Leteaktivitet i nye og modne områder

Leting etter olje og gass i umodne deler av norsk sokkel har siden 1965 blitt organisert gjennom utlysninger av nummererte konsesjonsrunder. Selskapene på norsk sokkel har dermed fått nødvendige tillatelser til å lete i områder der geologien er mindre kjent, men der funnene ofte har vært, og kan være, betydelige. Støre-regjeringens støtteparti Sosialistisk Venstreparti har fått vetorett på utlysning av nye konsesjonsrunder, og også fått blokkert aktivitet på noen leteblokker innen ordinære leterunder (TFO). I praksis har Støre-regjeringen gitt Sosialistisk Venstreparti vetorett på utviklingen på norsk sokkel, med de negative konsekvensene det medfører. Forslagsstillerne understreker viktigheten av forutsigbare vilkår, jevn leting og utvikling av nye felt og kommer derfor med flere forslag for å ivareta det regjeringen har forsømt.

Resultatet av konsesjonsrundene og nye funn har vært nye arbeidsplasser, teknologiutvikling, høy verdiskaping og milliardinntekter til det norske velferdssamfunnet. Tilgang på nye områder tiltrekker seg også flere selskaper, som er viktig for å opprettholde konkurranse og innovasjon på sokkelen. Siste planlagte konsesjonsrunde har blitt utsatt siden Støre-regjeringen tiltrådte, noe forslagsstillerne mener er meget uheldig, særlig i dagens anstrengte energisituasjon.

I perioden 2007–2009 samlet daværende Oljedirektoratet inn totalt 14 303 km2 2D-seismikk i Nordland VII og Troms II. Det ga selskapene muligheten til å kjøpe seismikk av myndighetene. Dermed ble leterisikoen redusert. Forslagsstillerne mener det samme bør gjøres i Barentshavet nord.

Forslagsstillerne mener også at endringene i petroleumsskatten fra 2021, hvor leterefusjonsordningen ble avviklet og erstattet, bør vurderes gjeninnført for å øke aktivitet på sokkelen. Leterefusjonsordningen gjorde at det kom inn mange nye og mindre selskaper som har bidratt til utviklingen på norsk sokkel.

Enorme gjenværende ressurser på norsk sokkel

Sokkeldirektoratet anslår at det er omtrent like mye olje og gass igjen på norsk sokkel som det er produsert til nå. De gjenværende ressursene kan gi store inntekter for samfunnet og industrien i lang tid fremover.

Forskjellen mellom høy og lav produksjon av olje og gass kan utgjøre nesten et helt oljefond, viser Sokkeldirektorarets mulighetsbilder frem mot 2050. Mellom det høye og det lave mulighetsbildet viser Sokkeldirektoratets beregninger en forskjell i netto kontantstrøm på om lag 15 tusen mrd. kroner. Forslagsstillerne mener at Norges målsetting bør følge høyproduksjonsscenarioet til Sokkeldirektoratet, for å ivareta nasjonal verdiskapning og forsyningssikkerheten i Norge og Europa.

I sin ressursrapport viser Sokkeldirektoratet til at produksjonen i 2040 kun vil være på 30 pst. av dagens nivå uten leting og utvikling av nye ressurser. De feltene som i dag er i produksjon, vil i tillegg bli mindre lønnsomme over tid. Over halvparten av olje- og gassressursene på norsk sokkel ligger fremdeles under havbunnen, hvorav rundt 40 pst. av de uoppdagede ressursene ligger i områder som fremdeles ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. En reduksjon i olje- og gassproduksjon fra norsk sokkel vil svekke verdiskapningen i Norge betydelig og utløse store utfordringer i arbeidsmarkedet. I tillegg vil norsk produksjon i stor grad erstattes av olje og gass fra udemokratiske land som Russland, Saudi-Arabia og Qatar. Disse landene har blant annet dårligere miljøstandarder og høyere utslipp ved transport. Totalen ved en utfasing og stans i leteaktivitet medfører dermed dramatisk fall i verdiskapning i Norge og økte globale klimautslipp.

Statisk sentralbyrå (SSB) kom nylig med en rapport som så på effektene ved full investeringsstans på sokkelen. I SSBs modell kommer det tydelig frem at reduksjon av oljenæringen vil gi markant fall i norsk produktivitet og kronekurs. De skriver også at rentene vil øke.

Resultatene byrået finner, utgjør et skremmende bilde på hva som kan skje dersom investeringer i olje- og gassnæringen frafaller: svekket produktivitet og valutakurs, redusert lønn, høyere renter, økt skatt og svekket offentlig tjenestetilbud. I tillegg kommer store erstatningssøksmål og økt politisk risiko (Macroeconomic and Industry Effects of Supply-Side Climate Policy – SSB 2024, Discussion papers no. 1014).

Barentshavet

Forslagsstillerne vil vise til områdene på den norske kontinentalsokkelen som i dag ikke er inkludert i tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO), i all hovedsak gjelder dette de nordlige og østlige delene av Barentshavet samt noen mindre områder i Norskehavet og i Nordsjøen. Det er i Barentshavet de store aktørene mener potensialet for funn er størst og hvor det anslås at om lag to tredjedeler av den uoppdagede gassen ligger. For å bidra til trygg og forutsigbar tilgang til gass bør Norge utvide TFO-rundene og åpne flere blokker, slik at ressursene forvaltes optimalt.

