Del 1
Petroleumspolitikken i et langsiktig perspektiv

3 Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel

De utvinnbare petroleumsressursene på kontinentalsokkelen er anslått til 12,8 mrd. Sm³ o.e. (standard kubikkmeter oljeekvivalenter, heretter forkortet til henholdsvis m³og o.e.), fordelt på 6,6 mrd. m³ olje/NGL og 6,2 mrd. m³ o.e. gass. Anslaget inkluderer både oppdagede og uoppdagede ressurser. I tidsperioden fra 1965 og fram til 1998 har det vært gjennomført 15 konsesjonsrunder, tildelinger som resultat av Barentshavprosjektet, samt flere tildelinger utenom runder. Ved inngangen til 1998 var 42 felt i produksjon, 11 felt var godkjent for utbygging og tre felt hadde sluttført sin produksjon. I tillegg er det 129 funn som foreløpig ikke er vedtatt utbygget. De oppdagede utvinnbare ressursene, inkludert målsettingen for økt utvinning, utgjør til sammen 5,2 mrd. m³ olje/NGL og 4,1 mrd. m³ o.e. gass, dvs om lag 73 pst. av de forventede totale ressurser på kontinentalsokkelen.

Vel 25 pst. av oljeressursene og om lag 10 pst. av gassressursene er produsert. Gjenværende reserver i felt i drift eller under utbygging utgjør ytterligere 23 pst. av det totale ressursgrunnlaget, se figur 3.1.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Funn som foreløpig ikke er besluttet utbygget, utgjør til sammen om lag 1,5 mrd. m³ o.e. Mer enn halvparten av disse ressursene og om lag 85 pst. av oljen ligger i Nordsjøen. Det er antatt at en stor andel av funnene vil bli tilknyttet og produsert fra eksisterende anlegg.

De gjenværende oppdagede oljeressursene er anslått til 2,5 mrd. m³ olje og disse ressursene er i stor grad lokalisert i og rundt de største oljefeltene (i tillegg forventes 0,63 mrd. m³ olje fra fremtidige tiltak for økt utvinning). Som det fremgår av figur 3.2, er nesten to tredeler av oljeressursene lokalisert i områdene Ekofisk, Statfjord, Snorre, Gullfaks, Oseberg og Troll.

De uoppdagede petroleumsressursene er anslått til om lag 3,5 mrd. m³ o.e., fordelt på 1,4 mrd. m³ olje og 2,1 mrd. m³ o.e. gass. Halvparten av disse ressursene antas å ligge innenfor tildelte områder. I kapittel 8 om lete- og konsesjonspolitikken, er det gitt en nærmere beskrivelse av de uoppdagede ressursene.

Kilde: (Kilde. Oljedirektoratet).

4 Styring av aktivitetsnivået

4.1 Innledning

Olje og gass er ikke-fornybare ressurser som må forvaltes i et langsiktig perspektiv. Dette betyr at aktivitetsnivået må ivareta hensynet til miljøet og kommende generasjoner. Siktemålet er et jevnt aktivitetsnivå i sektoren på et lavere nivå enn i dag. Det må utvises varsomhet ved inngåelse av nye salgsavtaler for gass som øker aktivitetsnivået mer enn ønskelig. Ved utformingen av petroleumspolitikken må også virkningen på norsk økonomi veie tungt. Olje- og gassvirksomheten må ikke få et omfang som i for stor grad fører til fortrengning av annen verdiskapende virksomhet. Investeringer, forskning og utvikling må i større grad dreies inn mot virksomhet i fastlands-Norge.

4.2 Aktivitetsnivået

En av de mest sentrale politiske beslutninger innenfor olje- og gassvirksomheten, er i hvilket tempo ressursene skal utvinnes. Det har vært oppmerksomhet knyttet til dette spørsmålet siden oljevirksomheten startet opp på norsk kontinentalsokkel. Flere forhold fremhever behovet for en nærmere gjennomgang av aktivitetsnivået i sektoren, blant annet presset som nå gjør seg gjeldende i deler av norsk økonomi og den fremtredende rollen som petroleumssektoren har i Norge.

Ny utvinningsteknologi har medført at en stadig større andel av oljeressursene kan utvinnes, og at anslagene for oljeformuen er oppjustert en rekke ganger. Slik teknologiutvikling fører til en bedre ressursutnyttelse. Da denne utviklingen over flere år har gått parallelt med utbygging av nye felt, har det medført en kraftig økning i utvinningstempoet som kan være uheldig ut fra et hensyn om langsiktig forvaltning av våre petroleumsressurser.

Kilde: (Kilde. Oljedirektoratet).

Figur 4.1 viser at veksten i olje- og gassproduksjonen har vært spesielt sterk etter 1987, idet flere store felt som Snorre, Gullfaks og Oseberg ble satt i produksjon. Den teknologiske utviklingen har bidratt mye til veksten i produksjonen ved at det stadig har vært mulig å øke utvinningsgraden fra reservoarene. Det går fram av figuren at oljeutvinningen vil dominere nivået for petroleumsproduksjonen til langt etter århundreskiftet. For 1997 utgjorde oljen over 80 pst. av den totale eksportverdien fra petroleumsvirksomheten. Basert på dagens kunnskaper vil oljeproduksjonen øke fra 3,02 mill. fat per dag i 1997 til et toppnivå i perioden 2001-2002 på 3,9 mill. fat per dag. Gasseksporten vil i tråd med de inngåtte salgskontrakter øke fra 46 mrd. m³ i 1997 til et nivå på omkring 76 mrd. m³ i år 2005.

Mye av økningen i oljeproduksjonen fremover er et resultat av beslutninger som er fattet lang tid tilbake. I perioden 2003 til 2004 viser prognosene at nesten 80 pst. av oljeproduksjonen vil komme fra godkjente feltutbygginger (inkl. økt utvinning og tilleggsressurser), 5 pst. er antatt å komme fra funn som kan fases inn til eksisterende infrastruktur og om lag 10 pst. er antatt å komme fra selvstendige funn. Produksjonen fra de resterende 5 pst. er antatt å komme fra uoppdagede ressurser. Ressursene fra de to første kategoriene vil på et tidspunkt bli tidskritiske, dvs at ressurser vil gå tapt ved en for sen innfasing mot eksisterende infrastruktur. Mulighetene til å begrense produksjonen på dagens nivå vil derfor være begrenset. Det vil allikevel være rom for å innføre visse begrensninger i produksjonsnivået på kort sikt. I et langsiktig perspektiv er konsesjonspolitikken fortsatt det mest hensiktsmessige virkemiddelet for å påvirke aktivitetsnivået, og dermed indirekte de fremtidige produksjonsprofiler.

Følgende virkemidler er tilgjengelig med hensyn til å styre aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen:

• Konsesjonspolitikken.

• Produksjonsregulering.

• Investeringsregulering.

I forbindelse med en styring av aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen står en i hovedtrekk overfor følgende avveining. Virkemidler med stor treffsikkerhet, som for eksempel produksjonsregulering, kan være svært kostbart, mens virkemidler som en forskyving i tildelingen av nye utvinningstillatelser har en usikker virkning på størrelser som investering og produksjon. En styring av aktivitetsnivået gjennom investeringsaktiviteten vil ha mindre negative konsekvenser enn produksjonsreguleringer og samtidig gi en bedre treffsikkerhet enn tiltak kun rettet mot konsesjonspolitikken.

Ved vurdering av tiltak for å styre aktiviteten, er det viktig å ha et bilde av virkningen på petroleumssektoren og på norsk økonomi generelt når tiltaket får effekt. Usikkerhet omkring produksjons- og investeringsutviklingen gjør det vanskelig å ha et sikkert kvantitativt mål på det fremtidige aktivitetsnivå i sektoren. Siktemålet er et jevnt aktivitetsnivå i sektoren på et lavere nivå enn i dag.

I det følgende ses det nærmere på de viktigste virkemidlene som er tilgjengelige for å styre aktivitetsnivået.

4.3 Utsettelse i lete- og konsesjonstildelinger

Siktemålet med letevirksomheten er å påvise lønnsomme ressurser, samt å bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå i sektoren. I et langsiktig perspektiv, fra om lag sju år etter tildeling og utover, er konsesjonspolitikken det best egnede virkemiddel for å styre aktivitetsnivået. Et for høyt aktivitetsnivå med hensyn til investeringer og produksjon, kan gi grunnlag for et lavere tildelingstempo. Dette vil da kunne innebære lengre tidsperioder mellom konsesjonsrundene og at færre utvinningstillatelser tildeles i hver konsesjonsrunde. På kort sikt har konsesjonspolitikken liten virkning på aktivitetsnivået.

I gjennomsnitt påviser to til tre av ti undersøkelsesbrønner økonomisk utvinnbare ressurser. Omfanget av de økonomisk utvinnbare ressursene som påvises i hvert funn varierer. I områder der det påvises lønnsomme ressurser vil rettighetshaverne søke myndighetene om å få utvikle ressursene. Etter at prosjektene er godkjent vil dette medføre investeringer. Etter investeringsfasen vil det produseres olje og gass fra feltet. De fleste felt har både olje- og gassproduksjon. Tiden det tar fra tildeling av utvinningstillatelser til produksjon starter varierer fra felt til felt.

Gjennomgående har det gått om lag ti år fra en utvinningstillatelse ble tildelt til oljeproduksjonen har startet. I dag produseres det kun fra utvinningstillatelser som ble tildelt i 1986 eller tidligere. På grunn av teknologiske fremskritt og bedre organisering av prosjektene er det mulig å korte ned perioden noe fra konsesjonstildeling til produksjon sammenlignet med tidligere utbygginger. Dette gjelder særlig Nordsjøen.

Det legges opp til en konsesjonspolitikk hvor departementet årlig vil vurdere om det er grunnlag for tildelinger av utvinningstillatelser i de nordlige og vestlige deler av Nordsjøen. Det legges opp til tildeling av et begrenset antall utvinningstillatelser i Nordsjøen i 1999. Omfanget vil bli vurdert nøye i forhold til det samlede aktivitetsnivået i sektoren, særlig i forhold til investeringsnivået.

Regjeringen tar sikte på å fastsette tidspunktet for en 16. konsesjonsrunde i Norskehavet i løpet av 1998 når ressurspotensialet er nærmere avklart.

Etter en samlet vurdering i forhold til miljø- og fiskerihensyn, samt aktivitetsnivået i sektoren, finner regjeringen ikke grunnlag for å tildele utvinningstillatelser i Skagerrak.

Tildelingen av nye utvinningstillatelser i Barentshavet vil avhenge av den informasjon en får fra Barentshavprosjektet. Avgjørelsen om dette vil ventelig ligge noen år fram i tid.

I kapittel 8 er det gitt en drøfting av ulike sider ved lete- og konsesjonspolitikken.

4.4 Produksjonsregulering

Produksjonsregulering kan begrunnes ut fra flere hensyn og mål. En begrunnelse kan være å begrense aktivitetsnivået i petroleumssektoren. En annen begrunnelse er å redusere produksjonen i en bestemt markedssituasjon for å bidra til å stabilisere oljeprisen på et høyere nivå.

Produksjonsregulering for å redusere aktivitetsnivået vil påføre feltene ulemper og kostnader, og vil heller ikke være et særlig effektivt virkemiddel. Regjeringen ser ikke en slik regulering som aktuell politikk. Produksjonsregulering ut fra markedshensyn har lenge vært en del av norsk oljepolitikk. Fra 1986-90 ble norsk oljeproduksjon redusert med 5-10 pst. som et bidrag til å stabilisere oljeprisene.

I mars 1998 ble oljeprisen notert til i overkant av 11 USD per fat. Viktige faktorer som har bidratt til den lave oljeprisen er den økonomiske krisen i Asia, økt irakisk olje på det internasjonale markedet og mild vinter på den nordlige halvkule. Dette har medført en betydelig lageroppbygging. Uten produksjonsbegrensende tiltak kunne prisene ha falt svært lavt.

Det er i norsk interesse at oljeprisen er stabil på et høyere nivå enn i dag. For hver krone oljeprisen går opp eller ned, endres statens proveny-inngang med i underkant av 1 mrd. kroner. Lave oljepriser på kort sikt vil ikke ha direkte budsjettmessige virkninger, men skatte- og avgiftsinngangen vil bli betydelig redusert. Dette vil redusere avsetningene til petroleumsfondet.

De fleste oljefelt som i dag produserer på kontinentalsokkelen, har tilstrekkelig lave produksjonskostnader til at de ikke påvirkes av lave priser på kort sikt. Men en lav oljepris vil kunne få betydelige konsekvenser for fremtidig leting og utbygging på kontinentalsokkelen. Ved oljepriser på 10-12 USD per fat vil det være få utbyggingsprosjekter som vil bli fremmet og letevirksomheten vil bli betydelig redusert.

Den høye produksjonen de nærmeste årene gjør oss sårbare for lave priser. Dette kan illustreres ved beregninger som viser at en gjennomsnittspris på 10 USD per fat i 1998, vil redusere statens netto kontantstrøm med rundt 50 mrd. kroner ved en produksjon på 3,2 mill. fat per dag. En vedvarende lav oljepris på 10 USD per fat vil redusere statens netto kontantstrøm med mellom 50-100 mrd. kroner hvert år. Etter som en stor del av petroleumsinntektene avsettes til petroleumsfondet, vil statsbudsjettets utgiftsside være mindre avhengig av kortsiktige endringer i oljeprisen. I figur 4.2 er statens netto kontantstrøm i årene fremover med en prisbane på 10 USD sammenholdt med basisanslaget.

Kilde: (Kilde Olje- og energidepartementet).

Lave priser medfører stor fare for at konsumentlandene øker skattene på oljeprodukter ytterligere, og dermed gjennom lavere etterspørsel, også bidrar til lavere produsentpriser.

Av hensyn til en forsvarlig forvaltning av petroleumsressursene, skatte- og avgiftsinngangen og effekten på norsk økonomi på noe sikt, besluttet derfor regjeringen i april 1998 å innføre produksjonsregulerende tiltak for oljeproduksjonen på norsk kontinentalsokkel. Dette skal skje ved et prosentvis kutt på ca 3 pst., som utgjør om lag 100 000 fat per dag. Produksjonsreguleringen gjelder med virkning fra og med 1. mai og har begrenset varighet fram til og med 31. desember 1998. Reguleringen vil kunne bli opphevet tidligere dersom tiltaket ikke har den ønskede virkning.

Reguleringen er gjort gjeldende for oljefelt, og i utgangspunktet med samme prosentvise reduksjon for hvert felt. Gassfeltene (Frigg, Øst Frigg og Troll 1) samt gasskondensatfeltene (Heimdal, Lille Frigg, Tommeliten gamma og Sleipner-feltene), blir ikke omfattet av reduksjonen. Dette fordi disse feltenes primærprodukt er gass, og eventuell væskeproduksjon blir styrt av gassproduksjonen.

4.5 Investeringsregulering

Investeringsregulering er et tiltak som påvirker investeringer og produksjon på et tidligere tidspunkt enn for eksempel endringer i konsesjonspolitikken. I hvilken grad en investeringsregulering vil bidra til å jevne ut aktivitetsnivået i sektoren, vil tillegges stor vekt og må veies mot eventuelle uheldige sider ved denne form for styring av aktivitetsnivået.

Ved en regulering av investeringsnivået må hensynet til en effektiv utnyttelse av ressursene ivaretas. En stor del av de gjenværende ressursene kan utvikles som satellittfelt ved å utnytte ledig kapasitet på eksisterende innretninger. Investeringer i tiltak for økt utvinning og tilleggsressurser vil også omfatte en betydelige del av gjenværende ressurser. Utvinningen av disse ressursene må starte før produksjonen på hovedfeltet kommer under et visst kritisk nivå for å unngå tap av ressurser og unødig forlengelse av driftsperioden på hovedfeltet. Det er derfor naturlig å vurdere en utsettelse av selvstendige utbygginger og satellittfelt der det ikke er noen umiddelbar fare for at ressurser kan gå tapt. I tillegg er det viktig å sikre at nye gassfelt fases inn tidsmessig optimalt for å sikre tilstrekkelig fleksibilitet med hensyn til produksjonskapasiteten, og dermed unngå tap av oljeressurser i felt med avhengighet mellom olje- og gassproduksjon.

Den fremtredende rollen som petroleumssektoren har i norsk økonomi, betyr at petroleumsinvesteringenes virkning på den samlede økonomiske utviklingen også må være gjenstand for en grundig vurdering og veie tungt ved beslutninger av denne type tiltak. Dette er bakgrunnen for at investeringer i alle funn under vurdering i 1998 vil bli forskjøvet med ett år. Presstendensene internt i næringen understreker også behovet for denne type tiltak.

De samlede investeringer i olje- og gassvirksomheten (eksklusiv leting) for 1998 ble i tilleggsproposisjonen (St prp nr 1 Tillegg nr 3 1997-98) anslått til i overkant av 53 mrd. 1997-kroner. Investeringsanslagene for inneværende år viser en økning på 13,7 mrd. til om lag 67 mrd. 1997-kroner dersom alle besluttede og forventede prosjekt legges til grunn uten tiltak.

Med et meget høyt aktivitetsnivå og tiltakende press på mange områder i norsk økonomi, er denne økningen i investeringene fra et allerede høyt nivå uheldig. Den betydelige vekstimpulsen som petroleumsinvesteringene representerer i en kritisk fase i den norske oppgangskonjunkturen, viser at aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen må være gjenstand for en nøye og helhetlig vurdering.

Presstendensene er også tydelig internt i næringen med blant annet mangel på visse typer arbeidskraft, rekordhøye riggrater, full kapasitetsutnytting i deler av leverandørindustrien og en klar tendens til kostnadsøkninger i prosjektene. I denne situasjonen kan det være i alle parters interesse med en viss utjevning av investeringsnivået.

For å gi selskapene stabilitet og forutsigbarhet, vil utbyggingsplanene for feltene bli godkjent på normal måte. For disse feltene vil selskapene få et pålegg om å forskyve investeringene ett år fra 1998 til 1999. I ventetiden etter godkjenning kan selskapene inngå kontrakter og videreføre prosjektplanlegging med sikte på optimalisering av prosjektene, men ikke starte betydelig investeringsaktivitet. Investeringer i nye rørledninger og landanlegg er nødvendig for å sikre avsetning av petroleum fra felt i drift eller under utbygging, og kan derfor ikke forskyves. Det er heller ikke aktuell politikk å utsette investeringer i prosjekter som alt er vedtatt.

Den mest balanserte løsningen ved en gjennomføring av investeringsforskyvingen, vil etter departementets vurdering være å fastsette at for ingen av prosjektene godkjent i 1998, vil investeringsoppstart forskyves lenger enn til 1. juli 1999. Videre vil ingen feltutbygginger med aktivitetsoppstart eller som godkjennes i løpet av første halvår 1999, få starte investeringer før 1. juli 1999. På den måten oppnår en mest mulig likebehandling av prosjektene, samtidig som omfanget av forskyvingen vil være i tråd med målsettingen for tiltaket. Det vises til St prp nr 52 (1997-98) for en beskrivelse av investeringsforskyvingen.

Kilde: (Kilde: Olje- og energidepartementet).

Som det går fram av figur 4.3, vil en forskyving av alle funn under vurdering gi et jevnere forløp i petroleumsinvesteringene. Virkningen av forskyving av investeringsoppstart for alle funn under vurdering med ett år, vil i utgangspunktet være en reduksjon i investeringene for disse prosjektene på om lag 5 mrd. kroner for 1998 og om lag 11 mrd. kroner for 1999 (1997-kroner). Men det vil påløpe noe investeringer i disse prosjektene i 1998 og 1999. Samtidig vil investeringene lenger ut i tid bli noe høyere. Årsaken til at investeringsfallet er større i 1999 er at annen-års investeringene i et prosjekt er høyere enn første-års investeringer.

Det høye nivået på petroleumsinvesteringene i 1998 er med på å bidra til at fallet i investeringene lenger fram i tid vil kunne bli betydelig. Ved inngangen til neste århundre er det ventet at investeringsnivået vil bli nær halvert i forhold til nivået i 1998. Dette vil kunne skape problemer med motsatt fortegn, ved at lavere petroleumsinvesteringer vil skape tilpasningsproblemer.

Nedgangen i petroleumsinvesteringene i årene fremover kan forklares ut fra flere forhold. En del av investeringene i dette tiåret kan tilskrives gassinvesteringer. Med mindre nivået på gasseksporten øker vesentlig utover det som i dag er kontraktsfestet, vil behovet for gassinvesteringer reduseres.

Videre er det ventet at oljeinvesteringene vil vise et markert fall etter århundreskiftet. Dette kan forklares med at flere funn i tiden fremover vil kunne bygges ut som satellitter ved å utnytte ledig kapasitet på eksisterende innretninger. Dette vil redusere behovet for omfattende investeringer. I tillegg har den teknologiske utviklingen, samt det faktum at funnene som skal bygges ut stadig blir mindre, ført til at selvstendige utbyggingsløsninger har mindre omfang enn tidligere.

Det må understrekes at det er en betydelig usikkerhet knyttet til investeringsanslagene. Investeringsfallet kan vise seg å bli mindre bratt enn anslagene indikerer, men hovedkonklusjonen om at investeringsnivået noen år ut i neste århundre vil være betydelig lavere enn i dag virker mindre usikker.

Kilde: (Kilde: Olje- og energidepartementet).

I figur 4.4 er virkningen på oljeproduksjonen av investeringsforskyvingen og produksjonsreguleringen sammenholdt med utviklingen uten disse tiltakene. Forskyvingen vil gi en lavere oljeproduksjon de første årene, som kompenseres for høyere produksjon lenger ut i tid. For årene 2000 til 2003 vil forskyvingen medføre en reduksjon i total produksjon på mellom 100 000 til 200 000 fat per dag.

Selv om investeringsforskyvingen og produksjonsreguleringen er begrunnet ut fra spesielle forhold som har gjort det påkrevd med en regulering av aktivitetsnivået, vil tiltakene også ivareta noe av hensynet til et mer langsiktig og stabilt produksjonsnivå.

4.6 Konsekvenser av å gjennomføre en styring av aktivitetsnivået

En styring av aktivitetsnivået kan gi konsekvenser for norsk økonomi generelt og petroleumssektoren spesielt. Det er forhold knyttet til verdien av petroleumsformuen, virkningen på miljøet, forholdet til fremtidige generasjoner, norsk fastlands-økonomi og effektiviteten i oljeutvinningen det vil være spesielt interessant å se nærmere på.

4.6.1 Virkningen på verdien av petroleumsformuen

Ut fra etterspørsels- og tilbudsforhold i markedet, kan det hevdes at et bortfall av produksjon fra verdens 7. største oljeprodusent vil få konsekvenser for produsentprisen på olje. En prisøkning på olje vil øke verdien av petroleumsformuen isolert sett. På den annen side kan det anføres at en begrensning i oljeproduksjonen fra norsk kontinentalsokkel ikke vil få noen effekt på prisen i markedet hvis disse volumene raskt erstattes av andre produsenter. Effekten på produsentprisen er usikker, men det er lite trolig at en ensidig styring av aktivitetsnivået på norsk kontinentalsokkel vil gi langvarige økninger i prisen.

Valg av aktivitetsnivå på kontinentalsokkelen er et spørsmål om fordelingen av nasjonalformuen i form av ressurssparing eller finansiell sparing. Hvorvidt en overføring til finansielle fordringer i form av oppbygging av et petroleumsfond er med på å øke vår samlede nasjonalformue, vil avhenge av flere forhold. Når aktivitetsnivået blir redusert, vil inntektene bli skjøvet ut i tid. En høy avkastning på petroleumsfondet i den perioden produksjonen utsettes, vil øke kostnadene ved et produksjonsbortfall. Dette må veies mot at teknologiutviklingen vil føre til at kostnadene over tid blir redusert.

Utvinningstempoet vil også påvirke risikoeksponeringen for Norge. Et forholdsvis høyt utvinningstempo hvor petroleumsformuen omplasseres i mindre risikable formuesobjekter, innebærer at den fremtidige inntektsrisikoen knyttet til utviklingen i oljeprisen reduseres.

På den annen side vil et høyt utvinningstempo over en kort periode innebære økt eksponering for risikoen knyttet til lav oljepris i den perioden hvor oljeproduksjonen er høy. For Norge vil dette gjelde årene rundt århundreskiftet, som representerer toppen i oljeproduksjonen. Ved å strekke produksjonen mer ut i tid vil perioder med lav oljepris få mindre betydning for den realiserte verdien av olje.

En forutsetning for å overføre deler av oljeformuen i form av finansiell sparing i et petroleumsfond, er at det er mulig å skille opptjeningen av petroleumsinntektene fra bruken. Dersom dette ikke er mulig, kan det tilsi et lavere utvinningstempo.

4.6.2 Effekten på klimaet

Om lag 3 pst. av klimagassutslippene fra livssyklusen til en olje- og gassenhet produsert i Norge oppstår på norsk kontinentalsokkel, resten frigjøres senere i forbrukskjeden. Selv små gevinster i konsumleddet vil således ha langt større betydning enn en kraftig reduksjon i produsentleddet.

Dersom man skulle ta som utgangspunkt at en redusert norsk petroleumsproduksjon vil medføre at tilbudet av petroleum reduseres, og at dette fører til at produsentprisene på petroleum stiger, kan dette bidra til at det totale energiforbruket i verden reduseres. En slik effekt vil bidra til at utslippene fra forbruk av olje og gass reduseres. Sammensetningen av energietterspørselen vil kunne bli påvirket av en eventuell prisøkning på olje og gass. En slik prisøkning medfører at både nye, fornybare energikilder, kull og atomkraft blir mer konkurransedyktig i forhold til olje og gass.

Fokuserer man rent nasjonalt på utslippseffektene av en produksjonsbegrensning, vil det ikke være likegyldig for effektene på klimagassutslipp hvordan man begrenser produksjonen. Lavere utvinningstempo gjennom redusert produksjon fra felt i drift og delvis fra satellitter knyttet opp mot slike felt, vil sannsynligvis ha negativ effekt på de akkumulerte utslipp fra petroleumsproduksjon på et felt. En stor del av utslippene fra innretningene er ikke direkte knyttet til produksjonsnivået og vil således ikke reduseres selv om uttaket fra feltet reduseres. Utslippene per produsert enhet og dermed de totale utslipp fra utvinning av ressursene i feltet vil derfor bli høyere enn ved en optimal utvinningsbane.

Et lavere utvinningstempo gjennom en mer restriktiv holdning til nye utbyggingsprosjekt, vil ikke ha de samme effektene på utslipp av klimagasser fra et bestemt felt som en begrensning på allerede utbygde innretninger. Det finnes både faktorer som gjør at det å utsette oljeproduksjonen i enkelte tilfeller vil kunne gi lavere eller høyere totale utslipp fra et felt. Ny teknologi vil være sentralt for at det å vente skal kunne gi lavere utslipp. Dette trekker i retning av at det å vente vil kunne gi lavere totalutslipp fra et felt. At nye utbygginger bruker allerede eksisterende infrastruktur vil kunne trekke i retning av at man ved å vente får høyere akkumulerte utslipp enn utbygging i dag ville medføre.

Regjeringen legger stor vekt på å øke bruken av miljøvennlig teknologi i forbindelse med utvinning av ressursene. Selv om industrien har hovedansvaret, vil regjeringen bidra til å stimulere utvikling og implementering av mer miljøvennlig teknologi. Norsk petroleumsproduksjon skal være ledende når det gjelder å iverata miljøhensyn. Regjeringen legger stor vekt på å videreføre samarbeidet med industrien og andre berørte samfunnsaktører i Miljøsok for å bidra til at den ledende posisjonen når det gjelder ivaretagelse av miljøhensyn kan kombineres med å øke konkurransekraften til norsk kontinentalsokkel.

4.6.3 Virkningen på norsk fastlandsøkonomi

Petroleumsvirksomheten utgjør en viktig del av norsk økonomi. Virkningen på resten av økonomien av et høyt aktivitetsnivå i petroleumssektoren vil derfor være et sentralt spørsmål i forbindelse med en regulering av aktivitetsnivået.

Figur 4.5 viser forholdet mellom petroleumsvirksomheten og norsk økonomi. På de fleste områder har petroleumssektoren en sentral plass i økonomien. Verdiskapingen i sektoren var i 1997 på 16 pst. av BNP. Dette gjør petroleumssektoren til den største enkeltnæringen i Norge. Petroleumsinvesteringenes andel av samlede investeringer (inklusiv leting) har variert forholdsvis mye over tid. I 1997 var denne andelen på rundt 25 pst. av samlede investeringer. Statens petroleumsinntekter var på rundt 18 pst. av statens samlede inntekter, men andelen av petroleumsinntektene som ikke ble avsatt i petroleumsfondet, utgjorde 4,8 pst. Fra figur 4.5 går det fram at den komponenten som viser størst variasjon er petroleumsinntektene. På grunn av skattesystemet vil endringer i oljeprisen gi større utslag på statens inntekter enn på de andre komponentene i figur 4.5. Eksportverdien fra salg av olje og gass i 1997 er anslått til 168 mrd. kroner, hvorav gassens andel var under 20 pst. Eksport av olje er dermed den mest betydningsfulle delen av norsk petroleumseksport.

Kilde: (Kilde: Statistisk sentralbyrå, Finansdepartementet).

Arbeidsmarkedet er et området der petroleumssektoren har en mindre fremtredende betydning. Antall personer som er direkte sysselsatt i petroleumssektoren, utgjør mindre enn 1 pst. av samlet arbeidstilbud. Dersom en i tillegg inkluderer de som indirekte er sysselsatt i petroleumsvirksomheten, vil andelen øke til litt over 3 pst.

Graden av oljeavhengighet i norsk økonomi kan sies å være knyttet til spesielt to forhold:

1. Hvordan økonomien påvirkes av svingninger i oljeprisen og investeringsaktiviteten.

2. Hvordan økonomien påvirkes når investerings- og produksjonsfasen på kontinentalsokkelen nærmer seg slutten.

Oljeprisens betydning for oljeavhengigheten ble tydelig synliggjort av fallet i oljeprisen i 1986, som bidro til å skape store tilpasningsproblemer i norsk økonomi. I dag er situasjonen en annen. Solide statsfinanser gjennom oppbyggingen av et petroleumsfond og en betydelig lavere reell oljepris har redusert sårbarheten knyttet til et fall i oljeprisen. Et markert oljeprisfall vil allikevel kunne skape store problemer for norsk økonomi.

Også investeringene har stor betydning for oljeavhengigheten, både fordi petroleumsinvesteringene utgjør en stor andel av samlede investeringer og fordi petroleumsinvesteringene svinger mye over tid. Petroleumsinvesteringene kan enten ha en stabiliserende eller destabiliserende virkning på økonomien. Et mest mulig jevnt forløp i investeringene vil redusere tilpasningsproblemene.

Petroleumsinvesteringene vil for både 1997 og 1998 representere en kraftig vekstimpuls for fastlands-økonomien. På bakgrunn av at den økonomiske oppgangen i Norge i 1998 er inne i det sjette året og således inne i en svært kritisk fase, vil petroleumsinvesteringene bidra til å forsterke konjunkturoppgangen og øke faren for en overopphetning av økonomien. Et lavere utvinningstempo gjennom en mer restriktiv holdning til nye utbyggingsprosjekter, vil være et viktig bidrag med hensyn på unngå en for sterk vekst i økonomien med en påfølgende nedgangskonjunktur.

Bruken av petroleumsinntektene vil også være avgjørende for graden av oljeavhengighet i norsk økonomi. Men den delen av petroleumsinntektene som avsettes til petroleumsfondet, vil snarere bidra til å redusere oljeavhengigheten idet et fond gjør det lettere å møte en lengre periode med lave oljepriser, jf. 1. punkt. Dette må veies mot at høye avsetninger til petroleumsfondet vil kunne være et resultat av høye petroleumsinvesteringer, som trekker i retning av økt oljeavhengighet ved at petroleumsinvesteringene blir konsentrert over et kortere tidsrom og derfor utsatt for større endringer når investeringsfasen går mot slutten.

4.6.4 Virkninger for leverandørindustrien

I 1997 var investeringene i petroleumsvirksomheten eksklusive leting om lag 54 mrd. kroner. Investeringer i en slik størrelsesorden genererer en betydelig etterspørsel etter varer og tjenester. Godt over halvparten av den samlede verdien av vare- og tjenesteleveranser har de seneste årene tilfalt bedrifter i Norge, ofte i sterk internasjonal konkurranse. I 1997 var i underkant av 80 000 personer sysselsatt i petroleumsrelatert virksomhet. Av disse var om lag 18 000 ansatt i oljeselskap. De øvrige 62 000 var i all hovedsak sysselsatt i ulike typer av leverandørbedrifter.

Tiltak for å styre aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen, vil påvirke leverandørindustriens rammebetingelser. Hvor store konsekvensene vil være for leverandørindustrien, avhenger selvsagt av hvilke type tiltak som iverksettes, og omfanget av dem, men også av industriens egen evne til omstilling.

