3 Utviklingstrekk av betydning for norsk kontinentalsokkel

3.1 Innledning

Den største og viktigste utfordring vi står overfor i forhold til virksomheten på norsk kontinentalsokkel, er å videreutvikle og styrke norsk kontinentalsokkels konkurransekraft. Uten en konkurransedyktig kontinentalsokkel vil vi ikke kunne sikre en fullgod ressursforvaltning. Det vil også redusere de samlede statlige inntektene.

I dette kapitlet analyseres de utfordringene vi står overfor på ressursområdet. Tiltak for å møte denne hovedutfordringen gis i kapittel 4.

3.2 Norsk kontinentalsokkels konkurransekraft

I den senere tid har de internasjonale oljeselskapene fått tilgang til petroleumsressurser i land som tidligere ikke var tilgjengelige for dem. Dette har gitt den internasjonale petroleumsindustrien nye forretningsmuligheter. Samtidig har en sett betydelige endringer i selskapsstrukturen blant annet ved at flere av de store oljeselskapene og leverandørselskapene har gått sammen til større enheter. Integrasjonen har både vært vertikal og horisontal. En har også over tid opplevd en trend der tidligere statseide oljeselskaper er blitt privatisert. Disse strukturendringene vil kunne påvirke selskapenes vurdering av nye investeringer i Norge og for hvor effektivt våre ressurser blir utviklet. Dette er delvis omtalt i avsnitt 3.2.1 og for leverandørnæringen i kapittel 6.

Selv om utviklingstrekkene beskrevet over kan påvirke aktivitetsnivået og effektiviteten i norske områder, er det grunn til å anta at det avgjørende for oljeselskapenes interesse for norske områder er at lønnsomheten i aktuelle leteområder og i funn og felt på kontinentalsokkelen er tilfredsstillende. I avsnitt 3.2.2 gjennomgås sentrale elementer når det gjelder lønnsomheten i nye prosjekter på kontinentalsokkelen.

3.2.1 Strukturendringene i oljenæringen

De internasjonale oljeselskapenes tilgang til petroleumsressurser i andre land

En ser nå at petroleumsressurser i nye områder gjøres tilgjengelige for de internasjonale oljeselskapene, jf. figur 3.1. Dette gjelder både områder som ikke har vært tilgjengelige for disse selskapene tidligere og områder som gjenåpnes etter å ha vært lukket i en periode. Områdene rundt Det kaspiske hav i det tidligere Sovjetunionen, Brasil og OPEC-land som Venezuela er blant de områdene som nå er gjort tilgjengelige. I disse landene er det investeringsprosjekter med høy forventet lønnsomhet for selskapene. Åpnes det for utenlandske selskapers deltagelse i land som Saudi-Arabia og Kuwait, kan selskapenes portefølje av lavkostressurser øke vesentlig.

Den internasjonale oljeindustriens tilgang til petroleumsressurser i nye områder kan påvirke aktiviteten på norsk kontinentalsokkel. Åpning av nye områder gjør at selskapene får tilgang på flere investeringsprosjekter med høyere avkastning enn de tidligere har hatt. Dette kan medføre at norske prosjekter kan bli prioritert lavere enn tidligere innenfor selskapenes prosjektportefølje.

Dersom et prosjekt er lønnsomt for selskapene, innebærer det at risikojustert avkastning på investert kapital er minst like god som ved alternative plasseringer av selskapenes midler. På kort sikt kan kapasitetsbegrensninger, for eksempel av teknisk, personellmessig eller finansiell art, gjøre at ikke alle lønnsomme prosjekter i et selskaps portefølje realiseres. Realisering av lønnsomme prosjekter medfører en merverdi for selskapene. Det er således naturlig å anta at denne type kapasitetsbegrensninger ikke vil hindre gjennomføring av lønnsomme prosjekter på noe lengre sikt når selskapene kan tilpasse sin kapasitet til den nye virkeligheten. Om enkelte aktører skifter fokus og ikke ønsker å utvikle annet enn de aller mest lønnsomme prosjektene, vil ventelig andre aktører ønske å gå inn og overta deres engasjement så lenge avkastningen på kapitalen i prosjektene er over hva en kan oppnå ved alternative plasseringer.

