeldirektoratet har beregnet at samlet netto kontantstrøm for letevirksomheten 2004–2023 er om lag 3800 milliarder kroner.

Fram til 2024 er nærmere 50 av de 190 funnene bygd ut og i produksjon. Inntektene fra det som er produsert til nå, er høyere enn alle påløpte kostnader, inkludert letekostnader, se figur 6.2. Det gjenstår fortsatt å produsere om lag tre firedeler av ressursene som er funnet i perioden.

Figur 6.2 Akkumulert kontantstrøm fram til 2050 fra leting siste 20 år (2004–2023)

Totale investeringer i utbygging, drift og nedstengning i perioden 2004–2050 for funn gjort i perioden 2004–2023 er estimert til om lag 1900 milliarder kroner. Totale inntekter fra funn i denne perioden er estimert til om lag 6400 milliarder kroner.

Fratrukket letekostnader for perioden 2004–2023 og driftskostnader for perioden 2004–2050, gir dette en samlet netto kontantstrøm på om lag 3800 milliarder kroner.

Med 7 prosent diskontering av framtidige kontantstrømmer gir dette en netto nåverdi på over 2000 milliarder kroner, se figur 6.3.

Figur 6.3 Verdiskaping fra leting siste 20 år (2004–2023).

Lønnsomhet per letekrone

Leting har vært lønnsomt i alle havområder. Figur 6.4 viser lønnsomhet per letekrone for hele sokkelen og for de ulike havområdene. Samlet verdi fra funn som er gjort på norsk sokkel i perioden 2004–2023 er over tre ganger kostnadene som er brukt på leting i samme periode.

Verdien av funnene som er gjort i Nordsjøen er over fire ganger letekostnadene, mens verdien av funnene i Norskehavet og Barentshavet er henholdsvis 1,8 og 1,5 ganger letekostnadene.

Dette er verdier hvor alle kostnader er trukket fra, også letekostnader, og beregnet med 7 prosent diskonteringsrate. Dersom lønnsomhet per letekrone er 1, betyr dette at leteinvesteringene blir tilbakebetalt med en avkastning på 7 prosent.

Figur 6.4 Lønnsomhet per letekrone i de ulike havområdene siste 20 årene (2004–2023).

I Nordsjøen har det vært høy ressurstilvekst, og det er gjort flere store funn. Med stordriftsfordeler, velutviklet infrastruktur og lave enhetskostnader i havområdet gir dette høy lønnsomhet per letekrone.

I Norskehavet har ressurstilveksten vært lavere, og det er gjort færre store funn. Analysene viser likevel at samordnede utbygginger av flere mindre funn og kostnadseffektive innfasinger har bidratt til at leting i Norskehavet også har god lønnsomhet per letekrone.

I Barentshavet har leting ført til høy ressurstilvekst og flere store funn, men det er også gjort betydelige investeringer i å etablere ny infrastruktur i området.

Betydningen av store og små funn 

Det er gjort totalt 9 funn større enn 20 millioner Sm3 o.e. Til sammen står disse for nærmere 60 prosent av nåverdibidraget fra leting i perioden, se figur 6.5. I tillegg til å gi vesentlige verdibidrag, er flere av disse funnene viktige for utvikling av infrastruktur og for andre funn i områdene rundt.

Figur 6.5 Nåverdibidrag fra ulike funnstørrelser. 

De øvrige 181 funnene er mindre enn 20 millioner Sm3 o.e. og utgjør til sammen utgjør over 40 prosent av nåverdibidraget. Selv om over 110 av disse er under 5 millioner Sm3 o.e., bidrar de med 14 prosent av nåverdibidraget.

Figur 6.6 viser nåverdibidragene for ulike funnstørrelser i havområdene. Funn større enn 20 millioner Sm3 o.e. er svært viktige for lønnsomheten, både i Nordsjøen og i Barentshavet, og bidrar med om lag to tredeler av nåverdien fra disse områdene. I Norskehavet er det funn mindre enn 20 millioner Sm3 o.e. som står for over to tredeler av nåverdien.

Figur 6.6 Nåverdibidrag fra ulike funnstørrelser per havområde i perioden fra 2004 til 2023.

Leting de siste fem årene har høy lønnsomhet

Figur 6.7 viser lønnsomhet per letekrone for hele sokkelen fra funn som er gjort i perioden 2014–2023 og i perioden 2019–2023 (de siste ti og fem årene).

Verdien av funnene som er gjort de siste ti årene er om lag 1,3 ganger høyere enn letekostnadene. I denne perioden er det gjort om lag 100 funn som har gjennomsnittlig funnstørrelse under 5 millioner Sm3 o.e.

For de siste fem årene er verdien av funnene over dobbelt så stor som letekostnadene. Dette betyr at lønnsomheten av å lete har vært høyere de siste fem årene enn de siste ti.

Flere av funnene de siste fem årene er svært lønnsomme fordi de kan fases tidsriktig inn til eksisterende infrastruktur. Spesielt funn i Trollområdet er gode eksempler på dette.

Innfasing av nye ressurser til eksisterende felt kan videre føre til lengre levetid for infrastrukturen og øke verdien av haleproduksjon. Denne effekten er ikke inkludert i lønnsomhetsanalysene.

Figur 6.7 Utvikling i lønnsomhet per letekrone siste ti (2014–2023) og siste fem år (2019–2023).

Gassinfrastruktur er viktig for å realisere gjenværende ressurser

For å opprettholde gassproduksjonen og -eksporten på sikt, er det viktig å lete etter mer gass. Nesten to tredeler av de uoppdagede gassressursene forventes å ligge i Barentshavet. Uten økt eksportkapasitet fra dette havområdet kan store gassressurser og verdier bli innelåst.

Det norske gasstransportsystemet

Det norske gasstransportsystemet omfatter et nettverk av rørledninger med en lengde på om lag 8800 kilometer, tre store prosessanlegg i Norge og flere mottaksanlegg i andre land, se figur 6.8. Gass fra Snøhvitfeltet eksporteres med skip fra LNG-anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest.

I Nordsjøen og i Norskehavet er gassinfrastrukturen og eksportkapasiteten godt utbygd med forventet ledig kapasitet framover. Det senker terskelen for å lete etter og bygge ut gassfunn. Ledig kapasitet øker også selskapenes interesse for å lete etter mindre gassforekomster dersom enhetskostnadene og tariffene i infrastrukturen holdes lave.

Systemet har høy regularitet og gir stor fleksibilitet for brukerne i valg av landingspunkt for gassen. Dette gir, i tillegg til nærhet til markedet, lave transportkostnader. Norsk gass har derfor et betydelig konkurransefortrinn.

Myndighetene regulerer adgang til systemet og sikrer tilgang til kapasitet for alle med behov til rimelige vilkår. Gassco er operatør og har blant annet rollen som nøytral kapasitetsadministrator og arkitekt for videreutvikling av systemet. Gasscos arkitektrolle omfatter alle aktuelle eksportløsninger for gass. Sokkeldirektoratet bistår Gassco i arkitektrollen og bidrar til å sikre utviklingen av gode og langsiktige gassinfrastrukturløsninger.

