Et hovedmål i petroleumspolitikken har vært å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Samtidig har det vært viktig at en stor andel av verdiskapingen skal tilfalle den norske stat, slik at den kan komme hele samfunnet til gode. Forvaltningen skal skje innenfor forsvarlige rammer når det gjelder helse, miljø og sikkerhet, og hensynet til det ytre miljø skal ivaretas. Virksomheten skal også skje i sameksistens med andre næringer.

Den etablerte ansvars- og rollefordeling mellom stat og næringsliv legger til rette for å nå målene i petroleumspolitikken. Myndighetene regulerer sektoren ved å sette helhetlige, klare og forutsigbare rammer. Oljeselskapene og andre aktører i næringen har ansvar for den operasjonelle aktiviteten. Fordi kommersielle selskaper står for leting, utbygging og drift, er det avgjørende å gi selskapene riktige insentiver - de beslutninger som er best for selskapene må også være gode for samfunnet.

Reguleringen av petroleumsvirksomheten er derfor utformet for å gi best mulig samsvar mellom selskapenes og myndighetenes interesser. Dette oppnås blant annet gjennom skatte- og avgiftspolitikken, gjennom petroleumsloven og gjennom myndighetenes oppfølging av ressursforvaltningen.

For å sikre at verdiskapingen i størst mulig grad skal tilfalle det norske folk står oljeselskapene overfor en skattesats på 78 prosent. Petroleumsskattesystemet bygger på den ordinære selskapsbeskatningen (22 prosent), med en særskatt i tillegg. I utformingen av petroleumsskattesystemet har det også vært viktig å opprettholde selskapenes insentiver til å investere. Prosjekter som er lønnsomme for samfunnet bør også være lønnsomme for oljeselskapene.

Det er derfor ikke feltene som beskattes, men selskapene. Det gis fradrag for alle relevante kostnader i skattegrunnlaget. De investeringsbaserte fradragene (avskrivninger) er utformet for å hindre at den høye skatteprosenten reduserer investeringsviljen på norsk sokkel. Etter omleggelsen av petroleumsskatten i 2022 innebærer dette at selskapene får umiddelbart fradragsført investeringer i særskatten. For at selskaper i og utenfor skatteposisjon skal behandles likt er det innført en ordning med løpende utbetaling av skatteverdien av eventuelle underskudd i særskatten (71,8 pst.).

Petroleumsvirksomheten er Norges viktigste næring både når det gjelder inntekter til statskassen, investeringer og andel av total verdiskaping i Norge. Det er derfor av stor betydning at organiseringen av virksomheten, samt rolle- og ansvarsfordeling ivaretar alle viktige samfunnshensyn og sørger for at verdiskapingen fra petroleumsressursene kommer hele det norske folk til gode.

Det gjør at statlig styring og kontroll med virksomheten er nødvendig. Statlig styring og kontroll sikres gjennom et omfattende regelverk hvor tillatelser og godkjenninger fra kompetent myndighet er nødvendig i alle faser av petroleumsvirksomheten.

Petroleumsloven (lov 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet) inneholder den overordnede hjemmelen for god ressursforvaltning, herunder konsesjonssystemet som gir selskapene rettigheter til å drive petroleumsvirksomhet. Petroleumsloven fastslår at staten har eiendomsretten til de undersjøiske petroleumsforekomstene på kontinentalsokkelen.

Petroleumsvirksomhetens livssyklus

Fra åpning av nye områder til avslutning av petroleumsvirksomhet.

Petroleumsvirksomheten kan deles inn i ulike faser. Før det kan utøves petroleumsvirksomhet i et havområde, må området være åpnet for dette formålet. Gjennom leteaktivitet kartlegges og påvises eventuelle petroleumsressurser i undergrunnen. Dersom det gjøres funn som kan bygges ut kommersielt, går virksomheten over i en ny fase hvor målet er å bygge ut forekomsten og produsere den slik at man oppnår god ressursforvaltning og dermed høyest mulig verdiskaping. Når lønnsom produksjon fra feltet ikke lenger er mulig, må virksomheten avsluttes og installasjoner disponeres (sikres eller fjernes).

Åpning av nye områder for petroleumsvirksomhet

Før det kan tildeles tillatelser til petroleumsaktivitet, må området der aktiviteten planlegges være åpnet for petroleumsvirksomhet. I den forbindelse skal Energidepartementet utarbeide en konsekvensutredning som blant annet vurderer de økonomiske, sosiale og miljømessige virkningene virksomheten kan ha. Gjennom en åpningsprosess sikrer man seg oversikt over alle relevante argumenter for og imot petroleumsvirksomhet i det aktuelle området.

I tillegg får både allmennheten og berørte parter anledning til å komme med sitt syn på saken. I forbindelse med en åpningsprosess gjennomføres det også en ressurskartlegging av området. Det er Stortinget som beslutter om et nytt område skal åpnes for petroleumsvirksomhet. Konsekvensutredning og åpning av nye områder reguleres i kapittel 3 i petroleumsloven og kapittel 2a i petroleumsforskriften.

Tildeling av utvinningstillatelse

Utvinningstillatelsen gir enerett til undersøkelse, leteboring etter og utvinning av petroleum innenfor det geografiske området som tillatelsen omfatter. Tillatelsen regulerer videre rettigheter og plikter som rettighetshaverne til en utvinningstillatelse har overfor staten. Utvinningstillatelsen utfyller bestemmelsene i lovgivningen og stiller detaljerte vilkår for virksomheten. Rettighetshaverne blir eiere av sin forholdsmessige andel av den petroleum som produseres.