Selv om de internasjonale oljeselskapenes tilgang til nye petroleumsressurser sannsynligvis ikke vil medføre at selskapene reduserer sine aktiva i Norge i vesentlig grad, kan det påvirke hvor effektivt de deltar på kontinentalsokkelen. Olje- og gassvirksomhet er en høyteknologisk industri som omfatter mange fagdisipliner. For at hvert selskap skal kunne se seg tjent med å sette inn tilstrekkelig gode ressurser i Norge, er det også viktig at de har en tilstrekkelig kritisk masse i sin norske portefølje og i enkeltprosjekter. Er ikke dette tilfelle, kan fokus på ledernivå flyttes fra Norge til områder som for en gitt investering gir større økonomisk avkastning. Dette vil igjen gjenspeiles i hvilke områder selskapene setter inn sine dyktigste menneskelige ressurser. Økt tilgang på nye områder kan derfor gjøre at det blir viktigere enn før at selskapene har en kritisk masse av tilstrekkelig omfang slik at de kan bruke sine beste ressurser her. En slik kritisk masse er avhengig av prosjektenes størrelse og lønnsomhet, eierandelenes størrelse, SDØE-deltagelsen og skattenivået.

Mulige effekter på oljeprisen er en annen mekanisme som kan gjøre at åpning av nye områder kan påvirke aktivitetsnivået i Norge. Dette skyldes at de internasjonale selskapenes økte tilgang på investeringsprosjekter i nye områder vil kunne svekke produsentlandenes muligheter for å gjennomføre tilbudsstabiliserende tiltak. En slik utvikling kan bety lavere oljepriser. Lavere priser vil så igjen kunne gjøre tidligere lønnsomme investeringsprosjekter på norsk kontinentalsokkel mindre lønnsomme og dermed være av betydning for utviklingen av norske ressurser.

Det er ulike risiki, blant annet av politisk art, knyttet til aktiviteter i ulike land. Det er grunn til å forvente at selskapene også i fremtiden vil ønske å ha en geografisk diversifisert portefølje av aktiviteter. Dette vil bidra til å redusere selskapenes sårbarhet for politiske endringer i de ulike landene. Dette trekker i retning av at norske områder fortsatt vil være interessante, selv på kort sikt, så lenge aktiviteten gir en tilfredsstillende avkastning.

Dersom tilgangen på petroleumsressurser fra de nye områdene ikke påvirker oljeprisen, er det således liten grunn til å tro at selskapenes interesse for norske områder blir vesentlig endret av at den internasjonale oljeindustrien får tilgang til ressurser i nye områder. Det kan likevel ta lengre tid å utvikle ressursene, og ressursene vil muligens bli utviklet av andre selskaper. Effektiviteten i selskapenes deltagelse vil kunne bli påvirket negativt. Skulle en slik åpning slå ut i lavere oljepriser, vil dette i betydelig grad kunne påvirke interessen for høykostområder som Norge. Hvor sterkt et slikt utslag blir, vil avhenge av effekten på oljeprisen.

Strukturendringer på oljeselskapssiden

De siste par årene har vært preget av store sammenslutninger i oljebransjen. Total/Petrofina /Elf, BP/Amoco/Arco og Exxon/Mobil har allerede fusjonert eller gjennomfører sine fusjoner. Norsk Hydro har overtatt Saga og i den forbindelse overført en del av Sagas portefølje til Statoil. Konsolideringstrenden har blant annet vært forårsaket av et økt kostnadsfokus som følge av de lave oljeprisene i 1998-99 og troen på at dette best kan løses ved at de enkelte selskaper blir større. Norsk kontinentalsokkel er viktig for alle de involverte selskapene.

I de senere årene har mange tidligere statseide oljeselskaper blitt helt eller delvis privatisert. BP, Elf og Total er eksempler på tidligere statseide selskaper der myndighetene i de respektive land har brakt privat kapital inn på eiersiden i selskapene.

