Foiler fra foredraget (pdf format)

Jeg vil takke for denne anledningen til å holde foredrag om fremtiden til den norske petroleumsindustrien, et tema som berører og burde engasjere de fleste nordmenn. Det er et bredt tema så jeg vil se på de store linjene først, for så å gå dypere inn på noen av de viktigste utfordringene.

Hvorfor er oljeprisen så høy?
I 2004 har vi nok en gang erfart hvor vanskelig det er å forutse utviklingen i oljemarkedet. Så sent som sist vinter spådde markedsanalytikere overskuddstilbud og fallende priser utover i året. Vi kan nå konstatere at markedsutviklingen har gjort disse spådommene til skamme. Veksten i oljeetterspørselen har i år vært den største på en generasjon. Oljeprisen har vært på historisk høye nivåer – over 50 USD for amerikansk olje enkelte dager. Veksten i oljeetterspørselen – stimulert av sterk økonomisk vekst i USA og Kina - har vært hoveddrivkraften bak prisutviklingen i år. Men man kan også peke på andre faktorer: OPECs ledige produksjonskapasitet er blitt kraftig redusert de siste månedene. Dette kombinert med høy risiko for uforutsette produksjonsavbrudd i flere viktige produsentland, har bygget inn en stor risiko- eller knapphetspremie i oljeprisen. I tillegg har oljelagrene gjennomgående holdt seg på et lavt nivå i år.

Hva vil skje med oljeprisen fremover?
Vil de høye oljeprisene vedvare? De fleste eksperter synes å mene at det er ganske sannsynlig at oljeprisen vil falle fra dagens nivåer. Den sterke produksjonsøkningen fra OPEC de siste månedene har nå ført til at verdens samlede produksjon overstiger etterspørselen. Dette burde tilsi lageroppbygging og lavere priser fremover. Videre skjer det en gradvis oppbygging av produksjonskapasiteten, både innenfor og utenfor OPEC. Dette vil bidra til å øke bufferen i forsyningskjeden mot produksjonsbortfall. Men det må understrekes at usikkerheten i markedet er stor. Og det kan godt hende at prisen vil forbli på et høyt nivå lenger enn vi i dag forventer. Vi kan bli overrasket igjen.

I nasjonalbudsjettet legger regjeringen til grunn en oljepris på 230 kroner per fat for 2005. Dette tilsvarer en pris på 33 – 34 dollar med dagens valutakurser. I de påfølgende 2 – 3 årene legges til grunn en avtakende pristendens frem til 2009, hvoretter prisen forutsetningsvis flater ut på 180 kroner i dagens pengeverdi. Dette er et høyere prisanslag enn regjeringen har lagt til grunn i tidligere budsjetter.

Sterk prisoppgang på kort tid og så høye priser som vi har nå, er etter min mening ikke ønskelig. Norge har alltid forfektet at vi ønsker stabile oljepriser på et rimelig nivå. Med det mener vi priser som er så høye at det blir lønnsomt å bygge ut oljeressursene på norsk sokkel og i andre områder av verden. Dette vil bidra til å øke den globale energisikkerheten. På den andre side kan for høye oljepriser begrense den økonomiske veksten i verden. Dette er ikke i oljeeksportørenes interesse.

Økonomiske utfordringer
Ser vi bort fra 2001 – der inntektene var spesielt høye på grunn av salg av SDØE-andeler og Statoil privatiseringen – vil netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i år være den høyeste noensinne. Statens samlede netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten budsjetteres til om lag 206 milliarder kroner i år.

Sett i forhold til øvrige europeiske land er Norge i en særposisjon, takket være oljen og takket være oss selv, som har klart å sette verdier til side i stedet for å bruke dem fortløpende. Norges pensjonsforpliktelser er betydelig større enn petroleumsfondet, men vi blir bedre rustet til å møte fremtidens utfordringer for hvert fat olje og hver kubikkmeter gass vi klarer å hente ut under havbunnen. Med færre sysselsatte per pensjonist vil oppsparte midler komme godt med når regningen skal betales.