Staten må også se på mulighetene for en mer aktiv rolle i utvikling av infrastrukturen i området, som igjen kan muliggjøre flere utbygginger og gi økte insentiver til leting.

Avkastning i rørinfrastrukturen er regulert på norsk sokkel, og avkastningen er blitt satt betydelig ned. Dette bidrar til effektiv utnyttelse av eksisterende rørnett og gode insentiver til leting og utbygging. Samtidig svekker man insentivene som private selskaper har for å bygge nye rør, og mangel på rør begrenser ny aktivitet i nye områder. Det må derfor vurderes ordninger der det offentlige medvirker i rørfinansiering, gjerne i samarbeid med EU. EU vurderer allerede finansiering av gassinfrastruktur i utlandet, og en investering i Norge bør være det første EU vurderer. EU trenger mer gass, noe de selv anerkjenner. Derfor går de inn for å subsidiere nye gasskraftverk, og derfor nevnes tiltak for naturgass i både Clean Industrial Deal og Omnibus.

Studier Sokkeldirektoratet og Gassco gjennomførte i 2020, viste at utvikling av påviste ressurser kan gjøre det samfunnsøkonomisk lønnsomt å øke kapasiteten for gasseksport fra Barentshavet. Den anstrengte energisituasjonen i Europa tilsier at behovet for norsk gass vil fortsette å øke, og at det er stort behov for gassen i uoverskuelig fremtid.

Forutsigbare og gode rammevilkår for økt aktivitet

I dagens situasjon er det fremfor alt viktig at man ikke skaper usikkerhet rundt rammevilkårene for olje- og gassnæringen og slik reduserer investeringene og aktivitetsnivået. Skal man klare å utnytte potensialet og trygge forsyningssikkerheten, er forutsigbarhet for næringen og økte eksportmuligheter helt sentralt. Flere blokker i TFO-områder må gjøres tilgjengelig, mer statlige kartlegginger må igangsettes og infrastruktur for mer gasseksport fra Barentshavet må etableres.

Flere felt på norsk sokkel har potensial for økt produksjon og eksport ved utvidelser, tilpasning og endring av eksisterende løsninger. Selskapene med operatørskap og eierskap i feltene bør utfordres til å komme med planer for hvordan dette kan gjennomføres. Flere felt kan komme i drift i løpet av dette tiåret og dermed øke Norges olje- og gassproduksjon.

Samtidig har man de senere årene sett en reduksjon i antall selskaper på norsk sokkel. Man har i nyere tid opplevd at enkeltselskaper ikke har fått med seg partnere på gitte lisenser de ville søke på. Dagens regler sier at det må være minst to selskaper som søker på en lisens. Ved å endre reglene til at enkeltselskaper kan gå sammen med Petoro, kan man stimulere til mer aktivitet og leting. Ved at Petoro går inn som part i letesamarbeidet, vil også risikoen i prosjektet reduseres. Statens informasjonsbehov ivaretas samtidig som det kan bli lettere å stimulere til leteaktivitet i områder hvor kun ett selskap er interessert.

Videre har Petoro i dag ingen mulighet til å aktivt følge opp og bidra til verdiskapningen i disse feltene, og er i stor grad en «sovende» partner. Samtidig har de en rekke felt som må ansees for relativt marginale i deres store portefølje. Dersom Petoro hadde hatt en større grad av aktiv porteføljeforvaltning og kvittet seg med noen av de marginale feltene, kunne dette ha ført til økt verdiskapning på sokkelen ved at private aktører med kompetanse og kapasitet på halefaseproduksjon kunne kjøpt ut Petoro og bidratt til økt produksjon og verdiskapning.

Net-Zero Industry Act (NZIA-direktivet) ble vedtatt i EU i 2024 og er en del av EUs Green Deal Industrial Plan. I direktivet fremgår det at alle petroleumsselskaper skal pålegges å opprette CCS-lagre. Det pågår nå også en diskusjon om hvorvidt dette er EØS-relevant, da det berører norsk petroleumsnæring. Europakommisjonen har markert direktivet som relevant.

Store krav om CO₂-lagre kan potensielt medføre store kostnader. Som et absolutt minimum må det gjennomføres en kost-nytteanalyse og markedsmessig vurdering før det i det hele tatt vurderes å implementere direktivet. I dag er det et lite marked for CO₂-lagring. Med små og nyetablerte markeder er det grunn til å stille spørsmål ved markedsmekanismene og de regulatoriske rammene. Forslagsstillerne mener dermed det er prematurt å pålegge petroleumsselskapene å opprette CCS-lagre og at Norge må fastholde at NZIA-direktivet ikke er EØS-relevant. Dersom denne delen av NZIA-direktivet blir implementert på norsk sokkel, kan dette øke kostnadsnivået og svekke konkurransekraften på norsk sokkel. Dette vil være svært skadelig for verdiskapningen på norsk sokkel og industriene det berører.