Det er liten grunn til å tro at de nevnte fusjonene eller privatiseringen alene vil ha noen vesentlig innvirkning på selskapenes interesse for norsk kontinentalsokkel. Fusjonene gjør likevel at antallet selskaper som er aktive på kontinentalsokkelen, reduseres. Dette vil kunne svekke mangfoldet, men samtidig legge til rette for utnyttelse av stordriftsfordeler. De selskapene som deltar i de største fusjonene har uttalt at de oppfatter sine porteføljer på norsk kontinentalsokkel som små og at dette har gjort det krevende å sikre effektivitet i organisasjonene. Det er derfor grunn til å tro at fusjonene kan bidra til økt effektivitet. Privatiseringen vil på noe sikt kunne bidra til økt effektivitet i de aktuelle selskapenes operasjoner. Det er vanskelig å ha noen klar formening om i hvilken grad denne utviklingen i seg selv vil ha avgjørende betydning for disse eller andre selskapers interesse for nye investeringer på norsk kontinentalsokkel. At selskapene blir mer effektive, vil også kunne bidra til økt verdiskaping i deres norske operasjoner.

Når oljeprovinser blir mer modne, har man sett en trend der de store selskapene erstattes av mindre selskaper som har spesialisert seg på utnyttelse av ressurser i felt som er små og i større felt som er i en haleproduksjonsfase. Fusjonene en har sett, vil ventelig snarere forsterke enn svekke denne trenden. Utviklingen kan således ha betydning for de største selskapenes interesse for de modne områdene på kontinentalsokkelen.

Dersom vi over tid får nye fusjoner blant de selskaper som er tilstede på kontinentalsokkelen, vil det likevel kunne få stor betydning både for aktørbildet og for det norske petroleumsmiljøet. Dette vil igjen kunne få betydning for vår petroleumspolitikk og den totale verdiskapingen på kontinentalsokkelen.

Aktørbildet på kontinentalsokkelen er nærmere behandlet i kapittel 4.3.

3.2.2 Lønnsomheten i nye prosjekter

Rettighetshaverne vurderer kontinuerlig de investeringsmulighetene som finnes i områdene hvor de har eierandeler. Det er rettighetshavergruppens vurdering av lønnsomheten i et prosjekt etter skatt som er avgjørende for om den vil foreslå prosjektet gjennomført.

Lønnsomheten ved et prosjekt bestemmes av prisen på olje og gass, mengder olje og gass som kan utvinnes samt kostnadene ved realisering av ressursene. Stabiliteten i rammebetingelsene virksomheten står overfor vil påvirke hvor høy avkastning selskapene vil kreve for å igangsette et prosjekt. Størrelse og beliggenhet av ressursene – ressursbasen - er en sentral, naturgitt faktor som påvirker kostnadsnivået. Også skatter og avgifter samt den statlige deltagelsen vil påvirke lønnsomheten for selskapene.

For det enkelte selskap vil deres aktivitetsnivå i Norge således være bestemt av lønnsomheten i den feltportefølje de i dag sitter på, og den de forventer å erverve seg fremover.

I dette avsnittet foretas det en gjennomgang av sentrale elementer for invsteringsprosjekters lønnsomhet. Dette inkluderer investeringer både i leting og utforskning, investeringer i tilknytning til nye funn og investeringer ved eksisterende felt.

Ressursbasen

Det er en betydelig ressursbase på norsk kontinentalsokkel. Denne fordeler seg på felt i drift, funn under vurdering, funn uten utbyggingsplaner samt uoppdagede ressurser, jf. figur 3.2. Om lag 21 pst. av de samlede ressursene på kontinentalsokkelen er produsert ved inngangen til 2000. 22 pst. er gjenværende reserver i felt som enten er i drift eller er besluttet utbygd. 8 pst. er ressurser som er knyttet til nye prosjekter i felt i drift, og 14 pst. er i funn under vurdering. Mulige fremtidige tiltak for økt utvinning i felt og funn står for 8 pst. av ressursbasen.

Om lag 72 pst. av de gjenværende ressursene fordrer nye beslutninger om investeringer for å kunne realiseres. Denne ressursmengden muliggjør ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter fra næringen.

En betydelig del av de gjenværende oppdagede ressursene ligger i de store oljefeltene i Nordsjøen eller i funn som kan tilknyttes disse. En del av disse ressursene er knyttet til små og tidskritiske prosjekter. Tidskritiske ressurser innebærer at de ikke forventes å være økonomisk interessante med mindre de bygges ut i løpet av få år. En slik tidsbegrensning skyldes vanligvis at lønnsom utvinning betinger bruk av ledig kapasitet på eksisterende innretninger før disse stenges ned.