Styring av aktivitetsnivået kan være et kortsiktig virkemiddel. Regjeringens beslutning i 1998 om å forskyve petroleumsinvesteringene med ett år, må ses i et slikt perspektiv. I noen grad har denne beslutningen vært nødvendig på grunn av overskuddsetterspørsel, og dermed press, i flere vare- og tjenestemarkeder. Dette gjelder markedet for borerigger og ingeniørtjenester, men også for store deler av verftsindustrien (fabrikasjon). Slike forhold tar ikke nødvendigvis de enkelte selskap fullt ut hensyn til i sine planer. Styring av aktivitetsnivået vil i dette tilfellet kunne bidra til mer kostnadseffektive løsninger for flere av utbyggingsprosjektene på kontinentalsokkelen.

Bedriftene som leverer varer og tjenester til petroleumsvirksomheten, er ikke en ensartet gruppe. Presset er ikke like stort innenfor alle segment av leverandørindustrien, og det er variasjoner innenfor enkeltsegment. Selv om presset generelt sett er høyt, er beleggssituasjonen varierende blant ulike verft. Belegget faller dessuten fort ved flere verft etter som man beveger seg fremover i tid. Verftene har reservert kapasitet i henhold til oljeselskapenes planer, og har i flere tilfeller avstått fra å levere anbud på andre kontrakter. En uheldig konsekvens av at petroleumsinvesteringene som var planlagt i 1998 blir forskjøvet med ett år, er at det ved noen verft kan bli nødvendig med permitteringer.

Konsekvensene for leverandørindustrien av en mer langvarig styring av aktivitetsnivået, vil i stor grad avhenge av industriens egen evne til omstilling. Omstilling kan skje til annen type virksomhet nasjonalt slik flere aktører innenfor shippingrelatert virksomhet gjorde i 1970-årene da de omstilte seg til petroleumsrelatert virksomhet. En annen mulighet vil være internasjonalisering.

Som nevnt vil investeringsforskyvingen i 1998 føre til at investeringsnivået i perioden fram til år 2002 blir jevnere enn det ellers ville blitt. Dette bidrar til en jevnere ordretilgang for leverandørindustrien, og gir denne delen av industrien bedre tid til å omstille seg til et lavere aktivitetsnivå.

4.6.5 Effektiviteten i forvaltningen av petroleumsressursene

Ved utvinning av petroleumsressurser vil en finne ulike typer usikkerhet knyttet til reservoaret, utbygging, produksjon, kostnader og inntekter. Samtidig er det betydelig fleksibilitet ved beslutninger i ulike faser innen petroleumsvirksomheten knyttet til leteprogrammet, utbyggingstidspunktet, produksjonsplanen og avslutningstidspunktet. Denne fleksibiliteten vil ha en positiv verdi fordi innhenting av informasjon som bedrer beslutningsgrunnlaget, vil redusere sjansene for å foreta en dårlig beslutning. Det kan på denne bakgrunn ligge en betydelig tilleggsverdi (eller opsjonspremie) i å vente med beslutninger i de ulike fasene. Eksempelvis gir en gradvis utforskning en slik tilleggsverdi med muligheter for et jevnt aktivitetsnivå i sektoren, bedre utnytting av infrastruktur, muligheter for å utnytte kunnskapen fra et område til bedre beslutninger innen samme eller tilstøtende område, samt muligheter for å utnytte ny teknologi.

Teknologiforbedringer som kan oppnås ved å skyve prosjekter ut i tid, vil være at utvinningsgraden fra de enkelte felt kan økes og at utbyggingskostnadene kan reduseres. Driftskostnadene vil også være lavere på nye innretninger.

Tilleggsverdien av å vente med å foreta en beslutning vil være størst for selvstendige utbygginger og satellittprosjekter som ikke er tidskritiske. For tidskritiske ressurser vil gevinsten av å vente med en beslutning kunne være negativ idet ressurser kan gå tapt ved en for sen utbygging.

4.7 Fremtidig utvikling i norsk oljeproduksjon

Ved en vurdering av petroleumsaktiviteten er det viktig å vite hvor den fremtidige tilveksten i produksjonen vil komme og i hvilken grad en forskyving av investeringene vil bidra til å jevne ut aktivitetsnivået i sektoren. Hvorvidt en forskyving vil føre til ressurstap må også tillegges stor vekt i vurderingen av fremtidige prosjekter. Dette vil bli nærmere utdypet nedenfor.

Produksjonsbidraget fra økt utvinning og tilleggsressurser i eksisterende felt og fra satellitter som tilknyttes disse, vil utgjøre en økende andel av totalproduksjonen, se figur 4.6.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Prognosene viser at godkjente feltutbygginger (inkl. økt utvinning og tilleggsressurser), samt funn som forventes å bli tilknyttet disse, vil bidra med om lag 85 pst. av den totale oljeproduksjonen i perioden 2003-2004. Den øvrige andel av produksjonen vil komme fra funn som antas å bli bygget ut med selvstendige løsninger samt produksjon fra uoppdagede ressurser.

I det følgende gis en nærmere oversikt over de gjenværende petroleumsressursene og hvilken produksjonsutvikling man kan forvente basert på disse. De gjenværende ressursene er inndelt i ulike kategorier etter hvordan de forventes utbygget og produsert:

• eksisterende felt og nærliggende ressurser

• selvstendige utbyggingsprosjekter

Den første kategorien tar for seg felt som er i drift eller vedtatt utbygget, og inkluderer de ressurser som naturlig kan produseres fra eller knyttes opp mot disse, slik som økt utvinning, tilleggsressurser og nærliggende funn. Ressurser i funn som antas å bli bygget ut som selvstendige løsninger og er fristilt fra eksisterende infrastruktur, omtales for seg.

4.7.1 Eksisterende felt og nærliggende ressurser

Eksisterende felt

De gjenværende reservene i eksisterende felt utgjør ca 45 pst. av det gjenværende ressursgrunnlaget. Da er tiltak for økt utvinning og tilleggsressurser i feltene inkludert. Disse ressursene bør fases inn slik at en størst mulig del av ressursene produseres før hovedfeltet stenger ned.

Produksjonsbidraget fra tiltak for økt utvinning, innfasing av tilleggsressurser og satellitter vil få økende betydning for de større feltsentra på kontinentalsokkelen. Effekten av dette for store felt som Ekofisk, Statfjord, Snorre, Gullfaks og Oseberg er vist i figur 4.7. Oljeproduksjonen fra den øvrige del av kontinentalsokkelen, samt forventninger til produksjon av uoppdagede ressurser er også vist. Produksjonsbidraget fra de andre områdene kommer i hovedsak fra feltene på Haltenbanken, Heimdal/Balder området og Troll.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Tiltak for økt utvinning er anslått å kunne gi oss i størrelsesorden 850 mill. m³ mer olje og 500 mrd. m³ mer gass enn vi ellers ville fått. Potensialet for økt oljeutvinning utgjør nesten like mye som oljereservene i Statfjord og Gullfaks til sammen, og er ressurser som en for få år siden ikke antok ville være teknisk eller økonomisk mulig å produsere. En fremtidig utvinning av disse ressursene er avhengig av at ny teknologi blir gjort tilgjengelig. Nåverdien av tiltak for økt utvinning anslått til 300-400 mrd. kroner ved 7 pst. diskonteringsrente. Deler av dette ressurspotensialet er mulig å realisere uten store investeringer. For øvrig vil utvinningskostnadene i stor grad avhenge av den fremtidige teknologiutvikling.

Med økt utvinning menes metoder og tiltak for å øke utvinningsgraden i et felt, dvs den andel av de tilstedeværende ressursene som kan utvinnes økonomisk. Økt utvinning er et resultat av bedre kunnskap om feltenes ressursgrunnlag og produksjonsegenskaper, kombinert med mer effektive metoder for selve utvinningen. Denne utviklingen har vært mulig på grunn av store teknologiske fremskritt f. eks. innenfor innsamling og behandling av data og mer effektiv bore- og brønnteknologi. Potensialet for økt utvinning må realiseres mens hovedfeltet ennå er i drift. Dersom man venter for lenge med tiltakene, kan lønnsomheten reduseres så mye at tiltak ikke blir satt i gang, og ressurser går tapt.

Så sent som i 1991 var det antatt at en kunne oppnå en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 34 pst. for oljefeltene. I dag antar en å kunne utvinne 43 pst. av tilstedeværende olje, og ambisjonen er å øke denne til 50 pst. i gjennomsnitt. For gassfeltene er målet å utvinne 75 pst. av ressursene. Det er store variasjoner i utvinningsgraden mellom ulike reservoarsoner i samme felt og også mellom feltene. For de beste sonene i Statfjord og Oseberg der gassinjeksjon foregår, vil utvinningsgraden for olje overstige 70 pst., mens den i soner i andre felt med dårlige reservoarforhold eller ingen injeksjon kan ligge på under 20 pst.

Et eksempel på tiltak for økt utvinning er injeksjon av vekselsvis vann og gass (VAG) i de samme brønnene. Slik utvinningsstrategi benyttes på Snorre og antas å øke de utvinnbare oljeressursene i dette feltet med ca 30 mill. m³ i forhold til en utvinning basert på kun vanninjeksjon.

En kan i dag bore lengre, raskere og mer presist enn tidligere. Brønner kan bores horisontalt og med flere grener slik at f. eks. tynne petroleumssoner kan utvinnes økonomisk. Disse metodene blir benyttet for produksjon av den tynne oljesonen (12-14 meter) i gassprovinsen i Troll vest. Oljereservene i denne delen av feltet er anslått til 123 mill. m³, og er ressurser som før 1990 ikke ble ansett som økonomiske å utvinne.

I tillegg til å øke utvinningen fra de reservoarsoner som danner reservegrunnlaget i et felt, vil det også være fokus på produksjon av mulige tilleggsressurser i feltene. Tilleggsressurser kan være separate petroleumssoner som tidligere ble ansett som ulønnsomme eller marginale å utvinne, slik som flankene på et felt og separate reservoarer med dårlige produksjonsegenskaper. Tilleggsressurser av denne type er anslått til om lag 100 mill. m³ olje og vil i all hovedsak fases inn til eksisterende innretninger.

Rundt århundreskiftet forventes produksjonen av økt utvinning og tilleggsressurser å utgjøre ca 10 pst. av den totale oljeproduksjonen. Utvinning av disse ressursene vil i alminnelighet kreve små investeringer, slik at en utsettelse i liten grad vil bidra til å jevne ut investeringene. Regjeringen går ikke inn for at en styring av aktivitetsnivået skal få negative konsekvenser for disse ressursene.

Ressurser nær eksisterende felt

I Nordsjøen og i deler av Norskehavet kan en stor del av de gjenværende ressursene utvikles som satellittfelt ved å utnytte ledig kapasitet på eksisterende innretninger. I mange tilfeller vil en slik utnyttelse være kostnadseffektiv og gi forbedret ressursuttak totalt sett. Men dette forutsetter at ressursene fases inn tidsriktig i forhold til de eksisterende innretningene. Noen installasjoner i Nordsjøen har allerede ledig kapasitet.

Utviklingen de senere årene viser at funnstørrelsen på kontinentalsokkelen avtar. Avtagende funnstørrelse er en naturlig utvikling etter hvert som petroleumsprovinsene modnes. I 1997 utførte Oljedirektoratet en studie av alle funn som ikke var vedtatt utbygget. Mer enn 70 pst. av disse funnene var små, dvs med ressurser på under 10 mill. m³ o.e. Til sammenligning har hvert av de største oljefeltene på kontinentalsokkelen et reservegrunnlag på 350-700 mill. m³ olje. Selv om mange av funnene er små i forhold til tidligere utbygginger, har en stor andel av funnene en gunstig beliggenhet i forhold til eksisterende infrastruktur, og vil kunne knyttes opp mot disse. Dette forhold antas også å være tilfellet for deler av de uoppdagede ressursene. For funnene ligger i størrelsesorden halvparten av ressursene nærmere enn 25 km fra eksisterende anlegg. En stor andel av dette er olje.

Figur 4.8 gir en oversikt over påviste ressurser som forventes utbygd som satellitter i Nordsjøen innenfor en radius av 25 og 50 km fra eksisterende infrastruktur. Med dagens teknologi kan brønnstrøm, som hovedregel, overføres opptil 25 km fra oljefunn og opptil 50 km for gassfunn. For Norskehavet, som er en mindre moden provins, er Åsgard, Heidrun, og Draugen/Njord naturlige tilknytningspunkter. Ny teknologi forventes på sikt å kunne øke rekkevidden for overføring av brønnstrøm. For oljefunn vil det med rimelige antagelser om teknologiutviklingen være mulig å knytte nye funn til eksisterende felt innenfor en radius på 50 km. Dette er også illustrert i figuren.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Både fra en samfunns- og bedriftsøkonomisk synsvinkel er det viktig å tilrettelegge for en effektiv utnyttelse av det produksjonsutstyr som allerede er installert. Prognosene viser at betydelig kapasitet vil bli ledig i eksisterende innretninger etter århundreskiftet og vil gjøre en kostnadseffektiv innfasing av ressurser i nærliggende områder mulig.

For de uoppdagede ressursene forventes om lag halvparten å ligge utenfor konsesjonstildelte områder. Deler av disse ressursene kan produseres via tilknytting til eksisterende innretninger. For myndighetene ligger det en viktig oppgave i å sørge for at rammebetingelsene er tilpasset denne situasjonen, og at oljeselskapene har de rette insentiver til å utnytte ressursene i de modne områdene.

Bruk av eksisterende anlegg for utbygging av nye funn kan gi samordningsgevinster i form av reduserte utbyggings- og driftskostnader. Figur 4.9 viser utfallsrommet for balansepriser for satellitt- og selvstendige utbygginger. Balanseprisen indikerer minste prisnivå for å få en lønnsom utbygging. Det er tatt utgangspunkt i kostnadsdata (inkl. tariffer) for funn og nye felt.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Figur 4.9 viser at balanseprisen for satellittutbygginger gjennomgående er lavere enn for selvstendige løsninger. Selv små funn kan bygges ut med lave balansepriser dersom de kan nyttiggjøre nærliggende infrastruktur. Figuren viser også spennet i balansepriser for begge typer utbyggingsløsninger for en gitt ressursstørrelse, og dette reflekterer både variasjoner i feltspesifikke egenskaper og graden av samordning med eksisterende anlegg. Figuren illustrerer at det er et mellomområde som er aktuelt for begge typer utbygginger. Utbygging av funn som satellitter er i økende grad benyttet på kontinentalsokkelen, særlig i den siste femårsperiode. Av 17 funn mindre enn 10 mill. m³ o.e. som nå er vedtatt utbygget, er kun to selvstendige utbyggingsløsninger.

Innfasing av satellittfunn vil medføre et større inntektsgrunnlag for eksisterende innretninger. Dette kan medføre en forlenget produksjonsperiode for hovedfeltet og vil bidra til økt ressursuttak, se figur 4.10. Figuren viser hvordan innfasing av nærliggende ressurser fører til at utnyttelsen og verdiskapingen fra både hovedfelt og satellitt øker.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Det må skilles mellom tidskritiske satellittfelt og ikke-tidskritiske satellittfelt. En for sen innfasing av tidskritiske satellittfelt kan føre til tap av ressurser. Når det gjelder ikke-tidskritiske felt, vil konsekvensene av å ikke utbygge disse feltene i løpet av de nærmeste årene være begrenset. Forholdene må legges til rette slik at ressurser som i dag er tidskritiske, fases inn slik at ressurser ikke går tapt.

4.7.2 Selvstendige oljeutbygginger

Etter hvert som kontinentalsokkelen modnes som petroleumsprovins, er det naturlig at antallet små utbygginger og satellittutbygginger øker. Det vil allikevel i årene fremover være funn som er av en slik størrelse, og med en slik lokalisering at de vil bygges ut med selvstendige løsninger. De totale oljeressursene i funn som ikke er vedtatt utbygd, er om lag 435 mill. m³. Med dagens prognoser vil om lag 240 mill. m³ bli bygget ut med selvstendige løsninger. Dette inkluderer funn som bare delvis vil kunne samordne sin utbygging med nærliggende infrastruktur. De selvstendige funnene er fristilt med hensyn på innfasing i forhold til andre anlegg, og oppstart av prosjektene vil styres av forhold som lønnsomhetsbetraktninger, innpassing i forhold til operatørens og industriens øvrige prosjektportefølje etc.

Ut fra dagens funnportefølje vil den samlede produksjonen fra funn hvor selvstendige løsninger forventes, utgjøre i underkant av 20 mill. m³ olje per år i perioden like etter århundreskiftet. Dette tilsvarer om lag 10 pst. av den totale oljeproduksjon etter århundreskiftet.

En utsetting av selvstendige oljeprosjekter fremstår som det minst problematiske tiltaket for å oppnå en kortsiktig styring av aktivitetsnivået. På lengre sikt vil det være mer fornuftig å tilpasse lete- og konsesjonspolitikken. Selv om dette vil være mindre treffsikkert, vil kostnadene være lavere. Ved en utsetting av selvstendige prosjekter vil ikke petroleumsressurser gå tapt, og størrelsen på enkelte av prosjektene betyr også at virkningen på aktivitetsnivået vil være større. Hvis sterke hensyn tilsier at det er nødvendig å iverksette et slikt tiltak for å oppnå en jevnere produksjon på et lavere nivå, er det viktig at myndighetene gjør dette i samarbeid med rettighetshaverne.

4.8 Norsok

Utgangspunktet for Norsok var en erkjennelse hos både myndigheter og i industrien om at lønnsomheten på kontinentalsokkelen ikke var tilfredsstillende. Et fremtidsbilde med lavere oljepriser, avtakende produksjonsvolum, økt konkurranse og reduserte funnstørrelser på dypere vann, ville ha forverret situasjonen ytterligere, og en så et klart behov for å effektivisere virksomheten.

Nærings- og energidepartementet tok i 1993 initiativet til etablering av et utbyggings- og driftsforum for petroleumssektoren. Målet for forumets arbeid var å identifisere og å bidra til å iverksette tiltak som ville videreutvikle kontinentalsokkelens konkurranseposisjon. Forutsetningen har hele tiden vært at arbeidet skal foregå gjennom et samarbeid mellom oljeselskaper, leverandørindustri, arbeidstakerorganisasjoner, forskningsmiljøer og myndigheter.

Et arbeidsutvalg fikk ansvaret for å legge fram en handlingsplan for arbeidet. Anbefalingene ble gitt i en rapport om kontinentalsokkelens konkurranseposisjon (Norsok) av februar 1994. Arbeidsgruppen foreslo da to delmål:

• En reduksjon i tids- og kostnadsforbruket på 40-50 pst. i løpet av en fem-års periode. Allerede i de første prosjektene som skulle realiseres burde kostnadene reduseres med minimum 25-30 pst. sammenlignet med daværende prosjekter.

• Opprettholdelse av oljeindustriens posisjon som et av verdens ledende innen helse-, miljø- og sikkerhetsarbeid.

I ettertid er det blitt spesifisert 165 anbefalinger for å modifisere og forenkle den måten kontraktør og operatør arbeidet på. Samtidig ble det kontraktsmessige rammeverket gjort enklere.

Norsok sitt hovedmål var:

• å øke verdiskapingen for alle gjennom å øke lønnsomhet og volum

• å sikre sysselsettingen

• å gjennomføre kulturendring og å innføre nye samarbeidsformer og arbeidsprosesser

I 1997 gikk Norsok-prosessen over i en ny fase. Det tidligere Norsok-sekretariatet ble avviklet og sekretariatsansvaret overført til Oljeindustriens Landsforening (OLF) og Teknologibedriftenes Landsforening (TBL).

Til å ivareta oppgavene med videreføringen av Norsok-arbeidet er det etablert et Norsok samarbeidsutvalg med medlemsrepresentanter fra OLF, TBL, myndighetene og fagorganisasjonene. Norsok-arbeidet har så langt vært konsentrert om utbyggingsfasen, men videreføres nå også til driftssektoren og base- og transportvirksomheten. Det er opprettet egne utvalg under Norsok samarbeidsutvalg som skal ta hånd om denne delen av arbeidet.

4.8.1 Hva er Norsok-samarbeidet?

De første utbyggingsprosjektene som er gjennomført, helt eller delvis etter Norsok-prinsippene, viser kostnadsreduksjoner i størrelsesorden 40-60 pst. Her teller både utvikling av ny teknologi og produktivitetsforbedringer knyttet til nye gjennomføringsformer med. Et tettere og mer integrert samarbeid mellom utbyggingsoperatør og kontraktør fra tidlig prosjektfase og inn i bruksfasen har i tråd med Norsok-anbefalingene blitt innført. Sammen med et utvidet bruk av etablerte industristandarder, har disse faktorene bidratt til oppnåelsen av de betydelige kostnads- og tidsforbedringene.

Gjennomføringstiden for prosjektene, som tidligere var på mellom 40-70 måneder, er nå redusert til 20-35 måneder. Den siste tids utvikling har ført til at norsk petroleumsindustri i dag, internasjonalt sett, er meget konkurransedyktig. Figuren 4.11 illustrerer utviklingen i kostnadene.

Kilde: (Kilde: Norsok).

4.8.2 Fremtidige utfordringer

For å få best mulig kunnskap om hvordan Norsok-endringene er blitt gjennomført i bransjen som helhet, har Norsok samarbeidsutvalg i 1997/98 gjennomført en rekke seminarer og besøk hos myndighetsorganer, oljeselskaper og leverandørbedrifter.

Resultatene er nedfelt i en rapport om samspillnormer for oljeindustrien. Bakgrunnen for utarbeidelsen av denne rapporten er at Norsok-tiltakene i varierende grad har funnet forankring nedover i organisasjonene hos oljeselskapene og i leverandørindustrien. Forståelsen for helheten i prosessen og Norsok-begrepene er ikke helt samstemt.

Norsok samarbeidsutvalg tilrår at alle parter tar initiativ til å utarbeide sitt eget foretaks Norsok-profil.

I Norsok-regi er det oppnevnt et kontraktsutvalg bestående av Statoil, Hydro, Saga og TBL. Dette utvalget skal utarbeide egnede modellkontrakter mellom leverandør og operatør. Utviklingstrekkene de siste årene har gått mot at operatøren forholder seg til en hovedleverandør samtidig som det er blitt et mer integrert samarbeid mellom partene. De nye samarbeidsformene krever en ny type kontrakter slik at begge parters interesse best mulig blir ivaretatt.

4.9 Rammebetingelser

Myndighetene har en viktig oppgave i å legge rammebetingelser for kontinentalsokkelen som sikrer en langsiktig og optimal utvinning av ressursene. I den forbindelse er det blant annet viktig å prioritere utbygging og innfasing av satellittfelt nær eksisterende infrastruktur.

For myndighetene er det en viktig utfordring i årene som kommer å legge forholdene til rette for verdiskaping fra de områdene der infrastruktur allerede er på plass. Dette innebærer at tiltak for økt utvinning og produksjon av tilleggsressurser i størst mulig grad igangsettes innenfor den økonomiske levetiden for installasjonene, og at omkringliggende ressurser fases inn mot hovedfeltene når kapasitetsforholdene tilsier dette.

Også på andre områder må aktivitetene tilpasses slik at hensynet til ressursforvaltning i modne områder ivaretas. Det er viktig at tariffnivået for bruk av eksisterende infrastruktur, som produksjons- og transportinnretninger, ikke skaper vridninger mellom samfunns- og selskapsøkonomiske optimale beslutninger. Selskapenes fortjeneste fra petroleumsvirksomheten bør generelt tas ut på feltene og ikke i transportsystemene. For vurdering av tariffavtaler mellom ulike felt ligger det i forlengelsen av dette at avkastningen i hovedsak bør tilfalle det produserende felt og ikke det felt produksjonen overføres til. Spesielt er det viktig med en tariffstruktur som ikke hindrer at samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser blir produsert. Dette kan særlig gjøre seg gjeldende ved produksjon mot slutten av feltenes levetid. Et for høyt tariffnivå vil i slike tilfeller føre til at ressursene ikke vil bli optimalt utnyttet.

I forbindelse med innfasing av satellittfelt, og ved beslutninger om prosjekter for økt utvinning, kan opphør av konsesjonsperioden skape uheldige vridninger i beslutningssituasjonen i forhold til en ressursmessig optimal utvinningsstrategi. For felt der produksjonen vil kunne strekke seg utover konsesjonstiden, vil det kunne oppstå insentiver for uheldige kortsiktige tilpasninger.

Myndighetene vil fortløpende vurdere om rammebetingelsene ligger til rette for en fornuftig utvinning av ressursene på kontinentalsokkelen.

5 Gassvirksomheten

5.1 Innledning

Gassvirksomheten er en del av den samlede petroleumsvirksomheten og en stadig viktigere del. Gassalget antas å bli på omlag 45 mrd. m³, tilsvarende en fjerdedel av oljeproduksjonen i 1998. Av de påviste gjenværende petroleumsressursene utgjør oljen 2,5 mrd. m³, mens gassen utgjør 3,1 mrd. m³ o.e. Gassens rolle i olje- og gassvirksomheten vil derfor øke over tid.

Norsk gassvirksomhet er inne i en periode med rask oppbygging og eksporten vil i henhold til inngåtte kontrakter øke fra et nivå på knappe 30 mrd. m³ per år i begynnelsen av 1990-årene til om lag 76 mrd. m³ i år 2005. Denne utviklingen har ført til at det er oppstått en bedre balanse mellom de påviste gjenværende gassressurser og de leveringsforpliktelser Norge har påtatt seg.

5.2 Organisering av gassvirksomheten

Olje kan oppbevares og transporteres på tanker under vanlig trykk. Det betyr at kostnadene knyttet til transport i beste tilfelle bare vil være svakt avhengig av volum. Gass har en energitetthet på 1/600 av olje, og med dagens teknologi vil det være svært kostbart å ilandføre gass i tank. Transport av gass i form av LNG (Liquified Natural Gas) er teknisk fullt mulig, men for praktiske formål er utnyttelse av gassen i de fleste norske feltene avhengig av rørforbindelse.

Gasstransport i rør er langt dyrere enn tilsvarende transport av olje på tank. Gasstransport i rør er også i stor grad preget av stordriftsfordeler. Lønnsom utnyttelse av gassressursene forutsetter derfor utnyttelse av stordriftsfordeler både i investerings- og driftsfasen.

De første gassrørene ble basert på et stort enkeltfunn (Frigg) og en samling av flere funn (Ekofisk). Siden er det store Trollfeltet og en lang rekke mindre felt påvist. Samtidig er funnene gjort lengre fra markedet og på økende havdyp. Begge deler motvirker kostnadsreduksjonene som følger av bedre og billigere utbyggings- og rørleggingsteknologi. En rekke av disse feltene må derfor ses i en større sammenheng for at det skal gi grunnlag for bygging av nye rør. Utbyggingsbeslutningene forutsetter avsetning av gassen. Disse funnene er avhengig av rørtilknytning for gassavtak og rørene har ingen funksjon uavhengig av disse feltene. Myndighetene opprettet Gassforhandlingsutvalget (GFU), jf. St meld nr 46 (1986-87), for å forhandle gassalgsavtaler som kan gi grunnlag for beslutninger om utbygging av nye felt og rør. GFU forhandler kontrakter som vanligvis ikke er knyttet opp til reservene til bestemte felt (forsyningskontrakter). Det sikrer grunnlaget for utnyttelse av stordriftsfordeler og samordning, og gir grunnlag for en løpende vurdering av produksjonsnivået.

Produksjonen fra de eldste feltene er nå avtagende. Etter hvert blir det plass til gass fra nye felt i eksisterende rørledninger. Oppgaven blir heretter i økende utstrekning å se utnyttelse av eksisterende rør i sammenheng med behovet for ny kapasitet og behovet for nye rør for tilkobling av nye felt som i regelen ligger stadig lenger nord. Myndighetene har opprettet Forsyningsutvalget (FU) som vurderer hvordan forpliktelsene under inngåtte salgskontrakter kan oppfylles best mulig, den beste utnyttelse av eksisterende kapasitet, samt behovet for ny kapasitet.

Frigg-området ble utbygd som en helhet med samme eierandeler til feltinstallasjoner, rør og terminaler, men med visse justeringer for beliggenheten på grensen mellom norsk og britisk kontinentalsokkel. Behandlingen av gassen ble optimalisert mellom feltinstallasjoner og landterminaler. Ekofisk-området ble utbygd etter samme prinsipper, men med en statlig eierandel i noen av anleggene og en mindre justering for eiere utenfor Ekofisk-gruppen. Ekofisk-området ble utbygd basert på en optimalisering av feltinstallasjoner og anlegg i Emden og Teesside.

Det er teknisk og økonomisk en klar sammenheng mellom produksjonsstrategien for feltene, blanding av gass, utforming og drift av feltinstallasjoner og landterminaler. De optimale kombinasjonene endres når noen felt kommer i avtrappingsfasen og nye felt kommer inn. Den optimale kombinasjonen endres også med den teknologiske utviklingen. Når eierne har samme andeler i alle de berørte anleggene, vil de ha sammenfallende insentiver med hensyn til effektiv utbygging og drift. Departementet har erfaring både med prosjekter med gjennomgående eierandeler og med prosjekter hvor ulike tilstøtende anlegg har ulike eierandeler. Erfaringen viser at gjennomgående eierandeler eller i hvert fall balanse mellom eier- og skiperandeler gir færrest konflikter og de rette insentiver til kostnadseffektivitet.

Fra nesten alle felt vil det bli produsert både olje og gass. Utvinningsgraden for olje varierer sterkt mellom feltene, og en viktig oppgave fremover blir å øke utvinningsgraden. I løpet av om lag ti år har gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje økt med rundt 10 pst.poeng, fra vel 30 til over 40 pst av de tilstedeværende ressursene. Dette skyldes et sammenfall av ulike tekniske forbedringer. Injeksjon av gass i reservoarene står helt sentralt for å øke oljeutvinningen. Det forventes at en stor del av gassen som produseres på kontinentalsokkelen, vil bli injisert for å øke oljeutvinningen. I 1997 ble ca 23 mrd. m³ av produsert gass reinjisert. Det anslås at mellom 60 og 90 pst. av den injiserte gassen kan gjenvinnes i en senere fase.

Det er viktig at alle forpliktelsene i gasskontraktene møtes. Dvs at avtalt volum med avtalt kvalitet leveres på rett sted til rett tid. Samtidig er det viktig at gassuttaket optimaliseres ut fra hensynet til oljeproduksjonen. På kontinentalsokkelen er det utviklet et integrert produksjonssystem hvor utnyttelsen av den totale fleksibiliteten i systemet sikrer oppfyllelse av gasskontraktene og tar hensyn til oljeutvinningen.

Det er de enkelte rettighetshavergrupper som beslutter utbygging av de enkelte felt. De enkelte felteiere aksepterer vilkårene i salgskontraktene og beslutter de nødvendige investeringer. Gassforhandlingsutvalget (GFU) fremforhandler kontrakter og Forsyningsutvalget (FU) utreder forsyningsløsninger. Ressursene er endelige og skal komme hele samfunnet til gode. Staten har det endelige ansvaret for en forsvarlig utnyttelse av ressursene, herunder at virksomheten organiseres kostnadseffektivt og at det oppnås en høy utvinningsgrad. Det er også staten, som den opprinnelige eier av ressursene og den største deltager i utvinningstillatelsene, som har de største fordelene av et kostnadseffektivt system og en høy utvinningsgrad. Det er derfor myndighetene har opprettet dette systemet, overvåker hvordan det fungerer, gir tillatelse til utbygging av felt og rør, godkjenner kontrakter knyttet til gassavsetning, gir produksjonstillatelser og fatter beslutning om hvilke felt som skal levere gass.

5.3 Inngåtte salgsforpliktelser og ressurssituasjonen

Norge vil øke markedsandelene i det vesteuropeiske gassmarkedet i tråd med de inngåtte salgskontraktene. Leveransene kan i henhold til dagens kontrakter nå et nivå på omkring 76 mrd. m³ i år 2005. Fra en markedsandel på under 10 pst. av det europeiske gassmarkedet i begynnelsen av 1990-årene, forventes det at norsk gass etter århundreskiftet vil øke sin markedsandel til om lag 17 pst.

Totale påviste gjenværende gassressurser er på ca 3 100 mrd. m³. På grunnlag av anslag for ikke-påviste ressurser, antas de totale endelige gjenværende gassressursene å komme opp i om lag 5 500 mrd. m³. De totale leveringsforpliktelsene som Norge har påtatt seg i henhold til gassalgskontraktene, er på om lag 1 900 mrd. m³. Kjøperne har i kontraktene en viss fleksibilitet med hensyn på hvor store volum de må motta. 1 900 mrd. m³ representerer det maksimale volum som kjøperne kan kreve - og som Norge er forpliktet til å levere. Ser man bort fra umodne gassressurser og ressurser i områder uten infrastruktur, utgjør de totale gjenværende påviste ressursene på norsk kontinentalsokkel om lag 800 mrd. m³, se figur 5.1. Disse ressursene er ikke bundet opp i kontrakter i dag.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Av de 1 900 mrd. m³ gass som er forpliktet, hører 200 mrd. m³ innunder såkalte feltuttømmingskontrakter, eller kontrakter som er knyttet opp til gassreservene i et spesifikt felt. De resterende 1 700 mrd. m³ er solgt på forsyningskontrakter. Dette er kontrakter der det ikke er gassen til et bestemt felt som selges, men kun gass fra norsk kontinentalsokkel generelt.