Utvinningstillatelser blir normalt tildelt gjennom konsesjonsrunder, som innebærer at departementet kunngjør visse geografiske områder (blokker) som det kan søkes om utvinningstillatelse for. Utlysningsprosessen, hvem som kan søke om utvinningstillatelse, hva søknaden skal inneholde og fremgangsmåten for å søke er nærmere regulert i petroleumslovens og -forskriftens kapittel 3. I tillegg til bestemmelsene i lov og forskrift, har Sokkeldirektoratet utarbeidet en detaljert veileder for hvordan søknaden bør utformes. Veilederen er tilgjengelig på Sokkeldirektoratets nettsider.

På bakgrunn av søknadene som kommer inn tildeles utvinningstillatelse til en gruppe selskaper. Tildelingen skjer på bakgrunn av saklige, objektive, ikke-diskriminerende og på forhånd kunngjorte kriterier.

Departementet utpeker en operatør for interessentskapet som skal forestå petroleumsvirksomheten i tillatelsen. Rettighetshavergruppen finansierer virksomheten. Hver enkelt rettighetshaver skal bidra med sin kompetanse og har et påse-ansvar overfor operatøren.

Letefasen

Utvinningstillatelsen gjelder for en initiell periode som kan vare i opptil ti år. Denne perioden er forbeholdt leteaktivitet. For å sikre at rettighetshaverne utforsker området som omfattes av utvinningstillatelsen på en hensiktsmessig måte, pålegges rettighetshavergruppen en arbeidsforpliktelse i sin utvinningstillatelse. Arbeidsforpliktelsen kan bestå av geologiske og/eller geofysiske aktiviteter og leteboring. Det er frister for når den enkelte aktiviteten skal gjennomføres.

Dersom det er enighet i rettighetshavergruppen, kan den velge å levere tilbake utvinningstillatelsen når arbeidsforpliktelsen er utført. Tilbakelevert område kan senere tildeles en ny rettighetshavergruppe. På denne måten sikrer staten en stadig bedre kartlegging av petroleumsressursene på de ulike delene av norsk kontinentalsokkel, noe som har medført at man i dag har omfattende kunnskap om undergrunnen i en rekke områder.

Utbyggings- og driftsfasen

Dersom rettighetshaverne gjør et funn og ønsker å gå videre med arbeidet i en utvinningstillatelse etter at arbeidsforpliktelsen er oppfylt, kan de kreve at gyldighetsperioden for utvinningstillatelsen forlenges. Forlengelsesperiodens varighet fastsettes av Energidepartementet ved tildeling og skal som hovedregel ha en varighet på 30 år.

Det er i forlengelsesperioden at selve utbyggingen og driften av feltet finner sted. Dersom rettighetshaverne ønsker å bygge ut et felt, er de forpliktet til å gjøre dette på en forsvarlig måte. Selv om det er selskapene som er ansvarlige for å planlegge og iverksette et utbyggingsprosjekt, er prosjektet betinget av godkjennelse fra Energidepartementet. Store og/eller viktige prosjekter forelegges Stortinget før departementets godkjenning.

Godkjennelsen skjer på bakgrunn av en plan for utbygging og drift (PUD) av en ny petroleumsforekomst som rettighetshaverne må legge frem for departementet. For rørledninger og landterminaler må det eventuelt godkjennes en egen plan for anlegg og drift (PAD).

PUD/PAD består av en plan for utbyggingen og en konsekvensutredning. Konsekvensutredningen gir en oversikt over hvilke virkninger den aktuelle utbyggingen må antas å få for miljøet, fiskeriene og samfunnet for øvrig. Utredningen sendes på høring til alle som kan berøres av utbyggingen, slik at disse får anledning til å gi uttrykk for sitt syn. Prosessen sikrer at alle relevante argumenter er kjent før avgjørelsen om utbygging tas, og at utbyggingene som godkjennes er forsvarlige og har akseptable konsekvenser for andre samfunnsinteresser. I spesielle tilfeller kan departementet gi fritak for PUD/PAD.

Energidepartementet har sammen med Arbeids- og inkluderingsdepartementet utarbeidet en veiledning for plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD). Formålet med denne veilederen er å klargjøre både regelverk og myndighetenes forventninger til utbygger. PUD- og PAD-veilederen, og andre veiledere, er offentlig tilgjengelig på Sokkeldirektoratets nettsider.

Utbyggings- og driftsfasen er nærmere regulert i petroleumslovens og petroleumsforskriftens kapittel 4.

Avslutning av petroleumsvirksomhet

Krav om fremleggelse av en avslutningsplan

Petroleumsloven pålegger rettighetshaverne å legge frem en avslutningsplan for departementet to til fem år før utvinningstillatelsen utløper eller blir oppgitt, eller bruken av en petroleumsinnretning opphører for godt. Avslutningsplanen skal bestå av to deler: en konsekvensutredning og en disponeringsdel.

Konsekvensutredningen skal gi en oversikt over både miljømessige og øvrige konsekvenser selve avslutningen av virksomheten kan få. Disponeringsdelen skal inneholde en detaljert plan for hvordan virksomheten kan avvikles på best mulig måte.