Investeringer på norsk kontinentalsokkel
I 2005 anslår vi at om lag 80 milliarder kroner vil bli investert i virksomheten. Om fem år forventes imidlertid investeringene å ligge på under halvparten av dette nivået. Det forventede fallet i investeringsnivået skyldes flere forhold. I dag finnes det for få og for små funn som venter på utbygging til å opprettholde investeringene på dagens nivå. Det er de siste årene ikke gjort nye store funn, og det foreligger dermed ingen større prosjekter som kan motvirke fallet i utbyggingsaktivitet etter at utbyggingen av Snøhvit og Ormen Lange er fullført. I tillegg bidrar teknologiutviklingen og mulighetene til å benytte eksisterende infrastruktur til mer kostnadseffektive utbyggingsløsninger. Dette er positivt for lønnsomheten, men bidrar samtidig til at investeringsnivået faller.

Den langsiktige utviklingsbanen
Vårt anslag er at vi fortsatt har over to tredjedeler av de utvinnbare petroleumsressurser igjen. Den langsiktige utviklingsbanen viser hvordan disse vil bli utvunnet over tid. Vi har store påviste ressurser i eksisterende felt. I tillegg kjenner vi også til ressurser som kan realiseres ved iverksetting av tiltak for økt utvinning og vi har ressurser i funn som ikke ennå er besluttet utbygd. Våre uoppdagede ressurser er anslått ut fra geologiske vurderinger av ressurspotensialet i ulike regioner. Som dere ser av figuren regner vi med å finne store mengder olje og gass som vil utgjøre en betydelig del av produksjonen om noen tiår.

Hovedutfordringer for å nå den langsiktige utviklingsbanen
Skal vi nå den langsiktige utviklingsbanen forutsetter dette at myndighetene og industrien evner å adressere det vi ser som hovedutfordringene for virksomheten:

• Å øke utvinningen fra eksisterende felt
• Å redusere kostnadsnivået
• Å øke leteaktiviteten,
• Å videreutvikle kompetansen i den norske petroleumsklyngen.

Økt utvinning
I dag tar vi i gjennomsnitt ut 45 prosent av oljen i et reservoar. Tiltak for å øke utvinningen i felt i moden fase har et enormt ressurspotensial. Oljedirektoratet har i samarbeid med operatørene på kontinentalsokkelen foretatt en kartlegging av over hundre prosjekter og mulige tiltak for utvinning i felt som per i dag er i drift. Eksempler på slike tiltak er vann- og gassinjeksjon i reservoaret for å opprettholde eller øke trykket, og dermed få opp mer olje.

For å øke utvinningsgraden må det arbeides aktivt med prosjektene fra operatørenes og rettighetshavernes side. Kostnadsreduksjoner og forskning på nye løsninger vil være nødvendig for at prosjektene skal bli teknologisk gjennomførbare og lønnsomme.

Kostnadsreduksjoner
Kostnadsnivået på kontinentalsokkelen er høyt sammenliknet med andre petroleumsprovinser. Trenden viser heller ikke tegn til forbedring - etter hvert som produksjonen på de gamle installasjonene våre synker, vil enhetskostnadene øke - og nedstengning nærmer seg. Ved å rasjonalisere driften vil feltene kunne produsere lenger.

Å kutte kostnader ved å reorganisere og effektivisere driften er ingen enkel jobb. Statfjord er et eksempel på et gammelt felt der det må jobbes aktivt med feltet for å kunne fortsette produksjon. Operatøren, Statoil, og de øvrige rettighetshaverne har som en del av "Statfjord senfase"- prosjektet mål om å redusere årlige driftskostnader med 30 prosent innen 2007. Dette vil forbedre lønnsomheten slik at nedstengning kan forskyves med fem til ti år.

