Embed Size (px)
Citation preview
Petroleumsbasert vekst for Nord-Norge – ressurser, muligheter og utfordringer
Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner
Kyst- og havnekonferansen 2013 Honningsvåg, 29. oktober 2013
Valget 2013
A H
F
V KF Sp
SV
R
MDG
55% 44%
5%
75%
24%
0,6%
Prosenttallene inkluderer øvrige småpartier
Flertallsmakten
A H
F
V KF Sp
SV
R
MDG
Kampen om
sperregrensen
20% / 5 = 4%
Hvem presser
disse?
SAMARBEIDSAVTALEN: ”lkke åpne for petroleumsvirksomhet, eller konsekvensutrede iht petroleumsloven,
havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2OL3-2OI7, og ikke
iverksette petroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskanten, Skagerrak eller på
Mørefeltene. Det etableres en miljøbase/oljevernbase i Lofoten og Vesterålen.”
o Ny utsettelse av LoVe enorm skuffelse og løftebrudd.
o Kommer på toppen av 10 års utsettelser på grunnlag av samme slags politisk
hestehandel.
o Peker i retning av en systematisk vetorett for mindretallet.
o Politisk floke kan bare løses opp ved å fjerne det som oppfattes som
underliggende konflikter.
o Ny politikk må utvikles for beredskap, sameksistens og næringsmessige
ringvirkninger i dialog med alle berørte lokale interesser.
o Varslet av Solvik-Olsen, med sikte på et bedre utfall i 2017, og vil sikkert bli fulgt
opp, men bremsen fra mellompartiene må motvirkes med aktivt engasjement fra
Nord-Norge.
”ISKANTEN”:
Tilsynelatende det samme som i forvaltningsplanen: ”I
områdene ved iskanten og polarfronten skal det ikke
igangsettes petroleumsvirksomhet i denne stortingsperioden.”
Men til tross for kartskissen ble ”iskanten” ikke definert. Ny diskusjon oppsto i
forbindelse med åpning av Barents SØ. Den avgående regjeringen definerte nå
iskanten som der den til enhver tid kan observeres.
Andre mener den skal utgjøre en nordlig grense, og bygger op ulike
definisjoner: Hvor tett isdekke, hvilke måleperioder, hvor stor vernesone.
Samarbeidsavtalen har skapt ny usikkerhet.
Kilde: MI
Sum uoppdagede
2.600 mSm3oe.
37% i Barentshavet
(middelverdier)
Barentshavet totalt:
Middelverdi 1.2 bcmoe
(7.5 bbloe). 79%
uoppdaget.
Delelinjeområdet ikke
inkludert.
Oppsidepotensialet
størst i nord.
Ressursanslag Barents SØ og LoVe
LoVe
Sum uoppdagede
NCS vokser til
3.100 mSm3oe.
47% i ”nord”.
(Ekskl Jan Mayen)
Økende
oppsidepotensial.
SNØHVIT
GOLIAT
TORNEROSE Nucula
SKALLE/JUKSA
ALKE
SKRUGARD/HAVIS
SALINA
NORVARG
Caurus
CAURUS
Obesum
Arenania
Norsel
VERVERIS
WISTING
GOHTA
ISKRYSTALL
WISTING ALT
SKAVL M FL
ENSIS
Samson Dome
APOLLO/ANTLANTIS
ASKEPOTT
Kvalross
Barents Nord
og Svalbard-
traktaten
o Største uåpnede område, enormt potensial, stor usikkerhet.
o Det meste ligger innenfor ”Svalbardboksen” som definerer hvilke landområder
som dekkes av Svalbard-traktaten (1920) – men ikke Barents NØ.
o Det norske syn er at traktaten ikke gjelder de omliggende sokkelområdene
(utenfor territorialfarvannet).
o Flere av de 40 traktatlandene har meldt en generell reservasjon. Realpolitisk
brukes som brekkstang for likebehandling og et gunstigere skattesystem.
o To alternativer til det norske syn: 1) Traktaten gjelder innenfor boksen. 2)
Svalbard-øyene har sine egne økonomiske soner, som til sammen vil kunne tilsvare
dagens Fiskevernsone.