Besluttet ilandføringskapasitet i det norske systemet ligger i dag på om lag 76 mrd. m³ per år til kontinentet og 10 mrd. m³ per år til Storbritannia fra Frigg.

Kilde: (Kilde: Olje- og energidepartementet).

5.4 Rammebetingelser i gassmarkedet

I europeisk energiforsyning har naturgassen tatt store markedsandeler i de fleste stasjonære anvendelser hvor naturgass er tilgjengelig. Naturgass har i stor grad utkonkurrert olje og kull til varmeformål både i industrien og i private husholdninger. I kraftproduksjon har naturgass hittil hatt mindre betydning, og dekker bare om lag 10 pst. av elektrisitetsforbruket i OECD-Europa. Kull og atomkraft er de viktigste energibærerne i kraftproduksjonen i de fleste europeiske land, men naturgassens betydning er økende også i denne sektor. Årsaker til dette er blant annet lave investeringskostnader og høy virkningsgrad for moderne kraftverk.

Energieffektivisering og energisparing er blitt stadig viktigere mål. Forholdet mellom energiforbruk og økonomisk vekst har falt innenfor EØS-området. Naturgass møter et energimarked med redusert vekst. Mindre miljøvennlige produkter som olje og kull, har fått en redusert markedsandel.

Overgangen fra kull og oljeprodukter til gass innebærer en betydelig reduksjon i utslippene av klimagasser og andre miljøskadelige stoffer. Utslipp av karbondioksyd (CO₂) og nitrogenoksider (NO_x) er omtrent redusert til det halve, og utslipp av partikler, svovel o.l. er praktisk talt eliminert.

Sluttbrukere som ikke har lagringsmuligheter for gassen, er avhengige av at de mottar gass i tilstrekkelige mengder når de skulle behøve den. Dette gjør forsyningssikkerheten til en viktig faktor for hvordan det europeiske gassmarkedet utvikler seg. For at konsumentene skal ønske å gjøre seg mer avhengige av naturgass som energibærer, må de kunne være sikre på at gassen kan leveres på en pålitelig og økonomisk konkurransedyktig måte. Forsyningssikkerhet og pålitelige leveranser kan best fremmes ved at gassindustrien gis stabile og forutsigbare rammebetingelser med insentiver til kostnadseffektive investeringer med en høy grad av fleksibilitet i produksjonsanlegg og annen infrastruktur.

Forholdene bør legges til rette for bruk av naturgass ved å tilpasse skatte- og avgiftssystemet, samt øvrige reguleringer av energimarkedet på en måte som ikke diskriminerer naturgass, men stimulerer til overgang til de mest miljøvennlige energibærerne.

Naturgassens fremtidige muligheter i det europeiske markedet varierer betydelig fra land til land. Organisering av energisektoren har tradisjonelt vært et nasjonalt anliggende, og verken EF-traktaten eller EØS-avtalen inneholder bestemmelser om en felles energipolitikk. Energipolitikken kan variere sterkt fra land til land avhengig av deres nasjonale energiressurser og historiske tradisjoner. De enkelte lands nasjonale energimål er av stor betydning for hvordan energisammensetningen er i dag, og for hvordan den utvikler seg. Mange land har subsidieordninger for enkelte energibærere. Andre land kan ha reguleringer til for eksempel fremme av atomkraft eller hindringer for bruk av tung fyringsolje.

EU-landene er det viktigste markedet for norsk gass, og det skjer endringer i disse landene i dag som øker risikoen ved salg inn i markedet. De enkelte EU-landene har fram til i dag organisert sin gassektor slik de har funnet det mest hensiktsmessig, i samsvar med landets energipolitikk. Siden 1992 har EU arbeidet med et direktiv som skal regulere gassmarkedet. EU-kommisjonen ønsker å få til en enhetlig organisering av alle medlemslandenes gassektorer, som ledd i utviklingen av det indre energimarked.

Utkastet til gassmarkedsdirektiv er blitt sterkt endret gjennom behandlingen i rådet. Et omforent direktiv ble endelig vedtatt i EU 11. mai 1998. Direktivet vil tre i kraft fra sommeren 2000.

Norske synspunkter på direktivforslagene har vært uttrykt overfor EU-kommisjonen og medlemslandene ved en rekke anledninger. Norske gassressurser bør etter regjeringens syn betraktes på lik linje med EUs egen energiproduksjon. Det er videre i norsk interesse at dagens system med adgang til langsiktige kontrakter kan videreføres. Slik langsiktighet legger grunnlag for sikkerhet for de store investeringer som gassproduksjon på norsk kontinentalsokkel er forbundet med. Ilandføringsrørledningene til og med endelig ilandføringsterminal bør i samsvar med etablert praksis fortsatt reguleres som en del av produksjonssektoren. Slik kan felt, ilandføringsrørledninger og terminaler sees under ett og man får den beste totalløsningen.

Hovedhensikten med EØS-avtalen er at EFTA-statene skal sikres adgang til det indre marked. Gassdirektivet er hjemlet bl.a. i TEF artikkel 100A, som er den generelle hjemmel til å gi direktiver for å etablere det indre marked. Ved gassdirektivet vil annen fase av det indre marked for naturgass bli etablert. Gassdirektivet vil således i utgangspunktet være av en slik art at EFTA-statene skal vurdere om det skal innlemmes i EØS-avtalen.

Innlemmelse av et direktiv i EØS-avtalen skjer ved beslutning i EØS-komiteen. EØS-komiteen er det viktigste organet i EØS, idet den har kompetanse til å treffe rettslig bindende vedtak på en rekke områder i avtalen. Dens viktigste funksjon er nettopp å avgjøre om nye EF-rettsakter skal innlemmes i EØS-avtalen. EØS-komiteen møtes en gang per måned.

Beslutninger i EØS-komiteen fattes ved enighet mellom fellesskapet på den ene siden og EFTA-statene på den annen. EØS-komiteen skal treffe beslutning om innlemmelse av direktivet så nær som mulig i tid etter at et direktiv er vedtatt i EU. Begrunnelsen for regelen er siktemålet om samtidig iverksettelse av det nye direktivet i EU- og EFTA-landene. Dersom direktivet i samsvar med dette besluttes innlemmet i EØS-avtalen, vil det tre i kraft for Norge samtidig som det trer i kraft i EU.

5.5 Videre utvikling

Lønnsomheten i gassfelt er som regel lavere enn lønnsomheten i oljefelt med tilsvarende petroleumsreserver. Dette fordi det er betydelige kostnader forbundet med å bygge transportrørledninger for gass. Oljen kan produseres raskere og prisen på gass er lavere enn for samme energimengde olje. En viktig utfordring i årene som kommer vil være å legge forholdene til rette for å skape størst mulig verdier fra de områdene der infrastruktur allerede er på plass. Satellittfelt nær eksisterende infrastruktur er ofte små, men er mindre kostnadskrevende å bygge ut enn større, selvstendige felt. Dette innebærer at tiltak for økt utvinning og produksjon av tilleggsressurser i størst mulig grad bør igangsettes innenfor den økonomiske levetiden for installasjonene, og at omkringliggende gassressurser bør fases inn mot hovedfeltene når kapasitetsforholdene tilsier dette.

Økt utvinning av olje og kondensat kan i mange tilfeller oppnås ved gassinjeksjon. Gassinjeksjon i flere av de store feltene vil fortsette og et økende antall felt under utbygging vil ha gassinjeksjon som en del av sin utvinningsstrategi.

Økt behov for gass til injeksjon på kort og mellomlang sikt vil kunne gi føringer for nivået på gassleveransene. For høyt gassuttak for tidlig, fra felt med avhengighet mellom olje- og gassproduksjon, kan føre til tap av oljeressurser. Leveranser av gass til injeksjon må innarbeides som en del av den løpende forvaltning og samordning av de norske olje- og gassressursene. Forholdet mellom gassalg og gass til injeksjon for å optimalisere den totale utvinningen av olje og gass, er noe departementet vil arbeide videre med blant annet i samarbeid med Oljedirektoratet, Gassforhandlingsutvalget og Forsyningsutvalget.

Generelt har myndighetene lagt opp til en rammestyring av industrien, dvs at myndighetene legger rammer og selskapene og utvinningstillatelsene treffer sine beslutninger innenfor disse rammene. Myndighetene søker å legge insentivstrukturen slik til rette at selskapene realiserer de samfunnsøkonomisk sett mest gunstige løsningene når de tilpasser seg selskapsøkonomisk optimalt.

Når naturgass i dag selges på langsiktige kontrakter og gassressursene først bygges ut etter at det foreligger salgskontrakter, har dette bakgrunn i at utbygging av felt og rørledninger for naturgass innebærer svært store investeringer og er preget av stordriftsfordeler med store økonomiske gevinster ved samordning. For at oljeselskaper skal være villige til å foreta langsiktige investeringer i gassfelt, rør og terminaler, samt ta hensyn til myndighetenes krav om samordning og ressursforvaltning, kreves det at selskapene har en rimelig grad av sikkerhet for å oppnå en tilfredsstillende avkastning på investeringene.

Utbygging av felt og ilandføringsrørledninger er meget kapitalintensivt og de fleste utbyggingskonsepter er lite fleksible. Samordning av utbyggingen av ulike gassfelt er derfor et viktig virkemiddel for myndighetene. Når en utbyggingsbeslutning er tatt, kan den sjelden reverseres. Mulighetene for å foreta tilpasninger utover de det var tatt høyde for fra begynnelsen av, er meget begrensede og kan fort bli kostbare. Ved å fatte viktige beslutninger om individuelle utbygginger i henhold til overordnede planer, kan myndighetene sikre større samlet fleksibilitet til lavere kostnader enn om utbyggingbeslutninger ikke ble sett i sammenheng.

Et viktig siktemål for norsk gasspolitikk og en forsvarlig ressursforvaltning er å samordne og tilpasse produksjonsmulighetene på kontinentalsokkelen ut fra en målsetting om å oppnå kostnadseffektivitet og lønnsomhet i gassvirksomheten. For å oppnå dette har Olje- og energidepartementet som tidligere omtalt opprettet to permanente rådgivende utvalg. Gassforhandlingsutvalget (GFU) har ansvar for å samordne alle salgsaktivteter for gass fra og på kontinentalsokkelen, og Forsyningsutvalget (FU) vurderer spørsmål knyttet til gassdisponering, utbygging og utnyttelse av infrastruktur og felt.

Disse utvalgene foretar løpende vurdering av avsetningsmuligheten, ressursgrunnlaget og muligheter for utnyttelse og utbygging av produksjons- og ilandføringskapasitet.

Norsk gassvirksomhet er nå inne i en sterk utvikling. Gassproduksjonen lå i flere år stabilt på knappe 30 mrd. m³ per år, men nå øker produksjonen raskt og den årlige eksporten vil etter århundreskiftet komme opp i 76 mrd. m³ i henhold til inngåtte avtaler. Hensynet til ressurssituasjonen, usikkerheten i markedet, ledig kapasitet i felt og rørledninger og behovet for gass til injeksjon på norsk kontinentalsokkel, tilsier at den fremtidige veksten i salget av gass fra Norge på kort og mellomlang sikt vil være vesentlig lavere enn tidligere. Dersom det blir gjort store, nye gassfunn på kontinentalsokkelen, vil dette bildet kunne endres.

Mens det kan bli mindre vekt på salg av ny gass, vil det være viktig å sikre salgene som allerede er inngått. En effektiv utnyttelse av de omfattende investeringer som er foretatt i felt, rør og terminaler blir viktig i de nærmeste årene for å opprettholde lønnsomheten i norsk gassvirksomhet.

En myndighetsstyrt samordning av aktivitetene har vært et virkemiddel for å oppnå kostnadseffektive løsninger og en høy utvinningsgrad for olje- og gassressursene. Gjennom å samordne markedsføringen og knytte salget av all ny gass opp mot de samlede oppstrømsressursene - gassreservene og utvinningsanlegg, inkl. feltanlegg, ilandføringsrørledninger og terminaler - har det vært mulig å få til en tilfredsstillende totaløkonomi i norsk gassvirksomhet. Med en samlet oversikt over tilgjengelige ressurser og avsetningsmulighetene for norsk gass, har det vært mulig å sette sammen porteføljer av salgskontrakter og planlegge utbygginger oppstrøms som har sikret en god ressursforvaltning.

Dette er en politikk som vil bli videreført og videreutviklet. Likeledes vil samordning av norsk gassforsyning og gassavsetning bli opprettholdt.

Feltinstallasjoner, ilandføringsrørledninger, terminaler og øvrige behandlingsanlegg for gass representerer en viktig felles infrastruktur for realiseringen av verdiene i gassvirksomheten. Det er viktig at denne infrastrukturen til enhver tid utnyttes for det formål å skape størst mulig samfunnsøkonomiske verdier, og at nødvendige virkemidler er til stede for å oppnå dette målet. Det er ønskelig at oljeselskapene arbeider for å videreutvikle ordninger som sikrer best mulig utnyttelse av den samlede ilandførings- og behandlingskapasitet. Likeledes er det ønskelig at oljeselskapene videreutvikler ordninger for å bedre ressursutnyttelsen gjennom produksjonssamarbeid mellom feltene.

6 Nærmere om petroleumsfondet

Fundamentet for en mer langsiktig forvaltning av petroleumsressursene er basert på to forhold:

• Petroleumsressursene skal utvinnes i et forsvarlig tempo.

• Petroleumsfondet skal sikre at dagens verdier fra petroleumsproduksjonen forvaltes langsiktig til beste for nasjonen.

Hensynet til en langsiktighet i forvaltningen av petroleumsressursene er derfor ikke bare et spørsmål om valg av produksjonstempo, men også et spørsmål om en forsvarlig forvaltning av inntektene fra olje- og gassvirksomheten.

En forutsetning for å bygge opp et petroleumsfond er at det er mulig å skille opptjeningen av petroleumsinntektene fra bruken. Dersom dette ikke er mulig, kan det tilsi et lavere utvinningstempo.

6.1 Utviklingen i petroleumsfondet

Tanken om å bygge opp et petroleumsfond ble støttet så og si tverrpolitisk i 1990. De første avsetningene ble foretatt i 1996 for regnskapsåret 1995. Ved utgangen av 1997 var fondet kommet opp i om lag 115 mrd. kroner, hvilket utgjør i underkant av 11 pst. av brutto-nasjonalprodukt. Det meste av midlene i petroleumsfondet ble avsatt for 1996 og 1997. Den høye fondsavsetningen de siste to årene har vært et resultat av en økning i oljeproduksjonen og gode priser på petroleumsprodukter. Videre har flere år med høy økonomisk vekst og moderat vekst i offentlige utgifter bidratt til å redusere det oljekorrigerte underskuddet på statsbudsjettet og dermed fondets utgiftsside. I 1993 nådde det oljekorrigerte underskuddet en topp på 72 mrd. kroner, mens det for 1998 er ventet et underskudd på om lag 13 mrd. kroner. Det oljekorrigerte underskuddet vil kunne bevege seg ytterligere noe ned de nærmeste årene.

Hoveddelen av statens petroleumsinntekter har de siste årene blitt avsatt i petroleumsfondet. Av statens samlede petroleumsinntekter i 1997 på 87 mrd. kroner, ble 64 mrd. avsatt i petroleumsfondet. For 1998 ventes det at 47 mrd. kroner av statens samlede petroleumsinntekter på 60 mrd. går med til å bygge opp fondet. Dette utgjør i underkant av 80 pst. av petroleumsinntektene.

Kilde: (Kilde: Finansdepartementet).

Anslagene for petroleumsfondet i årene fremover viser at fondet etterhvert vil bli betydelig, men dette bygger på en rekke forutsetninger som hver for seg har stor innvirkning på den fremtidige fondsoppbyggingen. Utviklingen i petroleumsfondet vil bli sterkt påvirket av den finanspolitikken som blir ført. Ytterligere bruk av statens del av petroleumsformuen til å finansiere omfattende velferdsreformer kan redusere petroleumsfondet sterkt i forhold til de foreliggende prognoser. Størrelsen på fondet vil også være bestemt av forhold en ikke har kontroll over, som utviklingen i prisen på olje- og gassprodukter og realavkastningen i finansmarkedene. Et betydelig fall i oljeprisen vil viske ut store deler av de forventede avsetningene til fondet. For hver krone oljeprisen går opp eller ned, endres statens proveny-inngang med i underkant av 1 mrd. kroner.

Avkastningsratene i finansmarkedene vil også ha stor betydning for utviklingen i petroleumsfondet. Fram til 1998 har fondet bare investert i sikre rentebærende papirer. På bakgrunn av fremskrivninger som viser at fondet vil bli større enn tidligere anslått, samt at det vil ta lengre tid før det blir nødvendig å tære på fondet, vil det fra og med 1998 bli lagt til grunn en mer langsiktig investeringsfilosofi ved å åpne for aksjeinvesteringer. Aksjeandelen skal være på mellom 30-50 pst., men denne andelen skal nås gradvis slik at inngangsrisikoen reduseres. Fondets aksjeplasseringer skal være slik at de gir en avkasting på linje med en bredt sammensatt aksjeportefølje, dvs en indeksportefølje. Ved å åpne for at fondet også kan investere i aksjer, er det naturlig å vente at dette vil bidra til å øke avkastningen på sikt.

6.2 Menneskerettighets- og miljøhensyn

Regjeringen har arbeidet med å supplere retningslinjene for forvaltning av petroleumsfondet, med sikte på økt vekt på menneskerettighets- og miljøhensyn. Når det gjelder retningslinjer for etikk og menneskerettigheter, har regjeringen vurdert flere alternativer. Så langt har en ikke funnet måter å gjøre dette på som oppfyller de krav som må stilles til klarhet, konsistens og praktiserbarhet, og som således kan anbefales for Stortinget. Regjeringen vil arbeide videre med en løsning der en legger miljøhensyn til grunn ved investeringene, eventuelt ved å skille ut en mindre del av fondets portefølje og legge særskilte restriksjoner på investeringsvalgene innenfor denne delporteføljen, med utgangspunkt i nærmere definerte miljøkriterier. Slike kriterier må bygge på objektive, lett identifiserbare forhold.

Statens petroleumsfond kan i dag bare investeres i land med velfungerende og likvide finansmarkeder med betryggende selskaps-, børs-, og verdipapirlovgivningen. I forskriften er investeringsområdet på denne bakgrunn begrenset til en liste på i alt 21 land. Etter regjeringens vurdering vil det være naturlig å gjennomgå denne listen med tanke på å utvide antall land petroleumsfondet kan investere i. For det første kan det tenkes at flere land etterhvert vil oppfylle de kriteriene som er satt for selskaps-, verdipapir- og børslovgivning.

For det annet kan det vise seg hensiktsmessig å inkludere enkelte land som er på vei mot fullt utviklede og velregulerte markeder. Land det vil være aktuelt å vurdere i denne sammenheng er bl.a. Sør-Afrika og enkelte land i Øst-Europa, i Sør-Amerika og Asia. Regjeringen legger også vekt på at en ved å investere deler av fondet i disse landene kan bidra positivt til den økonomiske utviklingen og dermed til å styrke utviklingen mot større demokrati og bedre menneskerettigheter. Men det må legges stor vekt på at de aktuelle landene oppfyller minimumskrav til verdipapirmarkedenes funksjonsmåte, slik at forvaltningen av fondet kan foregå på en betryggende måte. Regjeringen vil vurdere dette nærmere med sikte på å komme tilbake til saken i løpet av 1999. En endring av landlisten kan da eventuelt iverksettes med virkning fra 1. januar 2000.

7 Internasjonalisering av olje- og gassindustrien

I tiden fra oljeproduksjonen fra norsk kontinentalsokkel tok til og fram til i dag, har olje- og gassindustrien i Norge hatt en svært positiv utvikling. Denne utviklingen av en bransje i global konkurranse har ført til at Norge er ledende på mange sentrale områder i olje- og gassindustrien.

På lengre sikt forventes det at investeringsnivået i olje- og gassindustrien på norsk kontinentalsokkel faller. Det er viktig at de konkurransefortrinn som norsk olje- og gassindustri besitter, utnyttes i et perspektiv som går utover varigheten av de norske petroleumsressursene. Dette kan gjøres gjennom å investere i beslektet virksomhet hjemme eller gjennom å konkurrere internasjonalt. På den måten kan industrien bidra til å legge et langsiktig grunnlag for verdiskaping og sysselsetting.

Med konkurransedyktig teknologi og kompetanse, kombinert med en bevisst holdning til helse, miljø og sikkerhet, vil norsk industri kunne bidra positivt ved internasjonal deltakelse. Samtidig vil erfaring fra internasjonale prosjekter gi økt innsikt og kunnskap som igjen vil komme virksomheten i Norge til gode.

7.1 Historisk utvikling

Norsk olje- og gassindustri er i hovedsak bygget opp fra å være en ikke-eksisterende bransje i begynnelsen av 1970-årene til i dag å være en fullt ut internasjonalt konkurransedyktig næring. Den industrielle kompetanse innen maritim virksomhet dannet basisen for denne utviklingen. På kort tid tilpasset verkstedindustrien seg fra skipsbygging til produksjon av installasjoner til havs.

Ved inngangen til 1998 var aktivitetsnivået i leverandørindustrien det høyeste noensinne. I internasjonal konkurranse har norske selskaper i den senere tid blitt tildelt de aller fleste større utbyggingsoppdrag på norsk kontinentalsokkel, samt en rekke betydelige oppdrag internasjonalt. Sammenliknet med tidligere perioder er ordresituasjonen svært god.

Utviklingen av norsk olje- og gassindustri har funnet sted i en periode med betydelige omstillinger i industrien. Det er i denne sammenheng nok å vise til at det for få år siden var en betydelig virksomhet i forbindelse med bygging av betongplattformer. Innenfor dette segmentet var det en betydelig norsk-utviklet kompetanse med tilhørende norsk konkurransekraft. I dag er det ikke etterspørsel etter slike plattformer, men kompetansen knyttet til denne type produksjon er likevel integrert i øvrige deler av virksomheten. Det har i den senere tid også funnet sted en gradvis omlegging i leverandørindustrien fra ren fabrikasjon til produksjon av utstyr og komponenter.

Når norske selskaper i økende grad tar del i forretningsmuligheter internasjonalt, må dette sees i sammenheng med minst to sentrale forhold; den norske kompetansen og tilgang på markeder som tidligere ikke var åpnet for internasjonal deltagelse.

Med den samlede kompetanse innenfor olje- og gassvirksomheten som Norge besitter, er Norge blant de fremste i verden i en konkurranseutsatt industri. Sammen med fiskeri og skipsfart er kanskje olje- og gassvirksomheten den virksomheten i Norge som har de beste forutsetninger for å lykkes internasjonalt.

Industriens utgangspunkt for internasjonalisering er potensialet for verdiskaping. De erfaringer og den kompetanseutvikling som norske selskaper tilegner seg gjennom virksomhet internasjonalt, vil kunne bidra positivt til aktivitetene hjemme. Det internasjonale erfaringsgrunnlaget medfører styrket konkurranseevne for norsk kontinentalsokkel, som igjen er viktig for å tiltrekke de beste aktørene til norsk petroleumssektor. Selskapenes internasjonale aktiviteter styrker grunnlaget for langsiktig verdiskaping og sysselsetting.

For oljeselskapene er tilgang på nye olje- og gassressurser viktig. De største leverandørbedriftene har ekspandert gjennom internasjonale oppkjøp og andre samarbeidskonstellasjoner og dermed posisjonert seg for oppdrag i utenlandske markeder. Også shippingvirksomheten, som på mange områder er nært tilknyttet oljevirksomheten, har lange og solide tradisjoner i internasjonal forretningsdrift. Felles for disse virksomhetene er at de må konkurrere i et internasjonalt marked. Det er den geografiske fordelingen av verdens olje- og gassressurser som er førende for hvor olje- og gassvirksomheten finner sted.

7.2 Spesielle utfordringer knyttet til internasjonalisering: Etiske problemstillinger

De norske aktørene i olje- og gassvirksomheten er representert i en rekke land. Statoil har i 1998 virksomhet - oppstrøms og nedstrøms - i 27 land og er representert i samtlige verdensdeler. Også Norsk Hydro og Saga Petroleum har omfattende internasjonale aktiviteter. Det samme har en rekke norske leverandørbedrifter. De fremste aktørene på norsk kontinentalsokkel er større bedrifter med et omfattende internasjonalt engasjement, men også for mange mindre og mellomstore bedrifter med suksess på norsk kontinentalsokkel er det internasjonale markedet av stor betydning for deres videre utvikling.

I takt med et voksende internasjonalt engasjement er det økt oppmerksomhet om forhold i de land hvor norske selskaper har virksomhet. En meget stor del av de gjenværende olje- og gassressursene befinner seg i land der politiske institusjoner, demokrati og menneskerettigheter står svakt. Etiske problemstillinger, som holdningen til menneskerettigheter, vil i økende grad stå i fokus i tiden fremover.

Ved beslutning om virksomhet i utlandet har etiske og politiske forhold fått økende oppmerksomhet. Etikk og menneskerettigheter har blitt, og må fortsatt være, en integrert del av de vurderinger som foretas.

Fra et menneskerettslig synspunkt, er det viktig hvordan norske bedrifter ivaretar sin tilstedeværelse i land preget av vanskelige forhold, som brudd på menneskerettighetene. Næringslivet er en del av den praktiske berøringsflaten mellom Norge og vertslandet for virksomheten. Det er derfor grunn til å forvente at norsk næringsliv i utlandet formidler holdninger og en kultur som Norge kan være bekjent av.

Industriledere har et etisk ansvar for å bruke sin tilstedeværelse til å fremme faglige og sosiale rettigheter. Dette kan utøves på mange måter, blant annet gjennom de generelle holdninger som uttrykkes overfor ansatte og fagforeninger. Regjeringen har tatt initiativ til en bred dialog med industrien for å diskutere politikk og holdninger om tema som knytter seg til menneskerettigheter. Regjeringen har på denne bakgrunn tatt initiativ til etableringen av Det konsultative organ for menneskerettigheter og norsk økonomisk engasjement i utlandet, med representanter fra berørte departementer, nærings- og arbeidstakerorganisasjoner, menneskerettighetsorganisasjoner og forskningsmiljøer. Regjeringen har også opprettet et menneskerettighetsutvalg på politisk nivå bestående av statssekretærer fra Utenriksdepartementet, Nærings- og handelsdepartementet og Olje- og energidepartementet.

7.3 Myndighetenes rolle i forbindelse med internasjonaliseringen

Norske myndigheter ser verdien av at norske selskaper legger grunnlaget for fremtidige inntekter gjennom et internasjonalt engasjement basert på den erfaring og kompetanse de har kunnet bygge opp på norsk kontinentalsokkel.

Myndighetenes rolle er primært knyttet til å legge til rette for virksomheten hjemme og sørge for konkurransedyktige rammevilkår. Norske myndigheter vil også stille opp for å støtte norsk oljeindustri internasjonalt. Til gjengjeld må norsk industri forvente at også politiske myndigheter vier større oppmerksomhet til menneskerettighetsspørsmål enn tidligere. Rollen som døråpner for industrien vil fra de politiske myndigheters side bli vurdert i hvert enkelt tilfelle, blant annet ut fra etiske problemstillinger.

Regjeringen er opptatt av at Intsok må bidra til en samordnet innsats, effektiv ressursutnyttelse og samspill med eksisterende virkemiddelapparat. Intsok-arbeidet må ses i sammenheng med regjeringens øvrige strategiarbeid for internasjonalisering av norsk næringsliv. Intsok har allerede i løpet av sitt første virkeår fått et solid fotfeste. Medlemsmassen inkluderer et bredt spekter av våre viktigste bedrifter innen olje- og gassindustrien. Intsok har i samarbeid med sine medlemmer definert geografiske satsingsområder for sine internasjonale aktiviteter. Prioritet er blitt gitt til land der samspillet mellom myndighetene og industrien synes å ha gode forutsetninger for å lykkes, og der markedenes modenhet er slik at norsk leverandørindustri raskt vil kunne oppnå resultater. Eksempler på slike land er Aserbajdsjan, Brasil og Angola.

Arbeidet gjennom Intsok bygger på resultatene fra Norsok- og Miljøsokprosessene, og vitner om positiv dynamikk i norsk olje- og gassindustri. Arbeidet i Miljøsok fremskyndet et mer forpliktende samarbeid mellom myndighetene og norsk olje- og gassindustri for å løse de viktigste miljøutfordringene. Norsok-prosessen har vist at en åpen og resultatorientert samarbeidsform gir resultater. Norsk oljeindustri ligger klart i forkant internasjonalt når det gjelder miljøvennlig og kostnadseffektiv petroleumsvirksomhet.

8 Lete- og konsesjonspolitikken

8.1 Innledning

Siktemålet med letevirksomheten er å påvise nye lønnsomme petroleumsressurser, samt å bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå. På denne måten legger letevirksomheten grunnlaget for fremtidige feltutbygginger, produksjon og statsinntekter.

De norske havområdene hvor det kan påvises olje og gass tilsvarer nærmere 3 ganger størrelsen på det norske fastlandet. De områder som i dag er åpnet for letevirksomhet utgjør om lag 60 pst. av norsk kontinentalsokkel. Av de åpnede områdene er om lag 9 pst. av arealet konsesjonsbelagt i form av utvinningstillatelser, tildelt gjennom 15 konsesjonsrunder. Innenfor et så stort område vil letevirksomheten naturlig ha forskjellig utgangspunkt med hensyn til ressurspotensial, etablert infrastruktur og miljømessige utfordringer.

På norsk kontinentalsokkel er det foretatt en skrittvis åpning av nye leteområder gjennom en 30-årsperiode. I 1965 ble Nordsjøen gjort tilgjengelig for letevirksomhet. I dette området har det siden den tid vært tildelt utvinningstillatelser i konsesjonsrunder om lag hvert annet år. I 1980 gjorde Stortinget en mindre del av Norskehavet og deler av Barentshavet sør tilgjengelig for letevirksomhet. Også i dette området har det vært foretatt tildeling av utvinningstillatelser om lag hvert annet år. I 1989 åpnet Stortinget hele den sørlige delen av Barentshavet for letevirksomhet. I 1994 åpnet Stortinget større deler av Norskehavet, og en mindre del av Skagerrak ble gjort tilgjengelig for letevirksomhet. Ved årsskiftet 1995/96 foretok regjeringen de første tildelingene i de nylig åpnede områdene i Norskehavet. De øvrige delene av norsk kontinentalsokkel er ikke åpnet for letevirksomhet. Dette utgjør om lag 40 pst. av kontinentalsokkelen og ligger i hovedsak i Barentshavet, samt noen områder i Norskehavet, Skagerrak og rundt Jan Mayen.

Etter hvert som ressurser er blitt påvist og petroleumsprovinsene har utviklet seg, har myndighetene justert rammeverket for letevirksomheten. En nærmere gjennomgang av denne kontinuerlige tilpasningen og utviklingen av rammene for virksomheten fremgår av St meld nr 26 (1993-94), Utfordringer og perspektiver for petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelensamt i St prp nr 50 (1995-96).

Det legges i denne meldingen opp til enkelte endringer i lete- og konsesjonspolitikken. Dette er knyttet til endrede utfordringer i sektoren i årene fremover, blant annet med hensyn til behovet for å styre utviklingen i aktivitetsnivået.

8.2 Ressurser

Figur 8.2 viser det totale ressursbildet for de tre områdene Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. I figuren angis områdene som så langt er konsesjonsbelagt. De samlede ressursene på norsk kontinentalsokkel er anslått til 12,8 mrd. m³ o.e. Det forventes at om lag 73 pst. av ressursene er oppdaget. Det meste av disse ressursene ligger i Nordsjøen, en del i Norskehavet, mens en liten del ligger i Barentshavet.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

De uoppdagede petroleumsressursene er anslått til ca 3,5 mrd. m³ o.e., fordelt på 1,4 mrd. m³ o.e. olje og 2,1 mrd. m³ o.e. gass. Figur 8.1. angir de uoppdagede ressursene på norsk kontinentalsokkel fordelt på de samme geografiske områdene som i figur 8.2. Ressursene er fordelt mellom olje og gass. Usikkerheten knyttet til anslaget for de uoppdagede ressursene og fordelingen mellom olje og gass er stor. Usikkerhetsområdet er illustrert med høyden på sidene i ressurssøylene. I størrelsesorden halvparten av de uoppdagede ressursene antas å ligge innenfor områder som i dag er konsesjonsbelagt.

