Del 2
Status for petroleumsvirksomheten

2 Energiutfordringen

Russlands invasjon og brutale krigføring i Ukraina har fått store konsekvenser for energimarkedene og medført høyere priser på olje, gass, kull og strøm. Høye energipriser slår særlig hardt ut for folk med lavere inntekter. Det internasjonale energibyrået (IEA) venter at antallet personer i verden uten tilgang til elektrisitet vil øke for første gang siden de startet målingen. Høye energipriser har også innvirkning på matvarepriser, som følge av økte priser på gjødsel og transport. Økte energipriser gir utfordringer for næringsliv, med risiko for nedleggelser av små og store bedrifter.

Konsekvensene av krigen i Ukraina har overskygget en underliggende trend i olje- og gassmarkedene, som forut for invasjonen var preget av manglende investeringer, med en tilstramning i markedsbalansene og stigende priser. Russlands invasjon av Ukraina har forsterket denne situasjonen siden Russland er en av verdens største olje, gass og kullprodusenter og en svært viktig eksportør til Europa. Krigen i Ukraina vil ha konsekvenser for energimarkedene fremover. Energisikkerhet er løftet opp på den politiske agenda, noe som vil ha følger for ulike lands energipolitikk fremover.

Verdens befolkning og næringsliv er avhengig av energi for å fungere og for å nå FNs bærekraftsmål. Rikelig og kontinuerlig tilgang på rimelig energi er en forutsetning for en bærekraftig økonomisk fremgang og velstandsutvikling. Det er en stor utfordring å skaffe tilgang på nok energi til en voksende befolkning. Samtidig er dagens kompliserte, globale energisystem dominert av kull, olje og gass. Det gir store utslipp av klimagasser og bidrar til global oppvarming som vil føre til alvorlige og irreversible konsekvenser for dyr, natur og mennesker over hele kloden. Behovet for store og raske utslippskutt i tråd med Parisavtalens mål krever en stor endring av verdens energiforsyning, herunder effektivisering av energibruken, økt utbygging av fornybar energi og utvikling av nye lavutslippsløsninger som for eksempel karbonfangst- og lagring. Energi- og klimautfordringene verden står overfor må løses i parallell.

Hvert år, unntatt kortere perioder under økonomiske kriser, har verdens energiforbruk økt år for år. Energiforbruket har vokst særlig raskt i perioder med høy økonomisk vekst i store, viktige regioner i verdensøkonomien, eksempelvis i industrialiserte land etter 2. verdenskrig og i Kina etter årtusenskiftet.

Det er stort underliggende energibehov særlig i utviklingsland. Der trenger en voksende befolkning energi til både å dekke sine grunnleggende behov og for å nå ønsket om et liv og en levestandard som de ser i vår del av verden.

Fortsatt er det vesentlige forskjeller i energiforbruket i ulike deler av verden. Kina har et energiforbruk per innbygger på størrelse med mange europeiske land. I Europa og noen andre regioner importeres i stor grad varer produsert med høyt energiforbruk, blant annet fra Kina. Ved at slike varer ikke produseres nasjonalt reduseres måltallet om energiforbruk per innbygger i land som importerer mye energiintensive varer og tjenester. Folkerike land og regioner som India og Afrika har et lavt energibruk per innbygger og tilhørende lavt inntektsnivå. Energiforbruket per innbygger i EU er fortsatt 6 ganger høyere enn i India. Sammenliknet med mange land i Afrika er forskjellen opp mot 100 ganger. Landene i Afrika sør for Sahara bruker eksempelvis til sammen like mye elektrisitet som Spania, selv om befolkningen er 18 ganger så stor.

Forstørr bilde

Kilde: Our World in Data (Vaclav Smil (2017) og BP Statistical Review of World Energy)

Energibruk og velstandsnivå henger nært sammen. Veksten i energibruk er nært knyttet til befolkningsutvikling og økonomisk vekst. Energibruken i verden vokste i gjennomsnitt med 1,3 pst. i året i perioden 2001-20211. Veksten var først og fremst i land utenfor OECD-området. I denne perioden har energiforbruket utenfor OECD mer enn doblet seg, mens i OECD-området har energiforbruket falt med i gjennomsnitt 0,2 pst i året, med et noe sterkere fall innenfor EU. Samtidig har importen av energiintensive varer og produkter, særlig fra Kina, økt i Vesten. Det forventes fortsatt vekst i globalt energiforbruk, drevet av veksten i de fremvoksende økonomier utenfor OECD. Ytterligere utflytting av energiintensiv industri er en aktuell problemstilling i flere europeiske land, som følge av de særlige utfordringene Europa står overfor med å skaffe pålitelig og tilstrekkelig energiforsyning til en konkurransedyktig pris.

Verdens energiforsyning domineres av kull, olje og gass. Disse energikildenes andel av energiforsyningen har over lang tid ligget relativt stabilt på rundt 80 pst.2 Tidlig i perioden dominerte kull, deretter har olje og etter hvert gass i økende grad bidratt til å dekke energibehovet. Likevel har verden aldri brukt mer kull enn i 2022. Økt bruk av nye energikilder har i vesentlig grad kommet i tillegg til de eksisterende kildene, noe som har vært avgjørende for å kunne dekke det økende energibehovet. Det er fortsatt utstrakt bruk av tradisjonell biomasse, med de tilhørende utfordringene det gir i mange lavinntektsland.

Det har vært en sterk vekst i utbygging av fornybare energikilder de senere årene, som sol- og vindkraft. Denne satsingen fortsetter og gjør at fornybare energikilder over tid vil dekke en stadig større andel av verdens energibehov.

Energi brukes stadig mer effektivt, noe som sammen med endringer i næringsstruktur og forbruksmønster fører til at veksten i energibruk over tid er lavere enn den økonomiske veksten. Økt energieffektivitet vil være viktig for å redusere det totale energibehovet globalt og dermed også begrense utslippene fra energibruk framover.

Verdens energisystem er stort og komplekst. Systemet er avhengig av omfattende infrastruktur til produksjon, distribusjon og bruk. I mange land er det arealkonflikter og annen type motstand mot etablering av ny energiproduksjon og annen tilhørende infrastruktur. Kostnader knyttet til energileveranser påvirker innbyggeres levestandard og kostnadsnivået, og dermed konkurransekraften for næringslivet. Fordi stabil tilgang på rimelig energi er viktig for husholdninger og næringsliv, er hensynet til energisikkerhet en prioritet i alle land.

Det er krevende, men viktig og nødvendig, å gjennomføre den nødvendige omleggingen av de globale energisystemene raskt. Det er derfor usikkert hvor raskt utviklingen vil gå. Et energisystem konsistent med målene i Parisavtalen vil være helt annerledes enn dagens system. Fornybar energi vil måtte være en viktig del av løsningen. Det er i dag krevende å forutse hvilken kombinasjon av teknologier og løsninger som vil vinne frem i en slik utvikling når også andre samfunnshensyn ivaretas.

Usikkerheten om utviklingen fremover slår også direkte inn i hvilket behov det vil være for de ulike energikildene fremover. I Det internasjonale klimapanelets rapport fra 2018 er dette synliggjort ved at de har sammenstilt ulike modelleringer av en slik utvikling. I de modelleringene som der gjengis av et energisystem konsistent med 1,5 graders oppvarming varierer eksempelvis gassbehovet i 2030 fra 2,8 til 34,2 mrd. fat o.e.3, med en median på 20,9. Tilsvarende tall for 2050 er 2,5, 43,5 og 14,5. Bruken i 2020 var 20,9 mrd. fat o.e. Bildet er det samme for olje. I 2030 er spennet fra 6,4 til 52,3 mrd. fat o.e., rundt en median på 28,8. Tilsvarende tall for 2050 er 2,5, 34,0 og 15,2. Bruken i 2020 var på 40,0 mrd. fat o.e.

Som andre råvaremarkeder er energimarkedene sykliske og prisene varierer over tid, jf. figur 2.2. Dette skyldes rigiditeter både på tilbuds- og etterspørselssiden. Det tar flere år å utvikle ny produksjon, samtidig som pågående produksjon er robust mot lave priser på kort sikt. Etterspørselen er også lite prissensitiv, fordi husholdninger og næringsliv trenger energi til sine liv og sin produksjon.

Ved ubalanser i energimarkedene fører rigiditetene i energisystemene gjerne både til umiddelbare og store prisutslag, og ustabile markeder. Dette har vært tilfelle både som følge av, og i etterkant av, pandemien. Da oljeetterspørselen falt raskt som følge av smitteverntiltak globalt i 2020, oppsto et tilbudsoverskudd fordi det var lønnsomt for produsentene å opprettholde produksjonen på kort sikt. Det var lønnsomt å fortsatt produsere fordi de variable driftskostnader per fat stort sett er lave. Tilbudsoverskuddet ga økte oljelagre. Prisene måtte falle mye for at produksjon skulle falle ut og dermed bidra til å balansere markedene. Prisfallet alene var ikke tilstrekkelig for å balansere oljemarkedet på kort sikt. OPEC+landene og noen andre land, inklusive Norge, kuttet produksjonen for på den måten å bidra til å stabilisere markedet.

Situasjonen endret seg i 2021. Da økte energietterspørselen kraftig gjennom året som følge av gjenåpning av samfunnene i størstedelen av verden og tilhørende sterk økonomisk vekst. Etterspørselen steg raskere enn tilbudet og en konsekvens var en kraftig prisøkning på energi fra midten av 2021. Høsten 2021 nådde kullprisene rekordnivåer. Prisene på gass, særlig i regioner avhengig av import av flytende naturgass (LNG), likeledes. Oljeprisen økte til 80 USD/fat. Høye priser på kull og gass var medvirkende til høye priser på elektrisitet i mange markeder.

Beslutninger om nye investeringer i energiproduksjon vil skje når selskaper forventer at de aktuelle investeringsprosjektene gir tilstrekkelig forventet kapitalavkastning gjennom produksjonsperioden. Det legges også ofte vekt på at prosjektene er robuste mot en mer negativ utvikling enn forventet.

Dette gir føringer for hvilket prisnivå en vil forvente over tid. På sikt forventes det at kull, olje- og gassprisene må være så høye at den dyreste produksjonen som er nødvendig for å dekke etterspørselen blir lønnsom for selskapene. I markeder preget av dominante lavkostprodusenter, for eksempel OPEC+ for råolje, vil deres avveininger knyttet til produksjonsforløp over tid og bruk av egen markedsmakt også være viktig for utviklingen.

Forstørr bilde

Kilde: IEA

Dersom reduksjonen i olje- og/eller gassforsyningene skjer raskere enn behovet globalt må prisene øke for å redusere etterspørselen og for å gi produsentene større egeninteresse av å øke produksjonen på sikt. Siden 2014 har det vært investert relativt sett lite i ny produksjon globalt. De kraftige fallene i råvarepriser både i 2014-15 og i 2020 er en viktig årsak til de for lave investeringene i kull, olje og gass, sett i forhold til det underliggende globale behovet.

Det historisk store og raske fallet i global energibruk som følge av pandemiutbruddet i 2020 sendte ikke bare prisene på råvarer, inklusive fossil energi, til de laveste nivåene på flere tiår. Pandemien og tiltak for å hindre smittespredning over hele verden skapte også stor usikkerhet om den videre økonomiske utviklingen. Usikkerheten gjorde at olje- og gasselskaper verden over økte sin finansielle robusthet ved å unngå å påta seg nye investeringsforpliktelser gjennom nye prosjekter. Til tross for at prisene har økt betydelig etter 2020 og nå er på et svært høyt nivå, har ikke investeringene økt tilsvarende. Deler av det vestlige næringslivet har av ulike markedsmessige og politiske årsaker begrenset sine investeringer i fossil energi. Tilsvarende utvikling er mindre i andre deler av verden. I etterkant av Russlands invasjon i Ukraina har flere vestlige land gjort tiltak for å forbedre sin energisikkerhet, inkl. å legge til rette for produksjon av olje og gass.

Disse utviklingstrekkene preger markeder og priser i dag, og vil også prege dem fremover. Det har vært en nær sammenheng mellom prisutviklingen på olje og gass og investeringer i petroleumssektoren globalt. Konsekvensene av lave investeringer er at den globale produksjonen ikke har steget i takt med den underliggende etterspørselen. Dette påvirker markedene direkte og trekker i retning av høyere priser på olje og gass fremover.

Uten betydelige, nye investeringer i petroleumsvirksomheten fremover må en forvente relativt sett høye priser på olje og gass på kort og mellomlang sikt. Dette gjelder selv om etterspørselen skulle slutte å vokse år for år.

Forstørr bilde

Kilde: S&P Global

2.1 Utviklingen i oljemarkedet

I flere tiår, bortsett fra år med økonomisk krise eller krise i oljemarkedet, har oljeforbruket økt år for år. Forut for pandemien lå oljeforbruket på om lag 100 millioner fat per dag. I perioden 2010-2019 økte oljeforbruket i gjennomsnitt med 1,4 millioner fat per dag4 i året. Det økte forbruket tilsvarer nesten like mye som gjennomsnittlig, samlet oljeproduksjon fra feltene på norsk kontinentalsokkel.

Særlig transportsektoren, men også olje brukt som innsatsfaktor i petrokjemisk industri, bidro til denne veksten. Det økende behovet er drevet av fremvoksende økonomier, mens bruken i OECD-området kun har hatt en liten økning i perioden.

2.1.1 Et urolig oljemarked

Da store deler av verden ble nedstengt i april 2020 falt etterspørselen etter olje umiddelbart med om lag 30 pst eller 30 millioner fat per dag. Oljeprisen falt til under 20 dollar per fat. For hele 2020 var bortfallet i etterspørsel som følge av pandemien i snitt om lag 8 millioner fat per dag, noe som tilsvarer over 4 ganger norsk produksjon. Det var i hovedsak etterspørsel etter drivstoff fra transportsektoren som var årsaken til nedgangen i oljeforbruket. Siden mange ikke kunne reise, ble behovet for olje redusert. Oljeproduksjonen ble opprettholdt så lenge prisene dekket de variable driftskostnadene, og dermed kunne oljeprisen falle til svært lave nivåer på kort sikt. Store volumer ble lagt på lager.

Det var stor bekymring både blant oljeproduserende og -importerende land for utviklingen og konsekvensene det kunne få for global økonomi og ulike nasjoner både på kort og mellomlang sikt. Markedsituasjonen ble diskutert i G20-møter for å se hvordan ulike land kunne bidra til å stabilisere markedet. OPEC og samarbeidende land (OPEC+) innførte fra mai 2020 et historisk høyt produksjonskutt for å bidra til å stabilisere markedet. Norge besluttet produksjonskutt for olje for å ivareta norske nasjonale interesser. Deler av den globale produksjonen med relativt høye variable produksjonskostnader, særlig canadisk produksjon og amerikansk skiferoljeproduksjon, ble ulønnsom og produksjon ble etter hvert stengt ned. Boringen av nye produksjonsbrønner falt dramatisk.

Når etterspørselen etter olje tok seg opp igjen, i takt med økt vaksinering og gjenåpning av samfunn, var kapasiteten på tilbudssiden blitt begrenset og lavere enn pre-Covid nivå. Det ble trukket på oljelagrene. Etter at lagerbeholdningene ble lavere enn normalen steg prisene og lå på rundt 80 dollar per fat ved inngangen til 2022.

Ved inngangen til 2022 var det et relativt stramt marked, men med stor usikkerhet omkring den videre utviklingen av pandemien og utsiktene for stigende inflasjon og svakere økonomisk vekst. Oljemarkedet i 2022 var svært urolig, med store svingninger i prisene.

Flere store sjokk traff oljemarkedet i 2022. Russland er verdens største eksportør av olje/oljeprodukter og Europa er en stor importør av russisk olje. Russlands invasjon av Ukraina førte til stor usikkerhet om forsyninger og en umiddelbar, kortsiktig prisoppgang til over 130 USD pr fat. Russland har i stor grad opprettholdt oljeeksporten også etter invasjonen av Ukraina, men har solgt oljen til andre destinasjoner og med rabatter. Dette innebærer lengre transportdistanser med tilsvarende høye kostnader.

Etter invasjonen beveget oljeprisen seg også som følge av diskusjoner om, og innføring av, en rekke tiltak mot Russland, eksempelvis sanksjoner, embargoer og pristak på russisk olje. Dette ledet til massive endringer i handelsstrømmene for råolje og produkter. Et stort, koordinert trekk på strategiske oljelagre ledet av USA ble besluttet. Den globale økonomien var preget både av svakere utvikling og inflasjonspress. Det var kraftige etterspørselseffekter av Kinas daværende nullcovid-politikk. Økt myndighetsfokus og inngripen i de globale energimarkedene for å ivareta forsyningssikkerhet og håndtere høye energipriser har påvirket både de fysiske og finansielle delene av oljemarkedet.

Også norsk olje er påvirket av endringene i markedet. Olje fra Johan Sverdrup-feltet, som tidligere i stor grad ble eksportert til Asia, har siden den russiske invasjonen i Ukraina blitt omsatt i det europeiske markedet. Råolje fra norsk kontinentalsokkel er i dag en enda viktigere forsyningskilde for europeiske brukere enn før, på grunn av det nye handelsmønsteret.

Usikkerhet har gitt store prissvingninger gjennom 2022. Gjennomsnittlig oljepris (Brent) var 99,8 USD/fat, men prisen svingte mellom 76 og 133 USD i løpet av året. Gjennomsnittsprisen i 2021 var til sammenligning 70,4 USD/fat.

Til tross for stor usikkerhet og store prissvingninger har de fysiske leveransene vært tilstrekkelig og markedet har vært relativt godt balansert. Økt produksjon fra OPEC+, som følge av gradvis utfasing av kuttene besluttet under pandemien, og trekk på vestlige lands strategiske oljelagre har bidratt til dette. Ifølge IEAs seneste anslag har disse forholdene sammen med svakere etterspørselsvekst i andre halvår gjort at markedet i 2022 hadde et begrenset tilbudsoverskudd totalt sett. Lagernivåene er imidlertid fortsatt lavere enn normalt.

Utsiktene for inneværende år er usikre. Dette vises i de ulike ekspertmiljøenes analyser. Faktorer av særlig betydning for den videre markedsutviklingen i 2023 vil være utviklingen i russisk og amerikansk oljeproduksjon og hvor dyp og vedvarende nedgangen i verdensøkonomien blir. Videre vil utviklingen i Kinas etterspørsel kunne ha stor innvirkning på etterspørselen etter olje, nå som smitteverntiltakene fases ut.

2.1.2 Stort behov for investeringer i ny produksjonskapasitet

Olje utgjør den største andelen av energiforbruket globalt, og utgjør 30 pst av totalen. Ved økonomisk vekst vil den underliggende trenden være fortsatt vekst i oljeetterspørselen de nærmeste årene. Det må uforutsette, omveltende endringer til hvis vi allerede de nærmeste årene skal se en vesentlig nedgang i forbruket.