Avslutning av petroleumsvirksomhet og disponering av innretninger reguleres nærmere i petroleumslovens kapittel 5 og petroleumsforskriftens kapittel 6. I tillegg til petroleumsloven vil Norge være bundet av folkerettslige traktater og retningslinjer. Av internasjonale avtaler er OSPAR-konvensjonen (beslutning 98/3) av særlig betydning for norske myndigheter. Her fastslås det blant annet at petroleumsinnretninger kun i begrenset grad kan etterlates etter endt bruk.

Helse, miljø og sikkerhet og forebygging av forurensningsskade

Norsk petroleumsvirksomhet kjennetegnes ved profesjonelle aktører med et høyt aktsomhetsnivå, samt et bredt anlagt trepartssamarbeid. Det er en ambisjon at norsk petroleumsvirksomhet skal være ledende på helse, miljø og sikkerhet. Det er etablert et regelverk som stiller strenge krav til den enkelte virksomhets innsats når det gjelder risikoidentifikasjon, forebygging og beredskap. Styring av storulykkesrisiko skal være en integrert del av petroleumsaktiviteten.

Myndighetene og partene i næringen har sammen utviklet et trendmålingsverktøy (Risikonivå i Norsk Petroleumsvirksomhet - RNNP) som gir et årlig bilde av risikoutviklingen i hele næringen. Havindustritilsynet publiserer årlig resultatet fra disse målingene.

Erstatningsansvar for forurensningsskade er regulert i petroleumslovens kapittel 7. Her fastslås det at rettighetshaverne er objektivt ansvarlig for forurensingsskade – det vil si at rettighetshaver er ansvarlig uten hensyn til skyld.

Petroleumslovens kapittel 9 og 10, med forskrifter, regulerer sikkerheten i petroleumsvirksomheten.

Ansvarsområder

Stortinget
Stortinget setter rammene for petroleumsvirksomheten i Norge, blant annet ved å vedta lover. Alle prinsipielle saker, herunder alle store utbyggingssaker, skal drøftes der. Stortinget kontrollerer også regjeringen og statsforvaltningen.

På tross av at sammensetningen på Stortinget varierer over tid, har de overordnede rammene for norsk petroleumspolitikk vært stabile. Det skyldes at det gjennom mange år har vært bred politisk enighet om de store linjene i norsk petroleumspolitikk, noe som har bidratt til å gi petroleumsnæringen forutsigbare og stabile rammevilkår. Dette er særlig viktig for en langsiktig og kapitalintensiv næring som petroleumsvirksomheten.

Regjeringen, departementene og underliggende etater
Regjeringen har den utøvende makt i petroleumspolitikken og står til ansvar overfor Stortinget. Til å utøve politikken får regjeringen hjelp fra departementene, underliggende direktorater og tilsyn. Ansvaret for de ulike rollene i utøvingen av petroleumspolitikken er fordelt slik:

Energidepartementet og Sokkeldirektoratet
Energidepartementet har ansvar for ressursforvaltningen og for petroleumssektoren under ett. Departementet har også ansvaret for forvaltningen av arbeidsmiljøet og for sikkerhet og beredskap i petroleumsvirksomheten, og er i tillegg ansvarlig for eieroppfølging av statens eierandeler i Gassco AS.

Sokkeldirektoratet er administrativt underlagt Energidepartementet. Sokkeldirektoratet har en sentral rolle innenfor petroleumsforvaltningen og er et viktig rådgivende organ for Energidepartementet. Sokkeldirektoratet utøver forvaltningsmyndighet i forbindelse med leting etter og utvinning av petroleum på kontinentalsokkelen. Dette omfatter også myndighet til å fastsette forskrifter og å fatte vedtak etter petroleumslovgivningen.

Havindustritilsynet er underlagt Energidepartementet og er ansvarlig for å føre tilsyn med den tekniske og operasjonelle sikkerheten, inkludert beredskap mot villede handlinger og arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten.

Finansdepartementet
Finansdepartementet har det overordnede ansvaret for skatter og avgifter fra petroleumsvirksomheten. Oljeskattekontoret er en del av Skatteetaten, som er underlagt Finansdepartementet. Oljeskattekontoret skal først og fremst sørge for rett fastsetting og innbetaling av de skatter og avgifter som vedtas av politiske styresmakter. Tolldirektoratet sørger for å fastsette og å innkreve NOx-avgiften.

Finansdepartementet har også ansvaret for å forvalte Statens pensjonsfond – Utland. Ansvaret for den operative forvaltningen er delegert til Norges Bank.

Nærings- og fiskeridepartementet
Nærings- og fiskeridepartementet har ansvaret for eieroppfølging av statens andeler i Equinor ASA (tidligere Statoil) og Petoro AS, samt for SDØE. I tillegg konsulteres departementet som ledd i tildelingsprosessen for å sikre god sameksistens mellom rettighetshaverne i petroleumsvirksomheten og fiskeriene.

Departementet har også ansvaret for beredskap mot akutt forurensning i norske farvann. Kystverket er underlagt Nærings- og fiskeridepartementet og har ansvaret for den statlige oljevernberedskapen

Klima- og miljødepartementet
Klima- og miljødepartementet har det overordnede ansvaret for miljøvern og forvaltning av det ytre miljøet i Norge. Miljødirektoratet, som er underlagt dette departementet, har blant annet ansvaret for å følge opp forurensningsloven.

Statlig eierskap

Petoro AS
Petoro er et heleid statlig selskap og ivaretar de forretningsmessige sidene knyttet til statens  direkte økonomiske engasjement (SDØE). SDØE innebærer at staten er en direkte deltaker i petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Petoro er rettighetshaver for statens deltakerandeler i utvinningstillatelser, felt, rørledninger og landanlegg tilknyttet norsk kontinentalsokkel.