Allerede noe stilltiende aksept
Fiskevernsonen
74˚ N – ”Boksens” sørlige grense
74˚ 30’ N – Nordgrensen for
Barents Sør slik det ble åpnet i
1988 – overlapper både
”boksen” og ”sonen”!
(”Krypende jurisdiksjon”)
22. runde nye lisenser innenfor overlappingsområdet
Barentswatch
PL537
OMV (op)
Idemitsu
Petoro
Tullow
Statoil
PL614
Statoil (op)
Idemitsu
PL722
GdF (op)
Tullow
Rocksource
North
PL723
GdF (op)
ConocoPhillips
OMV
Petoro
PL615 og 615B
Statoil (op)
ConocoPhillips
OMV
Petoro
HOOP
Sørlig grense Svalbardboksen
Stor fordel å få
med selskaper
hjemmehørende
i traktatlandene.
Foto: Lars Stemmerik / TU Ill.: Lundin
GOHTA
Funn i ”karstifiserte karbonater” i Perm. Tette karbonater har gjennom en
kjemisk prosess fått nettverk av hulrom som inneholder olje. God
gjennomstrømming i Gohta tyder på naturlige forbindelser.
Uten forbindelser kan det bli aktuelt å benytte fracking-teknologi e l.
Ingen tidligere kommersielle funn i Perm på norsk sokkel, bare få
internasjonalt.
OD letemodeller midtre til øvre perm
3 av 4 tidligere ubekreftet
OD letemodeller karbon til perm (rødt)
Alle tidligere ubekreftet
Letedirektør Sissel Eriksen, OD: ”Veldig beskjedne
ressursanslag fra denne letemodellen i Perm. Det betyr at
ressurs[anslaget] vil øke.”
GOHTA
Bjarmelandsplattformen:
Tett (ukonvensjonell) gass ”overalt”,
innimellom ”kanaler” med lettere
produserbar (konvensjonell) gass. Nå
letes etter mer konvensjonell gass. På
lengre sikt kan man tenke seg at det
kan bli tatt i bruk nye teknologier for å
utvinne tett gass.
SAMSON DOME
CAURUS ENSIS
KVALROSS
ENSIS Expected wells
Ill: Det Norske
På lang sikt er det enda en mulighet:
Gasshydrater.
o Vanlig metan fanget i iskrystaller. Ofte kalt ”brennende is”.
o Finnes i permafrost og på kontinentalsokkelen over hele
verden – i varierende kvaliteter.
o Norskehavet/Barentshavet ligger nærmest det europeiske
markedet – men usikkerhet om kvaliteten.
o Første vellykkede prøveproduksjon allerede utført i Japan.
USGS
o Norskutviklet teknologi for
utvinning av hydrater ved CO2-
injeksjon vellykket testet i Alaska.
o Kan tenkes brukt i lukket system
som gjør gasskraft helt utslippsfri.
FREMTIDSBILDE NORD – LÅNT FRA JOHAN PETTER BARLINDHAUG, NORTH
HOVEDPOENG: HELHETLIGE OMRÅDELØSNINGER RUNDT FELTSENTRE
EN REKKE ANALYSER SPÅR STERK VEKST I AKTIVITET
OG LEVERANSER FRA NORD-NORGE
Utslagene kan variere, fordi det må gjøres forutsetninger om hvilke prosjekter
som blir realisert når. Her er figurer fra Rystad (2012):
Også vekst i
leveranser til
Norskehavet,
ikke vist her
INDUSTRIELL UTVIKLING AVHENGER FØRST OG FREMST
AV AKTIVITETSNIVÅET, MEN OGSÅ AV FORVENTNINGENE
o Ringvirkningsanalyser kan ikke forutsi mer enn direkte virkninger av spesifikke
prosjekter. Disse vil i begynnelsen domineres av leveranser som blir lønnsomme
pga nærhet til markedet (f eks landanlegg), men som har begrenset
kunnskapsinnhold.
o Slike direkte virkninger gir grunnlag for nettverksbygging (internt og nord/sør)
som løfter kunnskapsnivået.