Store deler av tillatelsene i Gassled har konsesjonstid som utløper i 2028, og staten har hjemfallsrett ved utløp av konsesjonstiden. Enkelte anlegg har ikke eksplisitt konsesjonstid. Staten tar sikte på å benytte seg av hjemfallsretten ved utløpet av konsesjonstiden og sikre et helstatlig eierskap for de sentrale delene av det norske gasstransportsystemet.

Der overtakelse eventuelt krever vederlag, legger departementet til grunn at et slikt vederlag skal baseres på eiernes forventede framtidige nettoinntekter. En overgang til helstatlig eierskap forutsettes å være verdinøytralt for staten. Det vil si at statens eierkostnader ved systemet i sin helhet dekkes av framtidige tariffinntekter.

Det tas sikte på å videreføre hovedtrekkene i reguleringen av gasstransportsystemet også etter 2028. Det legges til grunn at Gassco fortsatt skal være operatør for systemet. Tariffene skal være kostnadsbaserte. Eventuelle investeringer i ny gassinfrastruktur skal fortsatt drives fram av de kommersielle aktørene og deres behov for gasstransport.

Figur 6.8 Figuren viser transportsystemer (rørledninger) og mottaksanlegg i Storbritannia, Nederland, Tyskland, Danmark og Polen. Det er ingen rørledning mellom Norskehavet og Barentshavet.

Gasseksportkapasiteten i Barentshavet er begrenset

I Barentshavet er gasseksportkapasiteten begrenset til LNG-anlegget på Melkøya utenfor. Hammerfest. Anlegget er fullbooket med produksjon fra Snøhvit-feltet fram til om lag 2040.

Det er flere felt og funn i Barentshavet som har behov for gassavsetning. Utvikling av allerede påviste olje- og gassressurser er avhengig av at det bygges mer infrastruktur i og ut fra området. Økt eksportkapasitet vil også gi insentiver til å lete etter gass. Samtidig er det gjerne slik at det må finnes mer ressurser for å utvikle infrastruktur (se nettverkseffekter under markedssvikt i kapittel 5).

Gassco og Sokkeldirektoratet har over flere år foretatt analyser av hvorvidt det er et samfunnsøkonomisk grunnlag for økt gasseksportkapasitet fra Barentshavet.

Analysene viser at det kan være løsninger som gjør det samfunnsøkonomisk lønnsomt å øke gasseksportkapasitet fra Barentshavet. 

En lønnsom økning i eksportkapasitet vil gi muligheter for å akselerere produksjon av gass fra feltene i området, gjøre det mulig å bygge ut mindre gassfunn og gjøre det mer attraktivt å lete. Jo tidligere en økning i eksportkapasitet kan realiseres, jo større vil verdien av akselerert produksjon og leting bli. 

En eventuell rørløsning fra Barentshavet kan koble seg opp til infrastrukturen i Norskehavet og på den måten gå inn i det etablerte gassinfrastrukturnettverket i Norskehavet og Nordsjøen. Gass fra nord kan bidra til å holde de totale enhetskostnadene nede i dette gassinfrastrukturnettverket. I nær framtid vil gassinfrastrukturnettverket i sør ha betydelig ledig kapasitet. 

Tiltak mot utslipp av klimagasser 

Utslippene av klimagasser fra petroleumssektoren utgjorde i 2023 om lag en firedel av de norske utslippene. For å nå de nasjonale klimamålene i 2030, må disse utslippene reduseres betydelig. Ytterligere reduksjoner må til fram mot 2050. Selskapene jobber med å finne løsninger som kan redusere utslippene på norsk sokkel med 50 prosent innen 2030 sammenlignet med nivået i 2005.  

Flere store prosjekt, hovedsakelig kraft fra landprosjekt, er allerede besluttet og en rekke nye større utslippsreduserende tiltak er under planlegging av selskapene. Tiltak som reduserer utslippene, vil gi lavere miljøkostnader og kan bidra til å forlenge produksjonen og levetiden til feltene.  

Utslipp fra petroleumssektoren 

Leting etter og produksjon av olje og gass medfører utslipp av klimagasser. Utslippene fra petroleumsvirksomheten i 2023 var på om lag 11,5 millioner tonn CO2- ekvivalenter(47). Utslippene omfatter alle faste og flytende innretninger på kontinentalsokkelen samt tilhørende landanlegg.  

Mesteparten av utslippene av klimagasser på sokkelen er CO2 (om lag 96 prosent). Utslippene kommer hovedsakelig fra energiproduksjon på produksjonsinnretninger og landanlegg ved forbrenning av fossilt drivstoff.

Utslippene går ned

Det har vært en nedgang i utslipp av CO2 fra norsk sokkel siden 2015 til tross for at produksjonen har vært relativt stabil. Totale utslipp på sokkelen var per 31.12.2023 redusert med om lag 24 prosent. siden 2015, se figur 4.9. Hovedårsaken til nedgangen i utslippene fra 2015 er at flere innretninger helt eller delvis driftes med kraft fra land. Utslippene ventes å bli ytterligere redusert i årene framover, selv om produksjonen øker noe på kort sikt.

Figur 6.9 Petroleumsproduksjon og utslipp målt i CO2-ekvivalenter.

CO2-avgift og kvotehandel er de viktigste tiltakene

Myndighetenes viktigste tiltak for å begrense utslippene av klimagasser fra petroleumsvirksomheten er CO2-avgift og kvoteplikt.

Norge innførte i 1991 en avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomheten. Loven fastsetter at selskapene må betale CO2-avgift ved forbrenning av gass, olje og diesel, og ved utslipp av CO2 eller naturgass. CO2-avgiften har steget gradvis over tid, og for 2024 utgjør den 790 kroner/tonn CO2-utslipp.

Fra 2008 ble petroleumsvirksomheten inkludert i EUs kvotesystem (EU ETS). Dette innebærer at hvert tonn klimagasser virksomhetene slipper ut må ha en klimakvote. I tillegg til en initial tildeling av kvoter i form av auksjon eller vederlagsfri tildeling etter bestemte kriterier, kan kvoter kjøpes og selges i et annenhåndsmarked. Kvoteprisen bestemmes i kvotemarkedet og varierer over tid. Kvoteprisen har, etter en lengre periode med gradvis vekst, svingt noe det siste året. Dersom en legger til grunn en kvotepris på 70 Euro/tonn (juni 2024), utgjør den om lag 800 kroner per tonn.

Summeres CO2-avgift og kvotepris, utgjør de en samlet utslippskostnad på om lag 1600 kroner/tonn, noe som er svært høyt i internasjonal sammenheng(54). I Hurdalsplattformen(55) skriver regjeringen at CO2-avgiften gradvis skal økes. Dette skal vurderes i de årlige budsjettene.