Det overordnede målet for selskapets ivaretakelse av SDØE er å oppnå høyest mulig inntekt til staten. Petoro ble opprettet i 2001 og har i underkant av 70 ansatte. Nærings- og fiskeridepartementet forvalter statens eierskap i Petoro.

Equinor ASA (tidligere Statoil)
Equinor er et internasjonalt oljeselskap med om lag 21 000 ansatte og virksomhet i over 30 land. Equinors hovedaktivitet er produksjon av olje og gass, og selskapet er operatør for om lag 70 prosent av olje- og gassproduksjonen på norsk kontinentalsokkel. Selskapet ble etablert i 1972 og er børsnotert i Oslo og New York.

Equinors styre er ansvarlig for den forretningsmessige utviklingen av selskapet. Staten eier 67 prosent av aksjene i selskapet. Nærings- og fiskeridepartementet har ansvaret for eieroppfølging av statens aksjer i selskapet.

Målet med statens eierskap i Equinor er å opprettholde et kunnskapsbasert og høyteknologisk industrikonsern med hovedkontorfunksjoner i Norge. Selskapet skal drives på forretningsmessig grunnlag.

Gassco AS
Gassco ble opprettet i 2001 og er et heleid statlig selskap. Gassco skal verken ha tap eller vinning av egen virksomhet og har som nøytral og uavhengig operatør for gasstransportsystemet ansvar for drift av infrastrukturen på vegne av eierne. Energidepartementet forvalter statens eierskap i Gassco.

Petroleumsvirksomheten i Norge har vart i mer enn 50 år. Flere av feltene som ble satt i drift i den tidlige fasen produserer fortsatt. Eventyret startet i Nordsjøen og har gradvis flyttet seg nordover til både Norskehavet og Barentshavet.

Ved utgangen av 1950-årene var det få som trodde at norsk kontinentalsokkel skjulte olje- og gassrikdommer. I et brev til Utenriksdepartementet i 1958 skrev Norges Geologiske Undersøkelse: ”Man kan se bort fra mulighetene for at det skulle finnes kull, olje eller svovel på kontinentalsokkelen langs den norske kyst”. Hendelsen som åpnet folks øyne for at det kunne være hydrokarboner i Nordsjøen var funnet av gass i Groningen, Nederland i 1959.

I oktober 1962 sendte Phillips Petroleum et brev til norske myndigheter der de ba om tillatelse til leting i Nordsjøen. Selskapet ville ha lisens for de delene av Nordsjøen som lå på norsk territorium og som muligens ville komme innunder norsk sokkel. Tilbudet var på 160.000 dollar per måned. Tilbudet ble sett på som et forsøk på å få eksklusive rettigheter. Det var utelukket for myndighetene å overlate hele kontinentalsokkelen til ett selskap. Dersom områdene skulle åpnes for leting, måtte flere selskaper inn.

I mai 1963 proklamerte regjeringen Norges suverenitet over den norske kontinentalsokkelen. En ny lov slo fast at staten var grunneier og at bare Kongen (regjeringen) kunne gi tillatelser til leting og utvinning. Selv om Norge hadde proklamert statshøyhet over store havområder, gjensto det noen viktige avklaringer angående deling av kontinentalsokkelen, primært med Danmark og Storbritannia. I mars 1965 ble det inngått avtaler om avgrensing av kontinentalsokkelen på basis av midtlinjeprinsippet.

Video: Oljehistorien

Den første konsesjonsrunden ble utlyst 13. april 1965. Det ble tildelt 22 utvinningstillatelser som omfattet 78 geografisk avgrensede områder (blokker).

Utvinningstillatelsene ga enerett til å undersøke, bore og utvinne i konsesjonsområdet. Den første letebrønnen ble boret sommeren 1966, men viste seg å være tørr. Det første oljefunnet som ble gjort på norsk sokkel var Balder i 1967. Funnet var derimot ikke lønnsomt nok på daværende tidspunkt, og det skulle drøye 30 år før funnet ble bygget ut.

Lille julaften 1969 informerte Phillips norske myndigheter om funnet av Ekofisk – det som skulle vise seg å være et av de største oljefeltene som noen gang er funnet til havs. Funnet av Ekofisk markerte for alvor startskuddet for det norske oljeeventyret. Produksjonen fra feltet startet opp 15. juni 1971. I årene etter ble det gjort en rekke store funn.

I 1970-årene var letevirksomheten konsentrert rundt områdene sør for Stad (62 grader nord). Sokkelen ble gradvis åpnet og kun et begrenset antall blokker ble utlyst i hver konsesjonsrunde. De områdene som virket mest lovende ble undersøkt først. Det førte til funn i verdensklasse, og produksjonen fra den norske kontinentalsokkelen har vært dominert av store felt som Ekofisk, Statfjord, Oseberg, Gullfaks og Troll. Disse feltene har vært, og er fremdeles, svært viktige for utviklingen av petroleumsvirksomheten i Norge.

I forbindelse med utbyggingen ble det etablert infrastruktur som flere felt har kunnet knytte seg til. Nå minker produksjonen fra flere av disse feltene, samtidig som flere nye, mindre felt har kommet til. Derfor er produksjonen i dag fordelt på flere felt enn før.

