3 Tidsriktig åpning og utforskning av nytt areal
3.1 Tidsriktig åpning av nytt areal
Norsk kontinentalsokkel er på 2 039 951 km2. Om lag halvparten av arealet er dekket av sedimentære bergarter som kan inneholde petroleum. Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør er med enkelte unntak åpnet for petroleumsvirksomhet.
Figur 3.1 Åpne og uåpnede områder på norsk sokkel, antatt maksimalutbredelse av sedimentære bergarter, kun for illustrasjonsformål.
Kilde: Oljedirektoratet
Tabell 3.1 Arealoversikt for norsk sokkel (km2)
Norsk kontinentalsokkel | 2 039 951 | |||
Områder med sedimentære bergarter (kan inneholde olje og gass) | 1 312 000 | |||
Åpnet og tilgjengelig areal for petroleumsvirksomhet | 523 800 | |||
De enkelte havområder, områder med sedimentære bergarter | ||||
Ikke tilgjengelig areal | ||||
Åpnet og tilgjengelig areal for petroleumsvirksomhet | Unntatt gjennom forvaltningsplanene | Uåpnet | Totalt | |
Nordsjøen | 127 000 | 12 300 | 142 000 | |
herav Skagerrak1 | 2 500 | 12 300 | 14 800 | |
Norskehavet2 | 204 100 | 28 600 | 56 300 | 289 000 |
herav nordøstlig del3 | 17 600 | 41 600 | 59 200 | |
Barentshavet sør | 190 000 | 44 100 | 78 000 | 313 000 |
Barentshavet nord | 469 000 | 469 000 | ||
Jan Mayen | 100 000 | 100 000 | ||
Totalt | 523 800 | 72 700 | 715 600 | 1 312 000 |
1 Skagerrak ble åpnet for petroleumsvirksomhet sammen med resten av Nordsjøen. Kun deler av Skagerrak er tilgjengelig for mulig petroleumsvirksomhet.
2 Inkludert Troms II. Vestfjorden er ikke inkludert.
3 Nordøstlig del er uåpnet del av Nordland IV, V, VI, VII og Troms II.
Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet
Store deler av de norske sokkelområdene er interessante petroleumsmessig, men det er betydelige forskjeller mellom områdene. I noen områder er petroleumsgeologien godt kjent, i andre områder vet man mindre. Videre varierer avstander til markedene og til eksisterende virksomhet, miljøverdier og andre brukerinteresser. Områdene har således ulik grad av modenhet og reiser ulike typer problemstillinger.
De områdene som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet er deler av Trøndelag I, det nordøstlige Norskehavet (deler av Nordland IV og V, Nordland VI og VII, Vestfjorden og Troms II), norske havområder ved Jan Mayen, Bjørnøyviften, Barentshavet sørøst og Barentshavet nord/Polhavet. Samlet utgjør det en stor del av områdene hvor man kan finne olje og gass.
40 pst. av områdene hvor man forventer at det kan finnes petroleum, er i dag åpnet. Det er således fortsatt store uåpnede områder på norsk sokkel. Dette tilsier at det finnes muligheter for å gjøre betydelige funn også i fremtiden. Forventede uoppdagede ressurser både i åpnet og uåpnet område er av Oljedirektoratet per 31. desember 2012 estimert til 2 590 mill. Sm3 o.e. Dette ressursestimatet inkluderer ikke Barentshavet sørøst og norske havområder ved Jan Mayen.
For å oppnå lønnsom produksjon på sokkelen i et langsiktig perspektiv, er det viktig at olje- og gasspolitikken baseres på en kunnskapsbasert, helhetlig og langsiktig forvaltning av petroleumsressursene. Tilførsel av leteareal er en viktig forutsetning for å opprettholde kompetansenivået i næringen. Dette vil igjen legge et grunnlag for langsiktig verdiskaping og statlige inntekter. Med lønnsom aktivitet vil det følge velferd og sysselsetting. Samtidig settes det rammer som ivaretar miljø- og klimahensyn og hensynet til andre næringer på en god måte.
Store funn og tilgang på nytt prospektivt areal er viktig for hvor selskapene driver letevirksomhet. Leting er en kompleks virksomhet. Flytter kompetansen ut tar det mange år å bygge den opp igjen. En rasjonell utforskning av norsk sokkel tilsier derfor videreføring av en jevn og tilstrekkelig høy leteaktivitet. Kontinuerlig leteaktivitet er derfor en viktig del av god ressursforvaltning.