De fleste analysemiljøer legger til grunn økning i global oljeetterspørsel i årene som kommer, som deretter flater ut og avtar. Etterspørselsveksten ventes svakere enn perioden forut for pandemien og i de vestlige land forventes oljeetterspørselen å være svakt, gradvis avtagende. Etterspørselen drives frem av vekst i fremvoksende økonomier, særlig land som India og land hvor middelklassen vokser raskere enn befolkningsveksten. Det vil fortsatt være store forskjeller i oljeforbruket per capita i OECD og ikke-OECD land.

Olje har mange anvendelsesområder hvorav transportsektoren på 60 pst. er den viktigste, jf. figur 2.4. Personbilsegmentet, der elektriske biler nå øker sin andel internasjonalt, står for om lag 30 pst av oljeforbruket. Salget av elektriske biler øker raskt i Kina og EU. Salget av elbiler utgjorde mot slutten av 2022 om lag 20 pst. av nybilsalget globalt. Denne andelen forventes å øke fremover. Fortsatt utgjør elbiler under 2 pst av den totale personbilparken, som nå teller over 1 mrd biler. Det skyldes at levetiden til bilparken relativt sett er lang. Effekten av en økende elbilandel har på etterspørselen etter drivstoff vil også avhenge av andelen av den samlede kjørelengden elbil-bruk utgjør.

Produksjonskostnaden er fortsatt høyere for en elbil enn en bil med forbrenningsmotor. Batteripakken i elbiler utgjør om lag 40 pst av produksjonskostnadene. Etter mange år med fall, har kostnadene økt det siste året. I transportsektoren utenom personbilsegmentet (lastebiler, trucker, fly, skip) hvor vekt og transportdistanse er av stor betydning, er batteridrevet fremdrift foreløpig ikke et konkurransedyktig alternativ. Det arbeides i industrien også med utvikling av nye modeller for tunge kjøretøy drevet med elektrisitet. Det jobbes kontinuerlig med å utvikle alternative drivstoff med mindre eller ingen CO₂-utslipp, men det vil ta tid før alternativene er lønnsomme.

Forstørr bilde

Kilde: Rystad Energy

Nærmere 15 pst. av oljen brukes innenfor petrokjemi og produksjon av råstoff til et vidt spekter av produkter som brukes i husholdninger og næringsliv. Det omfatter alt fra plastposer til medisinsk utstyr. Slik bruk genererer ikke forbrenningsutslipp. I plastproduksjonen bindes CO₂ i produktet, hvor hovedutfordringen er plastavfall og mikroplast som det er mulig å redusere ved tiltak for gjenvinning og gjenbruk. Det forventes en fortsatt vekst for olje til petrokjemi. Omfattende gjenvinningstiltak vil kunne dempe veksten.

Olje som ikke brukes til transport og petrokjemi, 25 pst. av totalforbruket, brukes i en rekke sektorer (jordbruk, bygninger, industri, kraftverk etc) både i forbrenning og som produkt. I mange industriprosesser og til flere produkter (asfalt, smøreolje etc) kan det være særlig krevende å finne realistiske alternativer til bruk av olje.

Ulike analysemiljøer har etablert modeller de bruker for å forutsi etterspørselsutviklingen på mellomlang sikt. Slike modeller tar typisk utgangspunkt i historiske data og hensyntar konkrete endringer av teknologisk, markedsmessig og politisk art. De tar utgangspunktet i dagens energisituasjon og modellerer utviklingen fremover. Noen analysemiljøer lager også utviklingsbaner der de tar utgangspunkt i et gitt utfall langt frem i tid, f. eks. totale globale utslipp, og regner seg bakover derfra. Disse utviklingsbanene tar ikke utgangspunkt i hva som kan forventes ut fra dagens situasjon og markedsutvilkling på kort og mellomlang sikt som er tema i denne proposisjonen. IEAs «Net Zero Emissions by 2050 Scenario» er et eksempel på en slik bane.

Sentrale analysemiljøers anslag for etterspørselsutviklingen frem mot 2030 er relativt sett like og ligger noe over nivået i 2022, jf. figur 2.5. Enkelte analysemiljøer venter at etterspørselen vil falle etter 2030, mens andre ser for seg en flat etterspørselsutvikling. Dersom verden klarer å begrense klimaendringene i tråd med Parisavtalen, kan etterspørselen over tid bli lavere enn forventet. Etterspørselen drives av grunnleggende forhold som økonomisk vekst og en voksende befolkning. Mer effektiv bruk av olje og overgang til andre energikilder, som fornybar energi i blant annet personbilsegmentet, bidrar til en lavere etterspørselsbane enn uten disse trendene. Det samme gjør forventningene om relativt sett høye oljepriser i perioden.

I det tidsspennet som her vurderes er de etterspørselsbegrensende kreftene ikke sterke nok til å gi en stor total nedgang i oljebehovet det neste drøye tiåret. Usikkerheten i denne type anslag øker av sin natur over tid.

Forstørr bilde

¹ Det er noe forskjell mellom hva som inkluderes i begrepet «olje» av ulike analyseselskap. Etterspørselstallene fra hvert enkelt selskap er derfor indeksert til 100 i 2019. Oljeetterspørselen var om lag 100 millioner fat per dag i 2019.

Kilde: Energy Aspects, IEA, WEO 2022, Rystad Energy, S&P Global

De fleste konvensjonelle oljefelt som i dag er i produksjon er forholdsvis modne, har nådd eller er forbi maksimalt produksjonsnivå (platå) og har en naturlig fallende produksjon. Bidrag fra nye felt som er besluttet utbygget er relativt beskjedne. Analyseselskapet Rystad Energy anslår at den globale oljeproduksjonen fra eksisterende felt og felt under utbygging, som følge av naturlig fall, vil reduseres med nærmere 60 millioner fat/dag frem til 2030 til et nivå på 39 millioner fat/dag, jf. figur 2.5. Det vil derfor være et stort behov for investeringer i nye og eksisterende oljefelt for å dekke det forventede behovet. Dersom investeringene ikke er tilstrekkelige over tid til å dekke behovet, vil resultatet bli høye priser for å balansere tilbud og etterspørsel. Investeringene globalt må være høyere enn de siste årene for å redusere sannsynligheten for at høye priser blir nødvendig for å balansere produksjon og bruk. Jo lavere verdens behov for olje blir fremover, blant annet som følge av verdens arbeid med å begrense klimaendringene i tråd med Parisavtalen, vil behovet for utvikling av nye ressurser, alt annet likt, bli lavere.

Det er store oljeressurser rundt omkring i verden. Disse fysiske ressursene er mer enn store nok til å dekke forventet etterspørsel fremover. Spørsmålet er hvor mye av, og når, disse ressursene vil bli satt i produksjon. Alt annet likt, vil de ressursene med lavest produksjonskostnad, inklusive utslippskostnader i produksjonen, bli utnyttet først. I så måte er det en konkurransefordel å ha lave utslipp i produksjonen.

Boks 2.2 Fordelingen av verdens oljereserver

Verdens oljereserver er konsentrert i et begrenset antall land; over 86 pst. er i de 10 landene med størst reserver. Venezuela har de største reservene fulgt av Saudi Arabia. Begge disse landene har over 17 pst. av reservene. Canada, med nær 10 pst. av reservene, og USA, med 4 pst., er de to vestlige landene på denne listen. Europa har 0,8 pst. av reservene. Størstedelen er i Norge med 0,5 pst.

Forstørr bilde

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2022

Fordelingen av oljereserver vil ikke være lik fordelingen av fremtidig produksjon. Over 20 pst. av reservene er ikke under utvikling eller del av produserende prosjekter. Det er store forskjeller i kostnadene ved utvinning. Ikke-påviste ressurser til havs kan være billigere å utvinne enn eksempelvis reserver knyttet til tungoljeforekomster i Venezuela eller oljesand i Canada. Det vil videre være ulikheter i utvinningsstrategi, samt ulike politiske, teknologiske og kommersielle barrierer som hindrer produksjonen fra land med store reserver. Dette speiles ved at regioner som Venezuela har et forholdstall mellom reserver og produksjon på over 150. Midtøsten sitt forholdstall er over 80. USA og land i Europa har derimot en rate på drøyt 10. Canada har vesentlig høyere rate hvis man teller med oljesandsreservene som ikke er under aktiv utvikling.

Hvilke land som vil dekke verdens oljebehov fremover vil, i tillegg til ressursbasen, avgjøres av kostnadene ved å utvinne ressurser i ulike land. Andre forhold er de sentrale ressurslands produksjonsstrategi og petroleumspolitikk, samt andre relevante politiske, teknologiske og kommersielle forhold.

OPEC-landene har spilt en viktig rolle i oljemarkedet over tid og har ved flere anledninger tatt grep for å stabilisere markedet når det har vært i ubalanse. Flere land i OPEC+ samarbeidet har en moden ressursbase og opplever et naturlig fall i sin produksjonskapasitet. Dette synliggjøres gjennom at de ikke har vært i stand til å produsere på nivået forut for pandemien, selv om produksjonskvotene deres er økt.

Ledig, samlet produksjonskapasitet i OPEC-landene er redusert og er i dag i all hovedsak konsentrert i noen få land. Det er ikke forventet at store ressursland som Iran og Irak vil være i stand til å øke sin produksjon på mellomlang sikt. Utover Saudi Arabia og Forente Arabiske Emirater er det ingen konkrete prosjekter som vil øke produksjonskapasiteten vesentlig frem mot 2030.

Amerikansk skiferoljeproduksjon har vokst til å bli en viktig produksjonskilde globalt. Denne produksjonen kan økes og reduseres relativt sett raskt i forhold til konvensjonell oljeproduksjon som eksempelvis på norsk kontinentalsokkel. Dette skyldes at antallet brønner som bores kan justeres relativt raskt og at produksjonen kommer kort tid etter brønnen er boret og faller raskt etter kort tid. Etter et betydelig fall i forbindelse med pandemien er nå produksjonsnivåene tilbake på de høye nivåene fra før pandemiutbruddet. Det er forventet en fortsatt økning i denne produksjonen på mellomlang sikt, mens det er vesentlig større usikkerhet knyttet til produksjonsutviklingen etter 2030.

Russland har store ressurser og er den tredje største oljeprodusenten globalt. Invasjonen av Ukraina har skapt betydelig økt usikkerhet om landets fremtidige produksjonskapasitet og produksjon. Vestlige selskaper, teknologi og kapital har trukket seg ut og handelsmønstrene har endret seg betydelig. En endret produksjon fra Russland slår direkte inn i markedsbalanser og oljepriser på kort sikt og kan også påvirke situasjonen i mange år fremover.

Gitt verdens ressursbase er det grunn til å forvente at mer av oljen blir produsert utenfor vesten. Gjennom god ressursforvaltning i vestlige land kan disse landene bidra til en mer balansert oljeforsyning globalt. Dette avhenger også av at de sentrale produksjonsselskapene i vestlige land fortsetter å investere i fremtidig olje- og gassproduksjon i disse delene av verden.

Basert på ulike konsulenter og analysemiljøers forventninger om fremtidig utvikling i oljeetterspørsel og produksjon har departementet ved beregninger i denne proposisjonen lagt til grunn en forventet oljepris som beveger seg fra dagens nivå på over USD 80 pr fat til et nivå rundt USD 75 (2023-priser) på noe lenger sikt. Dette er noe høyere enn den beregningstekniske prisutviklingen som ble lagt til grunn i nasjonalbudsjettet for 2023.

Forstørr bilde

Kilde: Argus Media, Energy Aspects, Rystad Energy, S&P Global.

Det er til enhver tid usikkerhet rundt fremtidig oljepris, og usikkerheten øker over tid. I en IMF-studie5 illustreres det hvordan ulike tilnærminger til energiomlegging for å oppnå nullutslipp vil kunne ha ulik priseffekt. De har i analysen tatt utgangspunkt i etterspørselsutviklingen lagt til grunn i IEAs netto-null scenario fra 2021.

Tiltak som rettes mot tilbudssiden trekker i retning av høye oljepriser, mens etterspørselsrettede tiltak gir lavere priser. Ensidige etterspørselstiltak er modellert til å kunne gi priser rundt 20 USD/fat, mens ensidige tilbudstiltak for å nå samme mål vil kunne gi 190 USD/fat i 2030. Dette sammenlignet med den oljeprisen på 35 USD/fat i 2030 og 24 USD/fat i 2050 som IEA viser til i sine beregninger.

Hvilken pris som realiseres, avhenger av en rekke usikre forhold både på tilbuds- og etterspørselssiden. Usikkerhetene skyldes både teknologiske, markedsmessige og politiske forhold. Prisspennet i denne studien illustrerer at svært ulike prisnivåer vil være konsistent med samme fremtidig etterspørselsbane.

Forstørr bilde

Kilde: IMF World Economic Outlook April 2022 (Boer, Pescatori & Stuermer (2021); British Petroleum; IEA; Schwerhoff & Stuermer (2020); og IMFs egne kalkulasjoner); S&P Global (historisk råoljepris)

2.2 Utviklingen i gassmarkedet

Gass står for nær en fjerdedel av det totale energiforbruket både globalt og i Europa. Den globale andelen gass i total primærenergiproduksjon økte, fra 16 prosent i 2010 til 22 prosent i 2021. I tiåret frem til 2019 vokste det globale gassforbruket med nær 35 pst. Andelen gass i kraftproduksjon økte i OECD-landene fra 23 prosent til 30 prosent i samme periode.

Etterspørselsveksten var stor i store gassproduserende regioner som Nord-Amerika og Midtøsten der etterspørselen mellom 2010 og 2021 økte med hhv om lag 30 og 50 pst. Den største veksten var i Asia der veksten var på nær 60 pst. Det asiatiske gassbehovet dekkes i stor og økende grad av gassimport og da spesielt i form av LNG. Kina nær tidoblet sin import av LNG mellom 2010 og 2021. Den globale LNG-handelen økte i samme periode med nær 70 pst der den største eksportøkningen kom fra USA, Australia, Russland og Qatar.

LNG har bundet sammen gassmarkedene i Asia, Europa og USA både fysisk og prismessig. Prisen i Nord-Amerika, som er et stort og fleksibelt gassmarked med netto eksport, ligger mer stabilt og lavere enn i Asia og Europa. Dette er naturlig med tanke på at importører av LNG fra USA, i tillegg til å betale amerikansk pris for gassen, også må få dekket kostnadene knyttet til omdanning av gassen til LNG, båttransport og omdanning av LNG til gass igjen i importlandet. Typisk er det samme prisutvikling i de to store LNG-importregionene Asia og Europa. Den globale balansen og konkurransen i LNG-markedet er en av de viktigste driverne for utviklingen i europeiske gasspriser. Importprisen for LNG er typisk høyere enn produksjonskostnadene til felt, inklusive norske, som leverer gass gjennom rørledninger til Europa.

2.2.1 Verdens gassforsyning under press

Gassetterspørselen ble i langt mindre grad påvirket av pandemien enn oljemarkedet. Den globale gassetterspørselen gikk ned med under 2 pst. i 2020. Etterspørselen steg raskt igjen, spesielt i Kina, drevet av økonomisk vekst og økt aktivitet da verden gradvis åpnet opp igjen i 2021. Forbruket passerte for første gang 4000 mrd. Sm³ i 2021. Norsk produksjon utgjorde om lag 113 mrd. Sm³ av dette.

På grunn av lave investeringer i ny gass- og LNG-produksjon og eksportkapasitet noen år tilbake, samt problemer med eksisterende LNG-anlegg, kom det begrensede mengder ny gass og LNG til markedet i 2021. I 2021 var det også en kald vinter og lav kraftproduksjon fra fornybar energi i Europa og Brasil. Det var utfordringer i Kina som ga seg utslag i sterk gassetterspørsel mot slutten av 2021. Russland gjenopptok ikke salg av rørledningsgass i spotmarkedet etter at pandemien var over. Russiske rørledningsleveranser til det europeiske markedet ble noe redusert fra sommeren av og bygget heller ikke opp sine europeiske gasslagre til normalt nivå før vinteren. Dette bidro til at det var relativt lite gass på lager i hele Europa når fyringssesongen startet. Russiske leveranser av LNG har hatt en annen utvikling.

Europeiske gasspriser og asiatiske gasspriser ble nesten syvdoblet til 33 USD/MMbtu i fjerde kvartal 2021. Prisen før pandemiutbruddet, i fjerde kvartal 2019, var 4,9 USD/MMBtu.

I begynnelsen av 2022 var gassmarkedet preget av et stramt globalt LNG-marked og høye energipriser. Russlands invasjon og krigføring i Ukraina medførte stor usikkerhet hos markedsaktørene, herunder om det ville oppstå reduksjoner i energileveranser som følge av krigshandlinger, sanksjoner og eventuelle russiske mottiltak. Energikrisen i Europa eskalerte da Russland valgte å kutte i sine rørledningsgassleveranser utover i 2022.

Bortfallet av russiske gassleveranser gjennom rørledninger medførte økt LNG-etterspørsel fra Europa noe som trakk LNG-prisene oppover. Det medførte at hele gasstransportsystemet i Europa måtte tilpasse seg et helt nytt importmønster. Periodevis var europeiske gasspriser betydelig høyere enn prisen på LNG. All usikkerheten ga også utslag i store, kortsiktige prisvariasjoner/høy prisvolatilitet.

De fattigste og mest sårbare i verden har blitt spesielt hardt rammet og i følge IEAs World Energy Outlook 2022 har antall mennesker uten tilgang til moderne energi økt.

EU-landenes energisystem, -infrastruktur og -politikk har vært basert på stabil tilgang på gass i rørledninger fra Russland. Krisen har derfor hatt en særlig effekt i det europeiske gassmarkedet.

Utviklingen de siste to årene, og særlig etter Russlands invasjon og krigføring i Ukraina, har gitt økt oppmerksomhet rundt viktigheten av tilgang på sikker, rimelig og konkurransedyktig gass og annen energi. Høye energipriser har også ført til problemer for en rekke energiintensive bedrifter og industri i Europa. Høye energipriser vil kunne føre til nedlegging og utflytting av arbeidsplasser til land og regioner der kostnadene er lavere. I Europa er det en risiko for varig avindustrialisering ved at høye priser kan medføre utflytting av energiintensiv produksjon til andre deler av verden.

Den kraftige økningen i energiprisene har ført til at myndigheter i mange land har iverksatt tiltak for å skjerme husholdninger, og delvis også selskaper, fra de høye prisene. Det innføres også tiltak for å øke energiproduksjonen og redusere forbruket. IMF viser i en studie fra juli 2022 at tiltak for å skjerme husholdninger og bedrifter i flere europeiske land utgjør mer enn 1,5 pst. av BNP, noe som fremstår som lite bærekraftig over tid. Etter IMF-studien har det kommet ytterligere tiltak, blant annet en stor støttepakke i Tyskland for gass og elektrisitet.

2.2.2 Utviklingen i det europeiske gassmarkedet

EU-landene har svært lite egenproduksjon av gass. Det store Gröningen-feltet i Nederland, som har vært både en stor kilde til gass og en viktig svingprodusent i det nordvest-europeiske varmemarkedet, er besluttet nedstengt i oktober 2023. EU-landene importerer om lag 90 pst. av sitt gassforbruk.