I 1979 ble det åpnet for petroleumsvirksomhet også nord for 62. breddegrad. Leteaktiviten i deler av Norskehavet og Barentshavet startet tidlig på 1980-tallet, og ble senere utvidet ettersom nye havområder ble åpnet opp for petroleumsvirksomhet. Produksjon i Norskehavet startet i 1993 og i Barentshavet i 2007.

I startfasen dominerte utenlandske selskaper letevirksomheten og sto for utbyggingen av de første olje- og gassfeltene. Etter hvert økte det norske engasjementet ved at Norsk Hydro kom med. Det samme gjorde Saga Petroleum, et privat norsk selskap som ble opprettet i 1972. Samme år ble også Statoil (nå Equinor) opprettet med staten som eneeier, og man etablerte et prinsipp om 50 prosent statlig deltakelse i hver utvinningstillatelse.

Fra 1. januar 1985 ble petroleumsvirksomheten omorganisert. Deltakerandelen til staten ble delt i to; én knyttet til Statoil og én knyttet til statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE).

SDØE er en ordning der staten eier en andel i en rekke olje- og gassfelt, rørledninger og landanlegg. Andelen blir fastsatt ved tildeling av utvinningstillatelser og størrelsen varierer fra felt til felt. Som en av flere eiere dekker staten gjennom SDØE-ordningen sin andel av investeringer og kostnader, og får en tilsvarende andel av inntektene fra utvinningstillatelsen. Statoil ivaretok de forretningsmessige sidene ved SDØE på vegne av Staten.

Våren 2001 vedtok Stortinget at 21,5 prosent av verdien av daværende SDØE-portefølje kunne selges. 15 prosent ble solgt til Statoil og 6,5 prosent ble solgt til andre rettighetshavere. Salget av SDØE-andelene til Statoil ble sett på som et viktig element i å gjennomføre en vellykket delprivatisering av selskapet. Statoil ble børsnotert i juni samme år og opererer nå på lik linje med enhver annen aktør på norsk kontinentalsokkel. Statsaksjeselskapet Petoro ble opprettet i mai 2001 for å ivareta SDØE på vegne av staten. I 2007 fusjonerte Statoil med olje- og gassvirksomheten til Norsk Hydro. I 2018 endret Statoil navn til Equinor.

Ved årtusenskiftet ble det åpnet for deltakelse fra flere typer selskaper på kontinentalsokkelen. Av hensyn til god ressursforvaltning ble de store internasjonale selskapene som var etablert i Norge supplert av andre typer selskaper som så andre forretningsmuligheter i de norske petroleumsressursene. I dag er det stor grad av mangfold og konkurranse på norsk sokkel med et stort antall både norske og utenlandske selskaper aktive på sokkelen.

Lite visste vi om hvor betydningsfull denne næringen skulle bli for norsk økonomi da de første utvinningstillatelsene ble tildelt midt på 1960-tallet. Petroleumsvirksomheten har hatt mye å si for den økonomiske veksten i Norge, og for finansieringen av det norske velferdssamfunnet. Utviklingen i petroleumssektorens andel av total verdiskaping, investeringer, eksport og inntekter i Norge er et klart bilde på dette. Aktiviteten på norsk sokkel vil også fremover være helt sentral for norsk økonomi, takket være store gjenværende ressurser og nye betydelige utbyggingsprosjekter slik som Johan Sverdrup.

Det å ivareta hensynet til miljø og klima er en integrert del av den norske petroleumspolitikken. Et bredt virkemiddelapparat bidrar til at de ulike aktørene tar hensyn til miljø og klima i alle faser av virksomheten, fra leting til utbygging, drift og avslutning.

Som et resultat av effektive virkemidler og felles satsing mellom myndigheter og selskapene på forskning, teknologiutvikling og kompetansebygging, holder norsk petroleumsvirksomhet en høy miljø- og klimastandard sammenlignet med petroleumsvirksomhet i andre land.

Utslipp fra petroleumsvirksomheten kommer fra forbrenning av naturgass og diesel i turbiner, motorer og kjeler, ved sikkerhetsfakling av naturgass, ventilering og diffuse utslipp av gass og ved lagring og lasting av råolje. Utslippene av avgasser inneholder blant annet CO₂ (karbondioksid), NO_x (nitrogenoksid), nmVOC (flyktige organiske forbindelser utenom metan), CH₄ (metan) og SO₂ (svoveldioksid).

Utslipp fra petroleumsvirksomheten blir regulert gjennom flere lover, blant annet petroleumsloven, CO₂-avgiftsloven, særavgiftsloven, klimakvoteloven og forurensingsloven.

Sentralt i petroleumslovgivningen er krav om konsekvensutredning og godkjenning av nye utbyggingsplaner (PUD/PAD). Anlegg på land eller sjø innenfor grunnlinjen, faller i tillegg inn under forskriftene i plan- og bygningsloven.

Det er god oversikt over utslippene fra petroleumssektoren i Norge. Bransjeorganisasjonen Offshore Norge har etablert en felles database, Footprint, for rapportering av utslipp til sjø og luft fra virksomheten. Alle operatører på norsk kontinentalsokkel rapporterer utslippsdata direkte inn i denne databasen.

Utslipp av klimagasser

I 2023 tilsvarte utslippene av klimagasser fra petroleumsvirksomheten om lag 11,5 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Utslippene fra petroleumsvirksomheten utgjør om lag en fjerdedel av de samlede norske klimagassutslippene.