I tillegg til avgift og kvoter på utslipp av CO2, har det siden 2007 vært en avgift på utslipp av NOX (nitrogenoksider). Utslipp fra gassturbiner, kjeler og motorer samt fakling, er omfattet av avgiften. Det gis avgiftsfritak for utslippsenheter som er omfattet av miljøavtalen (NOX-fondet) som ble inngått mellom en rekke næringsorganisasjoner og Klima- og miljødepartementet i 2008. De fleste virksomhetene i petroleumssektoren har valgt å delta i NOX-fondet.

Den samlede miljøkostnaden utgjør en betydelig kostnad for felt hvor energiproduksjonen er basert på gassturbiner. Miljøkostnaden utgjør i gjennomsnitt 30 prosent av driftskostnadene for de feltene som ikke har kraft fra land. Prising av CO2-utslippene innebærer at selskapene har en økonomisk egeninteresse av å gjennomføre tiltak for å redusere disse utslippene.

I tillegg til prising av utslipp, brukes flere andre virkemidler. Bruk av beste tilgjengelige teknologi (BAT), kraft fra land, karbonfangst og -lagring og havvind, skal vurderes ved alle nye utbygginger eller større ombygginger. Videre er det forbud mot fakling utover det som er nødvendig av sikkerhetsmessige årsaker. Det gis også støtte til forskning og teknologiutvikling.

De ulike virkemidlene har over tid bidratt til at de gjennomsnittlige utslippene av klimagasser på norsk sokkel ligger vesentlig lavere per produsert enhet ennd gjennomsnittet i andre olje- og gassproduserende regioner, se kapittel 3, figur 3.4.

Elektrifisering reduserer utslippene

Etter hvert som kostnadene ved å slippe ut CO2 og myndighetenes forventninger til utslippskutt har økt, har rettighetshaverne intensivert arbeidet med å redusere utslippene fra sektoren. Høye kostnader forbundet med CO2-utslipp har isolert sett økt lønnsomheten til ulike tiltak.

Forbrenning av gass i gassturbiner er den desidert største utslippskilden av klimagasser på sokkelen. Gassturbinene gir kraft til ulike formål på innretningene. Prosessutstyr, pumper og kompressorer er ofte elektrisk drevet. I tillegg brukes elektrisitet til alarm- og kontrollsystem samt belysning og boligformål. Elektrisiteten produseres i de fleste tilfeller av generatorer som er drevet av gassturbiner lokalt på innretningen.

Større utstyr som kompressorer for eksport eller injeksjon av gass drives ofte av gassturbiner som er koblet direkte til kompressoren. Dette er som regel de mest energikrevende enkeltstående enheter om bord.

For å få til store utslippsreduksjoner må innretningene bygges om til å drives med kraft fra andre kilder enn gassturbiner. Det vanligste har vært kraft fra strømnettet på land. Men det er også mulig å forsyne innretningene med kraft fra havvind eller bygge egne gasskraftverk med CCS som forsyner innretningene med strøm. Arbeidsomfanget og kostnadene ved en slik ombygging vil være avhengig av hvor stor andel av kraftforsyningen som skal erstattes med annen kraft.

Kraft fra strømnettet

Kraft som overføres fra strømnettet på land vurderes som det teknisk beste og mest lønnsomme alternativet for å redusere utslippene fra gassturbiner. Flere felt drives i dag helt eller delvis med kraft fra land, og flere prosjekter er under utbygging eller i planleggingsfasen. Disse prosjektene vurderes å være mer krevende å gjennomføre enn allerede vedtatte prosjekter.

Kraft fra havvind

Kraften kan også komme fra andre kilder. I 2023 startet kraftproduksjonen på Hywind Tampen, et flytende vindanlegg som leverer kraft til feltene Snorre og Gullfaks. Anlegget består av 11 vindturbiner med en installert effekt på 88 MW. Vindanlegget er av operatøren anslått å kunne dekke om lag 35 prosent av det årlige elektriske kraftbehovet. Det kan gi en årlig reduksjon av CO2-utslippene på cirka 200 000 tonn sammenlignet med da gassturbiner dekket hele dette behovet.

Vindturbiner produserer ikke kraft når det blåser for mye eller for lite. Derfor vil innretninger som forsynes med kraft fra havvind også være avhengig av alternativ kraftforsyning. På Snorre og Gullfaks er dette i dag gassturbiner. Utslippene kan dermed ikke reduseres like mye med havvind som med kraft fra land.

I Barentshavet utredes muligheten for å knytte opp vindturbiner til strømnettet via kraft fra land-infrastrukturen på Goliatfeltet. GoliatVIND skal levere fornybar strøm til Hammerfestregionen(56), (57). Siden Goliat allerede får dekket sitt kraftbehov via kabel fra land, vil ikke prosjektet GoliatVIND redusere utslipp fra petroleumsvirksomheten.

GoliatVIND kan bygges ut i 2027–28 gitt at prosjektet modnes i tråd med planer, og myndighetene gir konsesjon til utbygging (58).

På grunn av høye utbyggingskostnader er verken Hywind Tampen eller GoliatVIND lønnsomme prosjekter uten støtteordninger, og begge disse prosjektene har fått støtte fra Enova. Enovas støtte er forankret i teknologiutvikling for mer fornybar energi. Støtten skal også bidra til at norsk industri kan ta del i et forventet voksende internasjonalt marked innen havvind. I Stortingsmelding 36 (2020-2021) pekes det på Enova som et hovedverktøy for å skape framtidig norsk verdiskaping knyttet til havvind(59).

Det forventes at utbyggingskostnadene vil kunne falle når prosjektene blir større og teknologien mer moden gjennom teknologiutvikling, utnytting av stordriftsfordeler (skalafordeler) og økt volum.

Kraft fra gasskraftverk med CCS

En annen mulighet til å levere strøm til felt er å bygge gasskraftverk med karbonfangst og lagring (CCS)(60). Å fange CO2 fra turbineksosen fra eksisterende innretninger er krevende på grunn av plass- og vektbegrensninger. Det er enklere å bygge nye selvstendige gasskraftverk der CCS er en integrert del av løsningen. Slike gasskraftverk kan enten bygges som dedikerte innretninger offshore som forsyner felt i nærheten med elektrisk kraft eller de kan bygges som gasskraftverk på eller ved land. Dette vil kreve større investeringer enn kraft fra strømnettet på land. Ombyggingene på innretningene blir tilsvarende, men i tillegg kreves det bygging av et gasskraftverk og infrastruktur for import av gass og lagring av CO2.

Framtidige utslipp

Utslippsutviklingen framover avhenger av utvikling i produksjons- og aktivitetsnivå i petroleumsvirksomheten og derigjennom antall innretninger og landanlegg samt utslippene fra disse kildene.