Storbritannia er en betydelig gassprodusent, men landet bruker mye gass og rundt halvparten av gassforbruket dekkes av import. Den eneste nettoeksportør av gass i Vest-Europa er Norge.

Russland har lenge vært verdens største gasseksportør og brorparten av eksporten har vært levert gjennom rørledninger til nærområder i Europa. Russisk gass dekket før pandemien nær 40 pst. av EUs gassforbruk på om lag 400 mrd. Sm³ per år. I motsetning til olje- og LNG-eksporten kan ikke den russiske gasseksporten i vesentlig grad omrutes til andre markeder enn Europa, uten store langsiktige investeringer i ny gasstransportinfrastruktur. Det betyr at reduksjonen i russisk gasseksport ikke bare får store effekter for Europa og europeiske priser, men for alle gassregioner, fordi den samlede gasstilgangen globalt reduseres.

Russisk rørledningseksport til Europa ble redusert gjennom 2022, jf. figur 2.9. I løpet av de første fem månedene av 2022 ble det levert 55 mrd. Sm³ rørgass til EU fra Russland, 15 mrd. Sm³ lavere enn samme periode i 2021. I andre halvår 2022 ble russiske leveranser redusert ned til et svært lavt nivå. I juni ble blant annet leveransene gjennom rørledningen Nord Stream 1 redusert, før den stanset helt i september i etterkant av en eksplosjon som rammet deler av rørledningen. Denne rørledningen kan nå uansett ikke brukes til gasstransport. Fra juni og ut 2022 var rørleveransene fra Russland 62 mrd. Sm³ lavere enn året før.

Gass fra norske felt, med unntak av Snøhvit-feltet, leveres fysisk gjennom rørledninger til markedet i EU-land og til Storbritannia. Heller ikke før Russlands reduksjon av rørgassleveranser til Europa var rørledningsimportert gass fra Norge, Russland, Nord-Afrika og Aserbajdsjan nok til å dekke etterspørselen i Europa. Europa var således i økende grad avhengig av å importere gass i form av flytende, nedkjølt naturgass (LNG) fra verdensmarkedet for å møte sitt gassbehov.

Feltene på norsk kontinentalsokkel er nå største enkeltkilde for gass til Europa. Bortfallet av russiske leveranser har ført til at norsk gass har fått økt betydning og er helt kritisk for Europas gassforsyning og dermed energisikkerhet6. Dette har vært vektlagt fra ulike europeiske hold overfor norske myndigheter ved en rekke anledninger gjennom 2022. Norske gassleveranser vil være spesielt viktige for forsyningssikkerheten frem til europeisk gassinfrastruktur tilpasses det nye forsyningsmønsteret, der import av LNG erstatter russisk rørledningsgass. Denne tilpasningen er i full gang.

Forstørr bilde

Kilde: Rystad Energy

Så lenge Europa importerer LNG vil prisene i Europa, og dermed også på norsk gass, påvirkes sterkt av globale markedsforhold og globale gasspriser. Fra andre halvår 2021 har det vært en kraftig økning i gassprisene, på toppen av svært høye priser i et historisk perspektiv mot slutten av året. Bakgrunnen var både den økonomiske oppgangen etter pandemien og stort behov for gass for å få dekket energibehovet særlig i Asia, jf. figur 2.10.

Forstørr bilde

Kilde: Refinitiv Eikon

De høye prisene fortsatte i 2022 og nådde nye høyder i etterkant av Russlands invasjon av og krig i Ukraina og etter at russiske rørledningsleveranser ble redusert til et minimum i andre halvår 2022. Prisene har særlig vært høye i de regioner som er avhengig av å importere gass i form av LNG. Prisene i deler av Europa kan bli høyere enn importkostnaden for LNG hvis det eksempelvis er for lite LNG-importkapasitet og/eller flaskehalser i gassinfrastrukturen internt på kontinentet.

Europeiske kjøpere har måtte kjøpe mer LNG i 2022 for å dekke opp for noe av bortfallet av russiske rørledningsleveranser og for å fylle gasslagrene. Dette bidro til å by opp prisene på tilgjengelige LNG-laster. Gassprisen i Europa toppet seg sommeren 2022. Da var de godt over 300 euro/MWh i en kort periode i august. LNG-prisen i Asia har også vært høy, men har svingt mindre enn de europeiske prisene gjennom 2022. Prisene i USA (Henry Hub) har vært vesentlig lavere, men også svært høye i et historisk perspektiv.

Landene i Europa har i ulik grad blitt påvirket av gassknapphet og høye priser. Landene i vest og sør har stor mottakskapasitet for LNG og har historisk mottatt mindre russisk gass. Landene i nord og øst har hatt mindre LNG-kapasitet og vært mer avhengige av russisk rørledningsgass. Dette gjorde at det oppsto flaskehalser i infrastrukturen. Dette ga opphav til at det midtveis i 2022 var betydelige prisforskjeller mellom gassprisen i Nordvest-Europa (TTF) og prisen på LNG-laster globalt (LNG spot Asia), jf. figur 2.10. Land med god LNG-tilgang, som Storbritannia, Frankrike og Spania, hadde lavere gasspriser enn Tyskland og Nederland.

Bortfallet av russisk rørledningsimport og de høye gassprisene var en stor utfordring utover i 2022 for EU-landene. Disse landene sto samtidig i en kraftkrise som følge av bortfall av atomkraftproduksjon, lite vannkraftproduksjon, varmt vær og ytterligere planlagt utfasing av kullkraftverk. Energisituasjonen var alvorlig og utløste en rekke krisetiltak i EU. Flere tiltak ble satt inn rettet mot gass, se boks 2.3.

Bortfallet av gassimport gjennom russiske rørledninger i 2022 er kompensert dels gjennom økt import gjennom rørledninger fra andre land som Norge, dels gjennom å erstatte gass med oljeprodukter, dels gjennom redusert forbruk og dels ved å importere mer LNG.

Importen av LNG steg med 65 mrd. Sm³ i 2022. For å tiltrekke seg tilgjengelige LNG-laster har europeiske kjøpere måtte betale mer enn kjøpere i andre deler av verden. Denne omrutingen av LNG har således hatt direkte effekter i andre land. Det har bidratt til energimangel i utviklingsland som er avhengig av importert gass, særlig Pakistan og Bangladesh. Store vekstmarkeder for gass som India og Kina har også redusert sin LNG-import kraftig.

Norsk produksjon ble økt med 9 mrd. Sm³ fra 2021 til 2022. Om lag halvparten av dette var gjennom rørledninger, resten fra Hammerfest LNG. En større del av norske leveranser ble videre levert til kontinentet i stedet for til Storbritannia. Dette bidro indirekte til at land på kontinentet har kunnet trekke mer på LNG-importkapasitet i Storbritannia.

I en normalsituasjon er gassprisen lavere enn oljeprisen målt i energiinnhold. Dette snudde med de høye gassprisene i 2022. Brukere som hadde mulighet til å bruke billigere energi, og da særlig oljeprodukter, byttet over.

De høye gassprisene, værforholdene og tiltakene fra EU har medført lavere forbruk av gass. Høye gasspriser har gitt lavere industriproduksjon. Mildere vær enn normalt har også bidratt til redusert gassforbruk. Forbruket i 2022 var nær 15 pst. lavere enn i 2021.

Ved inngangen til 2023 var de europeiske gassprisene på det laveste nivået på 14 måneder, 80 pst. under pristoppen i august. Prisene er imidlertid fortsatt høye i historisk sammenheng.

EU-landene har det siste året iverksatt tiltak som skal redusere sårbarheten i gassforsyningen på sikt. Flere land, særlig i Nordvest-Europa, har i 2022 investert i nye mottaksanlegg for å øke importkapasiteten for LNG. Enkelte av disse er allerede i drift. Med nok importkapasitet på plass og en tilpasset infrastruktur på land vil en forvente å unngå at europeiske gasspriser periodevis blir liggende høyere enn importkostnaden for LNG.

Den økte LNG-importkapasiteten i EU-landene kan på kort sikt kun medføre en omfordeling av gass på verdensmarkedet. Dette skyldes at lite ny LNG-produksjon settes i drift de nærmeste årene. Slik omfordeling kan eksempelvis være at LNG-laster som sommeren 2022 ble sendt til Storbritannia for videre transport til kontinental-Europa gjennom rørledninger, kan losses direkte på kontinentet.

På kort sikt ventes det at historisk sett høye gasspriser fortsatt vil begrense gassetterspørsel i Europa, både gjennom mer effektiv energibruk og ved ytterligere produksjonsbegrensninger innenfor industriell og kommersiell virksomhet. Det er usikkert om etterspørselen fra industri som stenger ned i Europa vil komme tilbake, eller om den flyttes til regioner med bedre tilgang på rimelig gass og et lavere kostnadsbilde.

Høye gasspriser har også bidratt til høye kraftpriser i Europa. De høye gassprisene har kommet i tillegg til andre utfordringer i kraftmarkedet som ikke er relatert til gassmarkedet. Som et ledd i å nå sine klimamål har flere EU-land begynt å fase ut grunnlast fra kjernekraft og kullkraft i kraftsektoren og erstattet denne kapasiteten med vekst i uregulerbar energiproduksjon fra sol og vind. Dette har gjort systemet mer sårbart i perioder med lite vind/sol. Siden høsten 2021, og spesielt i løpet av 2022, har det i tillegg vært store utfordringer i europeisk kraftproduksjon. Det har vært store og lange stans i viktige atomkraftverk i Frankrike, det har vært hetebølge og regnet lite, slik at vannkraftproduksjonen har vært lav. Og det har også vært problemer med å frakte kull på elvene på grunn av lavere vannstand.

Økningen i vind- og solkraft, samt lavere energibruk som følge av høye priser, har ikke kunnet erstatte dette bortfallet. Derfor har kull- og gasskraftproduksjonen måttet øke gjennom 2022. Sammen med pristak for gass til kraft i Spania bidro dette til høy etterspørsel etter gass i kraftsektoren og ytterligere press på gassprisen. Før sommeren 2022 passerte gasskraftproduksjonen atomkraft som største kilde til kraftproduksjon, på tross av de høye gassprisene. Gass er svært viktig i den europeiske energiforsyningen også for å balansere kraftmarkedet, selv med svært høye gasspriser.

2.2.3 Norges bidrag: produsere så mye som mulig

Regjeringen har hatt nær og løpende dialog med Europakommisjonen og EU-land om markedsutviklingen gjennom 2022. Dialogen har vært basert på at Norge ikke er medlem i EU, at Norge og EU har en lang og nær tradisjon for energidialog, samt at norske felt leverer store mengder olje og gass til EU-landene og Storbritannia. De norske innspillene har vært basert på den etablerte rollefordelingen innen petroleumsvirksomheten i Norge, herunder at det er oljeselskapene som selger oljen og gassen de produserer fra sin norske feltportefølje. Staten verken har, eller skal ha, en rolle som kommersiell aktør i energimarkedene. I dialogen har norske myndigheter anbefalt at de tiltak som eventuelt iverksettes virker gjennom å avhjelpe hovedproblemet, som er mangelen på gass og gassinfrastruktur. De høye prisene er bare et symptom på denne grunnleggende mangelen. Norske myndigheter har advart EU mot tiltak som kan forverre situasjonen, eksempelvis ved å redusere forsyningen av gass til Europa eller øke forbruket.

I dialogen har norske myndigheter videre argumentert for at tiltakene som iverksettes bør bidra til at markedene fungerer mest mulig effektivt og at man må unngå omfattende tiltak som ikke er tilstrekkelig utredet. Norske myndigheter har vært opptatt av at ordninger og reguleringer i gassmarkedet bør være midlertidige og så lite inngripende i markedets funksjonsmåte som mulig. Dette er viktig fordi det vil bidra til effektive og stabile markeder over tid, som vil tjene både produsent- og forbruksland.

Norge er en energinasjon og eneste nettoeksportør av olje og gass i Europa. Norske felt står for om lag 2 pst. av verdens oljeproduksjon og 3 pst. av verdens gassproduksjon. Gassen fra norske felt dekker om lag ¼ av EU og Storbritannias årlige gassbehov. Det foregår kraftutveksling mellom Norge og flere europeiske land. Samlet norsk kraftproduksjon utgjør under 7 pst. av energiinnholdet i vår samlede olje- og gassproduksjon. Netto krafteksport er også begrenset. Det er derfor gjennom fortsatt olje- og gasseksport Norge kan bidra til å avhjelpe energikrisen Europa nå står i.

Petroleumssektoren produserte olje og gass tilsvarende om lag 2500 TWh i 2022. Mesteparten av gassen fra norske felt leveres fysisk til Storbritannia, Tyskland, Belgia, Frankrike og Danmark/Polen gjennom rørledninger. Forsyningen gjennom denne gasstransportinfrastrukturen er svært viktig for Europa, og da særlig inntil LNG-importkapasiteten er tilpasset et nytt gassimportmønster.

Endringene i oljemarkedet i etterkant av Russlands krigføring i Ukraina har videre gjort at olje fra norske felt i enda større grad enn tidligere leveres til kjøpere i Europa.

For å kunne opprettholde høye olje og gassleveranser fremover må pågående produksjon videreføres og nye ressurser settes i produksjon. Skal nye ressurser settes i produksjon må ytterligere funn bli gjort gjennom leting. Gassalget fra norsk sokkel er i all hovedsak begrenset på produksjonskapasitet og ikke av kapasiteten i gasstransportsystemet. På sikt kan en økning i eksportkapasiteten fra Barentshavet, om den realiseres, bidra til å begrense fallet i totale norske gassleveranser.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet

De høye gassprisene i Europa siden høsten 2021 har gitt gassproduserende selskaper på norsk kontinentalsokkel sterk egeninteresse av å levere så mye gass som mulig til markedet. Fra 2021 til 2022 økte norsk gassproduksjon med 9 mrd. Sm³, eller 8 pst. Denne økningen utgjør 100 TWh energi. Samlet sett var gassleveransene i 2022 på om lag 122 mrd. Sm³, noe som er svært nær rekordåret 2017, se figur 2.12.

Tiltakene som ligger bak økningen er mange og av ulik kategori. Flere felt økte sin gassproduksjon gjennom å selge gass i stedet for å injisere den for økt oljeproduksjon. Ikke-sikkerhetskritisk vedlikehold i gassleveransekjeden har blitt utsatt. I stedet for å ta ut og selge våtgassen som egne produkter har denne delen av produksjonen blitt solgt som del av rørledningsgassen. Ikke minst så kom Snøhvit-feltet/Hammerfest LNG tilbake i produksjon etter en langvarig nedstengning. Departementet har oppmuntret til og lagt til rette for flere av disse tiltakene, så lenge de har underbygget god ressursforvaltning.

Som den største petroleumsprodusenten i Europa er Norges viktigste bidrag til europeisk energisikkerhet å opprettholde de høye leveransene av gass til markedet. Uten økt norsk produksjon og eksport gjennom 2022 ville Europa stått overfor en enda verre krise og enda høyere gasspriser.

EU har blant annet i en fellesuttalelse med Norge 23. juni 2022 uttrykt støtte til at Norge utvikler nye olje- og gassressurser for å forsyne det europeiske markedet. Norsk rørledningsgass er stabil og er også svært konkurransedyktig mot andre kilder av gass til det europeiske markedet.

Europas importbehov for gass er ventet å forbli høyt det neste tiåret selv om både EU og Storbritannia har ambisjoner om å redusere gassforbruket. Egenproduksjonen av gass i Europa er ventet å falle videre slik at importbehovet vil øke, alt annet likt.

Oljedirektoratets oppdaterte produksjonsanslag for norsk kontinentalsokkel viser at det høye nivået på gassleveranser vil kunne opprettholdes de neste 4-5 årene. Deretter forventes en gradvis reduksjon i takt med at pågående produksjon reduseres, som følge av at uttømmingseffekten vil dominere ny produksjon.

En forutsetning for denne utviklingen er at aktørene i næringen fortsatt satser aktivt på økt utvinning, utbygging av påviste funn og at det gjøres nye funn som deretter kan bygges ut. Produksjonsutsiktene er nærmere omtalt i proposisjonens delkapittel 4.2.

2.2.4 Ny gassproduksjonskapasitet trengs globalt mot 2035

Gass utgjør om lag en fjerdedel av både verdens og Europas energiforbruk og har mange anvendelser. Gass brukes som fleksibel og pålitelig kraftproduksjonskilde, til matlaging og oppvarming av bygg, som industriell kilde for varme og innsatsfaktor i mange industrielle prosesser.

Gassens fleksibilitet er i mange land viktig for å balansere et stadig økende innslag av variabel, fornybar kraft i kraftsystemet. Fortsatt brukes betydelige mengder kull i verdens energisystem. I 2022 nådde kullforbruket et historisk høyt nivå og står for nær 30 pst. av verdens energibruk. Gass har bidratt sterkt til reduksjon av utslipp i regioner der gass har erstattet kull, som i Nord-Amerika, Europa og i de seneste årene flere asiatiske markeder7.

Befolkningsvekst, økonomisk vekst, gassens mange anvendelser og at den enkelt og effektivt kan erstatte kull er blant hovedårsakene til at det i de fleste prognoser legges til grunn at global gassetterspørsel vil vokse over det neste tiåret, jf. figur 2.12. Produksjonen fra eksisterende gassfelt tømmes over tid og uten kontinuerlige investeringer vil produksjonen avta over tid. Dersom det ikke investeres tilstrekkelig i ny produksjon vil effekten bli stramme markeder og høye priser. Jo lavere verdens behov for olje blir fremover, blant annet som følge av verdens arbeid med å begrense klimaendringene i tråd med Parisavtalen, vil behovet for utvikling av nye ressurser, alt annet likt, bli lavere.

Forstørr bilde

¹ Det er noe forskjell mellom hva som inkluderes i etterspørselstallet for gass av ulike analyseselskap. Etterspørselstallene fra hvert enkelt selskap er derfor indeksert til 3840 BCM i 2022, som er etterspørselstallet for 2022 fra analyselskap A.

Kilde: Energy Aspects; IEA World Energy Outlook 2022; Wood Mackenzie

Det er bred enighet blant analysemiljøerom at etterspørselsvekst er særlig ventet utenfor OECD-landene i asiatiske markeder, med Kina i spissen, dette er reflektert i anslagene for global gassetterspørsel vist i Figur 2.13. I denne del av verden er det behov for en betydelig overgang fra kull til renere energi. Gass forventes å erstatte deler av kullforbruket i kraftproduksjon og industri i land som Kina og India. Økt gassbruk i disse landene vil også bety en vekst i global etterspørsel etter LNG. Enhver økning i etterspørselen fra Kina i 2023 og årene framover fra det lave nivået i 2022 vil øke den globale konkurransen om LNG.