Fremskrivingene av utslipp fra olje- og gassproduksjonen er utarbeidet av Sokkeldirektoratet og bygger på rapportering fra oljeselskapene. Avgrensingen av petroleumsindustrien følger petroleumsskattelovens definisjon, i tillegg til at hele landanlegget på Kårstø er inkludert. Hos SSB er også virksomheten ved ulike landanlegg som er knyttet til blant annet videre transport av gass inkludert, slik at fremskrivingene blir i tråd med utslippsregnskapet. Utslipp fra bygge- og installasjonsfase, maritime støttetjenester og helikoptertrafikk inngår i andre næringer.

Utslippene av klimagasser fra petroleumssektoren er ventet å være relativt stabile de neste årene.

Selskapene som opererer på norsk sokkel ligger langt framme i å bruke løsninger som reduserer og forhindrer utslipp av klimagasser. Dette har resultert i lave utslipp per produserte enhet sammenlignet med tilsvarende virksomheter i andre petroleumsproduserende land.

Energieffektiviseringstiltak, som innføring av energistyringssystemer og installasjon av mer energieffektivt utstyr som kompressorer og pumper, har bidratt til å redusere utslipp fra petroleumsvirksomheten. Kombikraft er et eksempel på en teknologisk løsning der det blir brukt varme fra eksosgassen i turbinene til å produsere damp, som så blir benyttet til å generere elektrisk kraft. Kombikraft øker energieffektiviteten og reduserer utslippene. Kombikraft er installert på feltene Oseberg, Snorre og Eldfisk.

Siden 1996 har det pågått fjerning og lagring av CO₂ fra gassen til Sleipner Vest. På det meste ble en million tonn CO₂ fjernet og lagret årlig under havbunnen i Utsiraformasjonen. Siden 2019 har også CO₂ fra gassen til Utgard blitt lagret i Utsiraformasjonen. Bakgrunnen for CO₂-fjerning for gass fra Sleipner Vest og Utgard var at CO₂-innholdet i gassen var for høy for å selges til markedet. På Hammerfest LNG på Melkøya har CO₂ fra naturgass blitt skilt ut, transportert tilbake til feltet, injisert og lagret i undergrunnen siden 2008. Se egen omtale av CO₂-håndtering.

De største utslippene på norsk sokkel kommer fra energiproduksjonen, som hovedsakelig skjer gjennom forbrenning av gass i turbiner på plattformer. Forsyning av kraft fra strømnettet på land til innretninger på sokkelen og landanlegg har derfor vært et viktig tiltak for å redusere utslippene fra petroleumsnæringen.

I dag drives feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen, Gina Krog, Ormen Lange, Snøhvit, Troll A, Goliat, Valhall og Martin Linge med kraft fra land. Det innebærer at også tredjepartsfelt som er knyttet opp til disse innretningene også er elektrifisert. I tillegg er feltene Sleipner og Gjøa delvis elektrifisert. Videre mottar landanleggene Kårstø, Kollsnes, Melkøya LNG og Nyhamna (inklusive undervannsinnretningene på Ormen Lange-feltet) helt eller delvis kraft fra strømnettet. Kraft fra land er også under utbygging for innretningene på feltene Draugen, Njord, Troll B og C, Oseberg feltsenter og Oseberg Sør.

I 2023 ble Hywind Tampen, Norges første flytende havvindpark, ferdigstilt og satt i full drift. Hywind Tampen er den første vindparken i verden som leverer strøm til olje- og gassinstallasjoner, og er koblet opp mot feltene Gullfaks og Snorre.

Virkemidler for å redusere utslipp av klimagasser

CO₂-avgift og klimakvoteplikt er de sentrale sektorovergripende virkemidlene for kostnadseffektive reduksjoner i utslipp av klimagasser. Størsteparten av utslippene fra petroleumsvirksomheten omfattes av begge disse virkemidlene, mens øvrige sektorer i all hovedsak kun står overfor enten kvotepris eller CO₂-avgift.

CO₂-avgift

Som et av de første landene i verden innførte Norge i 1991 CO₂-avgift. Lov om avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen fastsetter at selskapene må betale CO₂-avgift ved forbrenning av gass, olje og diesel i petroleumsaktiviteter på kontinentalsokkelen og ved utslipp av CO₂ eller naturgass. I 2023 er avgiftsatsen satt til 1,78 kroner per standard kubikkmeter gass og 2,03 per liter olje eller kondensat. For naturgass som forbrennes tilsvarer dette 761 kroner per tonn CO₂. For naturgass som slippes ut til luft er satsen 13,67 kroner per standard kubikkmeter.

For 2024 er avgiften satt til 1,85 kroner per standard kubikkmeter gass og 2,10 kroner per liter olje eller kondensat. For naturgass som forbrennes tilsvarer dette 790 kroner per tonn CO₂. For naturgass som slippes ut til luft er satsen på 16,89 kroner per standard kubikkmeter.

Kvoteplikt

Klimakvoteloven trådte i kraft i 2005, og knytter Norge til EUs kvotesystem for utslipp av klimagasser. Dette innebærer at norske kvotepliktige virksomheter har kvoteplikt på lik linje med virksomhetene i EU. Systemet er inne i sin fjerde periode som gjelder fram til og med 2030.