De uoppdagete ressursene antas fortsatt å være forholdsvis store. Ressursene er fordelt på Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Mens store deler av Norskehavet, og særlig Barentshavet, fortsatt er umodne områder, er store deler av Nordsjøen samt enkelte deler av Norskehavet mer modne.

Kilde: Oljedirektoratet

I figur 3.3 er størstedelen av ressursgrunnlaget fordelt etter felt- og funnstørrelse. Kategoriseringen tydeliggjør hvilke typer investeringsmuligheter rettighetshaverne på kontinentalsokkelen vil stå overfor i årene fremover. I figuren skilles det mellom olje- og gassressurser.

I de tre første rutene i figuren er ressursene fordelt etter størrelsen på det feltet/funnet der ressursen finnes, eller der den forventes å ligge. Det er verdt å merke seg at selv deler av det som her er definert som små felt, felt/funn på nærmere 70 mill Sm³ o.e., i andre petroleumsprovinser anses for å være store felt/funn. Den fjerde ruten angir uoppdagete ressurser hovedsakelig i dypvannsområdene i Norskehavet. På grunn av mindre kjennskap til geologien i dette området, har det ikke vært forsvarlig å fordele ressursmengden på forventet felt-/funnstørrelse. Utviklingen av ressurser i Barentshavet ligger lenger fram i tid og er ikke inkludert i figuren. Heller ikke ressurser knyttet til mulige tiltak for økt utvinning i felt/funn er tatt med i figuren. Dette skyldes at en ikke har godt nok grunnlag for å fordele disse på felt/funn-størrelse.

Figuren viser at størstedelen av de ressursene vi så langt har produsert, er fra de aller største reservoarene på kontinentalsokkelen. Også bortimot halvparten av de gjenværende ressursene i felt som er vedtatt utbygget, ligger i de seks største feltene; Ekofisk, Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Troll og Åsgard. Mye av disse ressursene er i form av gass. I de 37 minste feltene og de 14 mellomstore feltene er de gjenværende ressursene vesentlig mindre enn i de større feltene. Oljeandelen er større for disse kategoriene.

Kilde: OD, OED

I kategorien store felt og funn er det kun ett funn under vurdering. Dette er Ormen lange, som samlet sett utgjør en liten del av totalressursene i gruppen store felt/funn. I de to gruppene mellomstore og små felt og funn er det samlet sett forholdsvis store ressurser knyttet til funn under vurdering. Disse ressursene er fordelt på et stort antall funn; henholdsvis 5 mellomstore og omlag 130 små. De mellomstore funnene er gjennomsnittlig på ca 100 mill. Sm³ oljeekvivalenter, mens gjennomsnittet er på 5 mill Sm³ oljeekvivalenter for de små. Det er således en overvekt av funn nær den laveste grensen i den siste kategorien.

De funnene vi forventer å gjøre i fremtiden, antas gjennomgående å være små. Oljedirektoratet anslår at størstedelen av de uoppdagete ressursene som er fordelt etter størrelse på forventet funn, vil ligge i kategorien små felt, om lag 130 i tallet.

Uoppdagete ressurser i de mindre modne områdene i Norskehavet er som nevnt ikke fordelt etter felt-/funnstørrelse. Det er fortsatt håp om å gjøre nye store funn i dette området. Det synes mest sannsynlig at eventuelle store funn vil være gassfunn på dypt vann. Gassfunn i dette området vil ligge langt fra gassmarkedet.

I figur 3.4 er utviklingen i leteeffektiviteten på norsk kontinentalsokkel fremstilt. Det vil si hvor mye ressurser en har funnet i forhold til investeringsomfanget i leting. Fram til midten av 1980-årene steg letekostnadene tilnærmet i takt med ressurstilveksten. Leteeffektiviteten var således i denne perioden noenlunde stabil. Derimot var ressurstilveksten svakere fra midten av 1980-årene til midten av 1990-årene, uten at letekostnadene falt tilsvarende. Leteeffektiviteten ble således redusert i denne perioden. I siste halvdel av 1990-årene har leteeffektiviteten forbedret seg noe.