Letepolitikken
For å realisere den langsiktige utviklingsbanen er det viktig at industrien gis tilgang til de prospektive arealene på norsk sokkel, samt at de tildelte områdene blir utforsket på en rask og kostnadseffektiv måte. Regjeringen har hatt fokus på dette og gjort flere endringer de siste årene for å effektivisere tildelingssystemet, samt sørge for at tildelte områder blir utforsket effektivt.

I modne områder ble systemet for tildeling lagt om i 2003, med introduksjonen av tildelinger i forhåndsdefinerte leteområder, også kalt TFO. Ordningen sikrer industrien fortløpende tilgang til alle modne områder på sokkelen gjennom årlige konsesjonsrunder. Den nye ordningen har økt forutsigbarheten for selskapene og dermed bedret deres mulighet for langsiktig planlegging.

Søknadsfrist for TFO-runden var 1. oktober og i årets TFO2004 leverte 22 selskaper inn søknader. De mange søknadene kommer fra et bredt spekter av selskaper. Det er positivt å se at både nye og etablerte aktører, store og mindre oljeselskaper viser interesse for de modne områdene.

Interessen i TFO 2003 var også meget god, da mottok myndighetene søknader fra 16 selskaper. Sammenligner vi dette med 9 søkere i Nordsjørunden 2002, har vi sett en sterk økning i antall søkere i konsesjonsrundene vi har holdt i modne områder de senere år.

Dette viser at norsk sokkel fortsatt er attraktiv og konkurransedyktig, og en interessant arena for investeringer i utforsking og produksjon fra den internasjonale olje- og gassindustrien.

Resultatene av tildelingene så langt, samt tilbakemeldingen fra industrien, viser at omleggingen av tildelingssystemet var en riktig omlegging som vil bidra til å heve leteaktiviteten i modne områder i årene fremover.

Også i umodne områder har regjeringen hatt fokus på å gi industrien tilgang til areal. Utlysningen av 18. konsesjonsrunde var den største utlysningen i umodne områder siden 1. konsesjonsrunde i 1965. Til tross for at enkelte i forkant av runden hevdet at interessen ville bli liten, ble resultatet en bred tildeling av lite utforskede områder i både Nordsjøen og Norskehavet. Utforskningen av disse områdene vil gi omfattende og viktig kunnskap om ressurspotensialet i umodne deler av norsk sokkel. Når det gjelder 19. konsesjonsrunde tar jeg sikte på at denne runden utlyses i 2005, med tildelinger i 2006. Det arbeides for tiden med de siste klargjøringene av timeplanen og hvilke havområder som skal omfattes av runden.

Det er viktigere enn noen sinne at de tildelte områdene blir utforsket på en rask og effektiv måte. Vi har derfor lagt om arbeidsforpliktelsen og reglene for tilbakelevering i både modne og umodne områder. I modne områder er det krav i arbeidsforpliktelsen om en rask utforsking og fremdrift frem mot innlevering av plan for utbygging og drift, såkalt PUD. Areal hvor aktiviteten stopper opp vil relativt raskt bli tilbakelevert til staten og gjort tilgjengelig for andre selskaper. Ved utløpet av den initielle lisensperioden vil rettighetshaverne kun få beholde de områdene som avgrenser forekomster som det er innlevert PUD for. Dette betyr at selskapene kun kan gå inn i forlengelsesperioden med areal hvor det foreligger en konkret plan for utbygging.

I umodne områder har vi videreført den samme tankegangen, men det er ikke hensiktsmessig å forlange at det foreligger en PUD ved utgangen av den initielle periode. Selskapene får imidlertid kun beholde de områder som avgrenser ressurser påvist ved boring. Også dette er en betydelig forbedring av systemet som vil legge et større press på selskapene for rask og effektiv utforskning.