Kilde: (Kilde Oljedirektoratet).

Selv om Nordsjøen etter mange års leteaktivitet er godt kartlagt, er det fortsatt dette området som antas å ha den største andelen av de uoppdagede ressursene. Om lag 39 pst. av de uoppdagede ressursene forventes å ligge her. Fremtidige funn antas i gjennomsnitt å være mindre enn eksisterende funn og felt. Også i Norskehavet er potensialet for uoppdagede ressurser betydelig, med om lag 37 pst. av de uoppdagede ressursene. Oppsidepotensialet i dette området er vesentlig større enn i Nordsjøen. For de deler av Norskehavet som er lite utforsket, hovedsakelig områdene i Vøring- og Mørebassengene, er det særlig stor usikkerhet knyttet både til ressursanslag, og hvorvidt en vil finne olje eller gass. Om lag 24 pst. av de uoppdagede ressursene antas å ligge i Barentshavet. Det er også her stor usikkerhet med hensyn på ressursanslaget, selv om oppsidepotensialet er mer begrenset.

8.3 Leteresultater

Det er gjennomført en analyse av leteresultater de siste ti år. Denne analysen gir et grunnlag for å vurdere utviklingen i lønnsomhet ved leteaktiviteten.

Figur 8.3 viser boreresultater i undersøkelsesbrønner gjennomført siste ti år. Brønnene fordeles i kategoriene tørre hull, ikke økonomisk drivverdige funn og økonomisk drivverdige funn. Totalt har det i perioden 1988-1997 vært boret 226 undersøkelsesbrønner. Om lag halvparten av disse boringene er foretatt på areal tildelt i konsesjonsrunder i denne tiårsperioden. 92 av boringene har gitt funn. Av funnene anses 60 for å være økonomisk drivverdige. Isolert sett er dette et godt resultat og gir en høyere funnfrekvens enn hva de fleste andre petroleumsproduserende land har hatt i tilsvarende periode.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

De fleste funnene i perioden er gjort i Nordsjøen. Gjennomgående er funnene svært små sammenlignet med funnene i 1970- og tidlig i 1980-årene. Små funn i Nordsjøen kan likevel gi god lønnsomhet ved at de knyttes opp mot eksisterende felt. I perioden er om lag 70 pst. av ressurstilveksten i Nordsjøen olje. Lønnsomheten av funnene er beregnet ved å simulere utbyggingsløsninger, transportløsninger for funnene og deretter beregne nåverdien før skatt, jf. figur 8.4. Beregningene er basert på langtidsprogrammets forutsetninger. Det er tatt hensyn til letekostnader for alle undersøkelsesbrønner boret 1988-1997 ved beregningene. I tillegg påløper det kostnader før arealet tildeles selskapene i konsesjonsrunder. Disse kostnadene er ikke inkludert. Verdien av de funnene som er gjort i Nordsjøen i tiårsperioden, målt ved nåverdien av fremtidig kontantstrøm fratrukket kostnader, er ut fra dette anslått til 35,5 mrd. kroner.

Norskehavet har gitt de mest lønnsomme funnene i perioden, jf. figur 8.4. Utforskningen har i stor grad vært konsentrert om Haltenbanken hvor de fleste funnene er gjort. Det er gjort færre funn i Norskehavet enn i Nordsjøen, men funnene har i gjennomsnitt vært større. Om lag 40 pst. av ressurstilveksten er olje. Verdien av de funnene som er gjort i Norskehavet er anslått til 41,5 mrd. kroner.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

I Barentshavet er det i perioden ikke gjort drivverdige funn. Kostnadene ved leteaktiviteten i Barentshavet har vært 7 mrd. kroner for perioden. Men en kan ikke utelukke at de påviste ressursene i Barentshavet på et senere tidspunkt kan klassifiseres som økonomisk drivverdige.

Halvparten av antall undersøkelsesbrønner ble boret på areal tildelt før 1988. Dette skyldes i hovedsak ny kunnskap om geologien i områdene, og teknologisk utvikling. Teknologisk utvikling knyttet til de seismiske dataene har gitt grunnlag for en langsiktig utforskning av utvinningstillatelsene. Videre gir ledig kapasitet i infrastruktur lønnsomhet i undersøkelsesbrønner som ellers ikke ville blitt boret. To tredjedeler av ressursene ble påvist på areal tildelt i perioden 1988-1997 (11.-15. konsesjonsrunde). Verdien av disse ressursene er lavere enn verdien av ressursene påvist på areal tildelt før 1988. Dette skyldes i stor grad at areal tildelt før 1988 har gitt en høyere andel oljefunn i perioden. Av de senere konsesjonsrunder er det særlig 14. konsesjonsrunde som har bidratt positivt. 11. og 12. konsesjonsrunde, som inkluderer mange blokker i Barentshavet, bidrar negativt når letekostnadene inkluderes. Funn fra 15. konsesjonsrunde, tildelt 1995/96, er så langt ikke ressursmessig klarlagt, men resultatene hittil tyder på at denne runden kan gi betydelig ressursmessig og økonomisk bidrag.

Utviklingen de siste tre årene underbygger resultatene fra tiårsperioden. Analysen viser at letevirksomheten de siste tre år samlet sett har vært lønnsom og gitt et resultat på om lag 30 mrd. kroner. Letevirksomheten i Norskehavet har i denne perioden gitt meget gode resultater. Letevirksomheten i Nordsjøen har også bidratt positivt. Samlet har letevirksomheten siste 3 år gitt en ressurstilvekst på vel 0,5 mrd. m³. Størstedelen av ressurstilveksten er gass.

Ressurstilveksten fra leteaktiviteten de siste ti årene var samlet på 1,1 mrd. m³ o.e., eller vel 15 pst. av de oppdagede ressursene. Funnkostnadene var 1,49 USD per fat. Leteaktiviteten har i perioden vært lønnsom med et resultat på om lag 70 mrd. kroner. Her trekker leteaktiviteten i Barentshavet i negativ retning.

Samlet sett er leteresultatene i den siste tiårs perioden gode. Utforskningsaktiviteten har vært lønnsom og legger grunnlaget for fremtidige feltutbygginger og statsinntekter. Selv om funnfrekvensen er god, er verdien av letingen lavere enn i 1970-årene. Dette er en følge av avtagende funnstørrelser. Resultatene er likevel samlet sett gode også i forhold til petroleumsaktivitet i andre land det kan være naturlig å sammenligne oss med.

8.4 Sammenheng mellom letevirksomhet, investeringer og produksjon

Siktemålet med letevirksomheten er å påvise lønnsomme ressurser, samt å bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå i sektoren. I et langsiktig perspektiv, fra om lag sju år etter tildeling og utover, er konsesjonspolitikken det best egnede virkemiddel for å styre aktivitetsnivået. Et for høyt aktivitetsnivå med hensyn til investeringer og produksjon, kan gi grunnlag for et lavere tildelingstempo. Dette vil da kunne innebære lengre tidsperioder mellom konsesjonsrundene og at færre utvinningstillatelser tildeles i hver konsesjonsrunde. På kort sikt har konsesjonspolitikken liten virkning på aktivitetsnivået.

I gjennomsnitt påviser to til tre av ti undersøkelsesbrønner økonomisk utvinnbare ressurser. Omfanget av de økonomisk utvinnbare ressursene som påvises i hvert funn varierer. I områder der det påvises lønnsomme ressurser vil rettighetshaverne søke myndighetene om å få utvikle ressursene. Etter at prosjektene er godkjent vil dette medføre investeringer. Etter investeringsfasen vil det produseres olje og gass fra feltet. De fleste felt har både olje og gassproduksjon. Tiden det tar fra tildeling av utvinningstillatelser, påvisning av ressurser, investeringsfasen og fram til produksjon starter varierer fra felt til felt.

Oljefelt kan utvikles og produserer forholdsvis raskt, mens gassfelt krever omfattende transportløsninger og en avsetningsløsning for gassen før feltene bygges ut. Det er følgelig større usikkerhet knyttet til hvilket tidspunkt gassressursene i et felt kan produseres.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet, Olje- og energidepartementet).

Figur 8.5 illustrerer den tiden det historisk har tatt fra konsesjonstildeling til produksjonsstart for oljefelt. Figuren skiller mellom produksjon fra utvinningstillatelser tildelt fra 1965-75, dvs 1-3 konsesjonsrunde, og produksjon fra utvinningstillatelser tildelt fra 1975-85, dvs 4-10 konsesjonsrunde. Gjennomgående har det gått om lag ti år fra en utvinningstillatelse ble tildelt til oljeproduksjonen har startet. I dag produseres det kun fra utvinningstillatelser som ble tildelt i 1986 eller tidligere.

På grunn av teknologiske fremskritt og bedre organisering av prosjektene er det mulig å korte ned perioden noe fra konsesjonstildeling til produksjon sammenlignet med tidligere utbygginger. Dette gjelder særlig i Nordsjøen.

Oljeproduksjonen antas å stige de nærmeste årene til et toppnivå i år 2001 på om lag 227 mill. m³ eller 3,9 mill. fat per dag. Deretter antas produksjonen å avta gradvis.

Figur 8.5 angir også mulig oljeproduksjon fra områder som i dag ikke er konsesjonsbelagt. Figuren angir etter departementets vurdering den mest sannsynlige utvikling.

Det er stor usikkerhet knyttet til fremtidig oljeproduksjon fra norsk kontinentalsokkel. Norsk oljeproduksjon er i dag nesten 3 ganger så høy som det en anslo for ti år siden. Det har historisk vært en underestimering av de langsiktige produksjonsprognosene. Figur 8.6 illustrerer usikkerheten i anslagene.

Kilde: (Kilde: Olje- og energidepartementet).

Per i dag er det inngått gassalgskontrakter som vil bringe norsk gasseksport opp i 76 mrd. m³ per år over århundreskiftet. Det er dertil kommet flere forespørsler til GFU om ytterligere leveranser av norsk gass. I tillegg vil det være behov for gass til injeksjonsformål, men det er usikkert hvor stort dette behovet vil være. Videre vil det i en rekke felt være ønskelig å begrense gassuttaket for å unngå negative følger for væskeproduksjonen fra feltene. Det er viktig at det modnes tilstrekkelig med gassressurser til at det oppnås god fleksibilitet med hensyn på hvilke felt som kan levere under gassalgskontraktene. Av ovennevnte grunner er det ønskelig at det i løpet av få år påvises nye gassressurser.

Investeringsomfanget (eksklusiv leting), har i de siste ti år variert fra om lag 32 til 60 mrd. kroner per år (1997-kroner). Etter århundreskiftet antas investeringene å bli redusert kraftig fra 1997 på om lag 54 mrd. kroner til et nivå på rundt 20 mrd. kroner per år de første årene etter århundreskiftet.

Det er knyttet stor usikkerhet til fremtidig investeringsomfang. Investeringer i noe omfang fra utvinningstillatelser tildelt ved århundreskiftet vil trolig tidligst kunne komme fra år 2004 og utover. Investeringsnivået vil i disse årene ventelig være vesentlig redusert sammenlignet med dagens nivå.

8.5 De konsesjonspolitiske utfordringer

8.5.1 Innledning

Letevirksomheten på norsk kontinentalsokkel har utviklet seg ulikt i de tre petroleumsområdene Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Ulike utfordringer i de tre områdene har over tid skapt behov for tilpasninger i rammeverket. Tilpasningene drøftes i det følgende for de tre områdene. Hovedvekten legges på Nordsjøen hvor behovet for tilpasninger er størst. Dagens utfordringer innenfor lete- og konsesjonspolitikken er delvis knyttet til den særlige utviklingen i hver av de tre petroleumsområdene, men også til dagens høye aktivitetsnivå i sektoren generelt.

8.5.2 Nordsjøen

I Nordsjøen har letevirksomheten pågått over mange år. Aktivitetene startet i 1965 og det er siden boret om lag 430 undersøkelsesbrønner i området. Det har vært tildelt areal her i 13 konsesjonsrunder. Geologien er godt kjent. De antatt største feltene er påvist og i produksjon. Det er godkjent 51 feltutbygginger i området. Det er likevel et potensial for å påvise nye lønnsomme ressurser i Nordsjøen.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

Dette potensialet fordeler seg om lag likt på olje og gass. Hoveddelen av de uoppdagede ressursene ligger i de nordlige og vestlige deler av Nordsjøen, jf. figur 8.7. Om lag 65 pst. av de uoppdagede ressursene forventes å ligge i tildelt område, den resterende del i ikke-tildelte områder. De uoppdagede ressursene i Nordsjøen utgjør en forholdsvis liten del av de samlede ressursene jf. figur 8.2.

Størstedelen av de uoppdagede ressursene vil ventelig ligge nær eksisterende felt slik at de kan tilknyttes disse feltene. Økonomien i slike tilleggsressurser kan være svært god. Produksjon fra satellittfelt med tilknytning til et felt i drift vil kunne bidra til styrket økonomi både i hovedfeltet og i det nye satellittfeltet.

Med rimelige antakelser om teknologiutviklingen, vil det være mulig å knytte nye tilleggsressurser til eksisterende felt innenfor en radius av 50 km. I figur 8.8 har en angitt 50 km radius rundt eksisterende installasjoner. En har også angitt hvilket areal som er konsesjonsbelagt. Ettersom felt kommer i produksjon, vil de områdene som faller innenfor en radius av 50 km endre seg. På gassiden vil også ressursene beliggende utenfor denne radiusen kunne bidra til forbedret ressursutnyttelse ved samordning med eksisterende felt. Dette kan være tilfellet både på transportsiden og ved injeksjon av gass for å øke utvinningsgraden i oljefelt.

Kilde: (Kilde: Oljedirektoratet).

En forutsetning for å kunne utnytte den ledige kapasiteten i eksisterende felt er at nye funn påvises og modnes for utbygging i tide. De fleste store felt i Nordsjøen har nå ledig kapasitet og disse feltene vil stenge ned produksjonen mellom 2010 og 2020, jf. figur 8.9. De nordlige og vestlige delene av Nordsjøen fremstår i dag som de mest modne på norsk kontinentalsokkel. I hvilken grad det økonomisk sett vil være mest fornuftig å knytte nye funn til eksisterende felt med ledig kapasitet, vil være gjenstand for en konkret vurdering for hvert enkelt tilfelle. Slik en i dag vurderer situasjonen forventes det at store deler av ressursene i nærheten av eksisterende felt vil knyttes til installasjonene, dersom arealet konsesjonsbelegges i tide. Produksjonen av tilleggsressurser kan være svært lønnsom fordi de vil kreve små tilleggsinvesteringer i forhold til produksjonsvolumet. Dersom arealet ikke tildeles i tide slik at ressursene kan påvises, vil inntekter og ressurser kunne gå til spille.

Kilde: (Kilde Oljedirektoratet).

8.5.3 Konsesjonstildelinger i Nordsjøen i 1999

Det er ikke tildelt areal i Nordsjøen av et større omfang siden 14. konsesjonsrunde i 1993. Det er et behov for tildeling av utvinningstillatelser i Nordsjøen. Figur 8.10 viser tildelinger i Nordsjøen siste ti år. Søylene angir areal som er tildelt i Nordsjøen i de respektive rundene og linjepunktene viser antall tillatelser som er tildelt i samme område.

Departementet har mottatt flere søknader fra industrien om tildelinger. I tillegg er det på dansk side av grenselinjen gjort flere petroleumsfunn, og britene vil i nær fremtid ventelig tildele arealer opp mot den norsk/britiske kontinentalsokkelgrense.

Det legges opp til tildeling av et begrenset antall utvinningstillatelser i Nordsjøen i 1999. Omfanget vil bli vurdert nøye i forhold til det samlede aktivitetsnivået i sektoren, særlig i forhold til investeringsnivået.

For illustrasjonsformål har Oljedirektoratet foretatt skissemessige beregninger basert på areal som kan tildeles. Disse beregningene viser at hoveddelen av produksjonen som følge av tildelingene vil komme i perioden 2002-2013. Disse volumene utgjør en liten del av norsk oljeproduksjon i disse årene, om lag 3 pst. Denne produksjonen vil komme i en periode hvor samlet oljeproduksjon er avtagende. Direktoratet anslår at samlede investeringer knyttet til utbygging av disse ressursene kan bli i størrelsesorden 10 mrd. kroner. Investeringene vil i hovedsak komme i en periode hvor investeringsnivået på kontinentalsokkelen er vesentlig lavere enn i de senere år. Samlet brutto salgsverdi av forventede ressurser i disse tildelingene er anslått til i størrelsesorden 40-50 mrd. kroner.

8.5.4 Fremtidig konsesjonspolitikk i Nordsjøen

Den konsesjonspolitiske hovedutfordringen i Nordsjøen vil være å etablere et konsesjonssystem som sikrer at de gjenværende ressursene i området avdekkes og modnes i tide, slik at de kan vurderes knyttet til eksisterende felt og produseres innenfor moderfeltenes levetid. Utviklingen av disse ressursene må vurderes i forhold til det samlede aktivitetsnivået i sektoren.

Dagens system for tildeling av utvinningstillatelser i Norge innebærer at areal i Nordsjøen og Norskehavet normalt har vært inkludert i felles konsesjonsrunder. Dette opplegget er ikke godt tilpasset de utfordringene en står overfor i Nordsjøen.

Ved selskapenes forslag til areal for utlysning og søknad på areal, er det en fare for at områder i Norskehavet inkluderes på bekostning av de mer kjente leteområdene i Nordsjøen. Dette fordi selskapenes forventninger til ressurser i areal i Nordsjøen ikke kommer opp mot de betydelige ressursmessige forventningene i Norskehavet. Videre kan en med for lange tidsspenn mellom konsesjonsrundene komme i en situasjon hvor tilleggsressurser ikke raskt nok blir tilgjengelig for å fylle ledig kapasitet i prosess- og transportsystemer.

Det legges opp til en konsesjonspolitikk hvor departementet årlig vil vurdere om det er grunnlag for tildelinger av utvinningstillatelser i de nordlige og vestlige delene av Nordsjøen. Tildelingene foretas tidsmessig uavhengig av tildelinger på øvrige deler av norsk kontinentalsokkel. Departementet vil etablere ordninger som sikrer at det tildelte arealet ikke blir for stort i forhold til aktivitetsnivået i sektoren.

Også på andre deler av kontinentalsokkelen kan det være ønskelig å foreta tildeling av oppfølgingsareal for å sikre at eksisterende felt kan produseres effektivt i forhold til nærliggende funn og funnmuligheter.

De sikkerhetsmessige, miljømessige og fiskerimessige hensyn vil bli ivaretatt på samme måte som under dagens ordninger.

I alle konsesjonsrunder, unntatt 1. og 2. runde, har selskapene innlevert individuelle konsesjonssøknader. Dette innebærer at hvert enkelt selskap gjør en vurdering av arealene de ønsket å søke på. Selskapenes søknader blir vurdert av myndighetene som setter sammen rettighetshavergruppene, normalt 3-5 deltakere per utvinningstillatelse. Myndighetene utpeker operatørene.

I 1994 ble det åpnet for gruppesøknader i Barentshavet sør, jf. St meld nr 26 (1993-94), Utfordringer og perspektiver for petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. Dette innebar at selskapene ble gitt anledning til å samarbeide om arealet før utlysning og de ble gitt anledning til å levere felles søknad. I 1997 ble det tildelt areal i Barentshavet der gruppesøknader ble akseptert. Erfaringene fra denne ordningen var i all hovedsak gode.

Gruppesøknader gir selskapene anledning til å finne de samarbeidspartnerne de selv mener vil gi det beste bidraget i forbindelse med utforming av søknaden om utvinningstillatelse, og i senere faser. Dette vil igjen kunne medføre bedret effektivitet generelt i alle faser av virksomheten. Spesielt vil gruppesøknadsordningen kunne medføre reduserte kostnader i fasen før arealet tildeles, ved at selskapene ikke individuelt og parallelt foretar forberedelsene til en søknad med de ekstra kostnader dette medfører. I stedet vil selskapene samarbeide, og de vil dele på arbeid og kostnader innenfor gruppen. Gruppesøknader vil også lettere kunne gi adgang for selskaper som i dag ikke er deltakere på norsk kontinentalsokkel. I de fleste petroleumsproduserende land, Storbritannia og Danmark inkludert, aksepteres gruppesøknader.

Gruppesøknader kan medføre at bredden i beslutningsunderlaget blir svekket. Dette fordi antallet selskaper som foretar en totalvurdering av de aktuelle arealer for tildeling reduseres når selskapene går sammen i grupper for å dele på arbeidet. Dette kan være særlig alvorlig i utfordrende nye leteområder, f.eks i Norskehavet der mangfold og kreativitet kan være avgjørende for suksess. Erfaringene med gruppesøknader i andre petroleumsproduserende land varierer. I enkelte tilfeller deler ikke selskapene i gruppene på arbeidet seg imellom. Operatøren foretar på vegne av gruppen alt arbeidet med søknaden om utvinningstillatelse. Gruppen deler deretter kostnadene ved å utarbeide søknaden. En slik arbeidsform kan svekke bredden i beslutningsgrunnlaget. Dersom et begrenset antall selskaper i en gruppe over tid opparbeider seg særlig geologisk forståelse og eierskap i infrastruktur, vil det kunne etableres grupper med dominerende posisjoner i enkeltområder på kontinentalsokkelen. Dette kan være uheldig. I modne områder er størstedelen av ressursene påvist og dermed er aktørbildet langt på vei etablert. Myndighetenes reelle handlefrihet er følgelig i en del tilfeller begrenset med hensyn til valg av aktørbildet ved nye tildelinger. Kontrollen med aktørbildet er særlig viktig i nye, umodne leteområder som f.eks. i deler av Norskehavet.

Ut fra en samlet vurdering av fordeler og ulemper synes Nordsjøen å være godt egnet for gruppesøknader. Geologien i området er godt kjent, og ressursgrunnlaget er godt kartlagt. Nær eksisterende felt vil aktørbildet i en del tilfeller være bestemt ut i fra tidligere tildelinger. Myndighetenes behov for sterk kontroll av aktørbildet er viktig på alle deler av kontinentalsokkelen og særlig i Norskehavet. Sannsynligheten for at det vil bli etablert dominerende selskapsgrupperinger er mindre i Nordsjøen enn på andre deler av norsk kontinentalsokkel. Det kan dessuten være ønskelig å gi nye selskap bedre anledning til å delta i dette området.

Følgende modell for gruppesøknader legges til grunn i Nordsjøen:

• Grupper bestående av kvalifiserte enkeltselskaper gis anledning til å søke om utvinningstillatelser.

• For å bidra til å sikre bredde i beslutningsgrunnlaget, er det ønskelig å begrense antall selskaper som samarbeider i hver gruppe. Dette vil medføre at flere grupper konkurrerer om det aktuelle areal. Også hensynet til antallet deltakere i hver tillatelse etter at utvinningstillatelsen er tildelt, taler for å begrense antall deltakere i gruppene. Hovedregelen bør derfor være at maksimalt tre selskaper kan delta i hver gruppe.

  Et eksempel på områder der en bør kunne fravike fra hovedregelen om maksimalt tre selskaper i hver gruppe, er tildeling av arealer nært opp til utvinningstillatelser med eksisterende felt. Her vil de nye ressursene ventelig bli produsert ved bruk av den eksisterende infrastruktur. I slike tilfeller bør eksisterende rettighetshavergrupper kunne søke om tildeling av oppfølgingsareal uten hensyn til hvor mange rettighetshavere det er i tillatelsen.

• Myndighetene skal ha anledning til å komplettere rettighetshavergruppen med andre selskaper dersom disse besitter særlig kompetanse, eller det av andre grunner vurderes som ønskelig å ha dem med i utvinningstillatelsen. Slik komplettering skal kunne skje ved at søkere fra andre grupper, eller at individuelle søkere inntas som en del av rettighetshavergruppen. Myndighetene bør på den annen side normalt ikke kunne trekke kvalifiserte enkeltselskaper ut av en gruppe som søker om en utvinningstillatelse.

• Dersom det etter myndighetenes vurdering er ønskelig med en annen operatør enn den gruppen foreslår, skal myndighetene ha anledning til å velge en annen operatør. Operatøren bør i slike tilfeller kunne utpekes uten hensyn til om det er ett selskap fra en annen søkergruppe, en individuell søker, eller et annet selskap i den gruppen som tildeles vedkommende utvinningstillatelse.

• Ved gruppesøknader vil samarbeidet mellom selskapene før tildeling normalt være regulert i egne avtaler. Dette er avtaler mellom uavhengige selskaper som vanligvis kun omhandler samarbeid om og forberedelse av en søknad om tildeling av utvinningstillatelse. Avtalen forplikter selskapene til å søke i fellesskap om tillatelser innenfor avtalens rammer.

  Følgende forhold reguleres normalt i avtalene:

  • Selskapenes eierandeler i gruppen

  • Områder/areal som avtalen skal gjelde for

  • Operatørspørsmålet

  • Arbeidsdeling mellom selskapene før tildeling av utvinningstillatelse

  • Fellesbudsjett før tildeling av utvinningstillatelse

    Det er uheldig dersom varigheten av slike avtaler er lange. Langsiktige avtaler vil kunne medføre at enkeltselskaper blir bundet til et samarbeidsopplegg i lang tid, eventuelt uten mulighet til å bryte ut og søke på egen hånd. Hovedregelen bør således være at slike avtaler på ethvert tidspunkt maksimalt bør kunne ha gjenværende varighet på fem år.

    Avtaler om samarbeid inngått med sikte på å søke om utvinningstillatelse skal forelegges Olje- og energidepartementet. Departementet kan kreve endringer i slike avtaler.

• Myndighetene bør i utgangspunktet kunne akseptere et bredt spekter av avtaler. Dersom selskaper skulle ønske å etablere mer utradisjonelle samarbeidsformer knyttet til konsortiemodeller e.l., bør myndighetene i utgangspunktet stille seg positiv til dette.

• Ved tildeling av utvinningstillatelser vil de beskrevne avtalene erstattes av den type samarbeidsavtaler og regnskapsavtaler en i dag benytter på norsk kontinentalsokkel.

• Departementet kan stille krav til samarbeid og deltakelse, og eventuelt oppløse samarbeidet. Eksempelvis dersom det i et område etableres grupper som vanskeliggjør konkurranse.

• Nivået på den statlige direkte deltakelsen fastsettes av regjeringen.

• Ivaretakelsen av de sikkerhetsmessige, miljømessige og fiskerimessige hensyn vil ikke påvirkes av disse tilpasningene.

8.5.5 Skagerrak

Regjeringen Brundtland foreslo i St meld nr 26 (1993-94), Utfordringer og perspektiver for petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen, at en del av Skagerrak skulle gjøres tilgjengelig for letevirksomhet. Et stortingsflertall sluttet seg til dette i forbindelse med behandlingen, jf. Innst S nr 180 (1993-94).

En forutsetning for Stortingets vedtak var at regjeringen skulle foreta en vurdering av kjemikalieutslipp som følge av leteboring og eventuell utvinning, og mulige konsekvenser av dette ut fra tilgjengelig kunnskap. Endelig beslutning om prøveboring skulle utsettes inntil utredningene var gjennomført og vurdert av regjeringen.

Kjemikaliestudien som nå er avsluttet ble gjennomført av dr.ph. O. M. Kvalheim ved Kjemisk institutt, Universitetet i Bergen og dr.ph. K. I. Ugland ved Biologisk Institutt, Universitetet i Oslo. Rapporten uttaler seg om de akutte effektene av eventuelle utslipp. Langtidseffekter av eventuelle driftsutslipp er ikke behandlet. I rapportens konklusjon heter det følgende:

«Konklusjonen på den foreliggende evaluering er entydig: Kjemikalier som vil bli benyttet i de fire aktuelle brønnene ved bore-operasjonene i Skagerrak representerer små eller ingen miljømessig risiko.»

Departementet har ingen merknader til denne konklusjonen. Studien er offentliggjort.

I forbindelse med myndighetsbehandlingen av spørsmålet om leteboring i Skagerrak tok svenske myndigheter kontakt og ønsket tilleggsutredninger for mulige konsekvenser for den svenske vestkysten. Disse tilleggsutredningene er gjennomført og er nå avsluttet. Disse utredningene er samarbeidsprosjekter mellom svenske og norske vitenskapelige institusjoner. Det er gjennomført tilleggsutredninger innenfor følgende områder:

• Prosjekt for å vurdere sannsynligheten av oljedrift til den svenske vestkyst.

• Utarbeidelse av tredimensjonale havstrøms-kart basert på SKAGEX eksperimentet.

• Prosjekt for å vurdere effekten av olje på grunne bløtbunnsområder.

• Prosjekt for å vurdere effekter fra mulige oljesøl for friluftsliv og turisme.

Tilleggsutredningene er offentlige. Etter svenske myndigheters ønske er det også utarbeidet en sammenfatningsrapport inneholdende konklusjoner fra utredningene. Denne er avsluttet og rapporten er offentliggjort.

Etter en samlet vurdering i forhold til miljø- og fiskerihensyn, samt aktivitetsnivået i sektoren, finner regjeringen ikke grunnlag for å tildele utvinningstillatelser i Skagerrak.

8.5.6 Norskehavet

Norskehavet omfatter havområdene nord for Stad og sør for Lofoten, dvs nord for 62 º N og sør for om lag 70 º N. Letevirksomheten i Norskehavet startet i 1980, på et begrenset område på Haltenbanken. Det første funnet som ble satt i produksjon i området var Draugen med produksjonsstart i 1993. Det er fram til årsskiftet 1997/98 godkjent fem feltutbygginger i området. Nye områder på dypt vann i Norskehavet ble åpnet for letevirksomhet av Stortinget i 1994. De første utvinningstillatelser ble tildelt i disse områdene ved årsskiftet 1995/96. Det er store ressursmessige forventninger til disse nye leteområdene.

Norskehavet er i all hovedsak et umodent område. Det innebærer at geologien er lite kjent og det fortsatt kan være store funn som ikke er påvist. Videre kjennetegnes området ved at den eksisterende og planlagte infrastruktur ikke vil få vesentlig ledig kapasitet før en del år fram i tid.

I Norskehavet fremstår det som særlig viktig at sterke selskaper foretar uavhengige geologiske vurderinger før arealene tildeles. Dette gir mangfold og kreativitet, og bredde i beslutningsgrunnlaget. I dette området med store ressursmessige forventninger, er det også av stor betydning for myndighetene å ha sterk grad av kontroll med aktørbildet og rettighetshavergruppenes sammensetning. På dette grunnlag vil regjeringen ikke legge opp til gruppesøknader i Norskehavet, men kreve individuelle søknader fra selskapene på linje med praksis til nå.

De siste ti årene har det vært tildelt nye utvinningstillatelser om lag hvert annet år i Norskehavet. Siste tildeling ble foretatt ved årsskiftet 1995/96.

Grunnlaget for nye konsesjonstildelinger i Norskehavet er nært knyttet til resultatene fra boringene på dypt vann i utvinningstillatelser tildelt i 15. konsesjonsrunde. Viktig ny informasjon fra disse blokkene har fremkommet gjennom tre dypvannsboringer i 1997 og ytterligere informasjon vil fremkomme gjennom de planlagte boringene i 1998. Innen utgangen av 1998 vil en ha brønninformasjon fra seks til sju dypvannsbrønner i til sammen seks av de sju tildelte utvinningstillatelsene på dypt vann. Med dette informasjonsgrunnlaget vil en kunne ta stilling til tidspunktet for nye konsesjonstildelinger i Norskehavet. Regjeringen tar sikte på å fastsette tidspunktet for en 16. konsesjonsrunde i løpet av 1998 når ressurspotensialet i Norskehavet er nærmere avklart. Omfang på og konkret arealutvelgelse i runden vil det være naturlig og hensiktsmessig å ta stilling til i løpet av gjennomføringen av selve konsesjonsrunden. Dette er i tråd med vanlig praksis i forbindelse med tildeling av nye utvinningstillatelser.

8.5.7 Barentshavet

Beslutningen om å legge til rette for petroleumsvirksomhet nord for Stad ble fattet av Stortinget i 1980. De første utvinningstillatelsene i Barentshavet ble tildelt på Tromsøflaket samme år. Det er avsluttet 47 letebrønner i området. Kostnadene ved leteaktivitet i Barentshavet beløper seg til over 20 mrd. kroner. Det er funnet om lag 25 mill. m³ olje/NGL og 210 mrd. m³ gass fordelt på 12 funn. Dette tilsvarer om lag 4 pst. av de påviste ressursene på norsk kontinentalsokkel. Det er ikke fattet utbyggingsbeslutninger for funnene i Barentshavet.

Våren 1997 ble det tildelt nye utvinningstillatelser i Barentshavprosjektet. I alt ble det tildelt utvinningstillatelser i sju områder i den sørlige del av Barentshavet. Saga ble tildelt to operatørskap, Statoil, Hydro, Mobil, Elf og Agip ble tildelt ett hver.