KILDE: MARIT HANSEN, STATOIL
o Det store og verdifulle markedet er på hele norsk sokkel og internasjonalt.
o To muligheter for at nord-norsk industri skal få del i dette:
o Knoppskyting fra den sørlige klyngen, alliansebygging og underleveranser
o Finne teknologiske nisjer som ikke er ”opptatt”
KNOPPSKYTING, ALLIANSER OG UNDERLEVERANSER
o Mange etableringer av sør-norske bedrifter i nord er knyttet til konkrete
leveranser. De behøver ikke ha høyt kunnskapsinnhold, og behøver ikke være
langsiktige – men kan bli det.
o Aker Solutions i Tromsø er kanskje det beste eksempel hittil på en knoppskyting
som både har et langsiktig perspektiv og utgjør en faktisk forskyvning av
kunnskapsmiljøer nordover. Men det er også andre: Aibel, Reinertsen, Subsea 7,
Ramboll, m fl, i Tromsø, Harstad og Hammerfest.
o Flere påpeker at de er positivt overrasket over hva nord-norske bedrifter kan tilby
av kunnskap og effektivitet, og over hva man kan finne av godt kvalifisert
arbeidskraft.
o Etableringer legger grunnlag for nye allianser og nye underleveranser, samt bedre
forståelse for lokale behov/forhold slik at man kan utvikle bedre
leverandørstrategier og kontraktsutforming.
o Den store andelen av fremtidig aktivitet som vil kunne skje i nord tilsier at både
oljeselskaper og tunge leverandører vil forskyve også de kunnskapstunge delene av
sine organisasjoner nordover – men de må ha forventninger om at aktivitetene
virkelig vil komme.
o Langsiktige scenarioer, som også inkluderer de mest krevende ressursene, er
viktige for bedriftenes langsiktige interesse.
o Sterkt politisk engasjement og beslutninger som viser at det jevnlig tas nye skritt
fremover er nødvendig. Uklarhet om intensjoner og kompromisser som det som nå
er inngått på ikke-sosialistisk side er skadelige.
o Mange kjente underbyggende strategier: Venturefond, FoU, utdanning,
infrastruktur, industriparker, attraktive bomiljøer, nettverksbygging, møteplasser
osv. Oljeselskapenes egne kvalifiseringsprogrammer har hatt stor betydning.
o Mer systematisk kartlegging og publisering av kompetanser i mindre nord-norske
bedrifter kan bidra til å overkomme markedsvikt pga avstand og ulik størrelse.
Synergier som skaper innovasjon kan komme fra helt uventet hold.
o UiNs rapport ”Ringvirkninger i nord” for Kon-Kraft finner mange indikasjoner på at
klyngemekanismer binder nord og sør sterkere sammen. Når det skjer, blir veksten
selvforsterkende.
BEREDSKAP – EN ”LEDIG” TEKNOLOGINISJE
o Den norske petromaritime klyngen beskrives som ”komplett” ved at den har
globalt sterke leverandørmiljøer innenfor alle offshore-relaterte teknologiske
hovedsektorer.
o Noen av disse har vokst frem fra nesten ingenting, som NODE-klyngen på
Sørlandet og ”Subsea Valley” på Østlandet.
o Vanskelig å se noen hovedsektor som ikke er ”opptatt” av delklyngene i sør -
unntatt beredskap.
o Norge har en liten, men lovende offshore beredskapsindustri med bedrifter i Nord-
Norge og på Vestlandet og Østlandet.
o Forventninger om et voksende verdensmarked har ført til vekst i denne sektoren
også i andre land, men det finnes ikke sterke, globalt rettede klynger noe sted i
verden, dvs en ”ledig” sektor også globalt.
o Derfor en gylden mulighet for Nord-Norge, men tiden er knapp og tiltaksbehovet
stort.
o En analyse fra Ramm Energy Partner for Arena Beredskap
indikerte at Norge er en blant bare tre regioner som kan anses
som ledere i konkurransen om å utvikle en globalt ledende
delklynge for beredskap.
o De andre er, ikke uventet, de samme som har
verdensledende generelle offshoreklynger: USA rundt
Mexico-gulfen og UK.
o Blant disse tre ligger Norge på sisteplass,
hovedsakelig på grunn av en ekstrem skjevfordeling av
den kommersielle bedriftsstrukturen:
(Antall norske bedrifter av totalt global antall funnet.)
Dette reflekteres også i omsetningen,
med en forsvinnende liten del av den
operasjonelle virksomheten.
(Figurer på denne siden fra hovedoppgave NTNU av Kristian
Bergaplass og Christian Eriksen.)