Nye aktører
Aktørbildet på norsk kontinentalsokkel har tradisjonelt vært dominert av de største internasjonale oljeselskapene i tillegg til de norske selskapene. Dette har vært en riktig politikk så lenge virksomheten var kjennetegnet av et mindre antall meget store og teknisk utfordrende utbyggingsprosjekter. Etter hvert som sokkelen har modnet og variasjonen i utfordringer har blitt større har det imidlertid vært behov for å legge om denne politikken for å sikre et bredere aktørbilde.

Situasjonen i dag er den at store deler av sokkelen er modne og en ser også at interessen fra de største selskapene er moderat for disse områdene. Regjeringen har derfor de senere årene bevist tatt sikte på å utvide aktørbildet ved å la nye, mindre aktører slippe til. Erfaringene fra britisk sokkel viser imidlertid at det er stor variasjon av hvilket bidrag disse nye aktørene gir. I 2002 sto nye aktører for 34 prosent av leteboringene på britisk sokkel. Av 40 brønner som er boret av disse nye aktørene de senere år står imidlertid 5 selskaper bak hele 36 av disse. Disse 5 selskapene er mellom-store uavhengige oljeselskaper som har en kompetanse, erfaring og finansiell styrke som gjør dem i stand til å aktivt bidra til verdiskapningen.

Jeg har derfor tatt initiativet til å aktivt oppsøke denne typen mellom-store selskaper for å informere om mulighetene på norsk sokkel. Det seneste arrangementet vi hadde var under ONS hvor vi inviterte selskaper som var i ferd med å gjennomgå pre-kvalifisering, samt selskaper som gjennom aktivitet i andre deler av verden har vist evne og vilje til verdiskapning. Jeg er svært fornøyd med den interessen som selskapene viste og håper vi i fremtiden vil se enkelte av disse selskapene som aktive deltakere på norsk sokkel.

Pre-kvalifisering
Som figuren viser, har vi siden introduksjonen av systemet med pre-kvalifisering hatt en betydelig tilstrømming av nye aktører. Med noen få unntak har disse aktørene raskt bygd seg opp til å bli aktive deltakere på sokkelen. Det er i dag også 7 selskaper til vurdering og ytterligere et par har gitt uttrykk for at de ønsker å starte en pre-kvalifisering snart. Denne tilstrømmingen av nye selskaper viser at norsk sokkel fremdeles er en av verdens mest interessante petroleumsprovinser.

Det er imidlertid viktig å understreke at de selskapene vi i dag har på norsk sokkel også vil spille en avgjørende betydning for den fremtidige utviklingen. Krevende områder i lite utforskede deler av sokkelen trenger fremdeles kompetansen til de største nasjonale og internasjonale selskapene. De nye aktørene vil i hovedsak være et supplement til de eksisterende aktørene og ikke en erstatning.

Myndighetenes valg om å få inn nye aktører på sokkelen, og den tilstrømningen vi har sett så langt, betyr at det i årene som kommer vil bli økt konkurranse om arealene både i konsesjonsrunder og i annenhåndsmarkedet. Dette kan bety at enkelte selskaper vil kunne finne det utfordrende å etablere en tilstrekkelig portefølje. Tidligere har situasjonen på norsk sokkel til en viss grad vært preget av at det har vært flere muligheter enn det har vært aktører til å absorbere disse. Med økt konkurranse vil petroleumsvirksomheten i større grad bli mer som andre næringer hvor ingen er ”garantert” tilgang til kommersielle prosjekter.

FoU og internasjonalisering
Norsk kontinentalsokkel har tradisjonelt hatt et høyt aktivitetsnivå preget av store utbygginger med en høy grad av teknisk kompleksitet og høye miljøkrav. Dette har medført sterkt behov for satsing på forskning og utvikling. Kompetansen og de teknologiske løsningene har gitt grobunn for industriell utvikling og internasjonal konkurransekraft. Dette gjelder hele næringen: Oljeselskaper, leverandørbedrifter og forskningsmiljøer.