Det bør ikke legges opp til nye større tildelinger av utvinningstillatelser i Barentshavet før ressurspotensialet er nærmere avklart. Tildelingen av nye utvinningstillatelser i Barentshavet vil avhenge av den informasjon en får fra Barentshavprosjektet. Avgjørelsen om dette vil ventelig ligge noen år fram i tid.

Departementet sluttførte ved årsskiftet 1997/98 et større forsknings- og utredningsprosjekt som sammenfatter mulige miljømessige sider av eventuell petroleumsvirksomhet i de nordlige deler av Barentshavet. Rapporten skal kunne tjene som grunnlag for en eventuell konsekvensutredning for områdene i nord på et senere tidspunkt. Regjeringen vurderer nå hvordan utredningsarbeidet skal videreføres.

8.5.8 Konklusjoner

• Nordsjøen: Det legges opp til en konsesjonspolitikk hvor departementet årlig vil vurdere om det er grunnlag for tildelinger av utvinningstillatelser i de nordlige og vestlige deler av Nordsjøen. Det legges opp til tildeling av et begrenset antall utvinningstillatelser i Nordsjøen i 1999. Omfanget vil bli vurdert nøye i forhold til det samlede aktivitetsnivået i sektoren, særlig i forhold til investeringsnivået. Det åpnes for en modell med gruppesøknader i Nordsjøen.

• Skagerrak: Etter en samlet vurdering i forhold til miljø- og fiskerihensyn, samt aktivitetsnivået i sektoren, finner regjeringen ikke grunnlag for å tildele utvinningstillatelser i Skagerrak.

• Norskehavet: Regjeringen tar sikte på å fastsette tidspunktet for en 16. konsesjonsrunde i løpet av 1998 når ressurspotensialet i Norskehavet er nærmere avklart. Regjeringen legger ikke opp til gruppesøknader i Norskehavet, men vil kreve individuelle søknader fra selskapene på linje med tidligere praksis.

• Barentshavet sør: Tildeling av nye utvinningstillatelser i området vil avhenge av den informasjon en får fra Barentshavprosjektet. Avgjørelsen om dette vil ventelig ligge noen år fram i tid.

• Barentshavet nord: Regjeringen vurderer nå hvordan det videre utredningsarbeidet vedrørende miljømessige sider ved eventuell petroleumsvirksomhet i Barentshavet nord skal videreføres.

8.6 Kartlegging av norsk kontinentalsokkels yttergrenser

FNs tredje havrettskonferanse fra 1973 til 1982 resulterte i Havrettskonvensjonen av 10. desember 1982. Konvensjonen utgjør et samlet regelverk for en fredelig utnyttelse av havområdene. Det ble senere utarbeidet en tilleggsavtale til konvensjonen som sikret bred oppslutning om innholdet i konvensjonen og ratifisering av denne. Havrettskonvensjonen med tilleggsavtale ble ratifisert av Norge 24. juni 1996, og den trådte i kraft for Norge 24. juli 1996.

Vedlegg II til Havrettskonvensjonen omhandler Kommisjonen for kontinentalsokkelens yttergrenser. Kommisjonens oppgave er å gi anbefalinger om sokkelgrenser i de tilfeller hvor en stat har til hensikt å fastsette kontinentalsokkelgrense utenfor 200 nautiske mil fra grunnlinjen. Slike grenser som er fastsatt på basis av kommisjonens anbefalinger skal være bindende og endelige.

Kyststater som ønsker krav om anbefaling vedrørende yttergrenser utover 200 nautiske mil skal gjøre dette innen ti år etter at konvensjonen er trådt i kraft for vedkommende stat. Alle underbyggende vitenskapelige og tekniske data skal presenteres sammen med kravet.

Utformingen av kontinentalsokkelen utenfor grunnlinjen av det norske fastland er av en slik art at det kan være aktuelt å oppstille krav om anbefaling vedrørende yttergrenser utover 200 nautiske mil. Oljedirektoratet vil gjennomføre undersøkelser med sikte på å kartlegge norsk kontinentalsokkels yttergrenser. Arbeidet har til formål å oppfylle Norges forpliktelser til å dokumentere krav om anbefaling vedrørende fastsettelse av yttergrense utover 200 nautiske mil.

Områdene rundt Vøringplatået og Svalbard, herunder Bjørnøya, vil bli nærmere kartlagt i årene fram mot 2005. Kartleggingen vil innpasses i direktoratets øvrige arbeidsoppgaver i de aktuelle områder for å redusere kostnadene. I budsjettbehandlingen for Oljedirektoratet vil det tas hensyn til behovet for kartlegging.

9 Miljøet og petroleumsvirksomheten

Utslippene til sjø og luft fra petroleumsvirksomheten har sitt opphav i aktiviteter som leting, utbygging, produksjon og transport av olje og gass. Alle disse aktivitene er nødvendige ledd i utvinningen av olje og gass. Utslippene fra norsk petroleumsvirksomhet vil derfor i stor grad være bestemt av aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen. Fortsatt teknologisk fremgang og ytterligere optimalisering av driften kan bidra til en viss frikobling mellom utslipps- og aktivitetsnivå. På grunn av utslippenes natur er det størst utfordring å få en slik frikobling for utslipp av karbondioksid (CO₂). Utslippene til luft består hovedsakelig av CO₂, nitrogenoksider (NO_x) og flyktige organiske komponenter utenom metan (nmVOC). I tillegg slippes det ut mindre mengder metan (CH₄). Olje og ulike typer kjemikalier er de viktigste komponentene som slippes ut i sjøen.

CO₂ og metan er klimagasser som bidrar til drivhuseffekten, mens utslipp av NO_x kan gi overgjødsling, forsuring, og sammen med nmVOC, dannelse av bakkenært ozon. Det er knyttet bekymring til mulige langtidseffekter i det marine liv av olje- og kjemikalieutslipp. Hoveddelen av kjemikaliutslippet har dokumentert liten eller ingen miljøskade. Det pågår et kontinuerlig arbeid for å erstatte skadelige kjemikalier med mer ufarlige. Kjemikalier som har bioakkumulerende eller hormonforstyrrende egenskaper skal fases ut. Utslipp av CO₂ og NO_x oppstår i all hovedsak ved produksjon av energi til bruk på innretningene. Mer energieffektiv utvinning er derfor, sammen med mer effektiv kraftgenerering, viktig i arbeidet med å begrense denne type utslipp fra petroleumsvirksomheten. Dette gjelder spesielt for CO₂, da det ikke, som for NO_x er utviklet teknologi som kan bidra til vesentlige utslippsreduksjoner av denne gassen til en akseptabel kostnad.

Brenning av gass over fakkel medfører også utslipp til luft. Av ressurshensyn har fakling lenge vært holdt på et lavt nivå på norsk kontinentalsokkel. Muligheten til å redusere utslippene fra fakling eksisterer, men er relativt begrenset, hvis det ikke skal gå ut over sikkerhetsnivået på innretningene. Da fakling står for en forholdsvis liten del av utslipp til luft, vil tiltak på dette området ha en begrenset effekt. Når det gjelder nmVOC, er størstedelen av utslippene knyttet til fordamping av olje ved bøyelasting. Ny teknologi - som gjør at nmVOC-utslippene fra bøyelasterne kan gjenvinnes, forventes være kommersielt tilgjengelig i 1999.

Produsert vann - som er med oljen og gassen fra reservoaret, er hovedkilden til utslipp av olje til sjø. Det foregår en omfattende rensing av vannet, men små oljedråper er fortsatt i vannet når det slippes ut. Det følger også med rester av benyttede produksjonskjemikalier i det produserte vannet. Men hoveddelen av utslippene av kjemikalier stammer fra boreoperasjoner. Det er streng kontroll av kjemikaliebruken. Størstedelen av kjemikaliene som brukes innenfor aktiviteten antas å ha liten eller ingen miljøeffekt. Oljeholdig borekaks og borevæske har allerede i flere år enten blitt injisert under havbunnen eller tatt til land for videre behandling.

I St meld nr 58 (1996-97) har regjeringen blant annet foreslått «0»-utslipp til sjø av miljøfarlige stoffer etablert som hovedregel ved nye selvstendige utbygginger på kontinentalsokkelen. Arbeid for å operasjonalisere den nye politikken generelt, og «0»-utslippsbegrepet spesielt, er igangsatt.

9.1 Utfordringene fremover

Utfordringene på miljøsiden er store og har høy grad av oppmerksomhet i den norske samfunnsdebatten. Det er knyttet betydelig bekymring til miljøproblem som global oppvarming, dannelse av bakkenært ozon, nedfall av sur nedbør, virkninger av utslipp av olje og kjemikalier til sjø og behandling av utrangert infrastruktur til havs. I årene som kommer må derfor aktiviteter i Norge, både som følge av nye, styrkede internasjonale miljøavtaler og som følge av økte krav til den lokale miljøtilstanden, ytterligere begrense miljøeffektene av sin aktivitet.

Regjeringen baserer sitt arbeid på at miljøvennlig olje- og gassaktivitet er ensbetydende med lønnsom aktivitet. Utslipp både til luft og vann fra petroleumsaktiviteten skal være begrunnet teknologisk eller økonomisk. Effekter av utslipp og kostnader ved utslippsreduksjoner skal således være nøkkelelementene i en vurdering av hvilke avbøtende tiltak som bør realiseres.

Norsk miljøpolitikk er bygget rundt en mest mulig kostnadseffektiv virkemiddelbruk. Utslippsreduserende tiltak bør utvikles og implementeres innenfor en slik ramme. En slik tilnærmelse er mest gunstig både for økonomi og miljø, da den gjør at man oppnår mest mulig miljøforbedring for hver krone avsatt til miljøtiltak. En kostnadseffektiv miljøpolitikk betyr at reduksjonstiltak gjennomføres etter stigende reduksjonskostnad når et miljøproblem skal løses.

En annen måte å si dette på er at den ønskede bedringen i miljøtilstanden ved en slik politikk vil skje til lavest mulig kostnad. Dette bidrar til å gjøre mer ambisiøse miljømål oppnåelige.

En betingelse for at miljøpolitikken skal kunne være kostnadseffektiv er at alle utslippskilder som bidrar til et miljøproblem innenfor alle sektorer likebehandles når tiltak skal iverksettes. Det faktum at en sektor har god økonomi tilsier eksempelvis ikke at det bør gjennomføres mer kostnadskrevende tiltak overfor denne sektoren enn overfor andre. Om slike sektorer gjennom skatte- og avgiftssystemet bør betale for en større andel av den totale utslippsreduksjon enn den gjennomfører ved en kostnadseffektiv virkemiddelbruk, bør være gjenstand for en selvstendig vurdering.

9.1.1 Forventninger til oljeindustrien

En kostnadseffektiv tilnærmelse er nødvendig for at stadig mer ambisiøse miljømål kan realiseres innenfor en hensiktsmessig energi- og miljøpolitikk.

Selv om den norske petroleumsindustrien allerede i dag arbeider aktivt for å begrense miljøeffektene fra aktiviteten, vil det alltid finnes muligheter for ytterligere utslippsreduksjoner som har en slik kostnad at de bør realiseres som del av en fornuftig miljøpolitikk. Det er blant annet viktig for regjeringen at man i virksomheten arbeider aktivt for å identifisere og realisere klimagassreduksjoner som er hensiktsmessige ut fra den gjeldende avgiftssats.

Da oljeindustrien sitter med mest kunnskap om mulighetene for forbedringer innenfor sektoren, må den i fremtiden ta et enda større ansvar for å utvikle nye og mer miljøeffektive måter å løse de ulike oppgaver på. At industrien bidrar med utvikling av teknologiske løsninger er viktig for at det skal være mulig å oppnå en mest mulig fornuftig forvaltning av samfunnets totale verdier som natur- og miljøressursene er en viktig del av.

Det er særlig i forbindelse med at nye felt skal bygges ut, eller at eldre felt skal bygges om, at reduksjonspotensialene er betydelige i forhold til tradisjonelle løsninger. For å redusere behovet for svært kostbare og avbøtende tiltak senere, må oljeindustrien sette miljøhensynene på dagsorden fra planleggingsfasen starter. En større forståelse for de miljømessige konsekvenser av de valg som gjøres i konseptutviklingen er nødvendig for at de ulike miljømål som etableres skal kunne realiseres uten at unødvendig mye ressurser må brukes til dette formålet. Departementet er derfor opptatt av at verdien av å unngå avbøtende tiltak vektlegges overfor alle typer utslipp.

Som en del av oppfølgingen av grønn skattekommisjon og Kyoto-protokollen, har regjeringen foreslått at også de anlegg på land som er knyttet til petroleumsvirksomheten, skal pålegges CO₂-avgift. Dette er viktig både for å utløse samfunnsøkonomisk lønnsomme utslippsreduksjoner, og for å redusere insentivene til feilallokering av aktivitet på grunn av forskjellig reguleringsregime på land og til havs.

9.2 Hvordan realisere ønskede utslippsreduksjoner til havs?

Myndighetene benytter ulike virkemidler for å begrense miljøpåvirkningen av olje- og gassvirksomheten. Overfor klimagasser benyttes for eksempel miljøavgifter (CO₂-avgiften), overfor nmVOC er forhandlinger om en avtale igang, mens man for utslipp til sjø har utslippstillatelser i henhold til forurensningsloven. Det er også en nær dialog mellom selskap og myndigheter i hele utbyggingsprosessen.

Dessuten er Miljøsok opprettet for å styrke samarbeidet mellom myndighetene og industrien slik at miljømålene kan nås på en mer optimal måte. En nært og aktivt samarbeid blir viktigere og viktigere jo mer stringente miljømål som etableres.

9.2.1 Forholdet mellom nye og eksisterende innretninger

For å begrense kostnadene er innretningene optimalisert med hensyn til vekt og fysisk størrelse. I praksis betyr dette strenge krav til de ulike komponenters vekt og størrelse. Det vil være individuelle forskjeller mellom de ulike innretningene på kontinentalsokkelen, men ofte vil manglende plass- og vektkapasitet begrense hvilke tiltak som kan gjennomføres.

Kostnaden ved et gitt utslippsreduserende tiltak på nye og eksisterende innretninger vil som oftest være svært ulik. Dette er på ingen måte særegent for petroleumsvirksomheten. Bakgrunnen for slike kostnadsforskjeller er at man på nye anlegg allerede fra prosjekteringsarbeidene starter kan ta hensyn til at tiltaket skal gjennomføres. Dette vil som regel gi langt lavere kostnader enn om samme tiltak skal iverksettes overfor eksisterende innretninger som ikke i samme grad er tilpasset tiltaket.

Kostnadsforskjellen mellom nye og eksisterende anlegg forsterkes til havs. En hovedårsak til dette er nettopp de sterke begrensninger på vekt og fysisk størrelse. Særlig store vil kostnadsforskjellene derfor være til havs når tungt og/eller plasskrevende utstyr er nødvendig for å implementere et tiltak.

I 2010 forventes eksisterende og besluttede innretninger å stå for 80 pst. av sektorens CO₂-utslipp. Dette begrenser derfor hvilke utslippsreduksjoner som er hensiktsmessig å realisere innenfor sektoren. Det er viktig å understreke at så lenge de ulike innretninger er så forskjellige, vil det ikke finnes felles løsning som bør gjennomføres over alt.

Lav-NO_x brennere på gassturbiner kan være et eksempel på kostnadsforskjellene ved nye og eksisterende innretninger til havs. For slike brennere er kostnadene per redusert enhet NO_x beregnet til å være mer enn fem ganger så høy på de mest gunstige av de eksisterende gassturbiner, sammenlignet med nye gassturbiner. Denne kostnadsforskjellen illustrerer at tiltak som kan være del av en kostnadseffektiv miljøpolitikk på nye innretninger, ikke nødvendigvis vil være hensiktsmessige å gjennomføre også på eksisterende innretninger.

9.2.2 Klimagasser

Som signalisert i St meld nr 29 (1997-98) om Norges oppfølging av Kyoto-protokollen, legger regjeringen til grunn at sektorovergripende virkemidler i form av CO₂-avgiften, fortsatt skal være hovedvirkemiddelet for å realisere utslippsreduksjoner av CO₂ i Norge. Regjeringen ønsker at norsk næringsliv skal involveres aktivt i bruken av fleksible gjennomføringsmekanismer, samtidig som staten som part i den mellomstatlige avtalen må sikre seg den nødvendige kontrollen med bruken av disse mekanismene. Hvordan en slik deltakelse skal utformes i forhold til nasjonal virkemiddelbruk vil bli utredet nærmere.

For utslippene knyttet til fakling er ny teknologi i ferd med å bli tatt i bruk av oljeselskapene. Denne teknologien gjør at pilotflammen kan slukkes og dermed begrenses den kontinuerlige faklingen. Størstedelen av faklingen skyldes uforutsette hendelser der gass av sikkerhetsmessige grunner fakles. For å holde faklingsnivået lavest mulig, vektlegger myndighetene at operatøren inkluderer disse hensyn i sin internkontroll.

Når det gjelder reduksjon av klimagassutslipp fra kraftforsyningen på kontinentalsokkelen, finnes det ikke enkle utveier innenfor en kostnadseffektiv energi- og miljøpolitikk. Det vil være svært utfordrende å holde energiforbruket per produsert oljeekvivalent nede på dagens nivå i fremtiden. Dette skyldes blant annet at gasseksporten flyttes nordover fra Nordsjøen og at produksjonen fra de store feltene reduseres kraftig uten at man kan få en tilsvarende reduksjon i energibehovet. Disse utviklingstrekkene trekker begge i retning av å øke energibehovet og dermed klimagassutslippene knyttet til å produsere en oljeekvivalent.

CO₂-fjerning og elektrifisering er de to tiltakene som kan redusere utslippene på kontinentalsokkelen betydelig.

Elektrifisering av kontinentalsokkelen med dagens teknologi synes lite aktuelt i stor skala . Kostnadene ved denne type tiltak er svært høy i forhold til den utslippsreduksjon som oppnås. Utslippsreduksjon ved tiltaket vil være avhengig av hvordan kraften som overføres til kontinentalsokkelen fremstilles. For enkelte innretninger som ligger forholdsvis nær land vil elektrifisering kunne være et alternativ. Spørsmålet om elektrifisering bør derfor vurderes for enkelte tilfeller.

Heller ikke fjerning av CO₂ fra gassturbinenes eksos synes å være et aktuelt tiltak til havs i nær fremtid. Regjeringen vil fortsatt bidra til at mer effektiv og billigere oppsamlingsteknologi - både til bruk på kontinentalsokkelen og på land - kan bli kvalifisert. Et uttestingsprogram av en type teknologi for oppsamling av CO₂ fra eksos er igangsatt på Kårstø. Uttestingen av denne teknologien på en gassmotor skal etter planen sluttføres i løpet av 1999. Det er viktig at denne og lignende teknologi som kan redusere CO₂-utslipp fra fremstilling av energi ved bruk av naturgass utforskes slik at det kan avklares om slik teknologi kan være hensiktsmessig å bruke ved nye utbygginger på kontinentalsokkelen eller ved tiltak på land etter årtusenskiftet.

Da disse to alternativene i de nærmeste årene neppe vil være aktuelle i stort omfang, vil det være viktig å intensivere arbeidet med å forbedre dagens desentrale løsninger. Energibruken på innretningene må optimaliseres samtidig som arbeidet med å øke effektiviteten i dagens desentrale kraftproduksjon videreføres.

I enkelte områder vil det kunne være aktuelt å kombinere effektiviseringstiltak desentralt med samordning av ulike innretningers kraftforsyning. Allerede i dag samkjøres innretninger som produserer fra samme felt. Avstanden mellom innretningene vil på grunn av effekten på kabelkostnadene, være et sentralt element for om slik samkjøring vil være hensiktsmessig.

9.2.3 Kjemikalier og olje

Regjeringen har besluttet at «0»-utslipp til sjø skal være hovedregel for nye selvstendige utbygginger på norsk kontinentalsokkel. Eksisterende innretninger er dessuten foreslått gjennomgått innen år 2000, med tanke på implementering av eventuelle tiltak innen år 2005.

Dette betyr blant annet at produsert vann og boreavfall som inneholder miljøskadelige stoffer som hovedregel ikke vil bli sluppet ut til sjøen fra nye selvstendige utbygginger på kontinentalsokkelen. Ytterligere konkretisering av hva som ligger i «0»-utslipp er under utredning.

Det pågår et kontinuerlig arbeid hos myndigheter og oljeindustri for å utvikle mindre miljøfarlige kjemikalier til bruk i petroleumsvirksomheten. Disse stoffene skal komme til erstatning for mer miljøfarlige forbindelser.

En viktig avveining som må vurderes i dette arbeidet er konsekvensene implementering av en slik politikk har for energiforbruket og dermed utslippene til luft. På enkelte innretninger vil det være en betydelig konflikt mellom eksempelvis reinjeksjon av produsert vann og energiforbruk/CO₂-utslipp.

9.2.4 nmVOC

Oljeindustrien har i flere år arbeidet for å gjøre teknologi for gjenvinning av nmVOC tilgjengelig i markedet. I løpet av 1998 skal to fullskala-anlegg der gjenvunnet nmVOC enten tilbakeføres i oljelasten eller brukes til å drive bøyelastskipets motorer testes ut. Deretter vil teknologien kunne være implementert på de fleste skytteltankere i løpet av en 4-5 års periode.

Våren 1998 ble det igangsatt forhandlinger mellom myndighetene og industrien om en tidsbegrenset avtale om reduksjoner av utslippene av nmVOC fra bøyelasting av råolje på kontinentalsokkelen. Forhandlingene forventes å være avsluttet innen utgangen av 1998. Det legges opp til at avtalen etterhvert skal erstattes av et krav hjemlet i forurensningsloven.

9.2.5 NO_X

Det eksisterer allerede teknologi som kan redusere utslippene av NO_x med om lag 80 pst. fra gassturbiner. Teknologien er per i dag ikke tilgjengelig for de mest brukte gassturbinene på norsk kontinentalsokkel. Det er viktig at teknologi som muliggjør reduksjon av NO_x-utslipp også fra slike turbiner blir utviklet.

Lav-NO_x brennere tas nå i bruk ved installering av gassturbiner som har teknologien tilgjengelig. Benyttes turbintyper hvor teknologien ennå ikke er ferdigutviklet, legges det til rette for ettermontering av slike brennere.

9.3 Miljøsok

Vissheten om at utfordringene best møtes i et nært samspill mellom de berørte aktører, førte til at Miljøsoks styringsgruppe ble oppnevnt sommeren 1995. Styringsgruppen besto av representanter fra oljeindustrien, leverandørindustrien, forskningsinstitusjoner og fiskeriinteressene. Myndighetene deltok i arbeidet som observatører.

Målet for Miljøsok er at man, gjennom et enda nærmere samarbeid mellom myndigheter og den berørte industri, skal oppnå både et bedre miljø og økt konkurransedyktighet for norsk petroleumsindustri. Ambisjonen er at norsk kontinentalsokkel fortsatt skal ligge i forkant når det gjelder å ivareta miljøhensyn innen produksjon, transport og videreforedling av olje og gass.

Rapporten fra Miljøsoks styringsgruppe, med sammenstilling av vurderinger, anbefalinger og forslag, ble overlevert olje- og energiministeren i desember 1996. Styringsgruppen kom i rapporten med flere viktige signaler, herunder;

• Erkjennelsen av at det fortsatt eksisterer et forbedringspotensial.

• Vilje til økt innsats i et mer forpliktende samarbeid med myndighetene.

• Ønske om at Miljøsok-arbeidet videreføres.

Det ligger mange forslag i Styringsgruppens rapport. En del av forslagene forutsettes fulgt opp av industrien selv, mens andre i første rekke vil være et myndighetsanliggende. Det er også fremmet forslag om å ta i bruk andre virkemidler enn dem man i dag kjenner og bruker. Ønske om utstrakt bruk av avtaler i den fremtidige miljøpolitikken er et sentralt budskap fra styringsgruppen.

Myndighetene vil vurdere bruk av avtaler og behovet for tilpasninger i CO₂-avgiften ut fra hva som er mest hensiktsmessig virkemiddelbruk overfor ulike miljøproblem. Målet er at den fremtidige nasjonale virkemiddelbruk vil være utformet slik at hvert miljøproblem blir løst på mest mulig effektiv måte. En viktig del av dialogen i Miljøsok vil være hvordan det vil være mest hensiktsmessig å koble nasjonal virkemiddelbruk mot de kommende internasjonale markeder for handel med utslippsrettigheter under Kyoto-protokollen.

En del av forslagene fra Styringsgruppen er umiddelbart blitt gjenstand for tiltak, mens andre har en mer langsiktig karakter hvor det vil være nødvendig med nærmere bearbeiding også fra myndighetenes side.

I rapporten foreslås ambisiøse reduksjonsmål for de ulike utslippskomponentene sektoren bidrar med. Over en 15-års periode mener styringsgruppen for eksempel at utslippene per produsert energienhet av CO₂ og NO_x bør kunne reduseres med henholdsvis 30-40 og 50-80 pst. i forhold til dagens nivå.

9.3.1 Videreføring av Miljøsok

Olje- og energidepartementet etablerte vinteren 1996 en ad-hoc gruppe som skulle komme med forslag til departementet om mandat og organisering av det videre arbeidet. Etter innstilling fra gruppen, etablerte departementet, i tråd med styringsgruppens forslag, et Miljøsok-råd og et Miljøsok-samarbeidsforum. Et mindre sekretariat ble etablert i tilknytning til Oljeindustriens Landsforbund (OLF).

Samarbeidsforumet er bredt sammensatt, med deltagelse fra myndigheter, petroleumsindustri, leverandørbedrifter, forskninginstitusjoner, miljøorganisasjoner og fiskeriinteresser. Samarbeidsforumet skal sikre en åpen dialog mellom myndighetene, petroleumsindustrien og resten av samfunnet, om blant annet miljøtiltak og virkemiddelbruk.

Rådet er Miljøsoks utøvende organ. Det skal være pådriver for å utløse nødvendige aktiviteter. Rådet har deltagelse fra petroleumsindustrien og myndighetene, og skal være en arena for dialog slik at partene sammen skal finne fram til gode løsninger på de til enhver tid aktuelle problemstillinger.

Et sekretariat er etablert i tilknytning til OLF. Sekretariatet skal fungere som en tilrettelegger for både råd og samarbeidsforum. Sekretariatet skal også bidra til en god kommunikasjon mellom de to organene. I tillegg skal sekretariatet bidra til at aktiviteter blir satt på dagsorden, fulgt opp og implementert i de ulike bransjeforeninger og -organisasjoner.

9.3.2 Miljøteknologi og erfaringsoverføring

For å oppnå miljøforbedringer så raskt som mulig påpekte Styringsgruppen at overføring av erfaring knyttet blant annet til bruk av ny miljøteknologi er viktig. Oljedirektoratet har påtatt seg ansvaret for å koordinere arbeidet med å få til en raskere og mer effektiv erfaringsoverføring for miljøteknologi og miljøplanlegging.

OD skal være en effektiv pådriver og katalysator i dette arbeidet. OD har gjennom sin innsikt i selskapenes virksomhet spesielle forutsetninger for å kunne lykkes i dette arbeidet. Den første del av arbeidet har vært å få en oversikt over de miljøteknologiske utfordringer som næringen står overfor og hvilke resultater som er oppnådd. De barrierer som i dag hindrer en effektiv teknologioverføring vil bli søkt identifisert slik at man kan overvinne disse i større grad enn hva som er tilfelle i dag.

9.3.3 Konsekvensutredninger ved utbygging av felt og legging av rør mv

Det er krav om gjennomføring av utredninger, analyser og undersøkelser av utslipp med tilhørende konsekvenser i ulike faser av petroleumsvirksomheten. Dette gjelder både før et område åpnes for letevirksomhet og i forbindelse med viktige milepæler; leteaktivitet, utbygging og drift og avslutning av felt.

Betydelige ressurser legges ned både innenfor industrien og på myndighetssiden for å sikre at miljøhensynene ivaretas.

Effektivisering/forbedring av konsekvensutredningsprosessen ved utbygging av nye felt/funn

Det er viktig at høringsinstansene gis et godt nok vurderingsgrunnlag når de skal gi en faglig uttalelse om effekten av en utbygging. Dette gjelder for både miljømessige, fiskerimessige og samfunnsøkonomiske effekter.

Det tradisjonelle systemet for konsekvensutredninger med feltvise utredninger fungerte generelt sett godt, men ble fra enkelte hold kritisert for at det i for stor grad var basert på en bit-for-bit tilnærmelse der det ble for lite fokus på relevante områdevurderinger. Et annet utviklingstrekk er at der man tidligere hadde større enkeltstående utbygginger, vil man i fremtiden ha flere små utbyggere som gjerne er satellitter. Både for utbygger og myndigheter/høringsinstanser vil en videreføring av det tradisjonelle systemet i en slik fremtid kunne medføre kapasitetsproblemer og dermed i verste fall suboptimale løsninger.

Departementet har igangsatt en dialog med industrien og andre berørte myndighetsinstanser som skal ende opp i retningslinjer for den fremtidige konsekvensutredningsprosessen. Siktemålet med endringer er både at de områdemessige effekter av den angjeldende utbygging bedre skal belyses, og at prosessen effektiviseres/forenkles for både utbygger og høringsinstanser.

Utredning av aktuelle avbøtende tiltak

Rådsdirektiv 85/337 omhandler vurdering av visse offentlige og private prosjekters miljøvirkninger. Rådsdirektiv 97/11 er et endringsdirektiv til 85/337 og ble vedtatt i EU mars 1997. Direktivet er vesentlig utvidet når det gjelder hvilke prosjekter som skal konsekvensutredes. Direktivet er EØS-relevant og skal følgelig implementeres i norsk rett. Hvilke endringer som eventuelt vil være nødvendig i petroleumslovgivningen blir nå vurdert av departementet i samråd med Miljøverndepartementet og Utenriksdepartementet.

Det er mange avbøtende tiltak som er aktuelle for nye utbygginger. Disse kan være knyttet både til den angjeldende innretning alene, eller også involvere andre innretninger i dens geografiske nærhet. For å sikre en effektiv utbyggingsprosess, med en god nok utredning av de mest relevante tiltak, mener regjeringen at det er viktig at utbygger fokuserer på de mest aktuelle avbøtende tiltak ved utarbeidelse av konsekvensutredning.

Stortinget har vedtatt at det ved alle nye utbygginger på kontinentalsokkelen skal legges fram en vurdering av elektrifisering samt CO₂-fjerning fra gassturbiners eksos. Dette er to blant mange avbøtende tiltak som skal adresseres i utbyggingsprosessen. I hvilket omfang elektrifisering og CO₂-fjerning utredes, vil bli vurdert av myndighetene fra sak til sak på lik linje med andre utslippsreduserende tiltak.

For rent feltvise tiltak for CO₂-reduksjon vil utbygger ha insentiv, gjennom at utslippsreduksjon gir sparte avgiftsutgifter, til å utrede de mest aktuelle tiltakene. Myndigheter og selskaper har således stor grad av felles insentiver når det gjelder hvilke CO₂-reduserende tiltak som bør fokuseres sterkest i utbyggingsprosessen.

For å skaffe myndighetene en bedre oversikt over mulighetene og kostnadene ved å bygge om eksisterende innretninger - eksempelvis med tanke på kraftutveksling med nye innretninger eller andre miljøtiltak - er et arbeid igangsatt i Oljedirektoratet. Målet med arbeidet er å sette myndighetene i bedre stand til å vurdere eventuelle regionale løsninger som bør fokuseres ved nye utbygginger.

Denne type informasjon vil være viktig for myndighetene fordi det for utslippsreduserende tiltak som involverer andre lisenser, i større grad enn ellers, vil kunne eksistere formelle eller uformelle hindringer som gjør at samfunnsøkonomisk lønnsomme utslippsreduserende tiltak ikke blir realisert.

Tidlig dialog mellom myndigheter og selskaper om kraftforsyning

Kraftforsyningen er et nøkkelelement på enhver innretning som skal produsere olje og gass. Det er derfor viktig for utbygger at kraftforsyningsløsningen kommer på plass tidlig i utbyggingsprosessen. Endres basisløsning sent i planleggingsfasen vil det påføre lisensen betydelige ekstrakostnader. Gjennom statlige eierandeler og skattesystemet, vil det i all hovedsak være staten som må dekke disse ekstrakostnader.

Skal en hensiktsmessig energi- og klimapolitikk kunne oppnås, er det viktig at CO₂-avgiften ligger til grunn som den rammebetingelse som skal utløse utslippsreduserende tiltak. I tillegg bør eventuelle eksterne effekter ved et tiltak tas hensyn til.

Legger en ikke riktige rammebetingelser til grunn, kan det være en fare for overinvesteringer i tiltak på kontinentalsokkelen. Årsaken er at aktørene kan finne det rasjonelt å bruke uhensiktsmessig dyre reduksjonstiltak som en forsikringspremie mot endringer i kraftforsyningskonseptet sent i planleggingsfasen. I en fremtid med mer marginale felt vil dessuten en slik risikopremie kunne gjøre utbygginger ulønnsomme med påfølgende ikke-realisering av samfunnsøkonomisk gunstige ressurser.