Fra en forventet produksjonstopp i 2025 forventes gradvis avtagende produksjon over tid, selv om det er usikkerhet knyttet til hvor raskt produksjonen og aktiviteten vil falle, se mulighetsbilder i kapittel 4. Dette vil over tid føre til færre innretninger i produksjon, noe som reduserer utslippene. I tillegg til dette vil nye tiltak for å erstatte turbingenerert kraft med andre kilder ytterligere redusere utslippene fra produksjonen. Ut over dette kommer tiltak som adresserer andre kilder til utslipp.

Sokkeldirektoratets framskrivinger, publisert april 2024(61), er vist i figur 6.10. Den viser at utslippene kan nå målet om 50 prosent reduksjon i 2031. Dette forutsetter at pågående, ikke-besluttede prosjekter for del- eller helelektrifisering av eksisterende innretninger går som planlagt. Da kan utslippene i 2035 være redusert til 5,9 millioner tonn CO2-ekvivalenter, se figur 6.10.

Figur 6.10 Historiske utslipp, samt Sokkeldirektoratets framskrivinger av to utslippsbaner. I den ene utslippsbanen er umodne kraft fra land-prosjekter (KFL) utelatt, mens i den andre er disse fullt ut inkludert. Framskrivingen bygger på rapportering fra operatørene høsten 2023. (KFL = Kraft fra land). Utslipp inkluderer i tillegg til CO2 og metan også en oksideringseffekt fra nmVOC.

De to utslippsbanene illustrerer usikkerheten knyttet til elektrifiseringsprosjekter som er i planleggingsfasen. I tillegg vil det være usikkerhet knyttet til øvrige prosjekter og planer uten at den er illustrert på tilsvarende måte. Eksempelvis inneholder begge utslippsbanene antagelser knyttet til energieffektivisering, utvinningsstrategi og levetid som alle er beheftet med usikkerhet.

Usikkerheten knyttet til elektrifiseringsprosjekter er dels en usikkerhet knyttet til rettighetshavernes videre modning og beslutning om å gjennomføre disse prosjektene, dels en usikkerhet om prosjektene vil få tilgang på kraft og bli godkjent av myndighetene.

Konsekvenser av klimatiltakene

Gjenværende ressurser på felt i drift gir grunnlag for langsiktig produksjon, se kapittel 7. Å investere i tiltak for økt utvinning er nødvendig for å realisere disse verdiene. Flere av tiltakene for økt utvinning kan medføre økt energiforbruk og utslipp av klimagasser.

For felt hvor energiproduksjonen helt eller delvis er basert på gassturbiner, utgjør samtidig kostnader knyttet til CO2-utslipp en stadig større del av kostnadene. Dette kan medføre lavere lønnsomhet av økt utvinningstiltak. Framtidig produksjon påvirkes derfor av nivået på CO2-kostnadene.

De høye kostnadene ved å slippe ut klimagasser kombinert med rettighetshavernes egne klimamål gir selskapene sterke insentiver til å gjennomføre tiltak for å få ned disse kostnadene. Selskapene legger til grunn at elektrifisering med kraft fra land er det tiltaket som har lavest kostnad og kan gi størst utslippsreduksjoner fram mot 2030. Derfor studeres kraft fra land-prosjekter på flere felt på sokkelen.

Alternativ kraftløsning til kraft fra land er havvind eller kraft generert med gasskraftverk i kombinasjon med CCS. Dette er vurdert som dyrere løsninger enn strømforsyning fra land.

Flere av feltene har ikke planer om elektrifisering for å få ned utslippene. Økte CO2-kostnader og driftskostnader kan påvirke utvinning av ressurser, svekke insentiver til leting og gi tidligere nedstenging av felt.

Tidlig nedstenging av felt kan medføre at lønnsom produksjonskapasitet og framtidig fleksibilitet blir avviklet, noe som ofte kan være svært dyre tiltak i et helhetlig sokkelperspektiv. Dette understrekes av regjeringen i Grønn Bok(62), som er særskilt vedlegg til statsbudsjettet.

Last ned

• Bakgrunnstall (Excel)

Nye næringer

I dette kapittelet:

• Ressurspotensial i havbunnsmineraler
• Lagring av CO2 på norsk sokkel
• Vindkraft til havs

Stortinget vedtok i 2019 lov om mineralvirksomhet på kontinentalsokkelen(63). Havbunnsmineralloven har som formål å bidra til en samfunnsøkonomisk forvaltning av mineralressursene(64).

Loven fastsetter betingelser og rammer for blant annet tildeling av undersøkelses- og utvinningstillatelser av mineraler, der rammeverket er basert på et prinsipp om statlig styring av og kontroll med naturressursene gjennom et konsesjonssystem.

Sokkeldirektoratet er Energidepartementets fagetat for havbunnsmineraler. Direktoratet har over flere år, til dels sammen med akademia, samlet inn data om ressurspotensialet for havbunnsmineral på sokkelen, se figur 7.1, og gjort data tilgjengelig for interesserte industriaktører.

Ressurspotensial i havbunnsmineraler

Sokkeldirektoratet har kartlagt de kommersielt mest interessante mineralforekomstene og vurdert ressurspotensialet på norsk sokkel. Resultatene er vist i tabellene 7.1 og 7.2.

Tabell 7.1. Estimerte totale mengder av noen viktige metaller i sulfidavsetninger i utredningsområdet.

Tabell 7.2. Estimerte totale mengder av noen viktige metaller i manganskorper i utredningsområdet.

Ressursevalueringen(65) er basert på samme metodikk som brukes for evaluering av olje- og gassressurser, såkalt letemodellanalyse, tilpasset havbunnsmineraler. Basert på geologiske parametere, deles mineralforekomstene i forskjellige typer avsetninger (også kalt letemodeller). Disse oppgis med en spredning (fra laveste til høyeste verdi) og brukes så i Monte-Carlo-simuleringer for å beregne de totale mengdene av metallene i letemodellene hver for seg og samlet.

Sokkeldirektoratet har samlet inn geofysiske data og prøver av havbunnsmineraler på tokt sammen med forskere fra Universitetet i Bergen fra 2011 og fra 2020 også sammen med Universitet i Tromsø. I tillegg har direktoratet siden 2018 samlet inn store mengder egne data og prøver under årlige tokt. Ressursvurderingen er basert på analyser av resultatene fra disse toktene, supplert med data fra vitenskapelig arbeid og andre offentlig tilgjengelige kilder.

Under kartleggingsarbeidet er det samlet inn data fra både hydrotermalt aktive og inaktive sulfidforekomster. Aktive forekomster finnes bare i spredningsgrøften langs aksen av dagens spredningsrygger. De inaktive forekomstene finnes derimot i alle områder med oseanisk jordskorpe utenfor spredningsgrøften og utgjør over 99 prosent av de samlede sulfidressursene. I de samme områdene finnes manganskorpene i fjelltopper og bratte skråninger. Kartleggingen har vist at alder på underliggende bergarter er direkte korrelert med tykkelsen på manganskorpene, det vil si jo eldre underlag, desto lengre tid har skorpen vokst.