Kilde: OD

Figur 3.5 viser hvordan oljeressursene ventes å bli produsert over tid. Figuren illustrerer at produksjonen fra de eksisterende feltene synes å nå sitt toppnivå i år 2001. Antatt produksjon fra funn under vurdering er forholdsvis begrenset og fordelt på mange prosjekter. For å hindre et raskt fall i produksjonen etter dette, vil det være nødvendig å få nye prosjekter gjennomført. Disse kan komme både i form av utbygging av nye funn, utbygging av funn som er under vurdering og gjennom prosjekter ved eksisterende felt. I 2006 antas over 50 pst. av oljeproduksjonen å komme fra prosjekter som ennå ikke er besluttet utbygd.

Kilde: OD, OED

Gassalget er bestemt utfra nivået på eksisterende og eventuelle nye gassalgskontrakter og er derfor ikke inkludert i figuren. Gassproduksjonen og andre deler av gassvirksomheten er nærmere omtalt i meldingens kapittel 5.

Oljeprisens utvikling

Historien viser at oljeprisen svinger mye. I 1999 var oljeprisen under 10 USD/fat og over 25 USD/fat innenfor et tidsrom på under ett år.

Den sterke nedgangen i oljeprisen i 1998 skyldes i første rekke den økonomiske krisen i Asia, som førte til at oljeforbruket i denne regionen ble redusert etter mange år med sterk vekst. Dette kom samtidig med at OPEC-landene, og særlig Irak, økte sin produksjon. Det tilbudsoverskuddet som oppstod i markedet, førte til en kraftig oppbygging av oljelagrene, med et tilhørende sterkt fall i oljeprisen.

Den lave oljeprisen førte til store inntektstap og økonomiske problemer for mange oljeprodusentland, og dette bidro til at det etter hvert ble enighet om omfattende produksjonsbegrensende tiltak. I 1998 og 1999 ble produksjonen redusert med i alt 4,5 millioner fat per dag, eller om lag 6 pst. av verdens produksjon. I løpet av 1999 førte dette til en økning av oljeprisen til ca 25 USD/fat i gjennomsnitt for 4. kvartal. Gjennomsnittsprisen for 1999 var ca 18 USD/fat. I første kvartal 2000 var oljeprisen 27 USD/fat. OPEC-land og andre produsenter har besluttet å gradvis øke produksjonen for å stabilisere oljemarkedet.

På noen års sikt er det etter departementets oppfatning grunn til å være optimistisk med hensyn til oljeprisens utvikling. Det er god vekst i verdensøkonomien, og dette fører til vekst også i oljeforbruket. For oljemarkedet er det av særlig betydning at det igjen er økonomisk vekst i Asia.

Videre synes OPEC å stå mer samlet enn på lenge. Det er viktig at Venezuela, en av organisasjonens grunnleggere, nå synes å slutte sterkere opp om OPEC-samarbeidet enn på mange år. Utenfor OPEC øker oljeproduksjonen bare moderat. Til sammen gir dette gode muligheter for et bedre balansert og stabilt oljemarked.

Som følge av produksjonskuttene i 1998 og 1999 er det likevel blitt bygget opp en betydelig ledig produksjonskapasitet i markedet; i størrelsesorden 5 mill. fat/dag, eller 5-6 pst. av verdens samlede produksjon. Dette vil kunne påvirke prisutviklingen i flere år fremover. Departementet antar at oljeprisen fremover vil være lavere enn i første kvartal 2000.

På to til fem års sikt antar departementet at oljeprisen vil kunne variere i intervallet 16 – 22 USD/fat, slik tilfellet har vært i lange perioder de siste 10 – 15 årene. Så lenge oljeprisen ligger, eller forventes å ligge i dette området, antas det ikke å skje vesentlige endringer verken på tilbuds- eller etterspørselssiden. OPEC synes våren 2000 å diskutere en politikk som skal stabilisere prisene på et nivå over 20 USD/fat.

På lengre sikt er usikkerheten for oljeprisen større. Uforutsette hendelser og strukturelle endringer både på tilbudssiden og etterspørselssiden kan gi vesentlig høyere eller lavere priser enn en i dag finner trolig.