Regjeringen støtter derfor Miljøsok i at det på et tidlig stadium i prosjektutviklingen etableres en dialog mellom selskapene og myndighetene, med tanke på å avklare de ulike miljøforhold og utvikle miljømessige gode løsninger. Opplegg for energiforsyningen til innretningene vil være svært sentralt i en slik dialog.

9.4 Oppfølging av St meld nr 41 (1994-95), Innst S nr 114 (1995-96) og Innst S nr 246 (1996-97)

9.4.1 Innledning

I Stortinget 22. februar 1996 ble, i tråd med Innst nr 114 (1995-96) fra energi- og miljøkomiteen om norsk politikk mot klimaendringer og utslipp av nitrogenoksider, blant annet følgende vedtak fattet:

1. Stortinget ber regjeringen å innføre en rapporteringsplikt for utslipp fra brønntesting på kontinentalsokkelen, og å stille krav om resultater i form av betydelige utslippsreduksjoner innen en avtalt tidsfrist.

2. Ved alle nye feltutbygginger skal det legges fram en oversikt over energimengden og kostnadene ved å elektrifisere installasjonen framfor å bruke gassturbiner.

3. Stortinget ber regjeringen utarbeide en oversikt over kostnadene ved å elektrifisere eksisterende olje- og gassfelt på norsk kontinentalsokkel.

4. Stortinget ber om at ved nye feltutbygginger på norsk kontinentalsokkel skal det legges fram vurdering av kostnadene ved å reinjisere CO₂ fra produsert gass, og fra plattformer og turbiner.

Videre vedtok Stortinget 20. februar 1997:

1. Stortinget ber regjeringen legge fram en oversikt over kostnader og miljøpolitiske gevinster ved en elektrifisering fra land av oljefelt på kontinentalsokkelen som i dag får sin energiforsyning fra gassturbiner.

Ved behandling av Innst S nr 246 (1996-97) om godkjennelse av ny plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins, vedtok Stortinget 10. juni 1997 blant annet:

1. Stortinget ber regjeringen videreføre studier om muligheter for mer kostnadseffektive løsninger for hel- eller delelektrifisering av produksjonsplattformer på kontinentalsokkelen:

   1. fra land

   2. fra «regionale» offshorebaserte gasskraftverk med reinjeksjon av CO₂.

9.4.2 Rapporteringsplikt for utslipp fra brønntesting

Formasjonstesting av brønner innebærer en begrenset petroleumsproduksjon med den hensikt å samle informasjon om reservoaregenskapene rundt brønnen. Produsert olje fra slike tester blir enten brent eller samlet opp i tank. De flyttbare boreriggene dekker sitt kraftbehov under operasjonene fra dieselmotorer.

Utslipp til luft fra formasjonstesting av utvinningsbrønner boret fra produksjonsinnretninger er fra 1.1.98 underlagt CO₂-avgift i likhet med andre utslipp fra produserende innretninger.

Utslipp til luft forbundet med formasjonstesting av utvinningsbrønner boret fra flyttbare innretninger er, på grunn av måleproblematikk, ikke underlagt spesifikke reguleringer. For å få nøyaktig kjennskap til omfanget av disse utslippene er selskapene fra 01.01.98 blitt pålagt å rapportere til Oljedirektoratets database de volum olje- og gass som blir brent eller samlet opp ved hver enkelt formasjonstest. Rutiner for å kvalitetskontrollere selskapenes innrapporterte data er i ferd med å bli etablert. Videre arbeid i selskapene for å begrense disse utslippene vil bli fulgt opp av Oljedirektoratet.

9.4.3 Elektrifisering av nye felt og separering og deponering av CO₂ fra produsert gass og eksos fra gassturbiner ved nye feltutbygginger

Regjeringen legger stor vekt på at de samfunnsøkonomisk optimale løsninger velges ved utbygginger på norsk kontinentalsokkel. I forbindelse med nye utbygginger skal utbygger utarbeide en plan for utbygging og drift (PUD). For å bidra til en hensiktsmessig ivaretagelse av miljøhensynene utarbeides en PUD som inneholder en beskrivelse av utbyggingen og en konsekvensutredning (KU). I denne utredes blant annet de miljømessige effekter av utbyggingen samt mulige avbøtende tiltak. Både utredningsprogrammet og selve utredningen sendes på høring til de relevante samfunnsinteresser.

Beslutning om endelig utbyggingsløsning fattes av departementet.

CO₂-fjerning fra produsert gass

De fleste felt på norsk kontinentalsokkel som til nå er utbygd, har ikke hatt et så høyt CO₂-innhold i den produserte gassen at CO₂-fjerning har vært påkrevd for å oppnå salgsspesifikasjonene. Eventuelt har felt med høyt CO₂-innhold blitt knyttet opp mot andre felt med lavere innhold slik at spesifikasjonene allikevel har blitt nådd.

Men på Sleipnerfeltet var CO₂-fjerning nødvendig. På dette feltet separeres derfor CO₂ fra den produserte gassen. Videre reinjiseres CO₂ i et vannfylt reservoar under havbunnen. CO₂-avgiften gjorde injeksjon av utskilt CO₂ lønnsomt for lisensen. Også på enkelte felt i Norskehavet er det mulig at CO₂-fjerning kan bli nødvendig. CO₂-fjerning vil vurderes som en opsjon når felt med høyt CO₂-innhold i produsert gass skal bygges ut i fremtiden.

Elektrifisering og CO₂-fjerning fra gassturbiners eksos

Olje- og energidepartementet har bedt utbyggingsoperatører gi en vurdering av mulighetene for elektrifisering i alle planer for utbygging og drift levert siden februar 1996. Det er også bedt om en slik vurdering for enkelte planer levert før dette. Separering og deponering av CO₂ fra kraftproduksjon har blitt vurdert for utbyggingsplaner levert etter juni 1996. Blant de utbyggingsplaner som er vurdert etter dette tidspunkt er det til nå ikke identifisert utbygginger hvor elektrifisering fra land eller fjerning av CO₂ fra gassturbiners eksos er funnet hensiktsmessig å gjennomføre innenfor en kostnadseffektiv energi- og miljøpolitikk 1. Ved behandling av utbyggingen av oljen i Troll vest gassprovins (Troll C), ble det besluttet å legge til rette for eventuell fremtidig delelektrifisering.

Det må presiseres at separering av CO₂ fra produsert gass generelt er mindre komplisert og langt billigere enn å separere CO₂ fra gassturbiners eksos. Separering og deponering av CO₂ ble diskutert nærmere i St meld nr 54 (1996-97).

9.4.4 Kraft fra land til eksisterende innretninger på kontinentalsokkelen

Innledning

Elektrifisering betyr at kraftproduksjonen på innretningene på kontinentalsokkelen erstattes med kraft fra det landbaserte nettet. Elektrisitetsbehovet til innretningene vil således bli etterspurt i kraftmarkedet. Effekten av tiltaket på CO₂-utslippene i Norge vil avhenge av hvilke tilpasninger som skjer i kraftmarkedet som følge av den økte etterspørselen overføring av kraft til kontinentalsokkelen medfører.

På oppdrag fra departementet ferdigstilte Oljedirektoratet og Norges vassdrags- og energiverk våren 1997 en rapport 2om miljømessige og økonomiske konsekvenser av å erstatte dagens desentrale kraftproduksjon med elektrisitet fra land. Etter at rapporten ble lagt fram har OD igangsatt et arbeid for å skaffe myndighetene en best mulig oversikt over kostnadene knyttet til ombygging av ulike eksisterende innretninger. Ombygginger er et viktig kostnadselement ved eventuell omlegging til kraft fra land.

I utgangspunktet er eventuelle beslutninger om økt tilbud av elektrisitet i Norge ikke en del av debatten om å tilføre kontinentalsokkelen kraft fra land. Ny tilgang på kraft vil normalt gis en selvstendig og separat vurdering. Kraftbehovet på sokkelen er imidlertid så betydelig i en nasjonal sammenheng at uten ny krafttilgang i Norge eller økt import, vil prisen i kraftmarkedet forventes å øke betydelig ved gjennomføring av tiltaket. Kraftoppdekningen er derfor også diskutert i studien til OD og NVE.

Kraftbehovet på sokkelen

Det totale energiforbruket i petroleumsvirksomheten på sokkelen er anslått til om lag 10 TWh i 1996. Det er forventet å stige til cirka 14 TWh i 2002/2003. Økningen i kraftforbruket skyldes både økt produksjonsnivå og endringer i produksjonsstrukturen. En viktig strukturendring er at alle de store feltene på sokkelen går inn i en fase med avtagende produksjonsrater. Da en stor del av utslippene er uavhengig av produksjonsnivået bidrar dette isolert sett til høyere utslipp per produsert enhet. Et annet trekk er at gasseksporten beveger seg nordover til Norskehavet, noe som betyr lengre transportavstand til markedet.

Brenning av naturgass i gassturbiner dominerer kraftforsyningen på sokkelen. Gassturbinene på sokkelen brukes både til direkte drift av kompressorer og pumper, og til generering av elektrisitet. Forholdet mellom elektrisk drift og direkte drift er omtrent 40/60.

Den elektriske virkningsgrad i gassturbinene på sokkelen er i dag gjennomsnittlig i overkant av 30 pst. Den totale virkningsgraden, når man også tar hensyn til at blant annet spillvarme fra turbinene utnyttes, er i størrelsesorden 40 pst.

Kraftoppdekning

Studien til OD og NVE viser at det innenfor den relevante tidshorisont hverken er realistisk å dekke kraftbehovet til havs med vannkraft, ved økt satsing på energiøkonomisering eller ved å benytte alternative energikilder. Rapporten konkluderer derfor med at oppdekning av kraftbehovet med gasskraft er det mest realistiske nasjonale alternativet til desentral kraftproduksjon på innretningene. Alternativt kan den nødvendige kraften importeres.

Produksjonen av elektrisitet i år med normale nedbørforhold er beregnet til 112-113 TWh. I 1997 var forbruket nær 116 TWh. Det er derfor ikke i dag et overskudd av kraft nasjonalt som kan utnyttes til eventuelt å dekke kraftbehovet også på kontinentalsokkelen.

Det er en betydelig utfordring å få til en akseptabel kraftbalanse for Norge også uten overføring av kraft til kontinentalsokkelen.

Tilkobling av kontinentalsokkelen til landnettet

I rapporten til OD og NVE ble enkelte innretninger som står for i størrelsesorden 10 pst. av elektrisitetsforbruket på kontinentalsokkelen av tekniske og økonomiske grunner holdt utenfor. Dette er innretninger som snart stenges ned, ligger langt fra annen infrastruktur eller hvor teknologi for tilførsel av elektrisitet ikke er tilgjengelig. Det siste gjelder for produksjonsskip.

Økonomiske effekter

Overgang til tilførsel av kraft fra land krever investeringer i blant annet kabler, omformerutstyr på land og til havs, mottaksstasjoner til havs og betydelige ombygginger av eksisterende kraftproduksjonsutstyr på innretningene. Driftskostnadene vil også endres. Sentrale element i så måte er salg av frigjort gass, kjøp av elektrisitet fra land og redusert CO₂-avgiftsbetaling. Redusert CO₂-avgiftsbetaling viser ved miljømessig korrekt avgiftssats, den miljømessige gevinsten ved tiltaket. En eventuell kraftoverføring fra land til tilnærmet alle eksisterende innretninger på kontinentalsokkelen, basert på gasskraft, er i studien beregnet til å kreve tilleggsinvesteringer på i størrelsesorden 40 mrd. (1996 kroner). Nåverdien av disse investeringene er beregnet til om lag 27 mrd. kroner. Økte produksjonskostnader utenom CO₂-avgiften kommer i tillegg med mellom 0,8 og 4,1 mrd. avhengig av verdien på den frigjorte gassen. Antas avgiftssatsen på kontinentalsokkelen å representere miljøkostnaden 3ved utslipp av CO₂, kommer det til fradrag 5,3 mrd. på grunn av tiltakets utslippsreduksjon.

Miljømessige effekter

Studien viser at overføring av kraft fra land til tilnærmet hele kontinentalsokkelen med oppdekning av gasskraft og ut fra de andre forutsetninger som ble gjort, vil redusere utslippene knyttet til produksjonen på kontinentalsokkelen med anslagsvis 15 pst. fram til 2020 basert på dagens gasskraftteknologi. Reduksjonen er i forhold til en situasjon der gassturbiner på plattformene fortsatt anvendes. Gjennomføring av tiltaket vil også redusere NO_x-utslippene fra petroleumssektoren vesentlig.

Kostnader per redusert enhet CO₂

Tiltakskostnaden i de fleste områdene er så høy, at en tilnærmet full oppdekning av kraftbehovet på kontinentalsokkelen fra land ikke er hensiktsmessig med dagens teknologi. Det er store forskjeller i kostnadene per redusert tonn CO₂ mellom de ulike områdene 4definert i studien til OD og NVE. Ulikhetene i tiltakskostnad 5mellom områdene gjenspeiler blant annet forskjeller i:

1. avstand til land

2. mengden ombygging som er nødvendig på innretningene

3. den gjenværende levetid

4. varmebehovet.

Trollområdet har betydelig lavere kostnader per redusert tonn CO₂ enn de andre områdene. Dette skyldes både områdets beliggenhet relativt sett nær land og at tiltaket i dette området i stor grad er knyttet til Troll A-plattformen. Denne innretningen har lang levetid, er allerede forsynt med kraft fra land og vil få økt kraftbehov fremover som følge av økt gasseksport. Innretningen må derfor uansett tilføres ytterligere kraftproduksjonsutstyr slik at ekstra ombygging ikke er nødvendig for å velge kraft fra land.

Oppfølging av OD/NVE-studien

Som del av arbeidet (ref. 9.3.3) i Oljedirektoratet for å etablere en mer fullstendig oversikt over muligheter og kostnader ved å bygge om ulike eksisterende innretninger på kontinentalsokkelen, har det i første omgang vært fokusert på å få et bedre anslag over kostnadene ved å bygge om innretningene i Troll/Oseberg/Tampenområdet. Disse områdene er delvis valgt ut fra at de kom relativt sett gunstigst ut i studien til OD og NVE.

For å bedre tallgrunnlaget er ytterligere informasjon hentet inn fra operatørselskapene på kontinentalsokkelen. Innrapporteringen indikerer at kostnadene knyttet til ombygging av innretningene har vært vesentlig undervurdert i tidligere beregninger. Samtidig er imidlertid forventningene til fremtidige utslipp nå høyere enn det som lå til grunn for OD og NVEs studie. Disse to endringene trekker i ulik retning når man skal vurdere hvor stor utslippsreduksjon en krone brukt til ombygging til kraftoverføring fra land kan gi. Beregninger OD har gjort viser at disse to effektene tilnærmet utlikner hverandre og ikke endrer bildet av kostnadene per redusert CO₂-enhet fra den forutgående studien.

Oppsummering

Med dagens teknologi og kraftoppdekningssituasjon mener departementet at overføring av kraft fra land til tilnærmet alle eksisterende innretninger på kontinentalsokkelen ikke er hensiktsmessig.

Det er imidlertid under utvikling teknologi for overføring av elektrisitet som kan bidra til å redusere kostnadene ved et slikt tiltak. Ved en nasjonal oppdekning av kraftbehovet på kontinentalsokkelen er de ulike konsepter for mindre CO₂-utslippsintensive gasskraftverk som det nå arbeides med et relevant utviklingstrekk.

Kostnadene ved omlegging fra energiproduksjon på innretningene til tilførsel av kraft fra land, er meget høy med dagens teknologi. Om Trollområdet som er relativt sett gunstigst for overføring av kraft fra land, bør baseres på slik kraft vil bli nøye vurdert av departementet når plan for utbygging og drift for økt gasseksport fra Troll A foreligger.

Ny teknologi for overføring av elektrisitet vil kunne redusere denne delen av kostnadene ved å forsyne eksisterende innretninger med kraft fra land. Oljedirektoratet vil gjennom sitt arbeid med nye utbygginger nøye følge den teknologiske utviklingen også innen dette området.

10 Usikkerheten knyttet til fremtidige petroleumspriser. Virkninger av klimapolitikk

10.1 Usikkerhetsfaktorene

Historien viser at det er vanskelig å forutsi prisutviklingen på råolje. Usikkerheten øker med tidsperspektivet og er knyttet til en rekke variabler som er bestemmende for tilbud og etterspørsel etter råolje. For perioder langt fram i tid vil prisprognoser måtte involvere et betydelig element av spekulasjon og skjønn.

Oljeprisen påvirkes også i betydelig grad av uforutsette hendelser av mer politisk karakter. Golf-krigen i 1990 og oppløsningen av Sovjetunionen var hendelser som fikk langsiktig betydning for oljemarkedet.

Prisbevegelsene i petroleums- og råoljemarkedet er større enn det en ser i mange andre råvaremarkeder. Balansen mellom tilbud og etterspørsel er på kort og mellomlang sikt skjør; rigiditet både på tilbuds- og etterspørselssiden medfører at oljeprisen kan svinge mye. Bare i løpet av de siste to år har oljeprisen variert mellom 25 og 11 USD per fat.

I de seneste 25 årene har oljemarkedet har hatt en kartellstruktur, der en gruppe oljeproduserende land gjennom OPEC har samarbeidet for å holde oljeprisen høyere enn den ville ha vært ved fri konkurranse. For å forstå usikkerheten rundt den fremtidige oljeprisen, er dynamikken rundt kartellets handlingsrom og elementene som påvirker dette helt sentralt.

I det følgende drøftes tre viktige kilder til usikkerhet for oljeprisens langsiktige utvikling:

• produksjonspolitikken i OPEC

• teknologiutviklingen

• miljø- og klimapolitikken

Hver for seg kan en bestemt utvikling i disse faktorene føre til vesentlig lavere oljepriser enn det en ser for seg i dag. OPECs politikk kan periodevis også føre til vesentlig høyere priser enn hva som har vært tilfelle de seneste ti år.

10.1.1 Produksjonspolitikken i OPEC

OPEC-landenes betydning i oljemarkedet grunner seg i at landene disponerer omlag 2/3 av verdens oljereserver, hvorav en stor del kan produseres lønnsomt til priser på 5 - 10 USD per fat. Flere OPEC-land har dessuten ledig produksjonskapasitet og kan øke produksjonen raskt.

OPEC kan beskrives som en organisasjon av oljeprodusenter som har en viss grad av monopol eller markedsmakt, og som samarbeider for å holde oljeprisen innenfor et gitt bånd som er høyere enn prisen ville ha vært ved fri konkurranse. I det store og hele må en si at kartellet har lyktes i dette, selv om en også har hatt perioder med lave priser.

Men det er innbyrdes store forskjeller mellom OPEC-landene bl.a. med hensyn til størrelsen på oljereservene og betydningen av oljevirksomheten for nasjonaløkonomien. Interessemotsetningene og uenigheten om pris- og produksjonspolitikken har tidvis vært påtakelige og det er ikke sikkert at OPEC vil bestå i samme form eller som effektivt kartell i fremtiden.

Likevel er det grunn til å tro at i det minste et antall store oljeland rundt Den persiske golf - med Saudi Arabia i spissen - på en eller annen måte alltid vil søke å styre oljemarkedet. Om lag 50 pst. av verdens påviste oljereserver er lokalisert i landene rundt Den persiske golf, og med muligheten til å utvide produksjonskapasiteten relativt raskt og til lave kostnader, vil disse landene formodentlig spille hovedrollen i oljemarkedet i overskuelig fremtid. Golf-statene har en strategisk interesse i å bevare oljens langsiktige posisjon i energimarkedet og kan ha et lengre tidsperspektiv i oljepolitikken enn de mindre landene i OPEC.

På kort og mellomlang sikt er etterspørselen og tilbudet av olje prisuelastisk, noe som gjør det mulig for OPEC å få til betydelige prisøkninger ved å begrense produksjonen. Kortsiktig inntektsbehov kan føre til at OPEC i enkelte situasjoner vil bli fristet til å ta ut vesentlig høyere priser i markedet - priser 30-40 USD per fat eller høyere kan ikke utelukkes. Men det er ikke grunn til å tro at prisene vil holde seg på slike nivåer særlig lenge. Det vil kunne føre til forsert substitusjonen mot alternative energibærere og gjøre energieffektiviseringstiltak mer lønnsomt. Ved priser på 25 - 30 USD er det også et stort potensial for produksjon av råolje fra land utenfor OPEC. Et så høyt prisnivå vil således kunne redusere kartellets markedsandeler og inntektsmuligheter på lengre sikt.

Dersom OPEC skulle gå i oppløsning og oljemarkedet utvikle seg til et frikonkurransemarked, må en regne med svært lave oljepriser - kanskje ned mot 5 USD per fat. Men spørsmålet er om en slik markedssituasjon vil eksistere lenge. For de store oljeeksportørene vil det i en slik markedssituasjon være et sterkt økonomisk insentiv til å gjennomføre tiltak som kan presse prisen opp.

10.1.2 Teknologiutvikling

Teknologiske fremskritt kan fundamentalt endre oljemarkedet. På kort og mellomlang sikt er effekten av teknologiske fremskritt av mindre betydning, men på lengre sikt er teknologi en av de viktigste faktorer som påvirker tilbuds- og etterspørselssiden i oljemarkedet.

Teknologiske fremskritt kan etter sin natur ikke presist forutsies. Mange tekniske nyvinninger i oljeindustrien har kommet som en følge av en generell teknologisk utvikling i samfunnet. Et eksempel på det er utviklingen av informasjonsteknologien, som blant annet har ført til stor bedring i evnen til å håndtere og systematisere store mengder data. Dette gjenspeiles særlig for 3- og 4D seismikk og innen reservoarmodellering/visualisering.

I stor grad har den sterke veksten i oljeproduksjonen de seneste år kommet fra land utenfor OPEC og vært teknologidrevet. En betydelig høyere produksjon enn forventet illustrerer også usikkerheten knyttet til fremtidig råoljeproduksjon, ikke bare i Nordsjøen, men også fra andre produksjonsområder.

På etterspørselssiden er fremfor alt utviklingen i transportsektoren av betydning, ettersom denne sektoren står for omlag 50 pst. av verdens oljeforbruk i dag og kanskje så mye som 3/4 av forventet forbruksvekst fram til år 2010. Teknologiske fremskritt som gir vesentlig mer energieffektive biler eller som gjør alternative drivstoffer (elektrisitet, gass mm) konkurransedyktig med bensin og diesel vil kunne endre fremtidsutsiktene for oljeprodusentene drastisk. En kan ikke utelukke at dette vil skje i løpet av 10 - 20 år.

For utviklingsland med høy økonomisk vekst, som India og Kina, kan teknologiutviklingen og anvendelsen av teknologi bety mer for den fremtidige energietterspørselen enn for OECD-landene. I land med rask økonomisk vekst vil gjennomsnittsalderen på energikapitalen til enhver tid være yngre enn i land med lavere økonomisk vekst. En av de kritiske faktorene for utviklingen i olje- og energimarkedene er i hvilken grad utviklingslandene vil foreta «sprang» i utviklingen gjennom å anvende den nyeste tilgjengelige teknologien.

Utviklingen av energiteknologien kan bli påskyndet av miljø- og klimapolitikken, som en må forvente vil bli vesentlig forsterket de kommende tiår. Samtidig er tiltak for å begrense energirelaterte miljø- og klimaproblemer en av de viktigste usikkerhetsmomentene for oljemarkedet på lang sikt.

10.2 Klimapolitikk og konsekvensene for oljeprisen

Menneskeskapte utslipp av klimagasser vil øke konsentrasjonen av klimagasser i atmosfæren. En økning i konsentrasjonen vil sannsynligvis forsterke drivhuseffekten og blant annet bidra til global oppvarming og økning i vannstanden i verdenshavene.

CO₂ er den klart viktigste av klimagassene og står for omlag 70 pst. av den menneskeskapte drivhuseffekten. Skal konsentrasjonen av CO₂ i atmosfæren stabiliseres på dagens nivå, vil det kreve at de globale utslippene reduseres med omlag 60 pst. i forhold til nivået i 1990.

Forbruk av olje og annen fossil energi står for mesteparten av de globale, menneskeskapte utslipp av CO₂. Tiltak for å begrense utslippene av klimagasser utgjør derfor en betydelig usikkerhetsfaktor for oljeprisen.

Usikkerheten beror også på at politikken landene vil ta i bruk for å oppfylle avtalen er ukjent per idag. Landene kan velge mellom en rekke forskjellige virkemidler for å nå utslippsmålene: erstatning av kull med naturgass og karbonfrie energikilder i kraftgenerering, enøk-tiltak, økt satsning på kjernekraft, høyere avgifter på drivstoffer, CO₂-opptak gjennom skogplanting, utvikling av teknologier for utskilling og deponering av CO₂ m.v.

For oljeprodusentene er det av særlig betydning hvilke tiltak som settes inn for å begrense utslippene fra transportsektoren. En mulighet er at tiltakene blir særlig sterke overfor bruk av olje eller oljeprodukter, bl.a. fordi de fleste Annex B landene er netto-importører av olje. På den annen side er det kostbart å redusere oljeforbruket i transportsektoren fordi det per i dag ikke finnes gode alternativer til oljebaserte drivstoffer.

Selv om ressursbasen skulle tilsi at det er en relativt enkel oppgave å erstatte energi med høyt karboninnhold med energi med lavere eller uten karboninnhold, kan det være betydelige økonomiske og politiske hindringer for en slik endring.

Det vil kreve betydelige investeringer i ny kapasitet, subsidier til alternativ energi, samt stor satsning på forskning og teknologiutvikling. Av hensyn til forsyningssikkerhet har mange land vektlagt diversifisering i energiforsyningen og bruk av innenlandske energikilder. Når det gjelder land som Kina og India med betydelig forventet vekst i energiforbruket og med store innenlandske kullreserver, er det vanskelig å tenke seg at de vil prioritere andre energiformer med mulig svekket handelsbalanse som konsekvens.

For Norge som stor nettoeksportør av olje og gass, kan klimatiltak medføre betydelige kostnader. Klimatiltak som andre land gjennomfører, kan minske verdens fossile energiforbruk og derigjennom føre til et fall i produsentprisene for olje- og gass. Tiltak i Norge kan øke kostnadene i petroleumsutvinningen og bidra til å redusere olje- og gassproduksjonen.

Kyoto-protokollen vil ikke kunne forhindre at de globale utslippene fortsetter å øke i de nærmeste årene. Dette skyldes at veksten i u-landenes klimagassutslipp, som det ikke er satt begrensninger på i avtalen, vil mer enn oppveie den samlede reduksjonen i i-landene. Kyoto-protokollen er derfor bare et første skritt i bekjempelsen av klimaendringer.

Det er likevel mulig at utslippsreduksjonene kan bli større enn Kyoto-protokollen forutsetter. Krav om reduserte utslipp vil f.eks. føre til at industrien satser på å utvikle mer energieffektive og miljøvennlige teknologier og produkter i en langt større skala enn tidligere. De langsiktige virkningene av dette kan ikke overskues.

En parallell kan trekkes til arbeidet for å redusere utslippene av KFK-gasser og svoveldioksyd, som ble omfattet av internasjonale avtaler i 1980-årene. Det har vist seg at reduksjonen i disse gassene har kommet raskere enn protokollene forutsatte, og at kostnadene har blitt tildels mye lavere. En tilsvarende utvikling for CO₂ og andre klimagasser kan ikke utelukkes.

Analysen i det følgende søker å reflektere slike muligheter, idet den er basert på et alternativ der globale utslipp av CO₂ blir redusert til 1990-nivået i år 2020. Dette alternativet er altså mindre ambisiøst enn en stabilisering av CO₂-konsentrasjonen i atmosfæren på dagens nivå krever, men adskillig mer ambisiøst enn hva som legges til grunn i Kyoto-protokollen.

Det er vanskelig å tenke seg at Kyoto-protokollen kan gjennomføres uten at det på sikt iverksettes tiltak også for landene utenom Annex B og med siktemål å stabilisere utslippene.

10.2.1 Virkninger for oljeetterspørselen

Den alminnelige oppfatningen er at oljeforbruket vil øke kraftig fram mot år 2020, fra omlag 75 mill. fat per dag i 1998 til 115-125 mill. fat per dag i år 2020. Veksten vil være særlig sterk i utviklingslandene, der økt oljeforbruk er nødvendig for å avskaffe fattigdom og bedre levevilkårene.

Dersom globale CO₂-utslipp skal stabiliseres på 1990-nivå i år 2020, er det ganske klart at oljeforbruket vil bli betydelig lavere enn dette. Hvor stor reduksjonen blir, vil avhenge av hvilke virkemidler som tas i bruk for å redusere CO₂-utslippene og utformingen av klimapolitikken i de enkelte land. Landene kan velge mellom en rekke ulike tiltak for å begrense CO₂-utslippene bl.a. energieffektivisering, erstatning av kull og olje med naturgass og karbonfrie energikilder, CO₂-opptak gjennom skogplanting og på lengre sikt CO₂-utskilling. Med kostnadseffektiv tilnærming vil det for de fleste land være mest gunstig å velge en kombinasjon av ulike tiltak.

I utredninger fra World Energy Council (WEC) og det britiske konsulentselskapet Petroleum Economics Ltd. (PEL) er det anslått at oljeforbruket kan bli redusert med omlag 10 pst. fra dagens nivå og fram til 2020, dersom CO₂-utslippene globalt skal stabiliseres på 1990-nivå i denne perioden. Oljeforbruket i år 2020 vil da være nesten tilbake på nivået i 1990 på omlag 65 mill. fat per dag, eller nesten 50 pst. lavere enn i basisutviklingen. En slik utvikling vil være et brudd med en historisk stigende trend i oljeforbruket.

Disse utredningene har ikke inkludert øvrige klimagasser (enn CO₂) eller sett på mulighetene for CO₂-opptak gjennom skogplanting. Dersom det ble gjort, kan konsekvensene for oljeforbruket vise seg å bli noe mindre omfattende.

I analysen fra WEC er CO₂-stabilisering oppnådd gjennom antagelser om en svært sterk forbedring av energieffektiviteten og økt bruk av naturgass og nye, fornybare energikilder som sol, vind og bioenergi. Forbedringen i energieffektivitet fører til at energiforbruket globalt bare øker med 30 pst. fra 1990 til 2020, mens det til sammenligning økte med 170 pst. i den foregående 30-års perioden. Kullforbruket viser noe sterkere nedgang enn oljeforbruket.

Det må understrekes at analysene fra WEC og PEL ikke er en prognose over hva som vil skje, men snarere en illustrasjon på en mulig utvikling. Hvorvidt en slik utvikling i praksis er gjennomførbar, tas det ikke stilling til.

Andre studier indikerer at en viss vekst i oljeforbruket kan være mulig selv med et globalt stabiliseringsmål for CO₂. Antakelig er en vekst på 5-10 pst. ut fra dagens nivå det meste en kan forvente i et slikt stabiliseringsscenario. Men også dette vil være langt lavere enn om klimatiltak ikke blir iverksatt.

I figur 10.1 er det vist etterspørselen i et basistilfelle uten klimatiltak, og en mulig etterspørselsutvikling med global CO₂-stabilisering tilsvarende WEC og PEL.

10.2.3 Virkninger for oljetilbudet

I analyser av tilbudsiden i oljemarkedet er det vanlig å skille mellom OPEC og land utenfor OPEC.

Tilbudet fra land utenfor OPEC bestemmes av et samspill mellom teknologi, kostnader og oljepris. Fremgang i utvinningsteknologi kan øke tilbudet, mens lavere oljepris vil redusere det. Men det er grunn til å tro at oljeprisen vil måtte falle betydelig og vedvarende før en vesentlig del av produksjonen vil falle bort. Felt som er påvist eller i drift kan jevnt over tåle betydelig lavere oljepriser før utbygging eller fortsatt produksjon blir ulønnsomt. Videre kan lavere oljepris og fortjenestemarginer i oljebransjen føre til sterkere satsing på utvikling av kostnadsbesparende teknologier, som på litt sikt kan gjøre oppstrømsvirksomheten mer robust mot lave oljepriser.

Den alminnelige oppfatningen i dag er at oljeproduksjonen fra land utenfor OPEC vil fortsette å øke noe de nærmeste 10- 20 år, fra dagens nivå på i underkant av 45 mill. fat per dag til 50 - 55 mill. fat per dag i 2020. En slik produksjonsvekst vil komme som følge av at nye oljefelt bygges ut og en stadig forbedring av teknologien til å produsere olje. Veksten vurderes å være rimelig robust for priser ned mot 10-12 USD per fat.

Klima- og miljøtiltak vil i seg selv neppe endre vesentlig på dette. Selv om oljeutvinning gir utslipp av klimagasser, tyder erfaringene fra norsk kontinentalsokkel på at tiltakene, f.eks. i form av CO₂-avgifter, må være svært kraftige før det får en vesentlig virkning på oljeproduksjonen.