Importbehov for LNG i Europa forventes å forbli høyere over tid som følge av redusert forventet import av gass gjennom rørledninger fra Russland. Selv om etterspørselen etter gass i Europa ikke forventes komme tilbake til før-pandeminivå fremover, antas etterspørselsreduksjonen det neste tiåret å være mindre enn historisk import gjennom russiske rørledninger. I tillegg forventes egenproduksjonen videre redusert fremover, jf. figur 2.13.

Forstørr bilde

Kilde: S&P Global

De nærmeste årene er det begrensninger i tilgangen på ny LNG-produksjonskapasitet globalt. I siste halvdel av inneværende tiår forventes det betydelig ny produksjonskapasitet for LNG inn i markedet, jf. figur 2.14. Dette er fra prosjekter som det relativt nylig er tatt investeringsbeslutning på. Når disse prosjektene kommer i drift, vil det bidra til å gjøre LNG-markedet mindre stramt.

Forstørr bilde

Kilde: Wood Mackenzie

De høye gassprisene har siden midten av 2021 økt usikkerheten rundt veksten i global og asiatisk gassetterspørsel fremover. De fleste analysemiljøer har justert ned sine vekstforventninger noe. Gassetterspørselen ventes å synke strukturelt på lang sikt i Nord-Amerika og Europa drevet av et allerede høyt velstandsnivå, en ambisiøs klimapolitikk og vekst i fornybar energi. Utbyggingen av fornybar energi er planlagt akselerert, som en del av amerikanske Inflation Reduction Act og EUs REPowerEU-ambisjon.

Klimautfordringen vil forbli en langsiktig driver i energisystemet. Den geopolitiske tilspissingen, høye energipriser og økte levekostnader har resultert i at forsyningssikkerhet og tilgang på rimelig energi har kommet vesentlig høyere på den politiske agendaen. Hvordan disse hensynene balanseres fremover vil være viktig også for utviklingen i gassmarkedet.

Klimamålene europeiske land har satt seg og målene i Parisavtalen forutsetter også at etterspørselen etter urenset gass når en topp, og synker i framtiden. Det er imidlertid usikkert hvor høy toppen på etterspørselen blir og når den kommer, hvor raskt etterspørselen faller og hvordan tilbudssiden tilpasser seg etterspørselen. Dersom man lykkes med å erstatte kull med gass i stor skala, eller lykkes i lønnsom oppskalering av teknologi og verdikjeder for avkarbonisering av gass, kan gass ha en langvarig betydelig rolle i lavutslippssamfunnet.

Forstørr bilde

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2022

Det er påvist store gassressurser i verden. Store deler av disse ressursene ligger i områder langt fra markedet, i områder der det er kostbart og lite lønnsomt å utvikle ressursene. Etablering av infrastruktur kan være en utfordring. Noen ressurser ligger i geopolitisk vanskelige områder og noen ressurser har store utslipp ved utvinning.

Verdens gassressurser er fordelt på et begrenset antall land. De tre landene med klart størst reserver er Russland (19,9 pst.), Iran (17,1 pst.) og Qatar (13,1 pst.), jf. figur 2.15. Europa har 1,7 pst. av reservene, mens USA på sin side har 6,7 pst. Det å ha gassressurser er en nødvendig, men ikke tilstrekkelig, betingelse for å kunne bidra til å dekke verdens behov for gass fremover.

Det er ressursene som kan påvises og utvikles mest kostnadseffektivt som bør produseres først. Gass fra norsk sokkel leveres gjennom et effektivt rørledningssystem som har lavere utslipp, lavere transportavstand og er mindre utsatt for avbrudd som global skipstransport. Norsk gass har derfor en kostnadsfordel i forhold til LNG i det europeiske gassmarkedet.

Lave investeringer i ny LNG-kapasitet mot slutten av 2010-tallet gjorde at det var ventet en tilstramming av det globale LNG-markedet mot midten av 2020-tallet. Ett år inn i energikrisen er det lite ny gass i markedet utover den som allerede var planlagt før Russlands invasjon av Ukraina.

Det tar vanligvis minst tre til fire år å utvikle et nytt oppstrøms gassprosjekt eller en eksportterminal for LNG. Større økning i global LNG-forsyning er ikke forventet før i andre halvdel av 2020-tallet. Økningene som da ventes er særlig fra Qatar og USA.

Det er ventet at de høye gassprisene vil begrense den globale veksten i gassetterspørselen på mellomlang sikt. Veksten i gassetterspørselen er ventet å ta seg opp igjen fra midten av 2020-tallet, når den nye forsyningskapasiteten fra Qatar og USA kommer til markedet. En større LNG-etterspørsel de nærmeste årene trekker i retning av høyere priser og større prisvolatilitet enn hva markedet forventet før den russiske invasjonen av Ukraina.

Gassprisen er ikke direkte avhengig av nivået på etterspørselen, men av balansen mellom tilbud og etterspørsel til enhver tid og markedets forventninger til denne balansen i framtiden. Når nye LNG-prosjekter kommer i drift ventes det at prisene dempes og det ventes at gassprisene på lang sikt vil tendere mot langsiktig grensekost for marginalt tilbud i LNG-markedet, som ventes å være amerikansk produsert LNG.

Forstørr bilde

Kilde: S&P Global, Wood Mackenzie

3 Verdiskaping, statlige inntekter og sysselsetting

Petroleumssektoren er Norges største næring. Den bidrar med store inntekter og verdiskaping, samt arbeidsplasser over hele landet. Grunnlaget for inntektene og ringvirkningene er lønnsom leting, utbygging og drift på kontinentalsokkelen.

Petroleumssektoren gir store eksportinntekter til landet og statens inntekter fra sektoren har blant annet blitt brukt til å bygge opp Statens Pensjonsfond Utland. Gjennom fondet og handlingsregelen kommer inntektene også fremtidige generasjoner til gode.

Næringen er høyproduktiv og teknisk avansert og bidrar dermed til teknologioverføringer og produktivitetsimpulser til andre sektorer i økonomien. Disse ringvirkningene, og omfanget av disse, er i stor grad knyttet til forhold som er unike for petroleumsvirksomheten og er ikke tilsvarende for annen norsk industri i dag. Det kan heller ikke påregnes for annen fremtidig, industriell virksomhet.

Regjeringen vil legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv, noe som forventes fortsatt å gi store ringvirkninger fra aktiviteten på norsk kontinentalsokkel. Gjennom dette vil petroleumssektoren utvikles videre. Selv om størrelsen på sektoren etter hvert vil reduseres som følge av uttømmingseffekten, ventes det at petroleumsvirksomheten fortsatt forblir en stor og viktig næring i flere tiår. Vi kan ikke forvente at én ny enkeltnæring vil ta over som vekstmotor etter petroleumssektoren. Det skyldes at verdiskapingen fra denne sektoren er så mye større enn andre næringer i utgangspunktet.

Ved å legge til rette for et stabilt aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel av olje- og gassvirksomhet, med økt innslag av næringer som karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler, vil opparbeidet erfaring og kompetanse i næringen de siste 50 år komme til nytte fremover på best mulig måte.

I avsnitt 3.4 følges Stortingets anmodningvedtak nr 687 av 12. juni 2020 om utredning av ringvirkninger knyttet til utbyggingsprosjekter som omfattes av de midlertidige endringene i petroleumsskatten.

3.1 Petroleumsnæringen i norsk økonomi

Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Det har den vært i de siste tiårene og den forventes å være det i årene fremover. Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv.

Ved utgangen av 2022 var det 93 produserende olje- og gassfelt på norsk kontinentalsokkel – 70 i Nordsjøen, 21 i Norskehavet og 2 i Barentshavet. Disse feltene produserte totalt 232 mill. Sm³ o.e. i 2022 og bidro med rekordhøye inntekter til fellesskapet. I nysaldert budsjett 2022 ble statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i 2022 anslått til 1 316 mrd. kroner.

Petroleumsvirksomheten har de siste fem årene stått for om lag 20 pst. av Norges brutto nasjonalprodukt, noe som er klart størst av alle enkeltnæringer i Norge. Dette inkluderer ikke leverandørindustrien.

Siden oppstarten av oljeproduksjonen i 1971, har virksomheten i sum bidratt med om lag 22 000 mrd. kroner i verdiskaping målt i dagens kroneverdi. Statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i samme periode har vært om lag 11 000 mrd. 2023-kroner.

Mesteparten av petroleumsproduksjonen på norsk sokkel blir eksportert, og verdiene har de siste fem årene stått for rundt 50 pst. av total eksport. Samlet sett ble det eksportert petroleum for nesten 2 000 mrd. kroner i 2022.

Boks 3.1 Petroleumsinntektene i norsk økonomi.

Oljefondet (Statens pensjonsfond utland, (SPU)) ble etablert i 1990 for å sikre langsiktige hensyn i bruken av statens petroleumsinntekter. Første overføring av statens petroleumsinntekter til fondet var i 1996. Frem til da ble statens samlede netto kontantstrøm fra virksomheten tatt inn i statsbudsjettet løpende. Ved utgangen av 2022 var markedsverdien av fondet 12 429 mrd. kroner.

Siden 1996 har kontantstrømmen i sin helhet årlig blitt overført til SPU. Fra 1996 til og med 2022 har statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten vært over 9 500 mrd. 2023-kroner. Årlige uttak fra fondet er overført til statsbudsjettet i tråd med handlingsregelen for budsjettpolitikken. Handlingsregelen sier at bruken av fondsmidlene over tid skal følge forventet realavkastning av fondet, som er anslått til 3 pst. Noe av bakgrunnen for dette er at petroleumsressursene tilhører fellesskapet. At bruken av fondsmidlene følger av forventet realavkastning gjør at realverdien til fondet bevares, slik at statens inntekter fra utvinning av petroleumsressursene også kommer fremtidige generasjoner til gode. I tillegg legger handlingsregelen til rette for en gradvis innfasing av oljeinntektene i norsk økonomi. Figur 3.1 viser verdiutviklingen til fondet i perioden 1996-2022, inndelt på den akkumulerte avkastningen fratrukket forvaltningskostnader, oljekorrigert underskudd, valuta og tilførsel fra petroleumsvirksomheten.

Som følge av petroleumsinntektene kan befolkningen, både nåværende og fremtidige, nyte godt av et høyere offentlig utgiftsnivå og/eller et lavere skattenivå enn vi ellers ville ha hatt. Fondets markedsverdi ved utgangen av 2022 tilsvarer om lag 2,3 millioner kroner per innbygger i Norge. 3 pst. av markedsverdien utgjør 390 mrd. kroner. Fordelt likt per innbygger tilsvarer 390 mrd. kroner om lag 290 000, eller om lag 24 000 kroner i måneden, per familie på fire.

Innskuddene til SPU forventes å fortsette fremover, om enn ikke så store som i 2022. De statlige inntektene fra petroleumssektoren i 2022 vil innebære en årlig ekstra permanentinntekt på om lag 40 mrd. kroner, gitt at fondet utvikler seg i tråd med en forventet avkastning på 3 pst. De statlige petroleumsinntektene i 2022 kan altså forventes å øke handlingsrommet i budsjettet med 40 mrd. kroner hvert eneste år fremover.

Forstørr bilde

Kilde: Finansdepartementet; Norges Bank Investment Management

3.2 En høyproduktiv og innovativ næring

Petroleumssektoren er en høyproduktiv næring. Leverandørindustrien innen olje og gass er en av Norges aller største næringer, også når det gjelder eksport. Den avanserte og teknologitunge virksomheten som skjer ved utvinning av olje og gass på norsk sokkel gir store særegne muligheter for nyskaping og teknologiutvikling for aktører på fastlandet. At ressursbasen er stedbunden, at lønnsomhetspotensialet er stort ved nyvinninger som følge av at det er en grunnrentevirksomhet og at det i Norge har blitt etablert en helhetlig kjede fra universiteter til leverandørindustri og oljeselskaper, er sentrale grunner til at næringen har blitt et industrielt fyrtårn i Norge.

De samlede ringvirkningene av denne sektoren i norsk økonomi og samfunn er omfattende:

• Det er betydelige økonomiske virkninger i verdikjedene i fastlandsøkonomien, med sysselsetting som gir grunnlag for bosetning over hele landet

• Høye inntekter i petroleumsrelaterte næringer gir ekstra konsumeffekter og dermed bidrag til levedyktige lokalsamfunn

• Teknologi, kunnskaps- og kapitaltunge innovasjonsprosjekter på norsk sokkel gir grunnlag for positive læringseffekter til den tradisjonelle konkurranseutsatte fastlandsindustrien og kan gi grunnlag for utvikling av nye næringer

Samlet etterspørsel knyttet til leting, utbygging og drift på norsk kontinentalsokkel er om lag 250 mrd. kroner årlig. Dette utgjør et stort marked for norskbasert leverandørindustri. Leverandørindustrien omfatter i dag næringsaktivitet og arbeidsplasser over hele landet. At det kommer nye prosjekt oppdrag å konkurrere om er avgjørende for å opprettholde verdiskaping, kompetanse og sysselsetting i Norge.

Det er den industrielle aktiviteten på sokkelen som gir grunnlag for betydelig aktivitet i den norskbaserte leverandørindustrien. Uten et stort og solid hjemmemarked vil denne industrien ha en annen konkurransekraft. Hjemmemarkedet på norsk kontinentalsokkel er derfor viktig også for beslutninger om lokalisering av virksomheter til Norge for globale aktører i petroleumsindustrien. Aktivitetsnivået på norsk kontinentalsokkel har derfor innvirkning på den norskbaserte leverandørindustrien. Hjemmemarkedet er viktig for lokalisering av virksomheter, også de som i tillegg leverer produkter og tjenester til andre petroleumsprovinser.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet, NVE.

At leverandørindustrien til olje og gass forblir norskbasert er også viktig for utviklingen av flere næringer som kan bruke kompetansen i dagens petroleumsbaserte leverandørindustri. Eksempelvis havvind, lagring av CO₂, hydrogenproduksjon, havbruk og en mulig fremtidig havbunnsmineralnæring. Viktige næringer og særlige innsatsområder i denne sammenhengen er del av regjeringens arbeid med et grønt industriløft. Uten en fortsatt betydelig etterspørsel fra petroleumsvirksomheten står en i fare for å tape denne viktige kompetansen for landet. Etterspørselsimpulsen til fastlandet fra petroleumsvirksomheten kan ikke erstattes av andre havnæringer på kort og mellomlang sikt. Selv om etterspørselsimpulsen fra petroleumssektoren skulle halveres over tid vil den være svært stor i en nasjonal kontekst og vesentlig større enn noen andre norske industrigrener i dag. Selv relativt små utbygginger på norsk sokkel har totale investeringer som er større enn årlige investeringer i andre norske næringer.

Regjeringen vil legge til rette for et stabilt aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel av olje- og gassvirksomhet, med økt innslag av næringer knyttet til karbonfanst og -øagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler. Verdiskaping og nye arbeidsplasser kan komme i flere nye sektorer. Havvind kan bidra til både ny kraftproduksjon og bygging av en leverandørindustri for hjemmemarked og eksport, og er derfor en viktig satsing for regjeringen. Satsing på hydrogen er også viktig. For eksempel kan blått hydrogen bli en eksportvare som drar nytte av både norsk naturgass og kompetanse innen CO2-håndtering. I tillegg kan grønn skipsfart, biodrivstoff, eksisterende prosessindustri og utvikling av nye industrigrener gi muligheter. Leverandørindustrien i Norge er et godt fundament for å kunne gjennomføre en vellykket omstilling i årene som kommer, og for å ivareta arbeidsplasser og verdiskaping i hele Norge.

Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel gir grunnlag for stor sysselsetting, høy verdiskaping og store statlige inntekter fremover. Dette selv om aktiviteten på lengre sikt gradvis vil bli redusert i takt med at ressursbasen tømmes ut. I et 2040-perspektiv tilsier ressursgrunnlaget at petroleumsnæringen fortsatt vil være en stor og viktig næring, selv om virksomhetens betydning for norsk økonomi vil være mindre enn i dag. Av samlet norsk primærenergiproduksjon forventes det at olje og gass fortsatt står for størstedelen av denne både i 2030 og 2040, jf. figur 3.2.

Flere petroleumsstudier sliter med synkende søkertall. Mindre akademiske miljøer vil være mer utsatt og stå i fare for å forvitre og forsvinne. Dette vil på sikt svekke den nasjonale tilgangen på kompetanse, spesielt innen undergrunnsforståelse, og sette fremtidig utnyttelse av ressursene på norsk kontinentalsokkel i fare. Dette kan over tid virke negativt på norske arbeidstakeres mulighet for å skaffe seg arbeidsplasser innenfor sektoren. Effekten kan bli at mer utenlandsk arbeidskraft må hentes til Norge eller at bedrifter flytter dit kompetansen finnes. Et stabilt aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel er derfor viktig også for å sikre attraktive arbeidsplasser, slik at kompetanse opprettholdes og videreutvikles.

Petroleumsnæringen er syklisk, global og står overfor et bredt spekter av forretningsmuligheter. Den norskbaserte petroleumsindustrien er en del av denne globale næringen. Dette gjør at aktiviteten på norsk sokkel og i norskbaserte leverandørbedrifter kontinuerlig er i endring eller omstilling. Kjennetegn ved næringen de siste tiårene har vært fleksibilitet, innovasjons- og omstillingsevne. Petroleumsnæringen leverer avanserte, høyteknologiske løsninger og er internasjonalt konkurransedyktig. Digitale løsninger er i økende grad tatt i bruk i virksomheten og bidrar til effektive løsninger, prosesser og drift.

Internasjonalt har flere segmenter av petroleumsleverandørindustrien foretatt en reduksjon i kapasiteten de senere årene. Dette er dels en konsekvens av lavere investeringsaktivitet de siste årene. Petroleumsnæringen globalt er derfor i dag preget av en høy kapasitetsutnyttelse innen de fleste segmenter. Utsiktene for kostnadsnivået globalt i årene fremover er, i følge konsulentselskapet S&P Global, i stor grad ventet å følge en mer generell nominell prisstigning og i mindre grad som følge av høyere kapasitetsutnyttelse, jf. fig 3.3. Etter konsolideringsprosesser i den internasjonale leverandørindustrien og en viss konsentrasjon av produksjon av undervannsløsninger i land som Malaysia og Brasil, og flytende produksjonsskip (FPSO) i Sør-Korea, Singapore og Kina, vil kostnadsnivået globalt i mindre grad være påvirket av aktiviteten i enkeltregioner. For mindre prosjekter vil utbyggingsoperatører ofte basere seg på lokale verft og leverandører. Dette kan periodevis bidra til press på enkelte kostnadskomponenter, men vil samtidig også bidra til lokal aktivitet. Slik sett utfyller globale og lokale aktører til en viss grad hverandre i en syklisk næring.

Etter flere år med svake operasjonelle marginer, særlig innen leveranser av undervannsutstyr, er det nå forventinger om noe bedre marginer for leverandørindustrien de nærmeste årene. Arbeidskraftintensive kostnader, som eksempelvis engineering, er ventet å holde seg oppe globalt de nærmeste årene. Dette varierer imidlertid i noe større grad enn andre kostnadskomponenter med lokale og landspesifikke forhold.