Årsaken er naturligvis at den operasjonelle delen er
nærmest helt monopolisert av Kystverket og NOFO. Dette
er ikke tilfellet i de andre regionene.
Vareprodusenter
Tjenesteyting
Sluttbrukere
Disse store aktørene har ikke
forretningsmessig motivasjon og er
ikke eksportorientert, og er underlagt
et ikke vekst- og profittorientert
budsjettsregime. Næringskjeden er
helt ulik resten av petroleumsklyngen.
Dette har vært meningen, men stenger
likevel for innovasjon og vekst.
VIL VI HA KLYNGEVEKST, KREVES STORE ENDRINGER
o Sektoren må organiseres tilsvarende alle andre deler av olje/gass-klyngen: Høye,
globale ambisjoner, krevende sluttkunder, gjennomgående fortjenestemotiv,
sammenhengende kommersielle næringskjeder. Dette sikrer høy innovasjonskraft i
alle ledd.
o Måloppfatningen hos både staten og oljeselskapene må forandres fra å møte
regulative krav til aktivt å skape verdier fra unngåelse av fremtidige tap.
o Forutsetter riktig og forutsigbar internalisering av potensielle tap basert på bedre
og differensiert risikoforståelse.
o Hjemmemarkedet vil aldri bli veldig stort. Full utnyttelse krever sømløs
koordinering av etterspørselen fra olje- og skipsfartsdelene.
o Alle deler av markedet må konkurranseutsettes.
o Det haster, for britisk tjenesteytende beredskapsindustri er i sterk ekspensjon og
kan komme til å knytte sterke bånd til norske vareprodusenter.
o Den nye regjeringen har bestemt at det skal nedsettes ”et utvalg for å vurdere
hvordan teknologi, produktutvikling, industribygging og kompetanse innen
oljevernberedskap kan styrkes.”
Search and rescue:
o I dag utilstrekkelig rekkevidde og kapasitet.
o SARiNOR-prosjekt under Maritim21 skal utrede
behov, mangler, ny teknologi, og samlet strategi for
måloppnåelse.
o Forventet at Bjørnøya, Svalbard, må tas i bruk
o Ide fra Barlindhaug om landbaserte og flytende
baser som kan dekke flere ulike behov
KU Barents SØ
FoU
Forskningsrådets strategi, vekt på:
o Bedre forståelse av ressursgrunnlaget
o Bedre klimatisk forståelse
o Operasjoner i mørke og kalde omgivelser, ising og
isforhold, herunder HMS
o Transport og logistikk over lange avstander
o Bedre beredskapsteknologi
o Bruk av gass på land, bl a i mineralindustri
Norsk Olje og Gass vektlegger:
o Konkrete teknologiske løsninger for E&P
o Geopolitikk: Barents i et globalt markedsbilde
o HMS, beredskap
Relevante punkter fra OG21:
o Nye subsea-løsninger
o Langdistanse multifasetransport
o Nye og raskere boreteknologier
o Produksjon fra tettere reservoarer
o Deteksjon og beredskap
o Videreutvikling av ”capping”
o Behandling av kondensat
o Miljø, energieffektivitet m m m
Nytt forskningssenter ved Universitetet i Tromsø et viktig skritt fremover.
Utdanning
o Fra konsekvensutredningen for Barents SØ, på grunnlag av en Pöyry-analyse:
”Det er estimert høyest behov for sysselsatte med utdanning innen elektrofag,
mekaniske fag, maskinfag og bygg- og anleggsfag fra videregående skole
eller fagskole. Etablering av landanlegg fører også til høy etterspørsel etter
bygg- og anleggsarbeidere.”
o Slike studier kan bli svært avhengige av forutsetningene i utvalgte scenarioer.
I virkeligheten kan både omfang, type prosjekter, og tidshorisonter bli
annerledes. I tillegg kommer utvikling av industri som sikter mot langt bredere
markeder. Planlegging må være langsiktig og interaktiv, og ikke legge til grunn
for snevre forutsetninger.
o Maritimt rettet utdanning også meget viktig, ikke minst ut fra forventet lete- og
boreaktivitet.
o Generelt er det på nasjonalt nivå knapphet på personell med høyere teknisk
og naturvitenskapelig utdannelse. Nord-Norge har mange gode tilbud som kan
styrkes. Forventet forskyvning av virksomheten nordover bør reflekteres i
utviklingen av ny utdanningskapasitet.