I Sokkeldirektoratets ressursvurdering av havbunnsmineraler er ressursene oppgitt som tilstedeværende ressurser. De endelige Monte-Carlo-simuleringene i ressursevalueringen er gitt som sannsynlighetsfordelinger som viser utfallsrommet (spredningen i) for hvor store de tilstedeværende ressursene kan være.

Ressursene er derfor gitt som sannsynlighetsfordelinger i dette utfallsrommet, ikke bestemte enkelt-tall. Det er likevel i praksis vanlig og hensiktsmessig å bruke noen gjennomsnittsmål fra disse fordelingene når ressursene omtales. De vanligste målene er da gjerne forventningsverdien (det aritmetisk gjennomsnittet) og medianen (midtverdien). Det er også vanlig å bruke tabeller som viser beregnede tall for lavt, middels, og høyt estimat (da som regel verdiene for P95, P50 og P05 i sannsynlighetsfordelingene), som vist i tabellene 7.1 og 7.2.

Utvinning kan skape verdier i framtiden

Ressursgrunnlaget tilsier at havbunnsmineralaktivitet kan bli en ny næring i Norge som kan bidra til verdiskaping, sysselsetting og bidra til å sikre forsyningen av viktige metaller. Til grunn for all mineralvirksomhet ligger det en forutsetning om at en eventuell forekomst i undergrunnen er teknisk mulig å utvinne og at den har en markedsverdi som presumptivt er minst like høy som kostnaden ved å finne og utvinne forekomsten.

Utvinning av mineraler foregår i dag nesten utelukkende på land, ettersom utvinningskostnader og teknologi gjør det mer lønnsomt å utvinne mineraler på land enn på store havdyp.

Utviklingen av havbunnsmineralvirksomhet er i et tidlig stadium både på norsk sokkel og i resten av verden. Det gjør det vanskelig å trekke klare konklusjoner om virksomheten vil bli lønnsom på norsk sokkel selv med høy etterspørsel og mineralpriser.

Det er flere usikkerhetsfaktorer som kan være krevende å estimere i en tidlig fase:

• geologi, blant annet utstrekning og mektighet
• utbyggings- og utvinningsteknologi
• marked og priser
• offentlig regulering og politikk

I tillegg kommer usikkerhet og risiko knyttet til miljøeffekter og ulemper for andre brukere av havet, samt usikkerhet og risiko forbundet med manglende data og datakvalitet.

For å beskytte naturmangfoldet rundt aktive hydrotermale strukturer, ble det i Meld. St. 25 (2022–2023) tatt inn et vilkår om at utvinning av aktive hydrotermale strukturer ikke vil være tillatt og at slike strukturer skal beskyttes slik at de ikke blir skadet av virksomhet i tilgrensende områder. En utvinningsplan skal bare godkjennes dersom det kan godtgjøres at utvinning kan gjennomføres slik at det ikke fører til vesentlige negative virkninger for naturmangfold knyttet til de aktive strukturene(66).

En stegvis tilnærming legges til grunn for forvaltningen av de åpnede områdene, og det er et krav om innsamling av kunnskap om både ressurser og miljø før eventuell utvinning kan igangsettes. Dette innebærer at man skal gå varsomt fram og at hensynet til miljø skal veie tungt.

En slik tilnærming utnytter læringseffekter og er også viktig for å øke kunnskapen om ressursene og redusere undergrunnsrisiko. Her har Sokkeldirektoratet en viktig rolle med å utføre egne kartlegginger, analyser, øke datakvalitet og dele data.

Gjennom en slik utforskning av et område kan kostnadene med å avklare ressurspotensialet begrenses, mens verdipotensialet avklares. En stegvis utforskning kan dermed være en robust strategi for å avklare hvor store mineralressurser som finnes, hvor store verdier som kan realiseres og om det er vesentlige negative virkninger for det ytre miljø, naturmangfold og andre brukere av havet.

Figur 7.1 Kartet viser området som er åpnet for mineralvirksomhet på havbunnen.

Lagring av CO2 på norsk sokkel

Karbonfangst, -transport og -lagring (CCS) omfatter fangst av CO2 fra kraftproduksjon og industri, transport av flytende CO2 med skip eller rør og lagring i dype geologiske formasjoner. Lagring av CO2 på norsk sokkel kan bli en viktig næring dersom det kan gjøres kostnadseffektivt og konkurrere med lagringsmuligheter i andre land.

Norsk sokkel kan lagre store mengder CO2

Det er kun aktuelt å lagre CO2 dypt under havbunnen i Norge. Der finnes det store geologiske formasjoner som gir gode lagringsvilkår, og som har egenskaper som hindrer at CO2 beveger seg oppover i stein- og sandlagene og mot havbunnen. Sikker lagring uten lekkasje er en forutsetning for å få en tillatelse for injeksjon og lagring av CO2.

Sokkeldirektoratet har kartlagt områder på norsk sokkel som egner seg til lagring. Kartleggingen viser at det er mulig å lagre store mengder CO2 i undergrunnen. Dette er basert på tilgang til over 50 år med data samlet inn i forbindelse med petroleumsaktiviteten og en beregning av potensialet for lagring av CO2 i aktuelle formasjoner. Basert på dette utarbeidet Sokkeldirektoratet i 2014 et CO2-lagringsatlas som viser lagringsmulighetene på norsk sokkel(67).

Teoretisk lagringskapasitet er på mer enn 80 milliarder tonn CO₂. Det tilsvarer rundt 1600 år med norske CO2-utslipp på dagens nivå(68). Lagring av CO2 har flere likhetstrekk med petroleumsaktiviteten. God forståelse av undergrunnen er nødvendig og innebærer blant annet innsamling av seismiske data og boring av brønner.

Tildelinger av areal skjer fortløpende

Selskaper med nødvendig kompetanse og konkrete, industrielle planer som medfører lagringsbehov for CO2 på kommersielt grunnlag, kan søke Energidepartementet (ED) om en letetillatelse tilpasset virksomhetens behov.

Det er per juni 2024 tildelt totalt sju tillatelser etter lagringsforskriften, hvorav seks letetillatelser for lagring av CO2, se figur 7.2.

Regelverket

Forskrift om utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO2 og om transport av CO2 på kontinentalsokkelen(69) gir hjemmel for CO2-lagring. Formålet er å legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom lagring av CO2.

Forskriften fastsetter betingelser og rammer for blant annet tildeling av undersøkelses-, lete- og utnyttelsestillatelser, der prinsippet er statlig styring av og kontroll med lagringsressursene gjennom et konsesjonssystem(70).

Søknader etter lagringsforskriften behandles etter en åpen dør-politikk. Det betyr at aktører, som ønsker en tillatelse, kan søke så fort de mener de har arbeidet fram et tilstrekkelig godt søknadsgrunnlag. Innkomne søknader vurderes fortløpende. Dersom søknadene har tilstrekkelig kvalitet, utlyses det området staten vurderer som aktuelt å kunne tildele med en passende søknadsfrist.