Uten en produksjonsdisiplin fra OPEC og noen ikke-OPEC-produsenter, ville prisen falle og høyst sannsynlig i lang tid kunne ligge under 10 USD/fat. Teknologiske gjennombrudd som gir vesentlig mer energieffektive transportmidler, eller som gjør det mulig å erstatte olje med andre energibærere i transportsektoren, vil også kunne endre fremtidsutsiktene i oljemarkedet vesentlig. På den annen side kan verdens oljereserver vise seg å være mindre enn det en tror i dag, og det vil i såfall trekke i retning av høyere fremtidige oljepriser. Også kriger og politisk uro i oljeproduksjonsområder kan føre til langt høyere priser enn vi har hatt de siste 10 – 15 årene.

Departementets prisprognose legger til grunn en normal utvikling i oljemarkedet der ekstreme hendelser ikke vil inntreffe. På 10 - 20 års sikt antar en at oljeprisen styrker seg sammenlignet med siste halvdel av 90-tallet, dvs. realpriser opp mot 20 USD/fat. Bakgrunnen for dette er at en antar at oljeforbruket i verden vil øke mer enn økningen i produksjonen fra oljeprodusenter utenfor OPEC. Dette vil føre til at OPECs markedsandel og markedsmakt vil øke. En antar videre at høyere markedsandel for OPEC etter hvert vil gi seg utslag i et mer balansert market.

Krisen i markedet i 1998 og 1999, og de erfaringene en da høstet, gir etter departementets vurdering ikke grunnlag for å si at prisusikkerheten er blitt større eller til å endre de langsiktige oljeprisforventningene.

I revidert nasjonalbudsjett for 2000 er det lagt til grunn en oljepris for 2000 på 190 kroner per fat og for 2001 150 kroner per fat. For årene etter er det fram til 2008 beregningsteknisk lagt til grunn en oljepris på 125 kroner per fat.

Anslag for fremtidig oljepris fra ulike miljøer er fremstilt i figur 3.6. En ser at det både fins miljøer som forventer lavere priser og miljøer som forventer høyere priser enn hva departementet legger til grunn.

Kilde: (Kilder: OED, Petroleum Economics, PIRA Energy Group, IEA).

Kostnadsutviklingen på kontinentalsokkelen

Tidlig i 1990-årene sto norsk petroleumsvirksomhet overfor en betydelig kostnadsutfordring. Selskapene hadde flere store og mellomstore funn som var klare for utbygging. Men lønnsomheten var likevel ikke god nok til at oljeselskapene ønsket å bygge dem ut. Blant annet som følge av norsok-prosessen ble kostnadene vesentlig redusert i femårsperioden 1993-98.

Som en konsekvens av de kostnadsreduksjoner som ble oppnådd, og behovet for å øke gassproduksjonen som følge av allerede inngåtte gassalgsforpliktelser, ble mange av de største funnene som da var under vurdering, utbygd i perioden 1994-99. Dette resulterte i et høyt aktivitetsnivå både i oljeselskapene og i leverandørnæringen. Investeringsnivået nådde en topp i 1999. Disse investeringene var knyttet til prosjekter der utbygging ble besluttet før 1998.

Næringen står overfor en utfordring når det gjelder å finne effektive utbyggingsløsninger slik at både funn som ikke er utbygd og gjenværende ressurser i eksisterende, produserende felt kan realiseres. Dette kan gjennomføres ved mer kostnadseffektive løsninger og/eller løsninger som øker ressursuttaket fra funnene.

Denne utfordringen må oljeselskapene og leverandørbedriftene selv i stor grad løse. Men også myndighetene må involvere seg for å unngå at myndighetsbestemte rammebetingelser resulterer i at samfunnsmessig lønnsomme prosjekter ikke bygges ut. Arbeidet med å øke mobiliteten til flyttbare innretninger mellom ulike lands sektorer i Nordsjøen er et eksempel på at uønskede kostnadsforskjeller delvis skyldes myndighetsbestemte rammebetingelser og aktørenes tolkning av dette. Å legge til rette for en tildelingspolitikk som bedrer selskapenes muligheter til fremtidig planlegging av sin ressursbruk innen leting er et annet tiltak som kan bidra til lavere kostnader.

På kort sikt vil ny teknologi i begrenset grad kunne bidra til kostnadsreduksjoner. I et slikt tidsperspektiv vil utfordringen for næringen derfor først og fremst ligge i å kombinere tilgjengelig teknologi på en mer effektiv måte ved at selskapene mer generelt reduserer kostnadene og i at de ulike aktørene i næringen arbeider mer effektivt sammen. På noe lengre sikt vil ny og mer effektiv teknologi være avgjørende for at store deler av ressursbasen på norsk kontinentalsokkel vil være lønnsom å utvikle og produsere.