Det tar lang tid å få produksjon fra nye områder. Et nytt område må gå gjennom en åpningsprosess, som omfatter en konsekvensutredning, før Stortinget kan beslutte en eventuell åpning for petroleumsvirksomhet. Dersom området åpnes viser historien på norsk sokkel at det tar minst 10–15 år fra konsesjonstildelinger til produksjon. En beslutning om å starte en åpningsprosess i dag vil kunne medføre oppstart av produksjon først omkring 2025.
Det er forskjell på områdene på sokkelen. Ledetiden fra åpning til produksjon er kortere i områder nær land og nær utbygd infrastruktur, enn i mer fjerntliggende områder. Dette er viktige forhold for utformingen ved petroleumspolitikken.
3.2 Gradvis utforskning av nyåpnet areal
Areal på norsk kontinentalsokkel er åpnet i tre større omganger, i 1965, 1988 og 1994. I tillegg ble mindre områder åpnet i flere omganger etter 1979.
I 1965 ble store deler av Nordsjøen åpnet for petroleumsvirksomhet. Funn gjort i dette området gjorde oppbyggingen av næringen mulig og bidrar fremdeles med hoveddelen av produksjon og statlige inntekter. Det ble åpnet for petroleumsvirksomhet nord for 62° N i 1979. I 1989 ble store deler av Barentshavet sør åpnet, mens dypvannsområdene i Norskehavet ble åpnet i 1994. Skagerrak ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1965 sammen med resten av Nordsjøen, men området ble fra slutten av 1970-tallet ikke regnet som aktuelt for leteaktivitet. I 1994 ble deler av Skagerrak tilgjengelig for petroleumsvirksomhet. Siden 1994 er ingen nye områder blitt åpnet for petroleumsvirksomhet.
Figur 3.2 Trinnvis åpning av norsk kontinentalsokkel.
Kilde: Oljedirektoratet
Norsk kontinentalsokkel er åpnet trinnvis for petroleumsvirksomhet. Når et område er åpnet, er det mulig å utlyse areal og tildele utvinningstillatelser. Omfanget av tildelingene bestemmes uavhengig av hvor store områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet.
En effektiv måte å identifisere interessante leteområder på er å åpne store områder og utforske områdene gradvis ved sekvensiell leting. Dette har vært hovedstrategien for utforskning av nye områder på norsk kontinentalsokkel.
Sekvensiell leting innebærer at nye tillatelser som regel vil begrenses til et mindre antall nøkkelblokker. Videre vil en normalt avvente videre tildelinger inntil det er boret viktige letebrønner og resultatene er evaluert. Denne fremgangsmåten sikrer at store områder kan kartlegges med relativt få letebrønner. På den måten blir tilgjengelig informasjon benyttet til videre leting, og boring av unødvendige og tørre brønner kan unngås. Sekvensiell leting bidrar til en rasjonell kartlegging av de geologisk mindre kjente områdene av sokkelen. Strategien fører til at kun utvalgte nøkkelblokker blir utlyst og tildelt selv om store områder blir åpnet. Blokkene som lyses ut er antatt å være de mest prospektive og/eller å ha høy informasjonsverdi. Dette sikrer en kunnskapsbasert, kostnadseffektiv og gradvis utforskning av nye områder. På den annen side vil utforskningen ta forholdsvis lang tid. Med denne tilnærmingen til leteaktivitet er det fornuftig å åpne flere nye områder i parallell.
Areal i nyåpnede områder vil normalt bli tildelt gjennom nummererte konsesjonsrunder. De nummererte rundene starter med en nominasjonsprosess. Myndighetene inviterer selskapene til å nominere blokker som kan inngå i konsesjonsrunden. Basert på selskapenes nomineringer og egne vurderinger, anbefaler Oljedirektoratet til departementet hvilke blokker som bør utlyses. Basert på en samlet og helhetlig vurdering sender departementet så ut et forslag til blokker som anbefales inkludert i kommende konsesjonsrunde på høring til relevante parter. Etter høringen lyses det ut blokker med en gitt søknadsfrist. Deretter blir søknadene behandlet av myndighetene, det gjennomføres forhandlinger med selskapene om konsesjonsvilkår og dernest beslutter regjeringen ved Kongen i Statsråd å tilby tildeling av nye utvinningstillatelser.
Nye utvinningstillatelser tildeles med et fastsatt arbeidsprogram. I nummererte runder er arbeidsprogrammet særlig tilpasset utvinningstillatelsens geologiske utfordringer. Samtidig etterstreber departementet en mest mulig effektiv utforsking av områdene og ønsker klare arbeidsforpliktelser med tilhørende tidsfrister. Bakgrunnen er ønsket om en effektiv fremdrift i utvinningstillatelsene.