Sokkeldirektoratets rolle er å bistå og gi råd til departementet innen CCS-aktivitet, herunder ved utlysning og tildeling av areal, behandling av utbyggingsplaner og injeksjon av CO2. Direktoratet formidler fakta og kunnskap om lagringspotensialet og foreslår hvordan regelverk for CO2-håndtering kan videreutvikles. Direktoratet har også ansvar for å innhente og formidle analyser og data om lagring av CO2 på sokkelen.

CO2-lagring er fortsatt i en tidlig fase

CCS er fortsatt i en tidlig fase. Det er først og fremst klimapolitikken, og spesielt CO2-prisen, som avgjør om en investering i CCS blir lønnsom.

Det er også koordineringsutfordringer knyttet til etablering av et marked for CCS. Dersom ingen fanger CO2, vil ingen investere i CO2-lagring. Dersom ingen etablerer lager for CO2, vil ingen investere i CO2-fangst. Siden dette ofte er ulike aktører, blir det nødvendig at myndighetene koordinerer forskjellige former for tiltak. Rask tildeling av lagringsareal er et tiltak for å motvirke markedssvikten knyttet til slike nettverkseffekter, se markedssvikt i kapittel 3.

Både åpen-dør politikk og vilkår som rettighetshaverne blir pålagt ved tildeling av letetillatelser etter lagringsforskriften, kan være med og sikre rask og effektiv modning av tildelt arealer fram mot investeringsbeslutning og realisering av et CO2-lager. Tilgang på lagringsareal gjør det lettere for industriaktører å utvikle og etablere kompliserte verdikjeder med mye infrastruktur.

 
Vindkraft til havs

Norge har store havområder med gode vindressurser. Regjeringens ambisjon om å tildele områder for 30 GW havvindproduksjon tilsvarer nesten en dobling av total norsk kraftproduksjon. I 2020 ble de første områdene på norsk sokkel åpnet for fornybar energiproduksjon til havs. Myndighetene har siden jobbet med å fastsette regelverket i tett samarbeid med næringsliv og øvrige brukere av havet. Det er NVE som bistår Energidepartementet med å legge rammene for den framtidige utviklingen av havvind og følger opp arbeidet med et mulig nytt forvaltningsregime for fornybar energiproduksjon til havs.

En bredt sammensatt direktoratgruppe ledet av NVE la i april 2023 fram en rapport som identifiserte 20 områder som er teknisk egnet for havvind og der konfliktene med andre aktører er antatt lave(71), se figur 7.2.

I 2024 og 2025 skal NVE gjennomføre en strategisk konsekvensutredning av de 20 områdene. I arbeidet skal NVE involvere de andre direktoratene, herunder Sokkeldirektoratet. Etter at den strategiske konsekvensutredningen er gjennomført, vil Energidepartementet vurdere hvilke områder som kan åpnes.

Sokkeldirektoratet skal gi Energidepartementet faglige innspill knyttet til forsvarlig bruk av arealene og identifisere områder der havvindinteressene ikke reduserer verdien av petroleums- og CO2-lagringsressursene. Dette er også sentrale hensyn for direktoratet knyttet til gjennomføringen av den strategiske konsekvensutredning av de 20 havvindområdene. Tidlig dialog og koordinering mellom næringer er avgjørende for å sikre god sameksistens.

Direktoratet har gjennomført grunnundersøkelser i første fase av Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord i forkant av en eventuell utbygging. Hensikten var å undersøke om havbunnen er egnet for havvind. Vindturbinene må forankres i havbunnen på en måte som tåler ekstreme værforhold. Det er også høye utbyggingskostnader på grunn av havdybde og kompliserte bunnforhold(72). Data fra grunnundersøkelsene i første fase av Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord kan lastes ned fra Diskos(73).

Kartleggingen kan identifisere havbunnens egnethet (bevegelse, ujevnheter, stabilitet), eventuelle store steinblokker på havbunnen eller gasslommer i undergrunnen som kan skape ustabilitet. Kartleggingen bidrar til å redusere risiko og etableringskostnader for havvindaktørene og etablerer et felles faktagrunnlag for aktører som skal søke på konsesjoner.

Figur 7.2 Kartet over arealutfordringer viser CO2-tillatelser, de 20 områdene som vurderes for havvind og petroleumslisenser.

Last ned

• Bakgrunnstall (Excel)