Kommunikasjon og kraftforsyning
o Konsekvensutredningen for Barents SØ peker på at det ventes økte behov for
infrastruktur/logistikk knyttet til forsyning (havner/baser) og frakt av varer,
tjenester og personell, både inn til landanlegg og ut til offshoreanlegg, dvs veier,
flyplasser og helikopterbaser.
o Store nye veiinvesteringer i Nasjonal Transportplan – men er det nok?
o Bl a Tekna mener det har vært for lite fokus på bedret telekommunikasjon
(satellitter).
o Kraftbehov er avhengig av både aktivitetsnivå om hva slags beslutninger som
tas om kraft fra land, samt av nye industrielle etableringer (mineraler, annet
gassbasert). Stor usikkerhet. Fokus i KU og de fleste offentlige
planer/utredninger er på å styrke inngående transmisjonskapasitet. Ofoten-
Balsfjord er vedtatt. Balsfjord-Hammerfest er under konsesjonsbehandling.
o Spørsmålet er om bedre transmisjonskapasitet er tilstrekkelig til å sikre
leveringssikkerhet både i nord og ellers i landet når det meste av den nye
kraften er tilfeldig og uforutsigbar, fra vind og småkraftverk. Hvordan dette skal
løses virker fortsatt meget usikkert. Debatten om gasskraft er ikke over.
Hammerfest Energi er vel fortsatt med i Gassnovas løp om CCS?
TRANSPORTLØSNING FOR GASS
Mangelen på en forutsigbar transportløsning for gass er den største
risikofaktoren for videre utvikling av Barentshavet. De fleste lisenser tildeles som
seismiske opsjoner. Hvorvidt selskapene går videre til boring vil avhenge av
risikoveid forventning for verdien av feltutbygging, som igjen vil avhenge tungt
av ledig transportkapasitet som kan garantere avsetning av gass (også fra
oljefelt) til rimelig kostnad.
Alle funn i Barentshavet til nå inneholder mer
eller mindre gass.
Forventningen til Barents SØ er 83% gass (88% i
høyalternativet).
Det kan også tenkes at vi kan transportere
russisk gass gjennom et norsk system.
Tilstrekkelig forutsigbarhet
og skalaøkonomi kan bare
skapes av en stor rørledning
fra Barentshavet (via
Lofoten/Vesterålen) med
romslig ledig kapasitet.
Nåværende
LNG-fabrikk på
Melkøya
Eksisterende system
(Gassled).
70% av
avstanden
til Europa
er allerede
dekket.
KREVENDE Å FÅ FATTET BESLUTNING OM RØRLEDNING
o Samfunnsøkonomisk er stor rørledning allerede lønnsom, fordi den
samfunnsøkonomiske betraktningen bør ta hensyn til forventede ressurser, ikke
bare de som allerede er påvist. Også påpekt av Gassco.
o I den bedriftsøkonomiske vurderingen trengs det fortsatt større volumer (selv
medregnet oppgradering av Snøhvit). Hvor mye er avhengig av hvorvidt man kan
regne inn Norvarg-området.
o ”Høna og egget”: Vil det bli lett etter og funnet nok gass uten sikkerhet for at røret
kommer på plass?
o Gassco utreder finansieringsalternativer med tanke på beslutning i 2015-16.
o Kan komme til å kreve en god del kreativitet.
o Statlig medvirkning?
o Finansielle aktører?
o Risikokompensasjon?
Men vi kan ikke opprettholde leveransene av gass til
Europa uten stort bidrag fra Barents:
Økende ledig kapasitet i Gassled fra 2020:
2020
80-
90
bcm/
år
18-29
bcm/år i
en stor
Barents-
ledning
Europa vil trenge mye gass lenge, men
nøler med å innrømme det o Overgang til fornybar kraftproduksjon (vind, sol) i Europa støter allerede på store
vanskeligheter fordi de store og uforutsigbare variasjonene krever at det finnes kull-,
gass- og kjernekraftverk som i perioder kan dekke nesten hele etterspørselen, men
særlig gasskraft kan ikke overleve med sterkt reduserte driftstider.