Forstørr bilde

Kilde: S&P Global 2023

Arbeider av professorene Bjørnland og Torvik8 viser at utvikling av kapitaltunge innovasjonsprosjekter på norsk sokkel gir grunnlag for et samspill mellom leverandørnæringen og den tradisjonelle, konkurranseutsatte fastlandsindustrien. Dette skjer gjennom læringseffekter som bidrar til en bredere, mer robust og kunnskapsrik næringsstruktur – over hele landet. Disse innovasjonsprosjektene, med innsats fra en kompetansetung og norskbasert leverandørindustri, bidrar til økt produktivitet i fastlandsnæringene. Dette er et særpreg ved petroleumsvirksomheten som ikke vil være så sterkt ved mer marginpregede industrier, som eksempelvis havvind og hydrogenproduksjon. En nærmere omtale av disse forholdene fremgår av Meld. St. 11 (2022–2023).

Dette kommer i tillegg til mer direkte teknologioverføringer fra petroleumsvirksomheten. Slik teknologioverføring skjer basert på løsninger utviklet innen petroleumssektoren som viser seg å ha anvendelse direkte eller indirekte både i annen industri, i romfart, medisin og til fornybar energiproduksjon.

3.3 Leting, utbygging og drift gir store ringvirkninger

De samlede investeringene i petroleumssektoren (ink. lete- og avslutningskostnader) har de senere årene stått for om lag én femtedel av totale investeringer i produksjonskapital i Norge. Det er ingen annen næring i Norge som kan måle seg med dette. Etterspørselen fra leting, utbygging og drift og nedstenging på norsk sokkel utgjør et stort og viktig marked for norskbasert næringsliv. Samtidig er investeringene i petroleumsvirksomheten betydelig lavere enn i toppårene 2013 og 2014, jf. figur 3.4.

Investeringer i eksisterende felt og nye utbygginger er en viktig og syklisk del av etterspørselen som skapes fra petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. Siden 2013 har flere større utbyggingsprosjekter blitt ferdigstilt uten at disse fullt ut har blitt erstattet av tilsvarende nye prosjekter. Dette er hovedårsaken til nedgangen i investeringsnivået på sokkelen det siste tiåret, men også tiltak for å redusere utbyggingskostnadene har bidratt.

Aktivitetsnivået forventes å fortsette relativt stabilt fra dagens nivå de neste fem årene, blant annet som følge av at det er tatt investeringsbeslutninger for flere prosjekter i 2021 og 2022.

Ved starten av 2023 pågikk det 15 utbyggingsprosjekter på norsk sokkel, hvorav 10 i Nordsjøen, 4 i Norskehavet og 1 i Barentshavet. Pågående og nye utbygginger danner grunnlag for store investeringer, økonomisk aktivitet og sysselsetting de neste årene.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet

Petroleumsvirksomheten skal komme hele landet til gode. En del av dette er å oppnå ringvirkninger på land gjennom at norskbaserte leverandører kan være med å konkurrere om oppdrag i forbindelse med leting, utbygging og drift.

Da må lønnsomme funn og økt utvinningstiltak gjennomføres av rettighetshaverne. I forbindelse med planleggingen av nye, selvstendige feltutbygginger forutsettes det at operatøren legger til rette for positive lokale og regionale ringvirkninger når det er mulig. Operatøren bør i en tidlig fase analysere lokal kompetanse, kapasitet, arbeidskraftbehov og kompetansehevende tiltak når de vurderer behovet for varer og tjenester i utbyggings- og driftsperioden. Dette er spesielt viktig ved nye selvstendige utbygginger utenfor Nord-Norge, særlig i den mer langvarige driftsfasen hvor lokalt næringsliv vil kunne ha et robust marked.

Utvinning av olje og gass foregår til havs på kontinentalsokkelen og gir grunnlag for en betydelig verdiskaping nasjonalt. Verdiskapingen fra aktiviteten i de ulike havområdene er analysert av Menon (2023). Analysen viser at det største bidraget til denne verdiskapingen skjer i havområdet utenfor Vestland. Bidraget til verdiskapingen fra aktiviteten i havområdet utenfor Nord-Norge er også betydelig, jf. figur 3.5. Petroleumsnæringen er en næring med tydelig distriktsprofil. De direkte sysselsatte knyttet til aktiviteten på kontinentalsokkelen har bosted i 330 kommuner over hele landet og bidrar dermed til gode skatteinntekter for sine respektive bostedskommuner

Forstørr bilde

Kilde: Menon Economics 2023

I 2021 var om lag 204 000 sysselsatte knyttet til petroleumsnæringen med bosted over hele landet, hvorav om lag 169 000 er knyttet til aktiviteten på kontinentalsokkelen, en oppjustering av tidligere anslag, og om lag 35 000 er knyttet til eksport til den internasjonale petroleumsindustrien. Dette er fordelt på rundt 25 000 sysselsatte hos operatørene, 90 000 sysselsatte i den spesialiserte leverandørnæringen og 89 000 sysselsatte i resterende ringvirkningseffekter (Menon Economics 2023). Dette utgjør rundt 10 prosent av all privat sysselsetting i Norge og er om lag uendret fra tidligere anslag. Statistisk sentralbyrå har beregnet at 156 100 sysselsatte var knyttet til norsk petroleumsutvinning i 2021 (SSB, Rapporter 2022/49). Noe av forklaringen på ulike estimater er at SSB baserer seg på midlertidige nasjonalregnskapstall for 2021, mens Menon Economics bruker innrapporterte regnskaper.

De direkte ansatte knyttet til utvinning av olje og gass inkl. tjenesteyting har i gjennomsnitt en månedslønn som ligger 50 pst. over gjennomsnittet for alle fastlandsnæringene (Menon Economics, 2022). Stillinger i olje- og gassnæringen lønnes gjennomgående betydelig bedre enn tilsvarende stillinger i andre næringer (Menon Economics, 2022).

Statistisk sentralbyrå har utarbeidet en sentralitetsindeks for alle kommuner. Indeksen gir uttrykk for hvor mange servicefunksjoner og arbeidsplasser de som bor i hver enkelt grunnkrets kan nå med bil i løpet av 90 min. Indeksen er delt inn i 6 nivåer med nivå 1 med de mest sentrale kommunene og nivå 6 med de minst sentrale kommuner. En svakhet ved indeksen er at den ikke tar hensyn til den betydelige pendlingen fra hele landet som olje- og gassaktiviteten på kontinentalsokkelen gir mulighet til. Menon Economics (2023) har inkludert og fordelt de direkte sysselsatte knyttet til aktiviteten på kontinentalsokkelen etter sentralitet, basert på samme metodikk med unntak av kravet om 90 minutters kjøretid. Analysen illustrerer at petroleumsnæringen har en tydelig distriktsprofil med en sterk lønnsevne, som kommer lokalsamfunn til gode, jf. figur 3.6. Figuren illustrerer gjennomsnittlig lønn per sysselsatt basert på fordeling av sysselsatte på bosted (sentralitet 05 og 06) etter næring med nasjonale lønnsdata for de ulike næringene. Gjennom muligheten for pendling kan direkte sysselsatte i petroleumsnæringen være bosatt over hele landet, bidra til sine lokalsamfunn med en sterk lønnsevne og til samlet verdiskaping i petroleumsnæringen.

Forstørr bilde

Kilde: Menon Economics 2023

3.4 Ringvirkninger fra utbygginger omfattet av midlertidige skatteendringer

12. juni 2020 fattet Stortinget følgende vedtak (nr. 687): «Stortinget ber regjeringen sørge for at ringvirkninger på fastlandet utredes ved nye utbygginger, og gjennomføre en evaluering av lokale, regionale og netto nasjonale ringvirkninger/sysselsetting ved nye prosjekter som omfattes av de midlertidige endringene i petroleumsskatten, samt bruk av null- og lavutslippsteknologi, og legge dette frem for Stortinget i en vurdering i løpet av første halvår 2023.»

Dokumentene som ligger til grunn for vedtaket er Prop. 113 L (2019–2020) Midlertidige endringer i petroleumsskatteloven og Innst. 351 L (2019–2020). Olje- og energidepartementet viste i departementets Prop. 1 S (2020–2021) til at det ville sørge for at ringvirkninger er relevant utredet ved nye utbygginger, jf. veileder til plan for utbygging og drift/plan for anlegg og drift. Den etterspurte evalueringen av lokale, regionale og netto nasjonale ringvirkninger/sysselsetting ved nye prosjekter som omfattes av de midlertidige reglene i petroleumsskatten legges frem i dette delkapittelet.

Menon Economics har på oppdrag for Olje- og energidepartementet utarbeidet en rapport (Menon Economics Rapport nr. 10/2023) som viser beregninger av forventede ringvirkninger av investeringsprosjekter som antas å bli omfattet av de midlertidige petroleumsskattereglene. Menon har gjennomført beregningene i samarbeid med Wittemann EPC, kombinert med en spørreundersøkelse til operatørene der de har rapportert hovedleverandører innenfor ulike kategorier.

Prosjektene som ble vedtatt i perioden 2020-2022 gir i følge denne rapporten investeringer på om lag 440 milliarder kroner, der om lag 290 milliarder kroner ventes å rette seg mot norske aktører. Investeringene er beregnet å gi grunnlag for et arbeidskraftbehov på om lag 158 000 årsverk i perioden fra 2020 til 2029. Om lag 88 200 av disse årsverkene knytter seg til de spesialiserte petroleumsleverandørene som leverer direkte til investeringsprosjektene. Om lag 70 100 årsverk er indirekte effekter som knytter seg til deres leverandører og underleverandører i resten av verdikjeden.

Menon peker på at det er betydelig usikkerhet knyttet til dette estimatet for årsverk, med et usikkerhetsspenn mellom 139 000 og 168 000 årsverk. Ulike forutsetninger knyttet til importandeler og produktivitet er en hovedårsak til usikkerheten.

Årsverkene fordeler seg over alle næringene i norsk næringsliv, men med et særlig tyngdepunkt i industrien og tjenesteleverandørene. Hovedeffekten på sysselsetting er i perioden 2023-2026, jf. figur 3.7. Basert på spørreundersøkelsen til operatørene som dekker i overkant av 80 pst. av investeringene, estimerer Menon den gjennomsnittlige importandelen for investeringene i alle prosjektene til 1/3. De tre største kostnadskategoriene er boring, undervannsutstyr og plattformdekk, hvor plattformdekk har den høyeste norskandelen på 85 pst.

Investeringene omfatter også utbyggingsprosjekter med null- og lavutslippsteknologi. Flere av prosjektene innebærer omlegging til drift med kraft fra land og dermed betydelige utslippsreduksjoner på disse feltene. Dette gjelder Oseberg, Troll B og C, Sleipner Øst, Draugen, Njord og landanlegget Hammerfest LNG. I tillegg vil de nye utbyggingene Yggdrasil og Fenris/Valhall ha kraft fra land. Unngåtte utslipp knyttet til produksjonen på norsk kontinentalsokkel som en følge av disse kraft fra land-prosjektene er av operatørene beregnet til over 2 mill. tonn CO₂ per år.

Forstørr bilde

Kilde: Menon Economics 2023

Driftsfasen medfører også etterspørsel etter arbeidskraft med betydelige ringvirkninger. Menon anslår at operatørene vil få økte driftskostnader på om lag 166 mrd. kroner knyttet til prosjekter som er omfattet av de midlertidige skattereglene. Kostnadene fordeler seg mellom nye prosjekter og levetidsforlengelser av eksisterende prosjekter. Av disse anslås at rundt 143 mrd. kroner vil rettes mot norske aktører. Dette utgjør en etterspørsel etter arbeidskraft tilsvarende rundt 66 000 årsverk i driftsfasen av prosjektene. Den sysselsatte arbeidskraften fordeler seg over hele landet, hvor ringvirkningene særlig kommer i kommuner og regioner som har et stort innslag av leverandørindustri. Anslått arbeidskraftbehov fra driftsfasen er størst i perioden 2027-2037.

Prosjektene som er omfattet av de midlertidige skattereglene vil bidra til aktivitet i flere næringer i Norge, jf. figur 3.8. Virkningen er størst for «industri»-kategorien. Denne kategorien er bred og vil ofte være hovedleverandør til store utbygginger. Fordelingen av virkninger på næringer er veldig lik det som fremkommer i de nasjonale tallene for ringvirkninger av petroleumsvirksomheten. Sysselsatt arbeidskraft fordeler seg over hele landet, men er sterkest langs kysten og rundt Oslofjorden.

Arbeidskraftbehovet på enkelte eller flere av prosjektene er gjort offentlig av operatørene i konsekvensutredningene. Summen av disse virker å være høyere enn Menons anslag. Dokumentasjon på operatørenes anslag i disse prosjektene har ikke vært tilgjengelig for Menon, og det har derfor vært vanskelig å sammenligne tallene. I mange av disse resultatene blir imidlertid årsverkene summert for både investerings- og driftsfasen. I tillegg kan det i noen tilfeller være lagt til grunn noen forholdstall, eksempelvis for produktivitet, som er lavere enn det Menon bruker, noe som automatisk vil føre til høyere sysselsettingsbehov. Menons anslag kan derfor være noe konservative, siden operatørene vil sitte på data som ikke er tilgjengelig.

Forstørr bilde

Kilde: Menon Economics 2023

En forutsetning for å opprettholde verdiskaping, kompetanse og sysselsetting i den norskbaserte petroleumsvirksomheten de neste årene er at det kommer nye oppdrag å konkurrere om på norsk sokkel. Dette er kompetanse som er avgjørende for at denne industrien skal kunne fortsette å være en drivkraft for innovasjon, teknologiutvikling og læringsoverføring til resten av fastlandsøkonomien og samtidig lykkes i å skape verdier i den globale energiomleggingen.

Det er umulig å fastslå med sikkerhet hva aktivitetsnivået på sokkelen ville vært uten de midlertidige reglene i petroleumsskatten. Det er imidlertid ingen tvil om at reglene har bidratt til at flere utbyggingsprosjekter har blitt videreført og gjennomført i henhold til timeplanene etablert før pandemien slo til over hele verden.

Økte olje- og gasspriser fra de svært lave nivåene i 2020 har også gradvis understøttet til aktivitetsnivået, etterhvert som forventninger om fremtidige priser har økt og usikkerhet har avtatt. Prosjektene som er omfattet av de midlertidige skattereglene gir nå store oppdrag til norsk leverandørindustri. Uten utsiktene til disse oppdragene som nå er eller i nær fremtid kommer ut i markedet ville en risikert nedbygging av leverandørindustrien, med tilhørende tap av kompetanse og industriell kapasitet. De midlertidige petroleumsskattereglene har sammen med endringene i forventningene til markedssituasjonen bidratt til å redusere risikoen for dette, noe som var hovedmålet med tiltaket Stortinget vedtok i 2020. Uten de midlertidige skatteendringene ville utviklingen i næringen gjennom 2020 og 2021 sett helt annerledes ut.

4 Langsiktig produksjon med lave utslipp

Regjeringen vil at norsk petroleumsindustri skal utvikles og vil legge til rette for et stabilt aktivitetsnivå på norsk sokkel, med økt innslag av næringer knyttet til karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler. Ringvirkninger på land skal komme hele landet til gode. Konsesjonssystemet skal ligge fast. Det skal fortsatt gis tillatelser til å lete etter olje og gass i nye områder. Arealtilgangen skal fortsatt styres slik at hensynet til fornybare næringer, klima og miljø veier tungt. Samtidig skal utslippene fra olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel ned.

Regjeringen vil legge vekt på at norsk petroleumsvirksomhet fortsatt skal være verdensledende innen helse, miljø og sikkerhet og foregå i god sameksistens med andre næringer på havet. Sikkerhet og beredskap mot villede hendelser er en prioritert oppgave både for aktørene i næringen og staten, sett i lys av det endrede internasjonale risikobildet.

Petroleumspolitikken er utformet slik at den gjør det interessant for selskapene å utnytte de samfunnsøkonomisk lønnsomme forretningsmulighetene som finnes innenfor norsk petroleumsvirksomhet. Petroleumsvirksomheten er kapitalintensiv og langsiktig. Det er derfor viktig at rammene for virksomheten er helhetlige, klare, forutsigbare og stabile over tid for at målene i petroleumspolitikken skal nås.

Regjeringen vil legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv gjennom å videreføre en stabil og forutsigbar petroleumspolitikk, der næringen har insentiver til å produsere sikkert og med lave utslipp av klimagasser. På denne måten vil petroleumsaktiviteten på norsk kontinentalsokkel videreutvikles og bidra til verdiskaping, statlige inntekter og sysselsetting. Det er også avgjørende for at Norge skal være en stabil og langsiktig eksportør av olje og gass, og dermed bidra til europeisk forsyningssikkerhet og til å dekke verdens energibehov.

4.1 En stadig mer moden ressursbase

En forutsetning for fremtidig produksjon er at tilstrekkelige ressurser blir påvist gjennom leting, at funn bygges ut, samt at ressursene kan utvinnes lønnsomt fra eksisterende felt eller fremtidige utbygginger.

For at oljeselskaper skal drive leting, utbygging og drift i et område på norsk kontinentalsokkel må området være åpnet for petroleumsvirksomhet. Med unntak av det sørøstlige området i Barentshavet har alle tilgjengelige letearealer i Norge vært åpne for leting i minst 29 år. Områdene i Nordsjøen har vært tilgjengelig lengst – snart 60 år. Areal i Norskehavet og Barentshavet ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1980.

Oljedirektoratet anslår regelmessig de forventede utvinnbare petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel og kategoriserer disse etter modenhet. Anslagene er basert på informasjon fra rettighetshaverne og direktoratets egne vurderinger. Ressursanslaget for uoppdagede ressurser inkluderer områder som per i dag ikke er tilgjengelige for petroleumsvirksomhet.

Av de påviste ressursene er 69 pst. produsert siden starten i 1971. De øvrige påviste ressursene er knyttet til eksisterende felt eller ikke-utbygde funn. Av de gjenværende påviste ressursene er 71 pst. reserver i feltene, mens 29 pst. er ikke-utbygde funn og fremtidige antatte økt utvinningstiltak i feltene.

De totale gjenværende ressursene i åpnet areal er om lag 6 mrd. Sm³ o.e. fordelt på ca. 50 pst. væske og gass. Av disse forventes rundt to tredjedeler å ligge i produserende felt eller funn.

Den resterende tredjedelen utgjør de forventede uoppdagede ressursene. Oljedirektoratets estimat for uoppdagede ressurser bygger på kjent kunnskap om undergrunnen. Det er ikke mulig å kjenne det faktiske omfanget av ressursene uten at det blir gjennomført leteboring. Det vil alltid være usikkerhet knyttet til ressursestimatene – særlig stor vil usikkerheten være for områder med begrenset letehistorikk hvor informasjonsgrunnlaget er knapt.