Referanser og noter

1. Energy institute (2024): Statistical Review of World Energy 2024, 73rd edition European Commision (2023): European Wind Power Action Plan, COM (2023) 669 final, Brussels, 24.10.2023
2. Resources for the Future (2024): Global Energy Outlook 2024: Peaks or Plateaus? Report 24-06, april 2024. Last ned: https://www.rff.org/publications/reports/global-energy-outlook-2024/
3. De 30 største oppstrømselskapene målt etter inntekter. 
4. IEA (2024): World Energy Investment 2024. Last ned: https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2024
5. Davies, A. & M. D. Simmons (2021): Demand for ‘advantaged’ hydrocarbons during the 21st century energy transition, Energy Reports, Volume 7, November 2021, Pages 4483-4497. Last ned:
   https://www.researchgate.net/publication/353523390
6. WoodMacKenzie (2023): Scraping the barrel: Is the world running out of high-quality oil and gas? Last ned: https://www.woodmac.com/horizons/shortage-of-quality-oil-and-gas/
7. OG21 (2021): OG21 Strategy - A New Chapter. Last ned: https://www.og21.no/siteassets/figurer-og21-strategi-2021/og21-strategi_eng.pdf
8. IEA (2023b): The Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions. World Energy Outlook Special report. Last ned: https://www.iea.org/reports/the-oil-and-gas-industry-in-net-zero-transitions
9. Sokkeldirektoratet (2024): Ressursregnskapet per 31.12.2023. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/ressursregnskap/ressursregnskapet-2023/
10. Oljedirektoratet (2016): Oljedirektoratets ressursklassifikasjonssystem. Last ned: https://www.sodir.no/globalassets/1-sodir/regelverk/tematiske-veiledninger/ressursklassifisering_n.pdf
11. Sokkeldirektoratet (2024): Ressursregnskapet per 31.12.2023. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/ressursregnskap/ressursregnskapet-2023/
12. USGS: Mckelvey Diagram. Last ned: https://www.usgs.gov/media/images/mckelvey-diagram
13. I tråd med tilnærmingen til Matt Hall. Matt Hall (2011): McKelvey’s reserves and resources. Last ned: https://agilescientific.com/blog/2011/10/18/mckelveys-reserves-and-resources.html
14. Oljedirektoratet (2022): Ressursrapport 2022. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/ressursrapporter/ressursrapport-2022/2-gjenvarende-petroleumsressurser/
15. Finansdepartementet (2023): Utfordringer for lønnsdannelsen og norsk økonomi. NOU 2023: 30. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2023-30/id3018750/
16. Finansdepartementet (2024): Karbonprisbaner for bruk av samfunnsøkonomiske analyser i 2024. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/tema/okonomi-og-budsjett/statlig-okonomistyring/karbonprisbaner-for-bruk-i-samfunnsokonomiske-analyser-i-2024/id3020031/
17. Hungnes, H., Midttun, S. og Strøm, B. (2022): Ringvirkninger av petroleumsnæringen i norsk økonomi: Basert på endelige nasjonalregnskapstall for 2020, Rapporter 2022/49, Statistisk sentralbyrå. Last ned: https://kudos.dfo.no/documents/49025/files/31459.pdf
18. Finansdepartementet (2023): Utfordringer for lønnsdannelsen og norsk økonomi. NOU 2023: 30. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2023-30/id3018750/
19. Statistisk sentralbyrå (2023): Få vendte tilbake til petroleumsnæringene etter oljekrisen i 2014. Last ned: https://www.ssb.no/arbeid-og-lonn/sysselsetting/artikler/fa-vendte-tilbake-til-petroleumsnaeringene-etter-oljekrisen-i-2014
20. Finansdepartementet (2023): Utfordringer for lønnsdannelsen og norsk økonomi. NOU 2023: 30. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2023-30/id3018750/
21. Energidepartementet (1996): Lov om petroleumsvirksomhet (petroleumsloven).Last ned: https://lovdata.no/dokument/NL/lov/1996-11-29-72/
22. Olje- og energidepartementet (2018): Sektorveileder i samfunnsøkonomiske analyser for petroleumssektoren. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/084f70863e66427ba9bb8c6426b3a377/sektorveileder-i-samfunnsokonomiske-analyser-for-petroleumssektoren.pdf
23. Hagen, K.P. (1986): Velfersteoretiske synspunkter på konkurranseformer, i “Markedsstruktur og konkurranse», Brunstad, R.J. og Hope, E. (red.), Bedriftsøkonomenes Forlag
24. Sandmo, A. (1986): “Privatisering”. I “Markedsstruktur og konkurranse», Brunstad, R.J. og Hope, E. (red.), Bedriftsøkonomenes Forlag
25. Hagemann, F. (1998): Den geologiske utforskningen av den norske kontinentalsokkelen – hvem skulle ha ansvaret? Norsk oljemuseum årbok 1998. Last ned: https://www.norskolje.museum.no/wp-content/uploads/2016/02/388_3ccc4717cb12449b8193ebeaa78a92aa.pdf
26. Osmundsen, P. (2013): Økt oljeutvinning fra eksisterende felt, Magma, Vol 16 Nr. 3. Last ned: https://magmaforskning.econa.no/index.php/magma/article/view/813
27. Riksrevisjonen (2015): Riksrevisjonens undersøkelse av myndighetenes arbeid for økt oljeutvinning fra modne områder på norsk kontinentalsokkel. Dokument 3:6 (2014–2015). Last ned: https://www.riksrevisjonen.no/globalassets/rapporter/no-2014-2015/oljeutvinningkontinentalsokkel.pdf
28. Energidepartementet (2005): Forskrift om andres bruk av innretninger. Last ned: https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2005-12-20-1625
29. Osmundsen, P. & A. Wittemann (2024): Petroleum development projects. Concept selection, taxation and recovery rate, Resources Policy, Volume 95, August 2024
30. Finansdepartementet (2020): Innst. 351 L (2019–2020)- Midlertidige endringer i petroleumsskatteloven. Prop. 113 L (2019–2020). Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/prop.-113-l-20192020/id2701992/ og https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Publikasjoner/Innstillinger/Stortinget/2019-2020/inns-201920-351l/?all=true
31. Oljedirektoratet (2019): Ressursrapporten 2019 Funn og felt. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/ressursrapporter/ressursrapport-2019/
32. Oljedirektoratet (2017): Ressursrapport 2017 Store muligheter på norsk sokkel. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/ressursrapporter/ressursrapport-2017/
33. Oljedirektoratet (2017): Barentshavet Nord 2017 - Geologisk vurdering av petroleumssystemer i østlige deler av Barentshavet nord. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/rapporter/eldre-rapporter/barentshavet-nord-2017/geologisk-vurdering-av-petroleumsressursene-i-ostlige-deler-bh-n-2017/
34. Lundschien, B.A, R. Mattingsdal, S. K. Johansen & S.-M. Knutsen (2024): North Barents Composite Tectono-Sedimentary Element, Geological Society, London, Memoirs Volume 57, December 2024
35. Cuddington, J.T, & D.L. Moss (2001): Technological Change, Depletion, and the U.S. Petroleum Industry, American Economic Review, Vol 91, No 4, September 2001
36. Det er store likheter mellom forskning og letevirksomhet. Dette er blant annet påpekt av Maurice Adelman: “The French have a feeling for words, and when they use recherche to mean both research and exploration, they are conveying a truth we cannot afford to overlook”: Adelman, M.A. (1993): The Economics of Petroleum Supply. Cambridge: The MIT Press, 1993.
37. Sokkeldirektoratet (2024): Stort areal med nye frigitte datasett i Barentshavet. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/nyheter/generelle-nyheter/2024/stort-areal-med-nye-frigitte-datasett-i-barentshavet/
38. OG21 (2021): OG21 Strategy - A New Chapter. Last ned: https://www.og21.no/siteassets/figurer-og21-strategi-2021/og21-strategi_no.pdf