o I dag fører dette til overgang fra gass til kull og økte utslipp, samt svekket
forsyningssikkerhet og voksende klager fra forbrukerne som må betale subsidier for
overinvesteringene og nå også for å holde gasskraftverkene i live.
o Fornybarsatsingen vil måtte bremses, og flere tiltak må iverksettes for å snu
utviklingen slik at gass overtar for kull og kjernekraft nedlagt ved politisk beslutning.
o På sikt vil gass med CCS mest
sannsynlig bli billigere enn
vind/sol med lagring.
o Utsiktene for gass er derfor
bedre enn i EUs veikart, som
likevel gir mer eller mindre god
plass for norsk gass til 2050++ Gassled eksportkapasitet
o EU nøler likevel med å ta beslutninger om å gjenreise gass som en viktig kilde for
kraftproduksjonen, selv om dette objektivt synes som helt påkrevet.
o Blant årsakene er usikkerhet både om pris og tilgjengelighet.
o Prosessen med å koble gassprising fra olje, og over til spot, er allerede kommet
langt, men russerne øver motstand, og kan tenkes å prioritere Asia når nye
kontrakter skal inngås, fremfor å levere spot til Europa.
o LNG-markedet vokser, men oppfattes som mer usikkert enn rørgass. Foreløpig er
også LNG-prisen (og dermed spot) nokså høy, på grunn av stor asiatisk
etterspørsel, og det er uenighet om hvor raskt dette vil endre seg.
o Norsk rørgass er den absolutt mest attraktive gassen ut fra forsyningssikkerhet,
og vil kunne være prismessig konkurransedyktig dersom vi kan opprettholde høye
volumer og utnytte skalafordelene ved rørledningssystemet.
o Men det er fortsatt usikkerhet i EU på om Norge kan og har vilje til å få frem nok
volumer, særlig fra Barentshavet.
o Europeisk skifergassproduksjon vil paradoksalt trolig heller hjelpe enn svekke
norsk gass, fordi det vil øke forsyningssikkerheten og redusere tvilen om utstrakt
bruk av gass. Men det går langsomt, unntatt i UK.
USIKKERHETER KNYTTET TIL VERDENSMARKEDET
o Mange spør om den raske veksten i produksjon av ”lett tett olje”, også kalt
skiferolje, i USA er innledningen på en periode med produksjonsoverskudd og
fallende priser.
o Forventningen hos EIA (USA) er at veksten vil
avta og produksjonen senere falle, men det er stor
usikkerhet og også andre ukonvensjonelle
muligheter. I resten av verden vil det gå langsomt.
o IEA forventer sterk vekst i alle typer
oljeinvesteringer, herunder både tett olje og dypt
vann. Det anses nødvendig for å kompensere for
fallet i produksjonen fra eksisterende felt. IEAs linje
er at alle bidrag trengs for å dekke etterspørselen, i
hvert fall de nærmeste tiårene.
”UBRENNBAR” OLJE OG GASS? Utgangspunktet for debatten er uttalelsen i IEA WEO 2012: ”No more than one-third of proven reserves of fossil fuels can be consumed prior to 2050 if the world is to achieve the 2°C goal, unless carbon capture and storage (CCS) technology is widely deployed. This finding is based on our assessment of global "carbon reserves", measured as the potential CO2 emissions from proven fossil fuel reserves. Almost two-thirds of these carbon reserves are related to coal, 22% to oil and 15% to gas.” Vanligvis underslås betingelsen om at CCS ikke blir ”widely deployed”. Det er mao ikke 2/3 av reservene som må bli liggende i bakken, men 2/3 av karbonet som må bli liggende eller tilbakeført, og det gjelder først og fremst kull. IEA forutsetter i sine scenarioer utstrakt bruk av CCS.
Mange spekulerer i om dette betyr at klimapolitikken vil måtte drive ned etterspørsel og oljepris så sterkt at store deler av eksisterende og nye funn vil ulønnsomme å utvinne. Det antas i så fall først å ramme de ressursene som er dyrest å utvinne, herunder ressurser i ”Arktis”. I IEAs mest langsiktige fremskrivning (til 2050), oppfyller scenarioet 2DS togradersmålet og 2/3-betingelsen. Her er bruken av kull 59% av volumet i 2009, bruken av olje 70%, og bruken av gass 116%. Samlet utgjør fossile brensler 46% av en vesentlig høyere primærenergibruk.