Et høyt statlig engasjement er viktig for at staten skal sikres en høy andel av inntektene fra sektoren. Dette kan samtidig ha konsekvenser for de forretningsmessige selskapers deltagelse, og vil kunne påvirke den totale verdiskapningen i næringen. Det er blant annet grunn til å anta at det kan være en sammenheng mellom selskapenes evne og vilje til fokus på kostnadssiden, og de kostnadsreduksjoner og -overskridelser de selv blir sittende igjen med etter skatt og statlig deltagelse i det aktuelle felt.

Kostnadene knyttet til utviklingen av en gitt type felt kan variere fra selskapstype til selskapstype. En har blant annet i andre land observert at mindre og mer spesialiserte selskaper enn de store internasjonale oljeselskapene er aktive når det gjelder realisering av ressurser i små funn og i sluttfasen for større felt (haleproduksjon). Dette kan indikere at en det er et potensiale for å oppnå effektivitetsgevinster ved å tillate en noe bredere selskapsmasse i en petroleumsprovins.

Vederlag for transport- og behandlingstjenester - tariffer

Utnyttelse av eksisterende feltinstallasjoner ved nye utbygginger er ofte den samfunnsøkonomisk mest kostnadseffektive, og ofte den forretningsmessig sett eneste mulige utbyggingsløsningen for mindre funn. Det finnes en lang rekke funn og prospekter som i fremtiden kan knyttes opp mot eksisterende felt.

Forhandlingsprosessen mellom eierne av eksisterende infrastruktur og potensielle brukere er svært ofte vanskelig og tidkrevende. I siste instans kan denne prosessen medføre at mindre funn ikke bygges ut selv om de er samfunnsøkonomisk lønnsomme. Forhandlingsprosessen lettes i de tilfeller eiersituasjonen er lik for infrastrukturen og i det potensielle funnet. Det er derfor fra flere hold pekt på at dette særlig kan være utfordrende for nye aktører som ikke har noen eierinteresser i den aktuelle tilstøtende infrastrukturen.

Tidsintervallet fra tildeling til produksjonsstart

Tidsintervallet fra investeringer i leting foretas til inntekter fra et eventuelt funn kan genereres er viktig for økonomien i et prosjekt. Jo raskere et selskap kan generere en gitt inntektsstrøm, jo bedre lønnsomhet vil det være i feltet.

På kontinentalsokkelen har det gjerne gått mellom 15 og 20 år fra areal er tildelt til produksjon er kommet i gang. Den totale tiden kan deles inn i tre faser, henholdsvis fra tildeling av areal til funn blir gjort, fra funn til godkjenning av utbygging og fra godkjent utbygging til produksjonsstart. Tidsintervallene varierer sterkt fra felt til felt.

Dagens produksjon kommer for det meste fra arealer som ble tildelt til og med åttende tildelingsrunde, altså før 1985. Det er ikke kommet i gang produksjon fra felt i noen av arealene som er tildelt etter 11. runde i 1987.

Tiden fra funn til produksjonsstart, ledetiden, varierer betydelig. Generelt har det tatt kortere tid for funn gjort i 1990-årene i forhold til de som ble gjort i 1980-årene. Det er særlig to typer felt som har lang ledetid. Dette gjelder funn nær eksisterende infrastruktur med full kapasitetsutnyttelse. Også gassfunn som venter på markedsadgang, kan ha lang ledetid. Lang ledetid for denne type felt vil gjerne være gunstig samfunnsøkonomisk sett.

For mange felt går det lang tid fra godkjenning av utbyggingen til produksjonsstart. En har sett en reduksjon i dette intervallet i de siste årene, og flere av de nyeste utbyggingene har blitt satt i produksjon mindre enn tre år etter godkjenning av utbyggingen.

I oljevirksomheten vil det normalt ta lang tid fra en utvinningstillatelse tildeles til en ser eventuell produksjon fra området. I Norge tar det gjennomgående lengre tid enn i andre petroleumsprovinser det er naturlig å sammenligne seg med. Dette kan delvis skyldes styringssystemet, aktørbildet og den statlige deltagelsen vi har i Norge. Lang ledetid er ikke nødvendigvis negativt hvis man i dette tidsintervallet øker verdiene som kan realiseres fra funnet.