EUs kvotesystem setter et tak for hvor store de samlede utslippene skal være. Dette taket reduseres årlig slik at systemet bidrar til at det fastsatte utslippsmålet for systemet nås når den aktuelle kvoteperioden utløper. Kvoter blir auksjonert eller tildelt vederlagsfritt. Sektorer som anses å være utsatt for karbonlekkasje, får tildelt vederlagsfrie kvoter for alle eller deler av sine utslipp. Dette omfatter også deler av de kvotepliktige utslippene fra petroleumssektoren.

De siste årene har CO₂-prisen i EUs kvotesystem vært økende, og i 2023 var gjennomsnittsprisen 85,28 euro eller om lag 974 kroner per tonn CO₂.

Summen av CO₂-avgift og kvoteplikt innebærer at selskapene på sokkelen stod overfor en samlet pris for utslipp av CO₂ på om lag 1750 kroner per tonn i 2023. Dette er vesentlig høyere enn for de aller fleste andre virksomheter i Norge og mye høyere enn i alle andre land med petroleumsvirksomhet. Påløpt CO₂-avgift i 2023 var på 7,9 mrd. kroner. Kvotepliktig utslipp fra petroleumssektoren i 2023 var på om lag 11 mill. tonn CO₂. Ved gjennomsnittlig kvotepris og valutakurs tilsier dette en kvotekostnad på rundt 10,8 mrd. NOK. Til sammen tilsvarer dette at selskapene har stått overfor en samlet utslippskostnad for CO₂ på om lag 19 mrd. NOK. Betalbar kostnad vil kunne være noe lavere på grunn av tildeling av vederlagsfrie kvoter.

Vilkår og tillatelser

For at rettighetshaverne skal kunne bygge ut et funn, må plan for utbygging og drift (PUD) godkjennes av Energidepartementet. PUD-en inneholder opplysninger om hvordan rettighetshavere vil bygge ut og drifte feltet. Ved alle nye feltutbygginger og større modifikasjoner, skal utbyggingsoperatøren i forbindelse med arbeidet med PUD legge fram en oversikt over energibehov og kostnadene det vil innebære å benytte kraft fra land framfor gassturbiner.

Brenning av gass i fakkel er kun tillatt når det er nødvendig av sikkerhetsgrunner. Tillatelse til slik sikkerhetsfakling gis av Energidepartementet.

Med hjemmel i forurensningsloven er det krav om utslippstillatelse for utslipp til luft fra petroleumsvirksomhet.

Andre utslipp til luft

Utslipp av NOx

Petroleumsvirksomheten står for om lag en fjerdedel av samlede norske NOx-utslipp.

Norge er gjennom den reviderte Gøteborg-protokollen forpliktet til å redusere de samlede utslippene av NOx med 23 prosent i 2020 sammenliknet med utslippene i basisåret 2005. Forpliktelsen ble nådd i 2017. Utslipp av NOx fra petroleumssektoren er direkte regulert gjennom vilkår i godkjenningen av Plan for utbygging og drift og i utslippstillatelser med hjemmel i forurensingsloven.

I 2007 ble det innført avgift på utslipp av NOx for å legge til rette for kostnadseffektive utslippsreduksjoner. For petroleumsvirksomheten omfatter NOx-avgiften utslipp fra større gassturbiner og maskiner samt utslipp fra gassfakling. Det gis avgiftsfritak for enheter som er omfattet av miljøavtalen med staten om NOx-reduserende tiltak (NOx-fondet).

De fleste virksomhetene i petroleumssektoren har valgt å inngå denne avtalen. Dette innebærer at selskapene betalte 17 kroner per kilo NOx til fondet i 2023. Til sammenligning betalte øvrige industribedrifter 11 kroner per kilo NOx til fondet. NOx-fondets inntekter brukes til å finansiere tiltak som reduserer NOx-utslippene blant bedriftene som deltar i avtalen.

Utslipp av nmVOC

Petroleumssektoren står for om lag en sjettedel av de samlede norske utslippene av nmVOC. Utslippene kommer i hovedsak fra lagring og lasting av råolje offshore. Mindre utslipp oppstår også på gassterminalene.

Siden starten av 2000-tallet har utslippene blitt kraftig redusert som følge av investeringer i utstyr for gjenvinning av oljedamp. De totale nmVOC utslippene var i 2023 om lag 25,5 tusen tonn.

Norge har gjennom tilslutning til Gøteborgprotokollen forpliktet seg til å redusere de samlede utslippene av nmVOC med 40 prosent fra 2020, sammenliknet med utslippene i 2005. Petroleumssektorens utslipp er direkte regulert gjennom krav om bruk av beste tilgjengelige teknologier (BAT) og ved at det er fastsatt spesifikke utslippsgrenser i utslippstillatelsene.

Fangst, transport og lagring av CO₂-utslipp fra forbrenning av fossil energi og industriproduksjon er ifølge FNs klimapanel et sentralt tiltak i arbeidet med å redusere verdens klimagassutslipp. Det finnes flere CO₂-håndteringsprosjekter i drift verden over, men det er fortsatt kostbart, og det er behov for videreutvikling av teknologiene. Arbeidet med CO₂-håndtering handler derfor i stor grad om å videreutvikle teknologi og bidra til kostnadsreduksjoner. For noen næringer, særlig sementproduksjon og avfallsforbrenning, er fangst og lagring av CO₂ eneste mulighet til å vesentlig redusere klimagassutslippene.