Over 40.000 personer er direkte sysselsatt i leverandørindustrien. Selskaper innen offshore leverandørindustri er etablert i samtlige av landets fylker. I Rogaland utgjør eksempelvis petroleumsnæringens omsetning 69 prosent av total omsetning i næringslivet. Fremtiden for denne næringen og evnen til fornyelse vil med andre ord være av stor betydning for denne regionens utvikling.

Teknologiutviklingen har vært en vesentlig årsak til den omfattende verdiskapingen vi har hatt fra sokkelvirksomheten. En offensiv satsing på forskning og utvikling er derfor et svært viktig element i regjeringens politikk for petroleumsnæringen. I budsjettforslaget for 2005 som ble lagt frem i forrige uke, gis forskning og utvikling innen petroleumsområdet særlig prioritet:

Krafttak for petroleumsforskningen i 2005-budsjettet
I 2005 foreslår Regjeringen å øke bevilgningen til petroleumsforskning over OEDs budsjett med 62 prosent, fra 137,5 til 222,3 millioner kroner. I tillegg foreslås det at 28 millioner kroner av den økte avkastningen fra Fondet for forskning og nyskaping øremerkes petroleumsforskning. Samlet foreslås det dermed en vekst i den offentlige finansieringen av petroleumsforskning på om lag 113 millioner kroner. Dette er en økning på 82 prosent og gjør at samlede bevilgninger til forskning innen petroleumssektoren blir om lag 300 millioner kroner.

Økningen vil først og fremst styrke det store forskningsprogrammet PETROMAKS i Forskningsrådet. Prosjektrettet teknologiutvikling på petroleumsområdet vil også bli styrket. Demo 2000 vil være viktig for utvikling av nye teknologiske løsninger og produkter både for den norske kontinentalsokkelen og for eksport. Asset Forum vil være et viktig redskap for implementering av ny teknologi.

Regjeringen ønsker gjennom PETROMAKS og DEMO 2000 å bidra til å realisere de ambisiøse målene som har fremkommet i den nasjonale teknologistrategien for petroleumsnæringen, OG21.

Midler til petroleumsforskningen 1994-2005
Regjeringen prioriterer forskning og utvikling i petroleumssektoren høyt, og siden 2002 har vi fått til en sterk økning i midlene til petroleumsforskning.

Vi vil samarbeide med industrien og ulike kompetansemiljøer for å sikre langsiktig lønnsom utvikling av petroleumsressursene. Tall fra Norges forskningsråd viser at én offentlig krone utløser tre kroner i finansiering fra næringslivet til brukerstyrt forskning og prosjektrettet teknologiutvikling. Industrien spiller derfor en meget viktig rolle også på forskning- og utviklingssiden.

Statens primære oppgave i denne sammenhengen er å opprettholde en sterk, nasjonal, oljeteknologisk kompetansebase. Det er også en statlig oppgave å bidra til en høy nasjonal forskningsinnsats av mer langsiktig karakter. Og vi må synliggjøre de spennende mulighetene som ligger i næringen for unge mennesker.

Det er et mål å opprettholde Norge som et kompetansesentrum innen sentrale deler av næringen også i en fase der investeringene på norsk sokkel reduseres. Derfor vil regjeringen bidra til internasjonalisering av den norske olje- og gassnæringen ved å videreutvikle Intsok og Petrad. Disse stiftelsene arbeider for å fremme norsk petroleumskompetanse ute i verden. Dette vil gi næringen utviklingsmuligheter i tillegg til virksomheten på norsk kontinentalsokkel. Samtidig vil erfaringene fra internasjonal virksomhet kunne bidra til bedre utnyttelse av ressursgrunnlaget her hjemme.

Oppsummering
Kort oppsummert - Regjeringen tar utfordringene for å nå den langsiktige utviklingsbanen på alvor. Sammen med industrien vil vi jobbe for å finne løsninger som gir økt utvinning, reduksjon av kostnadsnivået, økt leteaktivitet og økt FoU innsats. Dette vil gi oss en sterk norsk petroleumsklynge i mange år fremover.

Takk for oppmerksomheten!