Fiskale systemer

For oljeselskapene er det særlig lønnsomheten etter skatter og avgifter som er avgjørende ved en investeringsbeslutning. Både avkastning på investert kapital og nåverdien knyttet til et prosjekt må være tilstrekkelige for at ressurser skal bli realisert.

De fiskale virkemidlene i petroleumssektoren er viktige for å sikre staten og fremtidige generasjoner en stor del av verdiene fra virksomheten. Samtidig må de fiskale virkemidlene utformes slik at ressursene kan utnyttes effektivt. En rettesnor i utformingen av systemene som sikrer statlige inntekter fra virksomheten, er å sikre staten en stor andel av verdiene fra petroleumsvirksomheten samtidig som en legger til rette for at rettighetshaverne fatter samfunnsøkonomisk gode beslutninger.

Departementet legger til grunn at det vil være en konflikt og derfor en avveining mellom målsetningen om nøytralitet og høye statsinntekter på den ene side, og hensynet til finansielt volum (materialet) og kostnadsbevissthet på den andre siden.

3.3 Investeringsnivå i årene fremover

Investeringene på kontinentalsokkelen har økt fra i underkant av 50 mrd. kroner i 1995 til om lag 69 mrd. kroner i 1999. Figur 3.7 viser anslaget for fremtidige investeringer på kontinentalsokkelen.

Investeringsanslagene knyttet til felt i drift eller besluttet utbygd samt rørledninger/landanlegg er angitt i mørk farge. Disse investeringene vil bli gjennomført. Investeringsprosjekter som ennå ikke er besluttet er angitt med lys farge i øverste del av figuren. Det er betydelig usikkerhet knyttet til investeringsanslagene for funn under vurdering. Dette gjelder størrelse på investeringer, om og eventuelt når prosjektene vil bli igangsatt.

Kilde: OD, OED)

Aktivitetsnivået i næringen er historisk sett fortsatt på et høyt nivå. Dette skyldes i all hovedsak ferdigstilling av prosjekter som ble igangsatt før 1999. Det er verken et mål i seg selv eller realistisk å opprettholde et så høyt aktivitetsnivå som i toppåret 1998. Hovedutfordringen må heller være å unngå et for bratt fall i aktivitetsnivået og å bidra til et jevnere aktivitetsnivå på kontinentalsokkelen. For å oppnå dette må nye utbyggingsprosjekter, slik de blir vurdert av industrien, være tilstrekkelig lønnsomme slik at de blir igangsatt.

Investeringsetterspørselen fra kontinentalsokkelen er i stor grad bestemmende for virksomheten i store deler av leverandørindustrien. Raske endringer i aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen får således betydelige ringvirkninger også på fastlandet.

3.4 Statlige inntekter fra sektoren

Norsk økonomi er i utgangspunktet sterk, med overskudd i offentlige finanser og med en solid utenriksøkonomi. Vi er dermed robust stilt overfor lave oljepriser. Men det er også viktig å påpeke at Norge får et vesentlig inntektsbortfall ved lave oljepriser.

Kilde: OED)

Kilde: (Kilde Norges Bank og Finansdepartementet

Figur 3.8 viser anslag på netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten, samt virkningen på denne av en lavere oljepris. Endringer i det statlige eierskap i næringen vil kunne ha vesentlig betydning både for fordelingen av inntekten mellom de ulike kategoriene og tidspunktet for når inntektene kommer.

Hoveddelene av statens petroleumsinntekter har de siste årene blitt avsatt i petroleumsfondet. Ved utgangen av 1999 var petroleumsfondet på 222 milliarder kroner, jf. figur 3.9.

Anslagene for petroleumsfondet viser at fondet etter hvert vil kunne bli betydelig, men dette bygger på en rekke forutsetninger som hver for seg har stor innvirkning på fondsoppbyggingen. Finanspolitikken, prisene på olje og gass, kostnadsutviklingen i næringen og avkastningen på de plasserte midlene er sentrale forhold i så måte. I tillegg vil organiseringen av det statlige eierskapet ha vesentlig betydning for fondsoppbyggingen.