De utvinnbare ressursene kan vise seg å være både større og mindre enn Oljedirektoratets forventningsanslag. I de åpne områdene er det anslått at det er 90 pst. sikkert at utvinnbare ressurser er minst 4,2 mrd. Sm³ o.e., mens det er 10 pst. sannsynlighet for at ressursene er over 8,4 mrd. Sm³ o.e.

I tillegg forventes det å være betydelige ressurser i ikke-åpnede områder. Her er usikkerheten om ressursgrunnlaget enda større fordi en har lite informasjon om undergrunnen. Tar en også hensyn til de ikke-åpnede områdene er den samlede forventningsverdien for gjenværende ressurser 7,5 mrd. Sm³ o.e., med et usikkerhetsspenn mellom 5,5 og 10,3.

4.2 Produksjonsutsiktene

Norsk petroleumsproduksjonshistorie kan deles inn i flere faser. De første 25 årene var en oppbyggingsperiode for oljeproduksjonen. Da veksten i oljeproduksjonen stanset opp midt på 1990-tallet startet samtidig en sterk oppbygging av norsk gassproduksjon. Tredoblingen i gassproduksjon i tjueårsperioden fra 1996 ble i stor grad motsvart av en reduksjon i oljeproduksjonen, som følge av at produksjon fra nye oljeutbygginger ikke var stor nok til å kompensere for produksjonsfallet i de store feltene som gradvis ble tømt ut. I perioden 1996 til 2022 var produksjonen på det man kan kalle platåintervallet for norsk produksjon: 213-264 mill. Sm³ oljeekvivalenter (o.e.) per år. Nivået i 2022 var på 232 mill. Sm³ o.e.

Med dagens planer og prosjekter forventes produksjonen fra norsk sokkel å være på et høyt nivå det neste tiåret, jf. figur 4.1. De midlertidige endringene i petroleumsskatten har bidratt til å få felt bygget ut og satt i drift. Deretter forventes det raskt å gå raskt nedover, med mindre det blir gjort nye store funn som bygges ut.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet (2023)

Produksjonen fra eksisterende felt faller i takt med uttømming og trykkfall i reservoarene. For enkeltfelt kan investeringer som boring av produksjonsbrønner og lavtrykksproduksjon bremse dette fallet, og andre ressurser i nærheten av eksisterende plattformer kan knyttes til og forlenge produksjonen. For kontinentalsokkelen som helhet er det behov for store investeringer både i lønnsomme tiltak for økt utvinning på eksisterende felt og utvikling av nye, lønnsomme felt dersom et raskt fall i produksjonen skal unngås.

I perioden 2020-2022 ble det besluttet mange nye utbyggingsprosjekter. Disse prosjektene vil bidra til å bremse det underliggende produksjonsfallet det neste tiåret. Uten nye lønnsomme utbygginger fremover forventes det et raskt fall i produksjonen mot 2030 og forbi. Nye, store lønnsomme funn er avgjørende dersom produksjonsfallet skal bremses utover i tid.

Anslag for aktivitetsnivået på sokkelen fremover, eksempelvis produksjon- og investeringsanslag, er beheftet med betydelig usikkerhet. Fremtidige leteresultater vil være avgjørende for aktivitetsnivået på lang sikt, sammen med en rekke andre faktorer. Det innebærer at usikkerheten knyttet til blant annet framtidig produksjon øker betydelig utover i tid.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet (2023)

Med dagens produksjonsnivå vil de forventede utvinnbare ressursene bli hentet opp relativt raskt. Med dagens produksjonsnivå forventes nær 40 pst. av de gjenværende ressursene i åpnet areal, eller vel 60 pst. av de påviste ressursene, å bli produsert det neste tiåret. Produksjonen det neste tiåret forventes bli om lag på samme nivå som på de foregående tre tiårene.

Om 10 år vil om lag 75 pst. av ressursene være hentet opp og vi går inn i en periode med gradvis avtrapping av produksjonen, jf. figur 4.2. Produksjonen på 2030-tallet og deretter forventes å bli vesentlig lavere enn i platåperioden 1990-2030, fordi det ikke er tilstrekkelige ressurser i åpnet, tilgjengelig areal til å opprettholde en like høy produksjon.

I takt med at ressursbasen på sokkelen tømmes ut forventes det at tilhørende aktivitetsnivå og etterspørselsimpuls til fastlandet avtar gradvis. Samtidig vil de fortsatt være større enn det alle andre industrier er i dag i mange år fremover, fordi petroleumssektorens impuls reduseres fra et svært høyt nivå.

Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Regjeringen vil utvikle norsk petroleumsnæring. Energimarkedene er i stor endring både på kort og lang sikt. Norsk petroleumsnæring, som en teknologitung og høykompetent næring, er godt rustet til å håndtere endringene vi står overfor. Regjeringen ønsker et stabilt aktivitetsnivå på norsk sokkel, med økt innslag av nye næringer knyttet til karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler.

Regjeringen vil:

• Legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv gjennom å videreføre en stabil og forutsigbar petroleumspolitikk

• Fortsette å utvikle petroleumspolitikken. Legge til rette for at norsk sokkel fortsatt skal være en stabil og langsiktig leverandør av olje og gass til Europa i en krevende tid

• Legge til rette for et stabilt aktivitetsnivå på norsk sokkel av olje- og gassvirksomhet, med økt innslag av næringer knyttet til karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler

4.2.1 De midlertidige skatteendringene har levert

I første kvartal 2020 gikk verden inn i en unntakstilstand da Covid-19-pandemien slo til for fullt. I store deler av verden ble det innført strenge restriksjoner som la kraftige begrensninger på økonomisk aktivitet, særlig reisevirksomhet. Dermed stupte blant annet transportbehovet globalt, og oljeprisen gikk kraftig ned. Daværende regjering gjennomførte, ut fra norske interesser, kutt i oljeproduksjonen på norske felt for å bidra til å stabilisere oljemarkedet og dermed sikre norsk verdiskaping og arbeidsplasser. Samtidig kuttet OPEC+-landene betydelig i sin produksjon.

Utviklingen i etterkant av den globale nedstengningen skapte stor usikkerhet om fremtiden for hele næringslivet. Som følge av lavere løpende inntekter og stor usikkerhet om utviklingen fremover måtte oljeselskapene kutte pengebruken, og fleksibiliteten var begrenset. Et av de få tilgjengelige innsparingstiltakene som kunne monne var å stanse arbeidet med prosjekter som ikke var igangsatt. Den type stans får direkte virkninger for leverandørindustrien som mister muligheten til å konkurrere om forventede oppdrag knyttet til planlegging og gjennomføring av nye utbyggingsprosjekter.

Leverandørindustrien er svært viktig, ikke bare for mange lokalsamfunn rundt omkring i Norge, men også for landet. For sysselsetting, verdiskaping, teknologiutvikling og industriutvikling. Sentrale deler av denne industrien driver med utvikling og gjennomføring av feltutbygginger. De trenger en jevn strøm av utbyggingsoppdrag å konkurrere om.

Effekten for leverandørindustrien ved stans i planleggingsarbeidet for nye utbygginger ville bli at oppdrag de forventet de neste årene ble skjøvet ut i tid. En lengre periode uten aktivitet ved sentrale anlegg ville kunne inntreffe. Det medførte blant annet en umiddelbar usikkerhet knyttet til videre aktivitet ved enkeltverft. Produksjonen ved verftet i Sandnessjøen ble besluttet avviklet. Det var massepermitteringer i næringen og også andre sentrale anlegg stod i fare for å bli nedlagt.

Med dette bakteppet tok Stortinget grep og vedtok i juni 2020 midlertidige endringer i petroleumsskatteloven, jf. Prop. 113 L (2019–2020) og Innst. 351 L (2019–2020). Formålet var å legge til rette for at oljeselskapene kunne videreføre arbeidet med planlagte investeringsprosjekter på tross av midlertidige likviditets- og finansieringsutfordringer og økt usikkerhet om utviklingen fremover på grunn av pandemien og dens effekter i energimarkedene.

Stortinget fattet samtidig flere anmodningsvedtak. Regjeringen ble blant annet bedt om, i løpet av første halvår 2023, å legge frem for Stortinget en vurdering av lokale, regionale og netto nasjonale ringvirkninger/sysselsetting ved nye prosjekter som omfattes av de midlertidige endringene i petroleumsskatten, samt bruk av null- og lavutslippsteknologi. Dette anmodningsvedtaket utkvitteres i proposisjonens delkapittel 3.4.

Uten de midlertidige skattereglene og med en vedvarende markedssituasjon som under pandemien, ville investeringsaktiviteten på norsk sokkel blitt lavere enn forventet før pandemien, som følge av utsettelser av planlagte investeringsprosjekter. Utsettelser kunne økt risikoen for nedleggelser og konkurser i leverandørindustrien.

En slik utvikling skjedde ikke. De pågående investeringsbeslutningene ble ikke satt på vent i lengre tid eller lagt i skuffen. Dette skyldes delvis de midlertidige reglene, men også at olje- og gassprisene etter hvert økte fra de svært lave nivåene i 2020. De økte prisene gjorde også at forventningene om fremtidige priser økte og at usikkerheten om fremtiden avtok. Ikke alle prosjekter som har gjennomført et planleggingsløp, har blitt besluttet. Dette skyldes at den videre modningen av prosjektene hos selskapene ga de informasjon som medførte at prosjektene ble stanset.

At arbeidet med prosjektene ble videreført, speiles i dag ved at de sentrale leverandørbedriftene de neste årene har store oppdrag knyttet til disse utbyggingene. De midlertidige skattereglene har bidratt til dette, noe som var hensikten.

Samlet forventet produksjon fra utbyggingsprosjekter som er besluttet i perioden 2020-2022 er betydelig, jf. figur 4.1. Enkelte av prosjektene er allerede satt i produksjon. Etter hvert som det kommer produksjon fra flere utbygginger så vil samlet produksjon fra prosjektene øke frem mot en topp på rundt 49 mill. Sm³ o.e. i 2028/29. I løpet av de neste ti årene er størstedelen av den forventede produksjonen fra denne prosjektporteføljen realisert. I 2035 er disse prosjektene ventet å produsere samlet om lag 23 mill. Sm³ o.e.

Disse utbyggingsprosjektene vil således gi et viktig bidrag til å opprettholde høy og stabil produksjon fra norsk sokkel i en tid hvor leveranser av olje og gass aldri har vært viktigere for Norge og Europa. Dette er en positiv bieffekt ved de midlertidige skattetiltakene overfor næringen. Feltutbygginger besluttet under de midlertidige skattereglene har god forventet lønnsomhet basert på rettighetshavernes forutsetninger i utbyggingsplanene. Balanseprisen, det vil si den prisen som gjør at prosjektet gir en forventet realavkastning på 7 pst. før skatt, varierer fra prosjekt til prosjekt, men alle feltutbyggingene har en balansepris som er langt under dagens priser. Videre har prosjektene gjennomgående kort forventet tilbakebetalingstid. Feltutbyggingene har robust økonomi og forventes å bli lønnsomme selv om olje- og gassprisene på lengre sikt skulle falle.

I del 3 og 4 er lønnsomheten for utbyggingene Yggdrasil-området, Valhall og Fenris nærmere beskrevet.

4.2.2 Ytterligere potensial i felt- og funnporteføljen

Oljedirektoratet forventer en betydelig samlet produksjon fra ytterligere tiltak på eksisterende felt og utbygging av funn i dagens funnportefølje, jf. figur 4.1.

I de ulike rettighetshavergruppene arbeides det med en rekke tiltak for økt utvinning fra eksisterende felt. I ressursregnskapet for 2022 inngår 140 konkrete, men ikke besluttede, prosjekter for økt olje- og gassproduksjon. Prosjekter for økt utvinning som dominerer er i hovedsak utvinningsbrønner (brønner) både i antall prosjekt og i volum; rundt 106 mill. Sm³ o.e. Øvrige prosjekt som ventes å kunne bidra til økt utvinning er senfaseproduksjon (om lag 27 mill. Sm³ o.e.) og lavtrykksproduksjon (om lag 46 mill. Sm³). Det er identifisert få tiltak der nyere, avanserte utvinningsmetoder benyttes for å øke utvinningen (om lag 10 mill. Sm³). I tillegg inngår videreutviklingsprosjekter som kan bidra til å forlenge levetiden på felt, da særlig ved innfasing av nye funn (nesten 32 mill. Sm³).

Departementet er opptatt av at rettighetshaverne på felt i drift viderefører aktiviteten slik at mest mulig av de lønnsomme ressursene i feltene blir utnyttet. Samtidig skal det legges til rette for tredjepartsbruk der det er aktuelt.

Ved utgangen av 2022 var det 79 funn på norsk sokkel som rettighetshaverne vurderer å bygge ut. Funnene utgjør 471 mill. Sm³ o.e., fordelt på 241 mill. Sm³ væske og 230 mrd. Sm³ gass. Sju funn er i planleggingsfasen for utvinning. Disse utgjør om lag 20 pst. av ressursene i funnporteføljen. For de fleste av funnene i porteføljen er tilknytning mot eksisterende infrastruktur den mest sannsynlige utbyggingsløsningen.

De to største funnene i funnporteføljen er 7324/8-1 (Wisting) i Barentshavet og 6406/9-1 (Linnorm) i Norskehavet. Wisting består i hovedsak av olje, mens gass utgjør mesteparten av Linnorm. Disse to funnene utgjør 100 mill. Sm³ o.e., eller 21 pst., av det samlede ressursestimatet for funnporteføljen. De respektive rettighetshavergruppene arbeider med utbygging av disse funnene.

For alle funn legger departementet til grunn at rettighetshaverne arbeider aktivt med å etablere gode, lønnsomme utbyggingsløsninger.

4.2.3 Nye funn

Målsettingen for letepolitikken er å gjøre nye funn som er nødvendig for å sikre et jevnt aktivitetsnivå, høyest mulig verdiskaping og statlige inntekter på mellomlang og lang sikt. For at produksjonsnivået skal kunne opprettholdes over tid, er det en nødvendig forutsetning at det gjøres lønnsomme funn regelmessig.

Jevn tilførsel av prospektivt leteareal er derfor viktig for å opprettholde både leteaktiviteten og den langsiktige verdiskapingen fra norsk sokkel. Store deler av produksjonen fram i tid vil komme fra funn som ennå ikke er påvist. Produksjonen på sokkelen vil avta relativt raskt etter 2030, med mindre det gjøres nye, større funn som kan bygges ut.

Norsk sokkel er i en moden fase. Det innebærer at store deler av de åpnede delene av sokkelen har vært tilgjengelig for leting, nå er utforsket i tiår og nå er omfattet av konsesjonsrunden «Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO)».

Antall tildelinger gjennom konsesjonsrundene er på et høyt nivå historisk sett. Trenden de siste årene er imidlertid at det har vært færre tildelinger etter runden med høyest tildeling – TFO 2018. I den seneste TFO-runden, TFO 2022, ble det tildelt 47 nye utvinningstillatelser til 25 selskaper. Ressurspotensialet i et areal, og dermed i en tillatelse, vil være størst i en tidlig utforskningsfase. Retningsmessig vil derfor forventet påviste, utvinnbare ressurser per tillatelse bli redusert over tid i et åpnet, tilgjengelig areal. Begge disse trendene tilsier lavere forventede, påviste ressurser fra nye tildelinger fremover. Analyser gjort av Oljedirektoratet viser at letingen på norsk kontinentalsokkel de siste 20 årene har vært lønnsom, jf. boks 4.1.

Boks 4.1 Leting skaper store verdier

Oljedirektoratet har analysert lønnsomheten av leting etter olje og gass de siste 20 årene. Konklusjonen er at leting har vært lønnsomt i alle havområder og tilført samfunnet store verdier. Samlet netto nåverdi fra leting de siste 20 årene er anslått til å være om lag 1 500 mrd. kroner med 7 pst. diskonteringsrate og 2 100 mrd. kroner med 4 pst. diskonteringsrate. Samlet netto kontantstrøm er anslått til over 3000 mrd. kroner.

Beregningene viser at letevirksomheten har vært lønnsom i alle havområder. Om lag to tredjedeler av de samlede inntektene fra funn gjort de siste 20 årene er fra Nordsjøen, mens om lag en tredjedel fordeles omtrent likt mellom Norskehavet og Barentshavet.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet

Direktoratet har også beregnet hvilken avkastning hver krone investert i leting på norsk sokkel de siste 20 årene har gitt. Beregningen viser en meravkastning på om lag 2,40 kroner per letekrone. Tilsvarende tall for hhv. de siste 10 og 5 årene er 1,10 og 1,60 kroner tilbake i meravkastning. Dette er verdier ut over sju prosent avkastning, noe som innebærer at leting i perioden har gitt en betydelig forventet ekstragevinst utover et normalt avkastningskrav.

Regjeringen har sendt et forslag til utlysning av TFO 2023 på offentlig høring. Det foreslås at det legges til 92 blokker til TFO-området. Regjeringen tar sikte på utlysning første halvår 2023 med søknadsfrist i tredje kvartal, og tildeling første kvartal 2024, i tråd med etablert praksis. TFO-rundene gjennomføres i tråd med det etablerte årshjulet for rundene.

Leteaktiviteten har vært jevnt høy over mange år, med et noe lavere antall letebrønner de siste tre årene enn foregående år. 32 letebrønner ble avsluttet i fjor, av disse var 28 undersøkelsesbrønner. De resulterte i 11 funn, hvorav flere er mindre enn forventet før boringen startet. Ressurstilveksten er derfor lavere enn de tre foregående årene. Rettighetshaverne vil nå arbeide videre med disse funnene for å avklare om de kan bygges ut.

I 2023 forventes det at leteaktiviteten øker. Prognosene tilsier at det totale antall letebrønner for inneværende år vil havne på mellom 40 og 45 letebrønner, noe som er en betydelig oppgang fra 2022.

Regjeringen vil:

• Videreføre konsesjonssystemet. Det skal fortsatt gis tillatelser til å lete etter olje og gass i nye områder. Tildeling av nye utvinningstillatelser skal hovedsakelig skje gjennom forutsigbar tilgang på leteareal gjennom tildeling i allerede forhåndsdefinerte områder (TFO)

4.2.4 Infrastruktur – et nødvendig verktøy

Gasstransportsystemet på norsk sokkel omfatter om lag 8 800 km med rørledninger, tre store prosessanlegg i Norge og 6 mottaksterminaler i EU og Storbritannia. Systemet har høy regularitet og gir stor fleksibilitet for brukerne i valg av landingspunkt for gassen, ut fra rådende markedsforhold. Det er lave kostnader ved å transportere gass gjennom systemet, noe som innebærer et betydelig konkurransefortrinn for norsk gass. Nesten alle gassproduserende felt på norsk sokkel er avhengige av systemet for å få avsetning for gassen.

Myndighetene regulerer adgang til systemet og sikrer tilgang til kapasitet for alle med behov, til rimelige vilkår. Gassco er operatør for systemet og har blant annet roller som nøytral kapasitetsadministrator og arkitekt for videreutvikling av systemet. Gasscos arkitektrolle omfatter alle aktuelle eksportløsninger for gass.