Produksjonspolitikken i OPEC-kartellet vil få avgjørende betydning for den fremtidige oljeprisutviklingen, uansett om Kyoto-protokollen blir ratifisert eller ikke. Dette bunner bl.a. i at OPEC har ledig produksjonskapasitet og rår over 2/3 av verdens oljereserver av hvilke mesteparten kan utvinnes lønnsomt til priser på 5-10 USD fat per dag. Jevnt over er OPEC-landenes reserver mindre intensivt utnyttet enn i mange land utenfor OPEC, slik at det er et betydelig potensial for produksjonsøkning.

Den alminnelige oppfatningen i dag er at produksjonen fra OPEC vil fortsette å øke kraftig de neste 10-20 år, fra i underkant av 30 mill. fat per dag i 1998 til 50-60 mill. fat per dag i år 2020. En slik produksjons økning vil være nødvendig for å møte den forventede veksten i oljeetterspørselen.

Spørsmålet er så hva OPEC vil gjøre dersom oljeforbruket skulle stagnere eller minske som følge av tiltak for å stabilisere CO₂-utslippene. Fordi produksjon fra land utenfor OPEC forventes å ville øke, vil det da oppstå et overskudd på olje. I en slik situasjon er det etter manges vurdering ikke grunn til å tro at OPEC vil begrense produksjonen så mye at et fall i oljeprisen er til å unngå.

Omfattende tiltak mot olje og andre fossile brensler kan føre til at OPEC eller enkelte sentrale land i OPEC ser seg tjent med høyere oljeproduksjon og lavere priser. Med en slik strategi kan de både oppnå å vinne markedsandeler fra oljeprodusenter med høye produksjonskostnader og å stimulere oljeforbruket, og på den måten sikre seg selv høyere inntekter og en langsiktig posisjon i et stagnerende oljemarked.

Oljeproduksjonen fra OPEC må en derfor anta vil fortsette å øke, også dersom det kommer tiltak for å stabilisere globale CO₂-utslipp. Men veksten blir antagelig mindre enn i basistilfellet, bl.a. fordi noen land vil kunne få problemer med å finansiere utbygging av produksjonskapasiteten.

10.2.4 Oljeprisanslag

Ovenfor er det konkludert med følgende, gitt at CO₂-utslippene skal stabiliseres på 1990-nivå:

• Etterspørselen etter olje vil i beste fall øke svakt, men den kan også falle i forhold til dagens nivå.

• Tilbudet vil fortsette å øke - både i OPEC og land utenfor OPEC.

En slik utvikling vil gradvis skape et tilbudsoverskudd i markedet som etterhvert kan føre til et betydelig fall i oljeprisene.

Reduserte oljepriser vil bidra til å presse produsenter med høye produksjonskostnader ut av markedet; det vil i hovedsak si produsenter utenfor OPEC. Ved priser ned mot 8 -10 USD per fat vil dette kunne skje i større omfang. Hvis dette viser seg riktig, vil en oljepris på 8-10 USD kunne sies å utgjøre et «prisgulv» i markedet.

Dersom OPEC eller enkelte sentrale OPEC-land er villige til å begrense sin produksjon, vil en kunne se høyere priser enn dette. Men det må i så fall betydelige produksjonsbegrensinger til og dette fremstår ikke som sannsynlig.

For analysen i de neste avsnittene er det lagt til grunn at disse forholdene ville medføre at oljeprisen avtar gradvis og bunner ut på et nivå på 8 USD per fat.

10.2.5 Konsekvenser for norsk gassalg

Hensikten med klimaavtalen er å redusere utslippene av klimagasser. Så lenge man ikke kan rense ut og kvitte seg med CO₂, betyr dette redusert bruk av fossile brensler. Redusert etterspørsel vil normalt medføre lavere priser og mindre omsatt volum enn man ellers hadde hatt. Dermed vil en markedstilpasning etter klimaavtalen med stor sannsynlighet medføre lavere fremtidige priser på fossile brensler enn en tilpasning uten.

Kull er det mest miljøfiendtlige fossile brenselet, mens gass er det mest miljøvennlige. Det er også store substitusjonsmuligheter mellom de fleste energikilder.

Dette tilsier i utgangspunktet at for at klimaforpliktelsene skal nås bør gass få en økende markedsandel, men energimarkedene blir i all hovedsak styrt av politiske mål og via skatte- og avgiftsordninger. Avveiningen mellom ulike politiske mål og valg av virkemidler i forbrukslandene vil ha stor effekt på den interne fordelingen mellom ulike energikilder. Forventningsvis vil etterspørselen etter og prisen på naturgass som en følge av klimaavtalen bli lavere enn den ellers hadde vært.

10.3 Konsekvenser for leting, utbygging og produksjon

10.3.1 Virkning på leteaktiviteten

Investeringer i letevirksomhet er ømfintlige for endringer i kostnadsnivå og produktpris. Endringer som oppfattes som varige, vil medføre en lavere leteaktivitet.

De samlede lete-, utbyggings- og produksjonskostnadene som følger av petroleumsaktivitet til havs vil som regel være større enn tilsvarende investeringer på land. For letevirksomheten i Norge kan det derfor få store konsekvenser om oljeprisen faller ned mot et nivå på 8-10 dollar fatet og gassprisene samtidig faller betydelig.

Et fåtall funnmuligheter vil være lønnsomme ved et vedvarende lavt nivå på olje og gassprisen. Oljeselskapenes interesse for Norge petroleumsprovins vil svekkes og fokus vil i stedet rettes mot leteområder med lavere kostnader. Det kan ikke utelukkes at enkelte letebrønner som kan gi tilleggsressurser til eksisterende infrastruktur, samt store funnmuligheter kan bores lønnsomt selv med en oljepris ned mot 8-10 dollar fatet. Videre teknologisk utvikling kan være med på å redusere kostnadsdifferansen mellom Norge og lavkostnadspetroleumsområder på land. Dette taler for at letevirksomheten trolig ikke vil stoppe helt opp selv med oljepris ned mot 8-10 dollar fatet. På kort sikt vil det i tillegg være en kostnadseffekt ved at redusert etterspørsel mot leverandørnæringen presser leverandørprisene nedover.

I de senere årene er det boret i størrelsesorden 25-35 letebrønner i Norge årlig. Med en vedvarende lavere oljepris vil dette tallet reduseres. Også innsamlingen av seismiske data vil bli redusert. I Barentshavet vil det trolig ikke være grunnlag for videre leteaktivitet ved oljepriser ned mot 8 dollar. Leteaktiviteten i Norskehavet vil avhenge av boreresultater fra dypvannsområdene. Dersom disse resultatene gir grunnlag for tro på store funn i området, kan antall letebrønner i dette området de nærmeste årene holdes på et nivå i nærheten av dagens nivå. I Nordsjøen må det forventes en betydelig reduksjon i antall letebrønner. Antatte tilleggsressurser med høy funnsannsynlighet nær felt i produksjon kan fremdels føre til nye letebrønner, mens øvrige funnmuligheter vanskelig kan forsvare utgiftene ved boring om oljeprisen faller under 12-13 dollar.

10.3.2 Virkning på utbygging og produksjon

Det er store investeringer knyttet til utbygging av petroleumsforekomster. Felt som allerede er i produksjon, vil ha lagt de største investeringene bak seg, slik at effekten av en prisnedgang for disse feltene først og fremst vil komme mot slutten av feltets levetid. Redusert lønnsomhet vil føre til at videre drift blir ulønnsom på et tidligere tidspunkt enn tilfellet er med dagens oljepriser. Dette resulterer igjen i at mer ressurser blir liggende igjen i bakken. Reduserte petroleumspriser vil redusere lønnsomheten i tiltak for økt utvinning, i tillegg vil innfasing av mindre ressurser i nærområdene til eksisterende felt bli mindre lønnsomt. Alt dette drar i retning av at produksjonen fra eksisterende felt vil bli lavere enn det vi i dag ser for oss, og at en større andel av ressursene blir liggende igjen i bakken etter endt drift.

For nye funn vil en prisnedgang kunne medføre at utbygginger, som med dagens priser er lønnsomme, blir ulønnsomme. Etter hvert som norsk kontinentalsokkel modnes, vil vi få en utvikling mot mindre funn og felt. Nye funn vil i mange tilfeller ligge langt unna eksisterende infrastruktur, lønnsomheten ved å bygge ut disse vil være mindre enn for tilsvarende funn som kan knyttes til eksisterende infrastruktur. Marginale funn utenfor de sentrale områdene i Nordsjøen vil i mange tilfeller ikke bygges ut. Dette gjelder i særlig grad for gassfunn, fordi transport av gass generelt krever store investeringer i infrastruktur. Lønnsomheten i gassproduksjon er også i utgangspunktet mindre enn for oljeproduksjon. For enkelte områder på norsk kontinentalsokkel kan derfor reduserte petroleumspriser vanskeliggjøre en videre utvikling av aktiviteten.

Lavere oljepriser vil også påvirke teknologi- og kostnadsutviklingen på kontinentalsokkelen. Når det gjelder kostnader er det naturlig å legge til grunn at et fall i oljeprisen vil føre til økt oppmerksomhet omkring kostnadsreduserende tiltak. Noe av den negative effekten fra et oljeprisfall vil dermed bli redusert.

Virkningen på den teknologiske utviklingen av et oljeprisfall er mer uklar. En generell reduksjon i lønnsomheten på kontinentalsokkelen kan føre til at mindre ressurser blir satt av til forskning og utvikling, og at viljen og muligheten til å ta risiko i forbindelse med langsiktige teknologifremmende tiltak reduseres. Som et eksempel kan vi se på ulike tiltak for økt utvinning. Disse har vært gjennom en periode med uttesting som i første omgang kanskje ikke har vært lønnsom, men som senere har vist seg å gi store merinntekter. Dette er prosjekter som sannsynligvis ikke ville blitt gjennomført med en mye lavere oljepris.

På den annen side kan det anføres at et fall i oljeprisen vil kunne fremskynde den teknologisek utvikling ved at teknologiske fremskritt i større grad oppfattes som en forutsetning for videre utvikling av næringen.

10.4 Konsekvenser for petroleumsformuen

I 1997 kom nesten hver femte inntektskrone for staten fra petroleumsvirksomheten. Dette var inntekter enten fra statens direkte økonomiske engasjement, SDØE, fra skatter og avgifter eller utbytte fra Statoil. Inntektene fra salg av olje og gass har derfor stor betydning for statsfinansene.

I det følgende ses det nærmere på hvilke virkninger et markert fall i oljeprisen vil ha for petroleumsformuen og petroleumsfondet. Prisforutsetningene er de samme som er skissert i kapittel 10.2, (1998: $15, 1999: $16, 2000: $14, 2005: $10, 2010-20: $8). Prisene er 1998-USD per fat. Det forutsettes at gassprisene følger utviklingen i oljeprisene. Analyser som går så langt fram i tid er heftet med stor usikkerhet og vil kun representere en mulig utviklingsbane for petroleumsinntektene og -formuen.

10.4.1 Petroleumsformuen

Virkningen på petroleumsformuen av et fall i oljeprisen kan deles i en direkte og en indirekte effekt. Ved den direkte virkningen vil en kun se på hvordan statens inntekter endres uten å anta at prisfallet vil påvirke andre variabler som produksjonsprofilene for olje og gass, kostnadsutviklingen eller teknologiutviklingen. Dette vil være realistiske forutsetninger dersom ikke prisendringene er altfor store.

Ved et markert oljeprisfall kan det også være viktig å se på de indirekte virkningene for å få et realistisk bilde av hvordan petroleumsformuen lenger ut i tid vil kunne påvirkes. En oljepris ned mot 8 USD per fat kan for eksempel få betydning for hvilke felt som kan produsere lønnsomt, beslutninger om nye feltutbygginger og letevirksomheten jf. foregående avsnitt. Dette er effekter som vil forsterke virkningen av en lavere oljepris.

Beregningene vil kompliseres av at teknologi- og kostnadsutviklingen også vil avhenge av petroleumsprisene. Et markert fall i oljeprisen vil kunne fremskynde den teknologiske utviklingen og vil trolig også virke kostnadsdisiplinerende. På den annen side kan det hevdes at et fall i oljeprisen vil gi strammere budsjetter og reduserte midler til forskning og utvikling. Erfaringer fra petroleumsvirksomheten kan peke på at et prisfall i hvert fall vil ha en positiv innvirkning på kostnadsutviklingen.

Ved beregning av petroleumsformuen vil det være spesiell stor usikkerhet omkring de indirekte virkningene. Hvorvidt de indirekte virkningene vil trekke i samme retning som den direkte effekten, fallet i oljeprisen, kan ikke uten videre fastslås. Det kan være rimelig å anta at de indirekte virkningene vil bidra til å redusere petroleumsformuen utover det et oljeprisfall skulle tilsi.

Virkningen på petroleumsinntektene og -formuen av et gradvis fall i oljeprisene til 8 USD per fat fra 2010, vil bli sammenlignet med et basisalternativ der oljeprisen forutsetter å være på 18,5 USD per fat fra 2000.

Produksjonsanslagene som ligger til grunn for beregningene er de samme som i kapittel 4. Hovedtrekkene i disse anslagene er at samlet oljeproduksjon ventes å øke fra nivået i 1997 på 175 mill. m³ til en topp i 2001 på 227 mill. m³. I 2008 vil samlet produksjon falle ned på dagens nivå, mens gassalget vil gå forbi oljeproduksjonen i volum i 2020. Det er forutsatt et gassalg på 80 mrd. m³ fra 2006.

Nåverdien av statens netto kontantstrøm fra petroleumssektoren eller statens petroleumsformue er i basisalternativet beregnet til å være på 2 000 mrd. 1998-kroner. Det er betydelig usikkerhet knyttet til dette anslaget, både med hensyn til prisene som ligger til grunn og til produksjonsanslagene. Anslagene for totalformuen vil også variere mye med hensyn på hvilken diskonteringsrente som benyttes. Det er her benyttet en diskonteringsrente på 4 pst.

Med et gradvis fall i oljeprisen til 8 USD i 2010, vil petroleumsformuen totalt reduseres med om lag 1 000 mrd. 1998-kroner til om lag 1 000 mrd kroner. Dette representerer en reduksjon på 50 pst. i forhold til basisalternativet.

Fra 2000 til 2004 er det forutsatt en oljepris på 14 USD per fat og dette vil gi årlige inntektstap i denne perioden på om lag 45 mrd. 1998-kroner i forhold til basisalternativet. Dette betyr at de statlige petroleumsinntektene vil være i samme størrelsesorden som i 1997, dvs rundt 85 mrd. i dagens kroner. Det er hovedsakelig høyere produksjon som vil bidra til å holde de årlige inntektene på samme nivå som i 1997 til tross for prisfallet.

Fra 2005 til 2010 er det lagt til grunn en oljepris på 10 USD per fat, mens det deretter er forutsatt en oljepris på 8 USD per fat. Statens netto kontantstrøm fra 2005 til 2010 vil være på om lag 50 mrd. 1998-kroner, og i området 30 til 15 mrd. for den påfølgende 10-årsperioden.

I disse beregningene er det ikke tatt hensyn til eventuelle indirekte virkninger av et oljeprisfall. Med utgangspunkt i de forutsetninger som er gjort og med antakelsene om hvilken effekt de samlede indirekte virkningene har, kan derfor dette betraktes som et forsiktig anslag på hvor mye petroleumsformuen vil reduseres. Det er spesielt naturlig å anta at de indirekte virkningene vil være sterke fra 2010 til 2020, med en oljepris på 8 USD per fat. I det statens petroleumsinntekter etter prisfallet er forholdsvis moderat for denne perioden, kan en innenfor den feilmarginen en må operere med i denne sammenheng, få som konklusjon at petroleumssektorens direkte bidrag til statsfinansene vil være ubetydelig fra rundt 2010.

10.4.2 Petroleumsfondet

Inntektssiden i petroleumsfondet består av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten og fondets avkastning, mens utgiftssiden består av det oljekorrigerte underskuddet på statsbudsjettet. Det er knyttet stor usikkerhet også til den fremtidige utviklingen i det oljekorrigerte underskuddet. For 1997 var dette underskuddet forholdsvis moderat på 20 mrd. kroner som følge av flere år med god økonomisk vekst og stram finanspolitikk. Det som i stor grad vil styre utviklingen i det oljekorrigerte underskuddet på sikt er utgifter til alders- og uførepensjoner. Disse utgiftene vil vise en markert vekst allerede fra århundreskiftet og vil fra da av i økende grad legge beslag på de statlige inntekter. Med utgangspunkt i utviklingen i statens netto kontantstrøm som er skissert ovenfor, vil oppbyggingen av petroleumsfondet kunne stoppe opp forholdsvis tidlig i neste århundre, kanskje så tidlig som 2005.

Som en oppsummering kan det fastslås at prisfallet som er beskrevet ovenfor vil føre til et dramatisk fall i de fremtidige inntektene fra petroleumsvirksomheten. Den statsfinansielle situasjonen i Norge må allikevel karakteriseres som solid i forhold til de andre industrielle landene, som også vil være stilt overfor store utfordringer utover i neste århundre som følge av betydelige endringer i alderssammensetningen i befolkningen.

11 Sikkerhet og arbeidsmiljø

Forvaltningen av sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel er underlagt Kommunal- og regionaldepartementet.

Myndighetenes styring og tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten er i samsvar med det som er trukket opp i St meld nr 51 (1992-93) om sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel og Stortingets behandling av denne, jf Innst. nr 77 (1993-94). Med hensyn til en mer utdypende beskrivelse av utfordringer, mål og virkemidler på dette området, vises det til disse dokumentene.

I det følgende rettes mest oppmerksomhet mot forhold som har vært sentrale i de senere årene, og mot forventede hovedtrekk i tiden fremover, som kan få betydning for regjeringens forvaltning av sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten.

11.1 Petroleumsvirksomhet - en industri i endring

Internasjonalisering, konkurranseutsatthet og fallet i oljeprisen i slutten av 1980-årene førte til økte krav til kostnadseffektivisering for utbygging og drift. Teknologisk utvikling har bidratt til å gjøre det mulig å innfri kravene, samtidig som det skapes muligheter for leting og utvinning på nye, krevende områder. Utviklingen representerer like fullt en rekke utfordringer for industrien og i utøvelsen av forvaltningsoppgavene knyttet til sikkerhet og arbeidsmiljø.

Viktige utviklingstrekk er:

• Organisatoriske omstillinger med sikte på kostnadsreduksjoner

• Utradisjonelle utbyggingsløsninger

• Flyttbare produksjonsinnretninger og flerbruksskip

• Forlenget levetid for felt i drift

• Leteboring og petroleumsproduksjon på store havdyp

Aktivitetsnivået både på lete- og utbyggingssiden er for tiden meget høyt, såvel i Norge som i andre land. Dette gir seg bl.a. utslag i vanskelig tilgang på kompetent arbeidskraft og på kvalifiserte boreinnretninger og annet utstyr av sikkerhetsmessig betydning.

11.1.1 Organisatoriske omstillinger

For å møte utfordringene har næringen i stadig økende grad gjennomført organisatoriske endringer og omstillinger for å oppnå mer effektiv utbygging og drift. Nye utbyggingsprosjekter har ambisiøse planer for gjennomføringstid og økonomi. Det er blitt tatt i bruk nye prosjektgjennomføringsmodeller som karakteriseres av nye kontrakts- og samarbeidsformer mellom operatør og entreprenør, samt større grad av parallelle aktiviteter.

Endringer som kan ha betydning for sikkerhet og arbeidsmiljø, finner sted på alle organisatoriske nivåer. De fleste operatørselskaper har gjennomført eller planlegger omstillinger som omfatter hele organisasjonen, det vil si både på land og på innretningene på kontinentalsokkelen. De minst omfattende endringene, som like fullt kan ha store konsekvenser med hensyn til sikkerhet og arbeidsmiljø, dreier seg f. eks. om reduksjon av bemanning innenfor ulike faggrupper på innretningene og endring eller fjerning av funksjoner eller enkeltpersoner. Oljedirektoratet har gjennom flere år prioritert tilsyn rettet mot de pågående omstillingsprosessene i næringen. Typiske utviklingstrekk i forbindelse med organisatoriske omstillinger er:

• Organisasjonene endres fra tradisjonelle, hierarkiske linjeorganisasjoner til flatere organisasjonsformer med utstrakt bruk av prosjektgrupper,

• De organisatoriske enhetene endres fra funksjonsrettede avdelinger til tverrfaglige grupper,

• Den enkeltes arbeidsoppgaver endres fra spesialisering til tverrfaglighet,

• Arbeidets karakter preges av større og mer helhetlige oppgaver,

• Ledernes kontrollspenn øker - rollen endres fra «sjef» til «lagleder»,

• Medarbeidernes arbeidssituasjon endres fra å være styrt og kontrollert, til å bli informert og dyktiggjort.

Generelt vil en slik utvikling kunne være positiv for den enkeltes sikkerhet og arbeidsmiljø, i tillegg til at den teknologiske utvikling i seg selv kan gi et bedre arbeidsmiljø. Men dette betinger at selskapene og arbeidstakerorganisasjonene sammen engasjerer seg i hvordan det kan sikres kontinuitet i arbeidet med å skape og videreutvikle sikkerhet og arbeidsmiljø.

Verneombudstjenesten og fagforeningene representerer to ulike kanaler inn i bedriftenes beslutningssystemer. Manglende kunnskap om de roller og oppgaver de to systemene har, vil kunne skape frustrasjon og samarbeidsproblemer mellom partene og i forhold til myndighetene. Oljedirektoratet har erfart at operatørselskaper som har etablert gode samarbeidsforhold, har bedre mulighet for å gjennomføre omstillingsprosesser med konstruktive bidrag fra begge parter og derved oppnå gode resultater.

Oljedirektoratets rolle i arbeidet med å videreutvikle gode samarbeidsrelasjoner er å bidra med veiledning og ved å føre tilsyn med virksomheten. Dette gjøres bl a ved å bidra til å utvikle kompetanse hos partene, ved å legge til rette for erfaringsutveksling og gjennom møter. Kommunal- og regionaldepartementet har merket seg Oljedirektoratets erfaringer på dette området, og er opptatt av at direktoratet fortsetter sitt arbeid med å videreformidle sin kunnskapserfaring til bransjen.

Det foregår også en utvikling hvor operatørselskapene analyserer sin virksomhet med tanke på å skille ut enkelte tjenester fra egen organisasjon, for så å kjøpe inn tilsvarende tjenester ut fra behovet til enhver tid. Hensikten med slike endringer er dels å oppnå innsparinger ved enklere å kunne tilpasse bemanningen til aktivitetsnivået til enhver tid, dels ut fra en generell trend i retning av å rendyrke virksomheten til selskapets primære virksomhet, som er å produsere og omsette olje og gass.

Dette betyr at selskapene i økende grad setter ut tjenester som er perifere i forhold til den primære virksomheten, som f eks helsetjenester, forpleining o.l., men i en viss utstrekning også mer teknisk pregede aktiviteter, f eks innenfor vedlikehold. Kommunal- og regionaldepartementet har merket seg den utvikling denne industrien synes å bevege seg i retning av, og legger til grunn at Oljedirektoratet følger dette opp i sin tilsynsvirksomhet. Det vil være et mål å se til at ansvarshierarkiet er tilstrekkelig klart i de nye måtene å organisere virksomheten på.

Petroleumslovgivningen krever at enhver aktør i petroleumsvirksomheten har et selvstendig ansvar for å etterleve lover og forskrifter for sikkerhet og arbeidsmiljø. Regelverket pålegger operatørselskapet en særlig plikt til oppfølging og kontroll med alle som deltar i virksomheten. Dette innebærer at operatør er ansvarlig for å se til at entreprenører/underleverandører som benyttes av operatør, er kompetente og kvalifiserte til å utføre de aktuelle tjenestene på en forsvarlig måte. Slik kontroll må gjennomføres både før og under kontraktsinngåelse og under gjennomføring av virksomheten.

For tilsynsmyndighetene kan utviklingen innebære økt ressursbruk ved at det blir et større antall aktører å forholde seg til ved tilsynsutøvelsen. Men hovedtyngden av tilsynsvirksomheten vil fortsatt være rettet mot operatøren som hovedansvarlig for virksomheten. Oljedirektoratets rolle vil først og fremst være å føre tilsyn med at operatøren stiller tilstrekkelige krav til tjenestene fra underleverandører og at operatør sørger for at disse kravene etterleves.

Et fellestrekk ved den skisserte utvikling både i utbyggings- og driftsfasen er at man ikke har tidligere erfaringer å bygge på. Uprøvede organisasjonsformer, nye samarbeidsformer mellom operatørselskap og mellom operatør og entreprenører, samtidig som ny teknologi skal utprøves, krever målrettet innsats i myndighetenes samlede tilsyn med ressursforvaltning såvel som med sikkerhet og arbeidsmiljø. Oljedirektoratet har også observert uheldige konsekvenser av de foretatte endringsprosesser som viser at det er en rekke forhold industrien må håndtere på en langt bedre måte.

11.1.2 Utradisjonelle utbyggingsløsninger

Oljedirektoratets regelverk er utformet på en slik måte at det legger til rette for utvikling og bruk av nye tekniske løsninger. Like fullt er det viktig å være bevisst på at nye løsninger også kan innebære nye utfordringer med hensyn til sikkerhet og arbeidsmiljø.

Utbyggingsløsninger som tidligere er uprøvd på kontinentalsokkelen er derfor et prioritert område for Oljedirektoratets tilsyn. Gjennom tilsyn med operatørenes vurderinger og beslutningsprosesser i tidlige faser av utbyggingsprosjektene, har myndighetene skaffet seg et godt innsyn i beslutninger som får betydning for sikkerhet og arbeidsmiljø i driftsfasen.

Etter hvert som det er etablert en omfattende infrastruktur av innretninger og rørledninger, aktualiseres utbygging av stadig flere mindre funn, som bare kan gjøres økonomisk drivverdige dersom de kan koples opp mot eksisterende innretninger og transportsystemer.

Slike løsninger betyr at det må gjøres ombygginger og andre tilpasninger på eksisterende innretninger, som det i mange tilfeller ikke har vært lagt til rette for i den opprinnelige konstruksjon. I tillegg innebærer slike løsninger ofte at eksisterende innretninger som inngår i totalløsningen, får en økt levetid i forhold til de opprinnelige planer. Myndighetene fører tilsyn med at operatørselskapene gjennomfører de nødvendige risikoanalyser og iverksetter tiltak for å sikre at det opprinnelig innebygde sikkerhetsnivå ikke svekkes ved ombygging og endring av bruksformål.

11.1.3 Flyttbare produksjonsinnretninger og flerbruksskip

Hittil har det vesentligste av utbyggingen på norsk kontinentalsokkel skjedd ved tradisjonelle løsninger, det vil si permanent plasserte, bunnfaste innretninger. Disse løsningene krever store investeringer i innretninger som har liten eller ingen restverdi når produksjonen blir avsluttet. I den senere tid har selskapene i flere tilfeller valgt løsninger som innbefatter bruk av flyttbare innretninger også i feltets produksjonsfase. Motivet har vært å søke å redusere kostnadene gjennom antatt lavere investeringer og raskere produksjonsstart. Flyttbare innretninger kan, i likhet med bunnfaste innretninger, være integrerte løsninger, som ivaretar både produksjon, lagring og innkvartering, ofte også vedlikehold etc. av brønnene. I noen løsninger inngår flyttbare innretninger som en del av en total løsning sammen med faste innretninger og/eller utstyr som installeres på havbunnen.

Hittil har de fleste flyttbare innretninger på norsk kontinentalsokkel vært konstruert og bygget spesielt for en bestemt feltutbygging. Operatørselskapene styrer i slike tilfeller prosjektene på samme måte som for tradisjonelle utbygginger med bunnfaste overflateinnretninger.

Men det kan også være aktuelt å kjøpe eller leie en innretning som allerede er ferdigbygget, eventuelt under bygging, først og fremst for å korte ytterligere ned på tidsrommet fra investeringene tar til og til produksjonen kan begynne. Dette kan innebære at innretningen i utgangspunktet ikke er konstruert med sikte på optimal tilpasning på det felt den blir plassert på, fordi det ikke har foreligget noen konkret spesifikasjon fra den fremtidige kunden å forholde seg til.

Når en innretning blir bygget uten at det foreligger konkrete planer om bruken, må eieren på forhånd ta et valg med hensyn til hvilket bruksområde innretningen tenkes å dekke. Dette betyr at operatørselskapet, i forbindelse med innleie eller kjøp av en flyttbar innretning i markedet, må vurdere den aktuelle innretning opp mot regelverkets og selskapets egne krav i den planlagte bruken av innretningen. Sikkerhetsmyndighetene vil i denne forbindelse peke på at eiere av slike innretninger har en aktivitetsplikt for å påse at innretningen tilfredsstiller de regelverkskrav som gjelder på det bruksområdet innretningen er tenkt benyttet i forbindelse med bygging av slike.

Med hensyn til myndighetenes tilsyn, er flyttbare innretninger gjenstand for en dobbeltregulering av henholdsvis sjøfarts- og sokkelmyndighetene når det gjelder sikkerhetsregelverket. Når det gjelder arbeidsmiljøregelverket er dobbeltregulering av flyttbare innretninger fjernet i forbindelse med oppfølging av NOU 1989: 15 Arbeidsmiljølovens virkeområde i petroleumsvirksomheten (Bull-utvalget), ved at arbeidsmiljøloven nå gjelder både for faste og flyttbare innretninger. Under behandlingen av lovendringen i Stortinget ba Kommunal- og miljøvernkomiteen daværende Kommunal- og arbeidsdepartementet om å legge hele tilsynsansvaret for flyttbare innretninger til Oljedirektoratet, noe som ble gjort ved endring av forskrift om arbeidervern og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten fastsatt ved Kgl. res. av 27. november 1992. Stortingets behandling av denne saken fremgår av Ot prp nr 60 (1991-92) og Innstilling O nr 3 (1992-93).

På bakgrunn av den dobbeltregulering som fortsatt eksisterer for sikkerhetsregelverket for flyttbare innretninger, oppnevnte Næringslovutvalget i 1992 en arbeidsgruppe som fikk som mandat å:

• Vurdere og ta stilling til om gjeldende sikkerhetsregelverk (herunder bemannings- og kvalifikasjonsregler) for flyttbare innretninger og tilgrensende områder i petroleumsvirksomheten bør endres, og eventuelt fremme forslag til hvordan regelverket bør endres

• Vurdere og ta stilling til om dagens ordning for administrasjon og tilsyn av regelverket bør endres, og eventuelt fremme forslag til endringer

Arbeidsgruppen under ledelse av Administrasjonsdepartementet bestod av en representant fra Landsorganisasjonen i Norge og en representant fra Norges Rederiforbund. I rapporten som arbeidsgruppen avga i 1993, ble det anbefalt under den siste delen av mandatet blant annet at det etableres en ordning med brukssamtykke for flyttbare innretninger på kontinentalsokkelen. Videre anbefalte arbeidsgruppen at forvaltningsansvaret for flagglovgivningen vedrørende sikkerhet, bemanning mv for flyttbare innretninger i petroleumsvirksomheten, ble overført fra Utenriksdepartementet til Kommunal- og arbeidsdepartementet. Sistnevnte gis myndighet til å instruere Sjøfartsdirektoratet og Oljedirektoratet med hensyn til regler om sikkerhet, bemanning mv for flyttbare innretninger i petroleumsvirksomheten. Arbeidsgruppen skrev i sin rapport at etter som det er nær sammenheng mellom sikkerhet og arbeidsmiljø vil det være en fordel om både sikkerhet og arbeidsmiljø i sin helhet tillegges samme departement.

Næringslovutvalgets forslag om å etablere en ordning med brukssamtykke er blitt videre konkretisert og underbygget i senere utredningsarbeider, som har hatt som mål å gjøre utbygginger mest mulig effektive og lønnsomme.

I ovennevnte utredninger blir det foreslått å innføre et såkalt brukssamtykke for flyttbare innretninger i petroleumsvirksomheten. Gjennomføringen av en slik brukssamtykkeordning forutsetter en prinsipiell beslutning fra Nærings- og handelsdepartementet og Kommunal- og regionaldepartementet vedrørende myndighetsansvaret for disse innretningene, jf. det ovennevnte Næringslovutvalgets forslag.

En slik avklaring har funnet sted, og innebærer at det nå er enighet om gjennomføring av deler av næringsutvalgets forslag. Dette betyr blant annet at det må ryddes opp i den eksisterende dobbeltreguleringen med hensyn til de petroleumstekniske og operasjonelle forholdene på flyttbare innretninger. Ordningen innebærer at Sjøfartsdirektoratet skal ha ansvaret for de maritime forhold basert på regulering i samsvar med internasjonalt nivå, og at Oljedirektoratet skal ha ansvaret for de petroleumstekniske og operasjonelle forhold etter petroleumsloven.