39. Oljedirektoratet (2019): Teknologibruk og myndighetsinvolvering. Last ned: https://www.sodir.no/globalassets/1-sodir/publikasjoner/rapporter/teknologibruk-og-myndighetsinvolvering-workshop-aug-2019-endelig-rapport.pdf
40. Menon Economics (2023): Verdien av Oljedirektoratets data, Menon-publikasjon nr 30/2023. Last ned: https://www.menon.no/wp-content/uploads/2023-30-Verdien-av-Oljedirektoratets-data-1.pdf
41. Martinsen, I., D. Wade, B. Ricaud & F. Godtliebsen (2024): The 3-billion fossil question: How to automate classification of microfossils, Artificial Intelligence in Geosciences Volume 5, December 2024, 100080
42. Hoel, M. (2022): Historisk lønnsomhet. Rapport 2022/45, Vista Analyse. Last ned: https://www.vista-analyse.no/en/publications/historisk-lonnsomhet-i-petroleumssektoren/
43. Apeland, S., B. Aarhus, Ø. H. Rossebø, (2012): NCS2020 - En studie av fremtidens gassinfrastruktur, Gassco, 2012. Last ned: https://www.sintef.no/globalassets/project/trondheim_gts/documents/ncs2020.pdf
44. Gassco (2014) Barents Sea Gas Infrastructure. Last ned: https://gassco.eu/wp-content/uploads/2023/04/099808.pdf
45. Gassco (2020): Vurdering av gasstransportalternativer i Barentshavet sør. Last ned: https://gassco.eu/wp-content/uploads/2023/04/rapport_bsgi.pdf
46. Gassco (2023): Vurdering av gasstransportalternativer fra Barentshavet sør. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/39fd87433a4f4c6ba92d1da8d8d4e95d/barentshavet-vurderinger-og-observasjoner-2023.pdf
47. Petroleumsvirksomhet er her definert som aktivitet under petroleumsskatteregelverket. Utover dette har vi her inkludert utslipp fra landdelen av Kårstø slik at alle utslippene fra anlegget på Kårstø er inkludert.
48. Miljødirektoratet (2023): Miljøstatus - Klimagassutslipp fra olje- og gassutvinning. Last ned: https://miljostatus.miljodirektoratet.no/tema/klima/norske-utslipp-av-klimagasser/klimagassutslipp-fra-olje--og-gassutvinning/
49. Petroleumsrelaterte utslipp knyttet til mobile innretninger er utslipp i forbindelse med petroleumsrelatert aktivitet som boring, brønnintervensjon eller når et mobilt boligkvarter er i aktivitet på et felt. Utslipp i forbindelse med transport av innretningene er ikke inkludert.
50. Miljødirektoratet (2023): Miljøstatus – Klima. Last ned: https://miljostatus.miljodirektoratet.no/miljomal/klima/
51. Regjeringen (2021): Hurdalsplattformen. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/cb0adb6c6fee428caa81bd5b339501b0/no/pdfs/hurdalsplattformen.pdf
52. Finansdepartementet (2020): Innst. 351 L (2019–2020) Midlertidige endringer i petroleumsskatteloven. Prop. 113 L (2019–2020). Vedtak 684. Last ned: https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Vedtak/Vedtak/Sak/?p=79780
53. Konkraft (2024): Framtidens energinæring på norsk sokkel - statusrapport 2024. Last ned: https://www.konkraft.no/contentassets/aa0d6a1dab1747e58b1f988d5ffde3c2/statusrapport-2024.pdf
54. Finansdepartementet (2024): Meld. St. 2 (2023-2024) - Revidert nasjonalbudsjett 202, side 71. initial. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/3bf18a4b53f441429f665a5acabfc210/no/pdfs/stm202320240002000dddpdfs.pdf
55. Regjeringen (2021): Hurdalsplattformen. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/cb0adb6c6fee428caa81bd5b339501b0/no/pdfs/hurdalsplattformen.pdf
56. Kontakt Enova. Last ned: Presse | Enova
57. GoliatVIND. Last ned: GoliatVIND | GoliatVind
58. Energidepartementet (2010): Lov om fornybar energiproduksjon til havs (havenergilova). Last ned: https://lovdata.no/dokument/NL/lov/2010-06-04-21/
59. Olje- og energidepartementet (2021): Meld. St. 36 (2020–2021) - Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/meld.-st.-36-20202021/id2860081/
60. OG21(2022): Nye OG21 rapporter om lavutslippsteknologi. Last ned: https://www.og21.no/nyheter/nye-og21-rapporter-om-lavutslippsteknologi/
61. Miljødirektoratet (2024): Klimatiltak i Norge. Kunnskapsgrunnlag 2024. Last ned: https://www.miljodirektoratet.no/publikasjoner/2024/april-2024/klimatiltak-i-norge-kunnskapsgrunnlag-2024/
62. Klima- og miljødepartementet (2023): Prop. 1 S (2023–2024). Særskilt vedlegg til Prop. 1 S (2023–2024). Regjeringas klimastatus og -plan (Grønn bok), side 81. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/28965e11d8044ceb94d0f958b8a45869/nn-no/pdfs/regjeringas_klimastatus_og_-plan.pdf
63. Energidepartementet (2019): Lov om mineralvirksomhet på kontinentalsokkelen (havbunnsmineralloven). Last ned: https://lovdata.no/dokument/NL/lov/2019-03-22-7
64. Olje- og energidepartementet (2018): Prop. 106 L (2017–2018). Lov om mineralvirksomhet på kontinentalsokkelen (havbunnsmineralloven), side 26. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/prop.-106-l-20172018/id2605252/, side 26 og Olje- og energidepartementet (2023): Meld. St. 25 (2022-2023) - Mineralverksemd på norsk kontinentalsokkel – opning av areal og strategi for forvaltning av ressursane, side 73. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/e0d0706a51274b598e4ef832545e59d3/nn-no/pdfs/stm202220230025000dddpdfs.pdf
65. Oljedirektoratet (2023): Ressursvurdering havbunnsmineraler. Utarbeidet på oppdrag for Olje- og energidepartementet, januar 2023. Last ned: https://www.sodir.no/globalassets/1-sodir/fakta/havbunnsmineraler/publikasjoner/2023/ressursvurdering-havbunnsmineraler-20230127.pdf
66. Stortinget (2024): Innst. 162 S (2023–2024) Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om Mineralverksemd på norsk kontinentalsokkel – opning av areal og strategi for forvaltning av ressursane. Last ned: https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Saker/Sak/?p=94807 og Olje- og energidepartementet (2023): Meld. St. 25 (2022-2023) - Mineralverksemd på norsk kontinentalsokkel – opning av areal og strategi for forvaltning av ressursane. Last ned: https://www.regjeringen.no/contentassets/e0d0706a51274b598e4ef832545e59d3/nn-no/pdfs/stm202220230025000dddpdfs.pdf
67. Sokkeldirektoratet (2024): Publikasjoner – CO2-atlas. Last ned: https://www.sodir.no/aktuelt/publikasjoner/atlas/
68. Regjeringen (2024): Pressemelding - Norge leder an i å tilby kommersiell CO2-lagring. Last ned: https://www.regjeringen.no/no/aktuelt/norge-leder-an-i-a-tilby-kommersiell-co2-lagring/id3037033/
69. Energidepartementet (2014): Forskrift om utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO2 og om transport av CO2 på kontinentalsokkelen. Last ned: https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2014-12-05-1517
70. Søknad om tillatelse til lagring av CO2 i geologiske formasjoner er i tillegg regulert i Forskrift om begrensning av forurensning (forurensningsforskriften), kapittel 35. Last ned: https://lovdata.no/dokument/SF/forskrift/2004-06-01-931/*#*
71. NVE (2023): Identifisering av utredningsområder for havvind. Last ned: https://www.nve.no/nytt-fra-nve/nyheter-energi/foreslaar-aa-utrede-disse-20-omraadene-for-havvind/
72. Østenby, A.M. (2019): Dybde og kompliserte bunnforhold gjør havvind i Norge dyrere enn i Europa. NVE Energiavdelingen, Fakta Nr 15/2019, Teknologianalyser 2019. Last ned: https://publikasjoner.nve.no/faktaark/2019/faktaark2019_15.pdf
73. Dette gjelder undersøkelsene NPD22100, NPD23100 og NPD23101. Hver survey inneholder sju datatyper, i tillegg til tolkningsrapporter. Last ned: https://www.diskos.com/