Gassco har over tid studert muligheter for og konsekvenser av å eventuelt øke gasseksportkapasiteten ut fra Barentshavet. Denne er i dag begrenset av kapasiteten på Hammerfest LNG, som er fullt utnyttet i mer enn 20 år basert på produksjonen fra Snøhvit-feltet. Uten ny eksportkapasitet vil derfor gassressursene i Barentshavet utenom Snøhvit-feltet være innelåst i lang tid.

Alternativer for økt kapasitet som har vært utredet omfatter både tilkobling til rørsystemet til Europa og økt LNG-eksportkapasitet. Nylig har gasseksport i form av ammoniakk produsert fra gass med CO₂-lagring blitt lansert som en tredje mulighet. Det har til nå vist seg krevende å etablere en lønnsom måte å øke gasseksportkapasiteten på.

En økning i eksportkapasitet vil gi muligheter for å akselerere produksjon av gass fra feltene i området, gjøre det mulig å bygge ut mindre gassfunn i årene framover og gjøre det mer attraktivt å lete, fordi utsiktene til lønnsom utbygging og produksjon kan bli bedre. Som arkitekt for gasstransportsystemet vil Gassco vurdere de ulike løsningene opp mot hverandre.

Eksisterende feltinfrastruktur er også viktig for utnyttelsen av ressursene i nærheten av infrastrukturen. De fleste nye feltutbygginger på norsk sokkel knytter seg til eksisterende feltinfrastruktur og sparer dermed store investeringer i nye plattformer og prosesseringskapasitet. For mange små felt er dette avgjørende for å få økonomi i utbyggingen. Det er viktig å ikke fase ut infrastruktur for tidlig. Dersom en plattform stenges ned, kan det bety at ressurser i området er tapt for alltid.

Tilgang til feltinfrastruktur og øvrig infrastruktur på sokkelen utenom gasstransportsystemet er regulert i en egen forskrift om tredjepartsbruk (TPA-forskriften). Formålet er å oppnå effektiv bruk av innretningene for å sikre rettighetshavere gode insentiver til lete- og utvinningsvirksomhet ut fra hensynet til god ressursforvaltning. Ansvaret for å forhandle frem gode løsninger ligger fortsatt hos selskapene, men uenigheter kan bringes inn til departementet for avgjørelse.

Regjeringen vil:

• Videreføre en effektiv infrastrukturregulering gjennom TPA-forskriften og gasstransportreguleringen

• Videreføre Gassco sin arkitektrolle, herunder vurdering av mulige samfunnsøkonomisk lønnsomme økninger av gasstransportkapasiteten ut fra Barentshavet

4.3 Produksjon med stadig lavere utslipp

For å redusere klimagassutslippene fra petroleumssektoren har det i flere tiår vært brukt sterke virkemidler. CO₂-avgift og kvoteplikt er hovedvirkemidlene. CO₂-avgift ble innført i 1991 og i dag er om lag 95 pst. av utslippene fra sektoren omfattet av EUs kvotesystem. Fakling har aldri vært en akseptabel gassløsning ved utbygginger i Norge. Det er krav om bruk av beste tilgjengelige teknologi. Kraft fra land og andre aktuelle utslippsreduserende tiltak, som karbonfangst og -lagring og havvind, skal vurderes ved alle nye utbygginger eller større ombygginger.

Regjeringen har ambisiøse målsetninger for utslippsreduksjoner i næringen og skal i samarbeid med næringen jobbe for at utslippene fra olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel kuttes med 50 prosent innen 2030 og til netto null i 2050 sammenlignet med 2005-nivå.9

Utslippskostnaden i petroleumssektoren er vesentlig høyere enn i annen kvotepliktig industri, både i Norge og i andre land som deltar i EUs kvotemarked. Den er også høyere enn kostnaden olje- og gassutvinning i andre land står overfor. I 2023 er CO₂-avgiften for petroleumsvirksomheten på 761 kroner per tonn for naturgass som brennes. Den samlede utslippskostnaden for kvotepliktige utslipp på norsk sokkel er vel 1726 kroner10 per tonn CO₂.

De høye utslippskostnadene, som har økt over tid, gir selskapene som opererer på norsk sokkel en sterk egeninteresse i å redusere sine utslipp av CO₂ fra produksjonen, gjennom å gjøre utslippsreduserende tiltak mer bedriftsøkonomisk lønnsomt. I Hurdalsplattformen skriver regjeringen at den gradvis vil øke CO₂-avgiften på sokkelen. Dette vil bli vurdert i de årlige budsjettene. De gjennomsnittlige utslippene på norsk sokkel ligger vesentlig lavere per produsert enhet enn gjennomsnittet i andre olje- og gassproduserende regioner, jf. figur 4.3.

Forstørr bilde

¹ «Nordvest-Europa» er Nordvest-Europa utenom Norge.

Kilde: Rystad Energy

De totale utslippene fra norsk petroleumsvirksomhet er på vei ned og er per 2021 redusert med om lag 19 pst. siden 2015. Utslippene fra olje- og gassnæringen i 2021 var på 12 mill. tonn CO₂-ekvivalenter. Utslippene omfatter alle faste og flytende innretninger på kontinentalsokkelen, samt tilhørende landanlegg.

Hovedkildene til utslipp til luft er forbrenning av naturgass og diesel i turbiner og motorer, for drift av innretningene. Gassturbiner står for om lag 85 pst. av utslippene. I tillegg kommer fakling av naturgass av sikkerhetsmessige årsaker. Det er også noe direkte utslipp til atmosfæren (kaldventilering og lekkasjer) og direkte utslipp fra oljelasting og brønntesting. Fordelingen mellom kildene har ikke endret seg særlig fra 2005 til 2022.

Selskapene arbeider kontinuerlig med å redusere sine utslipp og tilhørende utslippskostnader. Kraft fra land er den løsningen som kan redusere utslippene betydelig på sokkelnivå fram mot 2030. Den eneste realistiske mulighet for å få ned utslippene på et felt like mye før 2030 fremstår i dag å være nedlegging av lønnsom infrastruktur og produksjon. Energieffektivisering, redusert fakling og direktekoblede havvindanlegg kan også bidra til utslippsreduksjoner.

Tiltak som karbonfangst- og lagring (CCS), varmekraft, hydrogen/ammoniakk og brenselsceller fremstår ikke nå som realistiske løsninger for å redusere utslippene på innretningene i stor grad fram mot 2030. Disse tiltakene er i dag umodne til bruk offshore, og det vil kreve vesentlige forbedringer i teknologisk modenhet og kostnader før tiltakene ev. kan forventes å bidra med vesentlige utslippsreduksjoner. Det er generelt krevende med tiltak på innretninger til havs på grunn av forhold som høye tomtekostnader, ombyggingskostnader, plassmangel og hensyn til sikker drift. Denne type løsninger kan dog være aktuelle for enkelte utslippskilder i et lengre perspektiv mot 2050.

Det er ventet at utslippene fra petroleumsvirksomheten vil gå ned frem mot 2030. De siste anslagene fra Oljedirektoratet viser at utslippene frem mot 2030 kan bli redusert noe raskere enn det som ble presentert i Prop. 1 S (2022–2023) Olje- og energidepartementet. De oppdaterte utslippsframskrivingene viser at utslippene i 2030 kan bli om lag 35 pst. lavere enn i 2005. Forventet utslippsreduksjon skyldes i vesentlig grad mer bruk av kraft fra land. En 50 pst. reduksjon av utslippene ventes midt på 2030-tallet som følge av at felt tømmes ut og tilhørende innretninger stenges ned. Departementet vil følge utslippsutviklingen nøye fremover og vil i 2024 gi en bredere gjennomgang av utslippsutviklingen, jf. Prop. 1 S (2022–2023). Utslippsutviklingen omtales også årlig i regjeringens klimastatus- og plan.

Rammene for gjennomføring av utslippsreduserende tiltak i petroleumsvirksomheten, som drift med kraft fra land, er samfunnets verdsetting av utslippsreduksjoner gjennom summen av EUs kvotepris og CO₂-avgift. Høye utslippskostnader, sammen med selskapenes egne mål om utslippskutt og politiske ambisjoner om fremtidig utslippsnivå fra sektoren, gjør at selskapene arbeider aktivt for å redusere utslippene fra sin produksjon. Selskapene vil også, særlig ved nye utbygginger med lang produksjonshorisont, måtte vurdere en eventuell politisk risiko for godkjenning av prosjektet ved ikke å etablere en utbyggingsløsning med lave produksjonsutslipp.

Nye felt som knytter seg til nettet på land, trenger godkjent utbyggingsplan etter petroleumsloven. Prosjektets tilknytningsløsning, dvs. nettanleggene mellom feltene og nettet på land som muliggjør prosjektets kraft fra land-løsning, trenger normalt konsesjon etter energiloven og havenergiloven. Dette med mindre feltet tilknyttes via et eksisterende nettanlegg på sokkelen. Godkjenning av utbyggingsplan, inkludert kraft fra land som energiløsning, og eventuelle omsøkte tilknytningsløsninger, vurderes etter regelverkene fra sak til sak. Kostnadene og konsekvensene varierer fra prosjekt til prosjekt.

En avgjørende del av utbyggingen av et felt med kraft fra land er at selskapene får avklart om det er ledig kapasitet i kraftnettet fra riktig tidspunkt. Nettselskapene plikter etter energiloven å tilby tilgang til nettet (tilknytningsplikt), dersom det er driftsmessig forsvarlig.

Tilknytningsplikten sikrer at forbruk har rett til tilknytning også når det ikke er ledig kapasitet i eksisterende nett. Tilknytningsplikten gjelder for alle med anleggskonsesjon for nettanlegg, og pålegger disse aktørene å søke konsesjon for, og investere i nettanlegg for å tilknytte nye kunder med den kapasiteten de har behov for. Alle prosjekter som er villig til å bære kostnadene knyttet til anleggsbidrag får i utgangspunktet nettilknytning, men det kan være fra et senere tidspunkt enn det aktøren som skal tilknytte seg ønsker. Energilovens bestemmelser åpner for å dispensere fra tilknytningsplikten for uttakskunder i ekstraordinære tilfeller. Det følger av Ot.prp. nr. 62 (2008–2009) at «Departementet har med ekstraordinære tilfeller tenkt på situasjoner der tilknytning av forbruk vil være ekstremt krevende for kraftsystemet med hensyn til kostnader og tid eller kraftbalansen regionalt eller nasjonalt. Adgangen til å få unntak fra tilknytningsplikten for forbruk er ment å være en sikkerhetsventil som kan komme til anvendelse i helt spesielle situasjoner». Terskelen for dette er svært høy og denne adgangen har aldri blitt benyttet.

Det er knapphet på nettkapasitet i store deler av landet, og det står mange kunder i tilknytningskø. Samtidig tar det lang tid å planlegge og etablere nye nettanlegg. Det er stor variasjon i modenhet og realisme i de ulike planene. Ved konsesjonsbehandling etter energiloven behandles nettiltak som legger til rette for en tilknytning av kraft fra land-prosjekter, likt nettiltak som tilrettelegger for tilknytning av andre typer forbruk.

All etablering av nytt forbruk vil ha innvirkning på kraftprisene. Virkningene vil avhenge av størrelse på kraftuttaket og kraftsituasjonen i det området tilknytningen skjer, men vil også variere over ulike deler av året og mellom ulike værår. Over tid vil effekten avhenge av forholdet mellom tilgjengelig kraftproduksjon og forbruk i det aktuelle området, så vel som tilgangen på overføringskapasitet til andre områder.

Plattformer på norsk sokkel som drives helt eller delvis med kraft fra land er (oppstartsår for kraftleveranser i parentes): Troll A (1996), Gjøa (2010) Valhall (2013), Goliat (2016), Johan Sverdrup I (2019), Martin Linge (2021) og Johan Sverdrup II, Edvard Grieg, Gina Krog og Sleipner Øst (alle 2022, «områdeløsning Utsirahøyden»). Satellitt-felt knyttet til disse plattformene utnytter energiløsningen plattformene har. I tillegg er landanleggene på Kårstø, Kollsnes, Nyhamna (inkl. Ormen lange) og Hammerfest LNG (inkl Snøhvit) koblet til nettet og drives helt eller delvis med kraft derfra.

Totalt drives 20 felt helt eller delvis med kraft fra land. Unngåtte årlige utslipp fra produksjonen ved disse er anslått til mer enn 3,2 mill. tonn CO₂. Kraftforbruket til disse feltene er spredt i ulike områder av landet. De siste årene har kraftforbruket i petroleumssektoren økt med 4 TWh. NVE anslår at det totale kraftforbruket i petroleumssektoren i 2023 vil være om lag 10 TWh, og anslår at kraftforbruket i petroleumssektoren vil øke med om lag 5 TWh fram til 2030.

Omlegging av kraftløsningen på Troll- og Osebergfeltene ble godkjent i 2022 og er under utbygging. Disse prosjektene skal settes i drift rundt midten av 2020-tallet.

Rettighetshaverne har tatt investeringsbeslutning på feltutbyggingen Yggdrasil. I tillegg er det tatt beslutning om en ny plattform på Valhall-feltet som allerede har kraft fra land, samt utbygging av Fenris-feltet som skal knyttes opp mot denne nye plattformen. Begge disse feltene bygges ut med kraft fra land. Disse utbyggingene er omtalt i del 3 og 4 i denne proposisjonen.

Rettighetshaverne på feltene Draugen/Njord11 og Snøhvit har besluttet en omlegging fra drift med gassturbiner til bruk/økt bruk av kraft fra nettet. De to prosjektene utgjør samlet sett et kraftbehov på 3,6 TWh per år eller 490 MW, men inngår i ulike prisområder for kraft. Draugen/Njord er foreslått tilknyttet prisområde NO3 (Midt-Norge) og Snøhvit/Hammerfest LNG er foreslått tilknyttet prisområde NO4 (Nord-Norge). Midt-Norge er et prisområdet som i dag har et lite kraftunderskudd, mens Nord-Norge har kraftoverskudd. Disse sakene er til behandling i departementet.

Andre prosjekter som i 2022 har vært modnet frem mot investeringsbeslutning er kraft fra nettet til gassanlegget på Kårstø (0,3 mill. tonn CO₂-reduksjon) og havvindturbiner direkte koblet til feltene Brage og Ekofisk. Disse prosjektene ble ikke besluttet gjennomført av rettighetshaverne på grunn av høye tiltakskostnader.

Det flytende havvindanlegget Hywind Tampen ble satt i drift i 2022 og forsyner delvis de eksisterende plattformene på feltene Gullfaks og Snorre med kraft. Utslippsreduksjonen til havs med denne løsningen er langt lavere enn med kraft fra land. En slik delvis forsyning av havvind var mulig på disse plattformene fordi de allerede har full energiløsning med gassturbiner som beholdes. Innretninger i petroleumsvirksomheten trenger stabil og kontinuerlig energiforsyning, og kan derfor ikke drives med havvind alene. Dersom en innretning skal forsynes med havvind må den også ha en annen fullverdig energiløsning på innretningen, f.eks. gassturbiner eller tilknytning til kraftnettet på land. Doble løsninger vil være mer kostbare.

Regjeringen har en ambisjon om å tildele areal til 30 GW havvind innen 2040. Havvind kan på noe sikt gi kraftproduksjon som kan legge til rette for økte kraftforbruk i Norge. Slik sett kan havvindsatsingen over tid gi grunnlag for ytterligere bruk av kraft fra land på sokkelen, men havvind vil ikke bidra til økt produksjonskapasitet de nærmeste årene.

4.4 Utredningsplikten – brutto og netto klimagassutslipp fra norsk olje og gass

Olje- og energidepartementet justerte høsten 2021 saksbehandlingen knyttet til søknader om godkjenning av planer for utbygging og drift (PUD). Dette ble gjort etter en vurdering av premissene i plenumsdommen fra Høyesterett 22. desember 2020 om hvorvidt tildeling av nye utvinningstillatelser i Barentshavet i 23. konsesjonsrunde var ugyldig som følge av brudd på Grl. § 11212. Dommen ga staten medhold i at vedtaket var gyldig.

Høyesterett viste i dommen til at det er bred nasjonal og internasjonal enighet om at klimaet er i endring som følge av menneskeskapte klimagassutslipp, og at disse klimaendringene kan få alvorlige konsekvenser for livet på jorda. Høyesterett påpekte i dommen at Grl. § 112 ikke verner generelt mot handlinger og virkninger utenfor riket. Dersom virksomheter i utlandet som norske myndigheter har direkte innvirkning på eller kan sette inn tiltak mot, gjør skade i Norge, må dette likevel kunne trekkes inn ved anvendelsen av Grl. § 112. Som eksempel nevner Høyesterett forbrenning av norskprodusert olje eller gass i utlandet, når dette medfører skade i Norge. Høyesterett viste i dommen til at det ikke er tvil om at globale utslipp også vil ramme Norge.

Norge har tatt i bruk omfattende virkemidler for å redusere utslippene av klimagasser. Over 80 prosent av klimagassutslippene i Norge er dekket av sektorovergripende økonomiske virkemidler i form av kvoteplikt og CO₂-avgift. Disse virkemidlene bidrar til at produksjon og forbruk vris i en mer klimavennlig retning. I tillegg til kvoter og avgifter brukes direkte regulering, standarder, avtaler, subsidier til utslippsreduserende tiltak, herunder støtte til forskning og teknologiutvikling og ulike informasjonsvirkemidler. For å ytterligere bidra til globale utslippsreduksjoner søker Norge å redusere utslippene ikke bare fra Norge, men også fra andre land. Dette gjøres gjennom konkrete tiltak i bistands- og klimasamarbeidet. Det følger av dommen fra Høyesterett at helheten i klimapolitikken er viktig ved vurderinger opp mot Grunnloven § 112.

Stortinget har ved flere anledninger tatt stilling til forslag om hel eller delvis utfasing av norsk petroleumsvirksomhet på bakgrunn av de globale CO₂-utslippene. Stortinget har også tatt stilling til forslag om ikke å godkjenne nye utbyggingsplaner de har blitt forelagt på grunn av globale CO₂-utslipp. Alle slike forslag har blitt stemt ned av et bredt politisk flertall.

Det er de samlede utslippene av klimagasser i verden, inkludert utslipp fra Norge, som påvirker den globale oppvarmingen. Utslippene globalt fra bruk av olje og gass utgjør om lag 40 pst. av utslippene. Norske felt dekker i dag om lag 2-3 pst. av verdens behov for olje og gass. Våre påviste ressurser, som antas å bli utvunnet ved fremtidige nye utbygginger og ytterligere økt utvinningstiltak er begrensede, og tilsvarer henholdsvis 1,5 og 1,2 måneder av verdensforbruket for gass og væske. Inkluderes også antatte uoppdagede ressurser i åpnet areal er ressursene i størrelsesorden nok til å dekke henholdsvis 4,7 og 3,2 måneder med dagens globale forbruk.