2050
GASS
OLJE
RYSTAD-RAPPORTEN Rystad Energy har benyttet sin egen database for å utlede hvor mye som etter IEAs forutsetninger kan produseres, regnet som andel av hva som ville blitt produsert med vanlige oljeprisforventninger. * Togradersscenarioet antas å redusere oljeprisen til USD 85-90 pr fat, mens gassprisen vil kunne øke. * Da vil det være mulig å produsere 78% av oljen og 97% av gassen i forhold til hva som maksimalt kan produseres frem til 2050 (med høy oljepris). * Med større overgang fra kull til gass eller mer bruk av CCS kan nesten all olje og gass produseres. * Det gjenværende karbonbudsjett etter 2050 er lavt. Over ”flere hundre år” finner Rystad at 80% av kullet, 46% av oljen, og 42% av gassen må bli liggende, men av en mye større ressursbase.
IEAs forutsetninger er lagt fra perfekte. Fullt gjennomslag for CCS, en aktiv
strategi for skogreising og andre opptaksteknologier kan sikre ubegrenset rom
for bruk av gass og langt større rom for bruk av olje på enhver sikt. I tillegg
kommer tidligere nevnt mulighet for hydratgass.
MARKEDET HINDRER IKKE HUNDREÅRSPERSPEKTIV
o Ved en kostnadseffektiv og teknologinøytral global klimapolitikk vil markedene for
olje og gass ikke hindre et hundreårsperspektiv for olje- og gassutvikling i nord.
o Oljeprisen vil fortsette å være syklisk. Utformingen av klimapolitikken innebærer
en risiko for langsiktig gjennomsnittlig prisfall, dvs at prisen i perioder kan bli svært
lav. Barentshavet er i utgangspunktet en provins som kan rammes av dette. For å
unngå langvarige pauser må vi sikre gode rammebetingelser og sterk
teknologiutvikling.
o Gassmarkedet ligger i Europa, med sine egne problemstillinger. Objektive
vurderinger tilsier et hundreårsperspektiv også her, men det krever en politisk
forståelse som i dag ikke er på plass. CCS kan være en hovedforutsetning, sammen
med forutsigbarhet for Norge som sikker leverandør av store og rimelige mengder
gass.
En rekke momenter fra det foregående tilsier at vi må få en reform av
petroleumsbeskatningen, særlig for å sikre utvikling i nord:
Behovet for feltsentre med ledig kapasitet for å fase inn nye felt
senere krever litt ekstra investeringsinsentiv. Barentshavet kan ikke
bygges ut bare med stand-alone løsninger. Dette har også
betydning for ilandføringsbeslutninger (jfr Castberg/Veidnes).
Naturlige forhold og stort behov for ny teknologi krever bedre
materialitet (belønning for organisasjon og kunnskap) for krevende
prosjekter og et mer differensiert skattesystem.
Særlig i Barents SØ er det for det meste gass. Vi må overbevise EU
raskt om at vi kan levere billig og mye. Prismessig frikobling fra olje
må også føre til gunstigere skattemessig behandling av gass.
Fortsatt sykliske oljepriser og klimapolitisk risiko for
lavprisperioder tilsier at skattesystemet må utjevne svingninger
bedre (kan til gjengjeld ta mer i høyprisperioder).
Aksept for det norske syn på Barents Nord vil forutsette en
tilpasning av skattereglene, kan like gjerne begynne i Barents Sør.
NY REGJERING HAR VARSLET SKATTEUTREDNING: ”Vurdere endringer i petroleumsskattesystemet som kan bedre
ressursforvaltningen og øke utvinningsgraden i felt i drift og nærliggende
marginale felt.”
o Tidligere sterkest fokus på økt utvinning, som er et vesentlig poeng, men særlig i
sør.
o Andre hensyn er langt viktigere i nord.
o Heldigvis er formuleringen utvidet til å gjelde bedre ressursforvaltning i sin
alminnelighet.
o Behovet er først og fremst systemendring, ikke ”lettelse”.
o En rekke av behovene møtes i Barentshavet. Hvis man vil gå skrittvis frem, er et
eget produksjonsfradrag for Barentshavet, eventuelt bare for gass, et fornuftig
første skritt.