Kommunal- og regionaldepartementet legger til grunn at ovennevnte ikke rokker ved fordelingen av tilsynsoppgaver mellom Sjøfartsdirektoratet og Oljedirektoratet. Sjøfartsdirektoratet skal fortsatt være tilsynsmyndighet etter sjødyktighetsloven og ha ansvar for de maritime forhold, og Oljedirektoratet skal fortsatt ha ansvar etter petroleumsloven for de petroleumstekniske og operasjonelle forhold. I henhold til den tilsynsordning som gjelder på norsk kontinentalsokkel, er det Oljedirektoratet som skal gi det endelige brukssamtykket.

Kommunal- og regionaldepartementet legger vekt på at det er et godt samarbeid mellom Oljedirektoratet og Sjøfartsdirektoratet, slik at direktoratenes samlede kompetanse for å oppnå et effektivt tilsyn utnyttes best mulig.

Departementet legger til grunn at det gjennom en slik fremtidig brukssamtykkeordning vil kunne oppnås en bedret forutsigbarhet for eierne av flyttbare innretninger. Etter departementets oppfatning bør etablering av et brukssamtykke også kunne gjøre det enklere og mer kostnadseffektivt å flytte innretninger mellom norsk og utenlandsk kontinentalsokkel.

11.1.4 Forlenget levetid for felt i drift

Stadig flere felt befinner seg i eller nærmer seg slutten på produksjonsfasen. I denne fasen er operatørselskapene og rettighetshaverne særlig opptatt av å minimalisere driftskostnadene, for derved å kunne forlenge produksjonen. Dette gir en økt ressursutnyttelse, noe som er i samsvar med et sentralt prinsipp i forvaltningen av de norske petroleumsressursene. Men denne utviklingen medfører ofte at både innretninger og utstyr blir benyttet utover den opprinnelige planlagte levetid. Dette er et forhold som rettighetshaverne, etter sikkerhetsmyndighetenes oppfatning, må være spesielt oppmerksom på og gi tilstrekkelig prioritet. Oljedirektoratet vil på sin side prioritere tilsyn med at sikkerhet og arbeidsmiljø blir forsvarlig opprettholdt i denne fasen.

11.1.5 Leteboring og petroleumsproduksjon på store havdyp

Et fremtredende trekk ved utviklingen på kontinentalsokkelen, er at det foregår leteboring på stadig større havdyp. Våren 1998 ble det boret på havdyp ned til ca 1300 meter. Områder som er åpnet for utvinning omfatter havdyp helt ned til ca 2 000 meter. Dersom det gjøres drivverdige funn i disse områdene, vil dette innebære produksjonsvirksomhet fra tilsvarende havdyp. Virksomhet på slike havdyp innebærer både en rekke store teknisk/operasjonelle utfordringer og utfordringer knyttet til ytre miljø som er av betydning for sikkerhet og arbeidsmiljø.

Det er for tiden et begrenset antall boreinnretninger i markedet som har de nødvendige egenskaper for å kunne brukes til boring på dypt vann. I selskapenes beredskap mot mulige problemer under boring og brønnoperasjoner, hvor faren for en utblåsning er til stede, inngår som oftest muligheten for å bore en såkalt avlastningsbrønn. I en slik situasjon vil det kunne være behov for ytterligere en innretning, som må ha de samme egenskaper som den opprinnelige innretningen. Et stramt marked for boreinnretninger av høy standard i tillegg til store teknisk/miljømessige problemstillinger, vil stille rettighetshaver overfor store utfordringer ved eventuell fremtidig utbygging på disse havdyp.

11.2 Rammer for virksomheten

Rammer for petroleumsvirksomheten med hensyn til sikkerhet og arbeidsmiljø settes på ulike nivåer og måter, blant annet gjennom

• nasjonal lovgivning

• internasjonale konvensjoner og avtaler

• departementale forskrifter og regelverk med veiledninger utarbeidet av fagetaten

• industristandarder

• selskapsinterne spesifikasjoner

• markedsforhold

Det offentlige, formelle regelverk utgjør således en vesentlig, men allikevel ikke uttømmende del av de totale rammene for virksomheten.

11.2.1 Regelverk for sikkerhet og arbeidsmiljø

Det er et mål for myndighetenes rammesettende arbeid at regelverket til enhver tid skal fremstå som et hensiktsmessig verktøy både for industriens styring av egen virksomhet og myndighetenes tilsynsoppgave. Dette innebærer bl.a. at regelverket bør utformes slik at det gir industrien frihet til og ansvar for å utvikle tekniske og operasjonelle løsninger og metoder som møter målorienterte krav i regelverket, samtidig som det gis rom for teknisk nyvinning og nye organisasjonsformer.

I sammenheng med petroleumslovreformen i 1985, satte Oljedirektoratet i gang en omfattende omstrukturering av det tekniske regelverket. Lovreformen innebar blant annet en ny organisering av myndighetenes tilsynsfunksjon, ved at Oljedirektoratet ble tildelt en sentral, koordinerende rolle blant de tilsynsmyndigheter som har berøringsflate mot petroleumsvirksomheten. Det var derfor naturlig og nødvendig å utarbeide et regelverk som var helhetlig og konsistent, blant annet ved å sørge for en utforming i samsvar med hovedprinsippet som er lagt til grunn for myndighetenes styring med sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten (internkontroll). Prinsippet om internkontroll innebærer at det er eier av virksomheten som er hovedansvarlig for at lover og regler etterleves. Dette prinsippet ble innført ved petroleumsreformen i 1985 og ble nedfelt i forskrift om rettighetshavers internkontroll i petroleumsvirksomheten. Oljedirektoratets tilsyn vil i første rekke være rettet mot rettighetshavers styringssystem for ivaretagelse av myndighetenes krav. Internkontrollforskriften er senere revidert og erstattet av forskrift om styringssystem for å etterleve myndighetskrav knyttet til sikkerhet, arbeidsmiljø og vern av ytre miljø i petroleumsvirksomheten.

Omstruktureringen som pågikk i perioden 1985 til 1992, medførte en forenkling av regelverket ved at antallet forskrifter ble redusert fra 24 til 13 forskrifter på teknologiområdet. Videre ble det i 1995 fastsatt ny forskrift på arbeidsmiljøområdet. Disse forskriftene ble bygget over en felles lest, som blant annet innebar utstrakt bruk av målorienterte krav (funksjonskrav) underbygget med veiledninger som ga eksempler på hvordan kravene kunne innfris. Det ble videre søkt å forenkle regelverket ytterligere ved at det i veiledningene ble gjort henvisninger til anerkjente industristandarder eller annet nasjonalt regelverk, så langt dette var mulig og relevant.

Selve omleggingen medførte ikke endringer i etablert sikkerhetsnivå, da myndighetene la til grunn at de etablerte krav til sikkerhet ble ansett som tilstrekkelige. Industrien stilte seg positiv til omleggingen, blant annet fordi det var kommet til uttrykk at det tidligere detaljerte regelverk, som stilte spesifikke krav til løsninger, var til hinder for nytenkning og dermed utvikling av bedre teknologiske og mer kostnadseffektive løsninger

Regelverket skal oppfylle Norges forpliktelser i forhold til EØS-avtalen. Dette innebærer at regelverket for sikkerhet og arbeidsmiljø må harmoniseres med det felles europeiske regelverk. EØS-direktiver som skal hindre tekniske handelshindringer vil etter EØS-avtalen bli innarbeidet som tilsvarende krav i det norske regelverket. Nye krav innenfor EØS blir ivaretatt ved årlige justeringer av det norske regelverket. EØS-direktiver på arbeidsmiljøområdet er fastsatt som minimumsdirektiver. Det vil si at de tilsvarende norske krav minst skal møte EØS-direktivenes krav på området. Men det har vist seg at det norske regelverket for petroleumssektoren i all hovedsak har tilfredsstilt, og i de fleste tilfellene ligger over direktivkravene.

Den videre utvikling av regelverket vil sikte mot å tilpasse struktur og innhold til hovedtrekkene i utviklingen i petroleumsvirksomheten. Et særlig fremtredende trekk er endringer i organisering av utbyggingsprosjektene, som innebærer nye måter å fordele ansvar og oppgaver mellom operatørselskaper, hoved- og underentreprenører. Mens tidligere regelverk i all hovedsak var rettet mot operatørselskapenes plikter, er det i forbindelse med ikrafttredelse av ny petroleumslov og nye sikkerhetsforskrifter 1. juli 1997, i større grad synliggjort andre aktørers plikter etter regelverket. Myndighetene vil fremdeles legge vekt på at rettighetshaverne har det overordnede ansvar for å se til at virksomheten totalt sett skjer innenfor de rammer myndighetene har fastsatt, og dermed plikter å legge til rette for og forsikre seg om at operatøren kan ivareta sine oppgaver på en forsvarlig måte.

Oljedirektoratets tilsyn har som et resultat av myndighetenes organisering av styring og tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø, i økende grad blitt rettet mot operatørselskapenes interne styringssystemer. Søkelyset rettes her spesielt mot kvaliteten i de beslutningsprosesser som skal lede fram til sikre operasjoner i samsvar med myndighetenes og selskapenes egne krav. I dagens forskriftsstruktur fremstår kravene til hovedelementene i slik styring oppstykket. Ulike krav til styring finnes i de någjeldende 14 forskriftene som dekker forskjellige fagområder som for eksempel bore- og brønnoperasjon, eksplosjon- og brannbeskyttelse og bærende konstruksjoner.

I 1997 satte derfor Kommunal- og arbeidsdepartement Oljedirektoratet i gang med et arbeid for ytterligere forenkling og klargjøring av regelverket. Det nye regelverket er planlagt å tre i funksjon i år 2000. Det arbeides med en modell hvor antall forskrifter blir redusert fra 14 til 4 innenfor områdene

• styring,

• operasjon,

• teknologi,

• dokumentasjon.

Dette arbeidet vil skje i nært samarbeid med Statens forurensningstilsyn og Statens helsetilsyn, noe som vil være en nødvendig forutsetning for å få gjennomført denne regelverksreformen.

Regelverksreformen har ikke som mål å rokke ved målsettingen om et høyt sikkerhetsnivå, men vil videreføre den gjeldende regulering innenfor rammen av en ny regelverksstruktur. En slik omlegging vil, slik departementet ser det, gjøre regelverket mer tilgjengelig og gi tilsynsmyndigheten såvel som næringen selv mer helhetlige og effektive styringsinstrumenter. Formålet er videre å legge til rette for større grad av utnyttelse av anerkjente industristandarder såvel som å bedre forutsigbarheten ved anvendelse av regelverket overfor flyttbare innretninger.

Forslaget må også ses i sammenheng med det arbeid som er igangsatt for å vurdere om hele eller deler av Oljedirektoratets tekniske veiledninger kan innarbeides i eksisterende eller nye industristandarder. Det er myndighetenes intensjon at industrien selv skal overta deler av veiledningene til Oljedirektoratets regelverk, samt vedlikeholde og videreutvikle disse i takt med utviklingen ellers. Men forutsetningen for en slik utvikling er at den fremtidige oppdatering av standardene blir gjennomført etter fastlagte prosedyrer, der også hensynet til medvirkning fra arbeidstakerne og fra myndighetene blir ivaretatt på en forsvarlig måte.

Kommunal- og regionaldepartementet vil peke på at Oljedirektoratet i arbeidet med videreutvikling av regelverket, viderefører det nære samarbeidet med de berørte parter gjennom «Ekstern Referansegruppe for Regelverksutvikling» (ERR). Dette er et forum hvor sikkerhetsmyndighetene, næringen og partene i arbeidslivet jevnlig møtes for å diskutere regelverksutvikling. Arbeidsmiljø- og sikkerhetsmyndighetene har gode erfaringer med å opprettholde en bred kontaktflate med partene gjennom hele prosessen knyttet til regelverksutvikling. Kontakten i ERR bidrar således til en konstruktiv utveksling av informasjon og synspunkter. Denne prosessen bidrar til en felles forståelse, som igjen sikrer en effektiv iverksettelse og etterlevelse av regelverket.

På bakgrunn av de store endringer som vil skje i regelverket fram mot år 2000, vil det være en utfordring for Oljedirektoratet å sørge for at direktoratets organisering og kompetanse er tilpasset de nye krav og i samsvar med den nye virkelighet direktoratet skal forholde seg til.

11.3 Tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø

11.3.1 Erfaringer

Petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen har vært i kontinuerlig økning, både i produsert mengde petroleum og i antall innretninger som er i virksomhet. For å opprettholde et forsvarlig tilsyn med operatørselskapenes etterlevelse av sine plikter etter regelverket, har Oljedirektoratet gjennomført effektiviseringstiltak på flere plan.

Det vesentligste bidrag til effektivisering har vært overgang fra en inspeksjonsrolle til et systemrettet tilsyn. Det vil si at tilsynet først og fremst er rettet mot operatørselskapenes interne styringssystemer og ikke i tilsvarende grad mot den enkelte innretning. Tilsynsaktiviteten vil derfor være mer avhengig av antall operatørselskaper som er i virksomhet på kontinentalsokkelen, deres erfaring, samt kompleksiteten og de teknologiske utfordringene ved utbygging, drift og modifikasjoner, enn av antall innretninger på norsk kontinentalsokkel. Oljedirektoratets tilsyn vil i mindre grad være rettet mot selskaper som direktoratet har god erfaring med, samt områder hvor det erfaringsmessig ikke er problemer.

Oljedirektoratet ønsker således å fokusere på selskapenes egne ambisjoner for å videreutvikle nivået for sikkerhet, ytre miljø og arbeidsmiljø slik disse kommer til uttrykk i selskapenes handlings- og tilsynsplaner. Gjennom direktoratets tilsyn søkes det å understøtte forbedringsprosesser samt å evaluere selskapenes evne til å styre virksomheten i henhold til myndighetenes krav og selskapets egne krav og ambisjoner. Tilsynet bidrar også til at direktoratet kan fange opp utviklingstrekk i næringen generelt.

Det er et mål for Oljedirektoratets tilsyn å bidra til størst mulig forutsigbarhet ved konsistent forvaltning av regelverket. Dette gjøres bl a ved valg av hensiktsmessige og effektive virkemidler som baseres på avveininger med hensyn til forebyggende og langsiktig effekt, forholdet mellom alvorlighetsgrad og reaksjonstype, samt de signaleffekter virkemiddelbruken gir. Denne strategien gir selskapene mulighet til på eget initiativ å ta ansvar for å følge opp de aktuelle utfordringene. Dette bidrar igjen til å synliggjøre og understreke den rolle- og ansvarsdelingen som ligger til grunn for den systemrettede tilsynsfilosofien.

I tillegg til det systemrettede tilsyn som gjennomføres som systemrevisjoner og verifikasjoner (undersøkelse for å bekrefte at aktivitet, produkt eller tjeneste er i overensstemmelse med spesifiserte krav), bruker Oljedirektoratet ressurser på behandling av operatørselskapenes søknader om samtykke. Samtykkeordningen brukes som et viktig virkemiddel i tilsynet med sikkerhet og arbeidsmiljø, og har til hensikt å sikre at operatørselskapene etablerer hensiktsmessige statuspunkter gjennom prosjektet, samt at myndighetene har styring med sentrale beslutningspunkter i selskapenes virksomhet. Samtykkeordningen ble noe endret som følge av ny petroleumslov med forskrifter i 1997. Bakgrunnen for endringen er at utbyggingsprosjektene gjennomføres med mye større grad av parallelle aktiviteter, mens den tidligere samtykkeordningen var tilpasset en trinnvis prosjektgjennomføring. Endringen berører særlig prosjektfasen, hvor samtykke til design, fabrikasjon og installering er falt bort. De ressursene som dermed er frigjort i Oljedirektoratet, er benyttet til styrket oppfølging av de mer komplekse prosjektene.

Hovedkonklusjonen fra Oljedirektoratets tilsyn er at petroleumsvirksomheten skjer innenfor forsvarlige rammer og i all hovedsak i samsvar med regelverket som gjelder for virksomheten. Oljedirektoratets årsberetninger gir hvert år en mer utførlig beskrivelse av prioriteringer i tilsynet og erfaringene fra dette, oversikt over ulykker, personskader, mm. Et sammendrag av Oljedirektoratets årsberetninger for 1995, 1996 og 1997 er tatt inn i Del 4 i denne meldingen.

11.3.2 Utfordringer fremover

Petroleumsvirksomheten vil i lang tid fremover være preget av større beslutningstempo og en økende kompleksitet både teknisk og organisatorisk. Myndighetenes utfordring blir å utvise den nødvendige tilpasningsevne og kreativitet for å kunne gjennomføre et effektivt tilsyn ved hjelp av de tilgjengelige ressurser. Tilsynet vil i større grad bli rettet mot å videreutvikle aktørenes egne styrings- og kontrollprosesser, på de tidspunkt og på de styringsnivåer som gir størst nytteeffekt i forhold til ressursbruken.

Helhetlige vurderinger av sikkerhet for henholdsvis mennesker, ytre miljø og økonomiske verdier vil bli enda mer komplekse, men samtidig viktigere enn noensinne. Det er viktig at Oljedirektoratets tilsyn aktivt påvirker næringen til å ivareta hensynet til alle aspekter ved sikkerhet og arbeidsmiljø i et helhetlig og langsiktig perspektiv.

Dette nødvendiggjør at myndighetene gjennom tilsynet bidrar til å synliggjøre de positive sammenhenger mellom sikkerhet, arbeidsmiljø og økonomi, som kan oppnås gjennom en helhetlig og langsiktig tilnærming.

Tilsynet mot nye utbyggingsprosjekter vil fokusere på selskapenes beslutningsprosesser i en langt tidligere prosjektfase enn hva som hittil har vært vanlig, for å bidra aktivt til at prosjektene ivaretar såvel regelverkskrav som selskapenes egne rammer for kvalitet, kostnader og fremdrift.

Det er Kommunal- og regionaldepartementets oppfatning at tilsyn bør brukes aktivt som et virkemiddel for å effektivisere petroleumsvirksomheten. Ved å fokusere på samspill mellom de ulike aktørene, vil dette bidra til at hver aktør tar sin del av ansvaret for sikkerhet og arbeidsmiljø, samt at ansvarsfordelingen mellom aktørene fungerer etter hensikten. En økt fokusering på de øvrige rettighetshavernes plikter overfor operatørselskapet, vil bidra til en bedre styring av virksomheten og styrke erfaringsoverføring mellom aktørene på området sikkerhet og arbeidsmiljø.

11.4 Utvikling av skader, ulykker og arbeidsbetingede sykdommer

11.4.1 Personskader

Frekvensen av personskader i petroleumsvirksomheten har vist en jevnt fallende tendens helt siden virksomheten startet på norsk kontinentalsokkel. Men de senere årene har tendensen flatet noe ut. Selv om det kan være nærliggende å tenke seg at skadefrekvensen dermed har nådd et nivå som det er vanskelig å komme under, viser Oljedirektoratets gjennomgang av skaderapportene at de aller fleste skadene likevel kunne vært unngått.

Rapporteringskriteriene i petroleumsvirksomheten tilsier at alle skader som medfører fravær inn i neste 12-timers skift eller medisinsk behandling, skal rapporteres. Tallene for skadefrekvens som gjengis i figuren over, er derfor ikke uten videre sammenlignbare med tilsvarende tall fra annen industrivirksomhet i Norge eller i utlandet.

I noen tilfeller vil satsing på ny og bedre teknologi kunne redusere antall og omfang av skader. Men det viktigste forbedringspotensialet er knyttet til tilrettelegging av arbeidet og bevisstgjøring av den enkelte aktør. Det vil si at skadene, etter myndighetenes mening, kan reduseres vesentlig uten særlig økte kostnader.

Når det tas hensyn til den økonomiske gevinsten ved reduserte skader, vil slik satsing - i tillegg til å hindre menneskelig lidelse - også kunne vise seg lønnsom såvel for samfunnet som for selskapene.

Det foretas en omfattende registrering av ulykker og uønskede hendelser i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel. Myndighetene har likevel erfart at det er et betydelig forbedringspotensial når det gjelder å bruke disse dataene i det forebyggende arbeidet.

Oljedirektoratet har registrert at andelen personskader som vurderes som alvorlige, har sunket de senere årene. Dette kan tyde på at selskapenes og myndighetenes satsing på ulykkes- og skadeforebyggende arbeid gir resultater.

11.4.2 Arbeidsbetingede sykdommer

Arbeidsbetingede sykdommer fører ofte til langtidsfravær, og medfører dermed store kostnader både for industrien og for samfunnet, i tillegg til lidelsene som blir påført den enkelte. I løpet av de siste årene har myndighetene innskjerpet kravet til registrering og rapportering av arbeidsbetingede sykdommer i petroleumsvirksomheten. Dette har ført til en markert økning i antall rapporter om slike sykdommer. Økningen skyldes i første rekke den økte bevisstheten på dette området, og det er derfor ennå for tidlig å si noe om utviklingen går i positiv eller negativ retning.

Oljedirektoratet konstaterer at blant annet innskjerpingen av rapporteringsplikten har fått industrien til å fokusere på arbeidsbetingede sykdommer, og antar at systematiske tiltak som nå settes i verk, vil gi positive resultater. Målet er at frekvensen av arbeidsbetingede sykdommer skal bli brukt som en arbeidsmiljøindikator. En slik indikator kan bli et nyttig verktøy i styringen av helse, sikkerhet og arbeidsmiljø i virksomhetene. Departementet er tilfreds med den fokusering Oljedirektoratet har gjort med hensyn til arbeidsbetingede sykdommer, og forutsetter at direktoratet følger opp dette arbeidet videre.

11.4.3 Spesielle problemområder

De seneste årene har det inntruffet flere dødsulykker ombord på forsyningsskip i forbindelse med laste- og losseoperasjoner ved innretninger tilknyttet petroleumsvirksomheten. Virksomheten på disse fartøyene er formelt sett ikke petroleumsvirksomhet, og faller dermed utenfor Oljedirektoratets myndighetsområde. På grunn av den nære tilknytningen forsyningsfartøyer o.l. har til petroleumsvirksomheten, har Kommunal- og regionaldepartementet bedt Oljedirektoratet ta initiativ til samhandling med operatørselskaper, redere og Sjøfartsdirektoratet for å komme fram til tiltak for å forhindre slike ulykker.

Det har også i den senere tid skjedd flere alvorlige ulykker og en rekke ukontrollerte hendelser ved bruk av løfteinnretninger og løfteredskap på innretninger i petroleumsvirksomheten. Løfteinnretninger og -redskap innebærer i sin natur et stort farepotensial, og det er derfor viktig at selskapene har etablert gode systemer for forsvarlig vedlikehold og bruk av disse. Oljedirektoratet har intensivert tilsynet mot selskapenes aktiviteter på dette området.

Oljedirektoratet har også satt søkelys på bruken av helikoptertransport, blant annet som følge av helikopterulykken 8. september 1997, da et helikopter havarerte på vei ut til Norne-feltet, og alle 12 ombord omkom. Transport av personell til og fra innretningene faller ikke direkte inn under petroleumsmyndighetenes forvaltningsområde.

Hendelsen har bidratt til å rette søkelyset mot tilstrekkelig boligkapasitet på innretningene som alternativ til helikoptertransport. Tidspress i utbyggingsprosjektene har i flere tilfeller resultert i at innretninger installeres på feltet før disse er ferdigstilt. Dette fører til et stort behov for arbeidskraft som må dagpendle til andre innretninger eller til land fordi boligenheten ikke er dimensjonert for en midlertidig forhøyet bemanning. Tilsvarende problemstillinger opptrer også ofte i forbindelse med modifikasjons- og vedlikeholdsarbeider på innretninger i driftsfasen.

OD har derfor tatt initiativ til kontakt med de involverte partene for å sette på dagsordenen problemstillinger knyttet til dagpendling til innretninger offshore. Dette inkluderer bl. a. forhold knyttet til innkvartering. Fra arbeidstakerhold har det blitt pekt på at dagpendling utgjør en «særrisiko» som enkelte arbeidstakergrupper utsettes for, idet det i første rekke er personell fra entreprenørselskap som blir utsatt for dagpendling.

11.4.4 Forurensningsskader

Siden oljeutblåsningen på Ekofisk i 1977, har det ikke inntruffet noen ulykker i petroleumsvirksomheten som har medført vesentlig forurensning av havet. Oljedirektoratet samarbeider med Statens forurensningstilsyn når det gjelder å hindre miljøskader som følge av petroleumsvirksomheten til havs. Oljedirektoratet fører tilsyn med operatørselskapenes styring med tiltak som skal hindre uforutsette utslipp som følge av ulykker og uønskede hendelser. Forurensningstilsynet har myndighetsansvaret med hensyn til kontroll med planlagte utslipp gjennom ordningen med utslippstillatelser.

11.4.5 Materielle skader

Petroleumsvirksomheten preges av store investeringer konsentrert på de enkelte innretninger. En enkelt ulykkeshendelse kan derfor føre til tap i milliardklassen. Sist en slik ulykke inntraff, var da betongunderstellet til Sleipner A-innretningen sank under trykkprøving i Gannsfjorden i 1991. Til alt hell ble ingen mennesker skadet i denne ulykken.

Etter denne hendelse har det ikke inntruffet noen ulykker som har ført til betydelige materielle skader. Dette har bidratt til en gjennomgående høy regularitet i den norske olje- og gassproduksjonen.

11.4.6 Gasslekkasjer

Oljedirektoratet mottar rapporter om utilsiktede utslipp av hydrokarbongass på innretningene. De siste årene har antallet slike rapporter vært i området 100 til 150. De fleste utslippene er av liten størrelse. Antallet av slike hendelser gir likevel grunn til bekymring, fordi en eventuell antennelse av et slikt utslipp kan føre til brann eller eksplosjon som under uheldige omstendigheter kan utvikle seg til en større ulykke.

Nyere forskning om gasseksplosjoner, blant annet fullskalaforsøk som er utført i Storbritannia, har vist at hittil anerkjente beregningsmodeller kan ha underestimert de overtrykk som kan oppstå ved en gasseksplosjon. Oljedirektoratet følger opp det arbeid som operatørselskapene gjennomfører for å undersøke betydningen av de nye kunnskapene om dette på sine innretninger.

Dersom nye beregninger viser at virkningene av en gasseksplosjon kan gi konsekvenser utover det som det er lagt til grunn for konstruksjonen av innretningene, forsterkes viktigheten av tekniske og prosedyremessige tiltak, først og fremst på den preventive siden. Det kan også vise seg nødvendig med konsekvensreduserende tiltak i form av ombygginger. Dette kan i visse tilfeller innebære store kostnader. Oljedirektoratet vil derfor fortsatt ha oppmerksomhet rettet mot dette problemområdet, ved å se til at operatørselskapene iverksetter de nødvendige tiltak på en mest mulig kostnadseffektiv måte.

11.5 Metodebruk i myndighetsutøvelsen

Metodene i myndighetsutøvelsen med hensyn til sikkerhet og arbeidsmiljø har gjennomgått betydelig endring siden petroleumsvirksomheten begynte på norsk kontinentalsokkel. Den modellen som er utviklet for myndighetenes tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten, innebærer at operatørselskapene har hovedansvaret for å se til at virksomheten drives forsvarlig, mens myndighetenes rolle er å fastsette rammer og føre tilsyn med selskapenes etterlevelse av disse. De prinsipper og metoder som her legges til grunn, anses å være i fullt samsvar med moderne forvaltningsprinsipper. Den norske tilsynsmodellen innenfor sikkerhet og arbeidsmiljø har en betydelig oppmerksomhet internasjonalt, og sikkerhetsnivået og arbeidsmiljøstandarden i den norske petroleumsvirksomheten er internasjonalt anerkjent.

Sikkerhetsmyndighetene vil bygge videre på dagens ordninger og videreutvikle disse i takt med den teknologiske og samfunnsmessige utvikling.

Det er myndighetenes oppfatning at omfanget av tilsynet med sikkerhet og arbeidsmiljø er for tiden godt tilpasset de utfordringer industrien og myndighetene står overfor. Måling av resultatene av myndighetenes innsats på dette området er vanskelig, fordi det ikke kan bringes svar på hvilke besparelser som oppnås i form av skader og ulykker som blir unngått som følge av tilsynet med virksomheten. Noen av de størrelsene som inngår i en eventuell slik beregning vil kunne tallfestes, som kostnader forbundet med sykefravær, personskader og ulykker som gir materielle skader og produksjonstap. Andre verdier er vanskelige eller umulige å tallfeste, som miljøstandard, forholdet til f eks fiskerivirksomhet, allmenn helse og velferd, nasjonens anseelse som troverdig handelspartner, mm. Dersom en slik utvidet forståelse av samfunnets verdibegrep legges til grunn for vurdering av nytteverdien av myndighetenes tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten, er det helt klart at kostnadene som er forbundet med myndighetenes styring og kontroll gir en god avkastning for samfunnet.

Oljedirektoratet vil til enhver tid vurdere ytterligere effektiviseringstiltak med sikte på at de nye utfordringene direktoratet vil stå overfor fremover, kan møtes uten vesentlig økte kostnader. På et overordnet nivå er det viktig å se til at de samlede myndighetsressurser innenfor helse, miljø og sikkerhet blir anvendt med sikte på en optimal utnyttelse, spesielt i grenseflatene mellom ulik industri- og næringsvirksomhet, blant annet slik at dobbeltregulering unngås. På det operasjonelle nivå vil myndighetene videreutvikle regelverk og tilsynsmetoder slik at disse til enhver tid er hensiktsmessige både for myndighetene og for den virksomhet det føres tilsyn med.

11.6 Fremtidig behov for tilsyn

Dagens styringsmodell med hensyn til å fordele oppgaver og ansvar har vist seg å være effektiv, både med hensyn til resultater som oppnås og med hensyn til effektiv utnyttelse av de ressurser som settes inn i tilsynet. I stor grad er det sammenfallende interesser mellom industrien og sikkerhetsmyndighetene med hensyn til forsvarlig virksomhet. Dette er det tatt hensyn til i prioriteringen av tilsynsvirksomheten. Det brukes således lite ressurser på rutinemessig tilsyn med forhold som selskapene har vist seg i stand til å ivareta på en tilfredsstillende måte uten noen form for korrektiv fra myndighetene.

Det vil til enhver tid være områder hvor selskapenes interesser ikke er fullt ut sammenfallende med myndighetenes krav og forventninger. Slike områder viser seg når lønnsomheten i prosjektene avtar, enten fordi lønnsomheten i prosjektene i utgangspunktet er marginale, eller når driftskostnadene øker samtidig som inntjeningen avtar mot slutten av feltenes levetid. På tross av at selskapene setter seg ambisiøse mål for sikkerhet og arbeidsmiljø, kan det oppstå interessekonflikter internt i selskapene fordi det er vanskelig å forene disse mål med de forretningsmessige mål for virksomheten.

Petroleumsvirksomhet til havs har et innebygget risikopotensial knyttet til at store energimengder håndteres under krevende miljøforhold. Forsvarlig virksomhet kan etter Kommunal- og regionaldepartementets oppfatning bare oppnås og vedlikeholdes ved at det øves et konstant «trykk» for å motvirke det naturgitte potensialet for ulykker. Når virksomheten har vært drevet en tid uten alvorlige ulykker, og presset for å redusere kostnadene er stort, kan det være nærliggende å redusere de ressursene som settes inn for å motvirke ulykkespotensialet. Ved et historisk tilbakeblikk på skadeutvikling, i alle land og bransjer, synes det som om lang tids fravær av ulykker ikke bare fører til redusert aktsomhet, men også senker bevisstheten om den samlede innsats som har ligget bak en langsiktig positiv utvikling.

Myndighetene som utøver tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten, først og fremst Oljedirektoratet, har bygget opp en spesialkompetanse som er avgjørende for mulighetene til å føre et effektivt tilsyn med denne typen industrivirksomhet. Hvis denne kompetansen går tapt som følge av konkurranseforholdene i arbeidsmarkedet eller fordi det ikke er tilstrekkelige ressurser til kontinuerlig kompetanseutvikling, vil det ikke være mulig å gjenoppbygge denne raskt dersom utviklingen senere skulle tilsi økt innsats.

På tross av at petroleumsvirksomheten har økt betydelig de senere årene, såvel i produksjonsvolum som i antall felt og innretninger som er i drift, har Oljedirektoratet ikke blitt tilført økte ressurser. Som følge av flere effektiviseringstiltak har det likevel vært mulig å opprettholde et forsvarlig tilsyn med virksomheten. I lys av de forestående utfordringer som er omtalt i denne meldingen, synes det ikke forsvarlig å redusere tilsynsvirksomheten ytterligere fremover, selv om det alltid vil kunne være rom for forbedringer med hensyn til ressursutnyttelse og virkemiddelbruk.

På denne bakgrunn er det etter departementets syn derfor viktig at Oljedirektoratet opprettholder den etablerte kompetanse og kapasitet.