Det er usikkert om nye utbyggingsprosjekter på norsk sokkel bidrar til økte, uendrede eller lavere globale nettoutslipp; altså hvis en også tar hensyn til annenordenseffekter i energimarkedene av økt ressursutvinning i Norge. Dette temaet er vurdert av ulike fagmiljøer som har kommet frem til ulike anslag på nettoeffektene. Alle slike beregninger er naturlig nok basert på en rekke diskutable og usikre forutsetninger. Uansett vil nettoeffekten på de globale utslippene være svært liten i et globalt perspektiv, og alltid mindre enn bruttoutslippene.

At forbrenning av olje og gass produsert på norsk sokkel vil medføre CO₂-utslipp har vært allment kjent i lang tid og har vært en tydelig del av debatten om norsk petroleums- og klimapolitikk i mange år. Dette har derfor også vært en viktig del av bakteppet for departementets gjennomføring av den petroleumspolitikken Stortinget har fastlagt. Departementet har imidlertid ikke tidligere gjort konkrete beregninger og vurderinger av forbrenningsutslipp ved sin behandling av enkeltsøknader om godkjenning av plan for utbygging og drift.

Saksbehandlingen som er etablert betyr at det gjøres eksplisitte og konkrete beregninger og vurderinger av brutto og netto klimagassutslipp som del av behandlingen av PUD, jf. Meld. St. 11 (2021–2022) Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020–2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser13. Dette kommer i tillegg til de mer generelle vurderingene av klimagassutslipp som har vært gjort i lang tid ved utformingen av norsk petroleums- og klimapolitikk.

Departementets beregninger av klimagassutslipp er tilpasset størrelsen på de forventede utvinnbare ressursene i den aktuelle utbyggingen. Departementet gjør beregninger av brutto forbrenningsutslipp med utgangspunkt i publiserte utslippsfaktorer (SSB) og forventede utvinnbare ressurser. Hvis ressursene er større enn 30 mill. Sm³ oljeekvivalenter, gjøres det også anslag av mulige netto klimagassutslipp. Departementets nettoberegninger baserer seg på tilgjengelige, eksterne, publiserte analyser som foreligger. Disse vurderingene synliggjøres ved vedtak om godkjenning av PUD, jf. Meld. St. 11 (2021–2022).

Departementet gjør vurderinger og beregninger av brutto forbrenningsutslipp og netto klimagassutslipp ved behandling av utbyggingsplaner. Den viktigste grunnen til dette er, som Høyesterett også understreker, at slike forbrenningsutslipp i utlandet er et generelt utslag av norsk petroleumsvirksomhet og -politikk. Videre er nettoeffekten av klimagassutslipp fra petroleumsvirksomheten komplisert og omstridt, siden den er knyttet til det globale markedet og konkurransesituasjonen for olje og gass. Det er derfor behov for en samordnet, helhetlig og konsistent tilnærming til spørsmålet, noe som sikres best ved at departementet foretar slike beregninger og vurderinger. Disse vurderingene skiller seg følgelig fra de konsekvensutredninger som rettighetshaverne er pålagt å gjøre i forbindelse med spesifikke utbygginger av olje- og gassfelt. Når det gjelder vurderinger av produksjonsutslipp er det allerede et krav at dette skal inngå i konsekvensutredninger for spesifikke utbygginger. I denne proposisjonen blir utbyggingsplanene knyttet til Yggdrasil, Valhall og Fenris forelagt Stortinget før endelig sluttbehandling i departementet. I disse saksfremleggene inngår departementets beregninger og vurderinger av brutto og netto klimagassutslipp opp mot Grunnlovens § 112, jf. proposisjonens del 3 og 4.

Beregninger og vurderinger i saksfremleggene er blant annet gjort på grunnlag av en oppdatert, ekstern utredning av netto utslippseffekter som departementet har fått utarbeidet. Rapporten «Netto klimagassutslipp fra økt olje- og gassproduksjon på norsk sokkel» er utarbeidet av Rystad Energy og er gjort offentlig tilgjengelig.

Departementet har videre benyttet utredningen som grunnlag for å anslå forventede nettoutslipp av alle utbyggingsprosjektene som er omfattet av de midlertidige endringene i petroleumsskattesystemet. Beregningene viser at de globale klimagassutslippene vil kunne reduseres med om lag 257 mill. tonn CO₂-ekv. eller i gjennomsnitt 14 mill. tonn CO₂-ekv/år i prosjektenes forventede produksjonsperiode. Samlede globale utslipp av klimagasser var i 2019 52,4 mrd. tonn CO₂-ekv.14

Det er usikkerhet knyttet til beregninger av netto klimagassutslipp fra olje og gass utvunnet fra norsk kontinentalsokkel. Resultatene fra Rystads faglige utredning er, som alle slike analyser, en forenkling av komplekse markeder og sammenhenger. Slike analyser er basert på ulike forutsetninger som gir ulike konklusjoner om globale utslippseffekter av endret norsk petroleumsproduksjon. Formålet med utredningen er å sikre et oppdatert faglig grunnlag knyttet til netto klimagassutslipp. Dette vil inngå i beregninger og vurderinger av klimagassutslipp ved myndighetsbehandling av nye utbygginger.

Utredningen er gjort offentlig tilgjengelig og departementet har mottatt enkelte faglige innspill. I tillegg har Vista Analyse gjennomført en utredning av samme tematikk.15 Departmentet mener innspillene bidrar til å synliggjøre usikkerhet som er forbundet med beregninger av netto klimagassutslipp, og dermed om nye utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel bidrar til økte, uendrede eller lavere globale nettoutslipp. Selv om det tas hensyn til usikkerhet i beregningene vil nettoeffekten være liten i et globalt perspektiv, og betydelig lavere enn brutto forbrenningsutslipp.16

Departementet vil også fremover følge opp Høyesteretts dom og oppfylle utredningsplikten ved godkjenning av nye utbygginger ved å vurdere klimavirkninger av produksjons- og forbrenningsutslipp ved behandlingen av alle nye planer for utbygging og drift, og synliggjøre slike vurderinger ved vedtak knyttet til slike planer. Grunnlaget for beregningene er offentlig kjent og tilgjengelig.17 Når departementet mottar en utbyggingsplan, offentliggjøres dette av departementet med informasjon om forventede utvinnbare ressurser slik at alle kan gjøre beregninger av klimagassutslipp også før det fattes vedtak.

4.5 Kommersiell CO₂-lagring på norsk sokkel

CO₂-håndtering omfatter både fangst, transport, bruk eller lagring av CO₂. Regjeringen har en bred politikk for å fremme CO₂-håndtering som et klimatiltak som kan bidra til å nå temperaturmålet i Parisavtalen. Denne proposisjonen omhandler myndighetenes arbeid med tildeling av lagringsareal og reguleringsregimet rundt dette.

Tildeling av areal som kan brukes til CO₂-lagring er en forutsetning for karbonfangst og -lagring.

Fangst, transport og lagring av CO₂ (CCS) er fortsatt i en tidlig fase. Ifølge næringsaktører er utvikling og etablering av kompliserte verdikjeder med mye infrastruktur avgjørende for å lykkes.

Norske myndigheter vil legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom lagring av CO₂ på norsk sokkel. Selskaper som har den nødvendige kompetansen og som har konkrete, industrielle planer som medfører et lagringsbehov på kommersielt grunnlag kan søke Olje- og energidepartementet om en tillatelse tilpasset virksomhetens behov. Undersøkelse og leting etter undersjøiske reservoarer for lagring av CO₂, samt utnyttelse, transport og lagring av CO₂ i slike reservoarer på norsk kontinentalsokkel er regulert i forskrift 5. desember 2014 nr. 1517 (lagringsforskriften). Søknad om tillatelse til lagring av CO₂ i geologiske formasjoner er i tillegg regulert i forurensningsforskriften kapittel 35.

2022 ble året hvor industrielle aktører for alvor viste interesse for CO₂-lagring på norsk sokkel. Før 2022 var det kun tildelt én tillatelse etter lagringsforskriften, til Northern Lights som en del av Langskip-prosjektet, mens det ved utgangen av 2022 var det tildelt tre letetillatelser basert på kommersiell interesse. Hittil i 2023 har det vært søknadsfrist på ytterligere to arealer som har vært utlyst. I tillegg har flere selskaper vært i kontakt med departementet for å få utlyst ytterligere areal for lagring av CO₂.

Siden lagring av CO₂ er en næring under utvikling i Norge, er det mulig at ikke alle letetillatelser resulterer i utbygging og senere injeksjon av CO₂ for permanent lagring. Vilkår som rettighetshaverne blir pålagt ved tildeling av letetillatelser etter lagringsforskriften sikrer rask og effektiv modning av tildelt arealer frem mot investeringsbeslutning i og realisering av CO₂-lager eller tilbakelevering.

Det er aktører som har planer om storskala hydrogenproduksjon i Norge basert på gass fra felt på norsk kontinentalsokkel. En utfordring for at dette skal kunne realiseres er lønnsomheten i slik produksjon. Gassprodusentene på norsk kontinentalsokkel kan enten fortsatt å selge sin gass i markedet eller bruke den til å produsere hydrogen med tilhørende CO₂-håndtering. For at slik hydrogenproduksjon skal være lønnsomt må betalingsviljen i det europeiske markedet for slik hydrogen være så høy at den dekker både markedsprisen for den gassen som brukes i hydrogenproduksjon, kostnaden ved å konvertere gass til hydrogen, kostnaden ved CO₂-håndtering og kostnaden ved transport av hydrogen fra Norge. I tillegg vil denne type industrielle anlegg være avhengige av langsiktig føde, i form av gass. Dette betinger således betydelig norsk gassproduksjon i tiår fremover.

4.5.1 Tildeling av tillatelser i henhold til lagringsforskriften

Lagringsforskriften regulerer utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO₂ og transport av CO₂ på kontinentalsokkelen. Selskaper som skal drive virksomhet som nevnt trenger tillatelse etter lagringsforskriften. Petroleumstilsynet har fastsatt forskrift om sikkerhet og arbeidsmiljø ved slik transport og injeksjon av CO₂.

Søknader etter lagringsforskriften behandles etter en åpen dør-politikk. Dette gir en rask tildelingsprosess, jf. Meld. St. 11 (2022–2023). Den eller de aktørene som ønsker en tillatelse etter lagringsforskriften, søker på det tidspunkt de selv mener det foreligger et tilstrekkelig godt grunnlag for å søke om tillatelse. Innkomne søknader blir fortløpende vurdert. Dersom en søknad gir et godt grunnlag for tildeling, vil det området staten vurderer som aktuelt utlyses med en passende søknadsfrist for tildeling av en letetillatelse. Gjennom utlysningsprosessen sikres det at lagringsforskriftens krav om at tildeling skal skje på «objektive, publiserte og ikke-diskriminerende kriterier» blir oppfylt. Det gir også andre aktuelle selskaper anledning til å søke på det utlyste området. Som varslet i Meld. St. 9 (2022-2023) vil regjeringen gjennomgå relevant eksisterende lovverk for å påse at hensyn til nasjonal sikkerhet inngår som vurderingskriterium der det er aktuelt.

Fremover vil departementet på egnet måte offentliggjøre hvor det er mottatt en søknad om utlysning av areal for lagring av CO₂. Dette vil legge til rette for en bedre prosess knyttet til ev. utlysning av områder som ulike aktører har under vurdering.

Enhver søker må dokumentere at tildeling av en ny tillatelse er en nødvendig forutsetning for gjennomføring og/eller videreutvikling av konkrete, samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekt(er) for fangst, transport og lagring av CO₂. I tillegg må det dokumenteres en tilstrekkelig geologisk forståelse for området, slik at det sannsynliggjøres at området kan modnes fram til å bli en sikker lagringslokalitet, samt at aktørene har kompetanse og finansielle ressurser til å drive fram denne virksomheten.

Tildeling av letetillatelser vil normalt gjøres med et arbeidsprogram med én forpliktende fase og påfølgende betingede faser med beslutningspunkter for videreføring eller tilbakelevering. Arbeidsprogrammet vil normalt avsluttes med et krav om at selskapene tar en investeringsbeslutning om realisering av CO₂-lager, og at de deretter innleverer plan for utbygging og drift (PUD) for lagringslokaliteten eller de tilbakeleverer området for letetillatelsen.

Størrelsen på området som tildeles, varigheten av letetillatelsen og forpliktelsene som følger med en slik tildeling vil være resultat av en konkret vurdering av søknaden(e), myndighetenes egne vurderinger og ev. andre relevante forhold. Formålet med å tildele tillatelser er å legge til rette for oppbygging av en ny, kommersiell basert havnæring på norsk sokkel. For å oppnå dette målet, vil norske myndigheter utforme arbeidsprogram som sikrer rask og effektiv framdrift i tildelt areal. Arbeidsprogrammene skal sikre at det gjøres tilstrekkelig arbeid i tillatelsen for å modne tildelt areal fram til en sikker lagringslokalitet.

Selskaper som tildeles en tillatelse sammen, skal utøve lagringsaktiviteten for felles regning og risiko. Det følger da av lov 21. juni 1985 nr. 83 om ansvarlige selskaper og kommandittselskaper (selskapsloven) § 1-1 første ledd at selskapsloven gjelder for slik virksomhet. Lagringsforskriften stiller i dag ingen spesifikke krav til selskapsformen. Departementet legger imidlertid opp til å endre lagringsforskriften slik at det klart skal fremgå at virksomheten skal drives slik at deltakerne har et ubegrenset solidarisk ansvar for selskapets forpliktelser.

4.5.2 Overgang til utnyttelsestillatelse og godkjenning av utbyggingsplan

Rettighetshavere med letetillatelse kan søke om utnyttelsestillatelse hvis siste del av arbeidsforpliktelsen oppfylles og utbyggingsplan sendes inn for godkjenning. Rettighetshavere som har gjennomført arbeidsprogrammet og sender inn en tilfredsstillende utbyggingsplan som oppfyller kravene, sammen med en tilstrekkelig god søknad om utnyttelsestillatelse, kan påregne å få tildelt utnyttelsestillatelse.

Innehaverne av letetillatelser skal ha tillit til at de får gjennomføre påbegynte prosjekter som det er brukt store ressurser på, og myndighetene må ha tillit til at tildelte arealer forvaltes etter hensikten og at godkjente utbyggingsprosjekter faktisk blir gjennomført. Ved tildeling av utnyttelsestillatelsen vil myndighetene vurdere det nøyaktige omfanget av tillatelsen, både i areal og i stratigrafi (vertikalt). Eventuelt areal innenfor letetillatelsen som ikke planlegges utnyttet til lagring vil normalt ikke omfattes av utnyttelsestillatelsen.

Myndighetene vil utvikle en praksis som sørger for en hensiktsmessig og effektiv myndighetsinvolvering tilpasset behovet til en kommersiell lagringsvirksomhet.

4.5.3 Status for tildeling av areal og mulige transportløsninger

Det var ved inngangen til 2023 tildelt en utnyttelsestillatelse (Northern Lights) og tre letetillatelser etter lagringsforskriften. De tre letetillatelsene fordeler seg på en i Barentshavet og to i Troll-området i Nordsjøen, figur 4.4.

Det er i tillegg to pågående arealtildelingsprosesser. Departementet mottok innen søknadsfristen 3. januar søknader fra seks selskaper på et område som har vært utlyst sørøst av Yme-feltet i Nordsjøen. I tillegg ble ytterligere et område nær Sleipnerfeltet i Nordsjøen utlyst 11. januar, med søknadsfrist 22. februar 2023. Departementet mottok søknader fra fem selskaper på denne utlysningen. Disse sakene er til behandling i departementet.

Forstørr bilde

Kilde: Oljedirektoratet

Det viktigste hensynet for norske myndigheter i forbindelse med utvikling av CO₂-lagring på norsk sokkel er trygg og sikker lagring. Dette innebærer at CO₂ som skal lagres permanent på norsk sokkel forblir permanent lagret. For å få til slik lagring er det avgjørende at aktørene som ønsker å drive slik aktivitet har den nødvendige kompetanse og tilstrekkelig finansiell styrke til å oppfylle forpliktelsene i lagringsforskriften og forurensningsforskriften kapittel 35.

Lagring av CO₂ på sokkelen har flere likhetstrekk med petroleumsvirksomheten, særlig i den operasjonelle aktiviteten. For å drive lagringsaktivitet må man ha en god forståelse av undergrunnen, noe som medfører et behov for innsamling av seismiske data. Det må også bores brønner, både for å kunne «påvise» lageret og ev. senere utvide det. Aktørene må kunne transportere CO₂ ut til lageret og følge utviklingen i undergrunnen. I Norge vil lagringen foregå på kontinentalsokkelen, noe som medfører et behov for kompetanse når det gjelder å bygge ut og drive store produksjonsanlegg til havs. Disse aktivitetene har olje- og gasselskapene lang erfaring med og omfattende kompetanse om.

Myndighetene har også bygget videre på den kompetansen som er opparbeidet gjennom petroleumsvirksomheten, blant annet er det stilt særlige kompetansekrav til operatøren i en tillatelse og at andre rettighetshavere har nødvendig kompetanse til å påse at operatøren gjennomfører aktiviteten på en sikker måte (påse-ansvar). I de tillatelsene som er tildelt per i dag har selskaper med utstrakt kompetanse og erfaring fra petroleumsvirksomheten blitt utpekt til operatør. Dette er et viktig bidrag for å sikre myndighetenes viktigste hensyn, miljøsikker lagring.

Det er per i dag ett prosjekt under utbygging, Northern Lights, transport- og lagerprosjektet som er en del av Langskip. Northern Lights har en kapasitet for å lagre 1,5 millioner tonn CO₂ per år i første fase av prosjektet. Fase to for prosjektet er under vurdering av rettighetshaverne. I tillegg er det tildelt to letetillatelser til andre prosjekter som har til hensikt å motta CO₂ fra utslippspunkt i Europa.

De kommersielle selskapene som er tildelt og/eller søker CO₂-lagringsareal på norsk kontinentalsokkel har ambiøse mål for kommersiell CO₂-lagring. De fleste planene er knyttet til lagring av CO₂ fra kontinentet. Hvis de kommersielle lagringsprosjektene som myndighetene har innsikt i per i dag gjennomføres i henhold til planene, vil norsk kontinentalsokkel ha kapasitet til å lagre tre mill. tonn CO₂ per år i andre halvdel av 2020-tallet. Videre er det skissert flere prosjekter med oppstart rundt 2030, med en samlet kapasitet på om lag 40 mill. tonn CO₂ per år. For alle disse planene er det knyttet betydelig usikkerhet knyttet til om de blir realisert og med hvilken tidsplan. Til sammenligning var de totale utslippene av CO₂ fra petroleumssektoren på om lag 12 mill. tonn CO₂ i 2022.

Regjeringen vil:

• Legge til rette for kommersiell CO₂-lagring på norsk sokkel gjennom å tildele lagringsareal til selskaper med konkrete industrielle planer som gjør at de har lagringsbehov

• Behandle relevante søknader om utbygginger under lagringsforskriften raskt og effektivt

• Fortsette å fremme CO₂-håndtering som et viktig bidrag for å nå målene i Parisavtalen