Stortinget har besluttet å støtte realisering av Langskip, Norges fullskalaprosjekt for CO₂-håndtering, og byggingen av prosjektet er i gang. Norge har gode forutsetninger for å realisere fangst, transport og lagring av CO₂. Dersom vi lykkes med fangst og lagring av CO₂ vil det bli vesentlig billigere å nå klimamålene. Det er økende interesse for CCS både i Europa og Norge. For at CCS skal bli et effektivt klimatiltak, er det nødvendig at flere land og selskaper investerer i og utvikler CCS-løsninger.

Norge har lang erfaring med CO₂-håndtering. Siden 1996 har CO₂ fra gassproduksjon på norsk sokkel blitt injisert tilbake under havbunnen. CO₂-håndteringsprosjektene ved Sleipner, og Snøhvit er de eneste CO₂-håndteringsprosjektene i drift i Europa i dag og er unike i offshoresammenheng:

• Fra Sleipnerfeltet er det siden 1996 lagret opp mot en million tonn CO₂ årlig i Utsiraformasjonen i sammenheng med prosessering av gassen fra Sleipner Vest-feltet.
• Siden 2019 har også CO₂ fra gassen i Utgardfeltet blitt skilt ut ved Sleipner Vest-plattformen og lagret i Utsiraformasjonen.
• Ved Snøhvit-anlegget har en fra 2008 skilt ut CO₂, før naturgassen kjøles ned til flytende gass (LNG). Etter utskilling fraktes CO₂ i rør fra LNG-anlegget på Melkøya tilbake til feltet, der den blir injisert og lagret under havbunnen. Ved normal drift på Snøhvit blir opptil 700 000 tonn CO₂ lagret hvert år.

Langskip

Stortinget ga høsten 2020 støtte til det første fullskala CCS-prosjektet, Langskip. Langskip er den største investeringen i klimateknologi i norsk industri noensinne. Prosjektet har som hensikt å gi kunnskap som viser at CO₂-håndtering er trygt og mulig, redusere barrierer og kostnader for fremtidige prosjekter, og legge til rette for læring og erfaring knyttet til regulering og insentivering av etterfølgende CO₂-håndteringsaktiviteter. På den måten kan Langskip bidra til realisering av storskala CCS, noe som kan bli et viktig grep mot globale klimaendringer.

Langskip er et industriprosjekt som kan gi store potensielle ringvirkninger både i Norge og i verden. Dersom storskala fangst og lagring av CO₂ under havbunnen på norsk kontinentalsokkel lykkes, kan det både trygge arbeidsplasser og skape nye. I tillegg kan verden få et viktig verktøy for å redusere klimagassutslippene fra industri og næringer med store utslipp, som for eksempel sement- eller avfallsbransjen.

Samlet kostnadsanslag for Langskip (investeringer og 10 års driftskostnader) er totalt om lag 28 mrd. kroner. Statens del av forventede investerings- og driftskostnader er om lag 18 mrd. kroner.

Gjennomføringen av Langskip pågår i tråd med Meld. St. 33 (2019-2020).

Langskip består av tre deler som dekker hele verdikjeden for CO₂-håndtering; fangst, transport og lagring:

• Norcem skal fange CO₂ fra sementfabrikken i Brevik. Fra Brevik vil CO₂ bli fraktet med skip til en ny mottaksterminal i Øygarden i Hordaland. Herfra vil CO₂ bli pumpet via rør og permanent lagret i en geologisk formasjon om lag 2 600 meter under havbunnen. Byggingen av Norcems karbonfangstprosjekt har god framdrift.
• Hafslund Oslo Celsio (tidligere Fortum Oslo Varme) vil fange CO₂ fra røykgass fra avfallsanlegget på Klemetsrud i Oslo. Om lag 400 000 tonn CO₂ vil fanges hvert år, transporteres til Oslo havn og videre med skip til Northern Lights. Prosjektet kom i gang med byggingen sommeren 2022 og fangstanlegget er forventet å stå ferdig i 2026.
• Transport- og lagringsdelen av prosjektet har fått navnet Northern Lights og er et samarbeid mellom Equinor, Shell og Total. Northern Lights er planlagt utbygd i to faser. Den første fasen er en del av Langskip-prosjektet og har en anslått kapasitet på 1,5 millioner tonn CO₂ per år over en driftsperiode på 25 år. Andre fase er planlagt med en anslått kapasitet på 5 millioner tonn CO₂ per år. Byggingen av Northern Lights' transport- og lagerløsning har god framdrift. Northern Lights opplever stor interesse fra internasjonale aktører og er i aktive forhandlinger med potensielle kunder som vurderer å bruke lagerløsningen. Northern Lights og Yara i Nederland offentliggjorde 29. august 2022 den første intensjonsavtalen med kommersielle vilkår for transport og lagring av CO₂ på tvers av landegrenser. Det planlegges mottak av 800 000 tonn CO₂ i året fra begynnelsen av 2025.

Utlysning av områder for lagring av CO₂ på norsk sokkel

Det er økt kommersiell interesse fra selskaper som ønsker å lagre CO₂ på norsk sokkel. 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 Energidepartementet om en tillatelse tilpasset virksomhetenes behov. Energidepartementet har frem til nå (oktober 2024) tildelt elleve tillatelser etter lagringsforskriften på norsk sokkel, ti i Nordsjøen og en i Barentshavet. I juni 2024 ble det utlyst tre nye områder for lagring av CO₂ i henhold til lagringsforskriften. Utlysningsområdet er lokalisert i Nordsjøen. Les mer her.

Teknologisenteret for CO₂-fangst på Mongstad (TCM)

Teknologisenteret på Mongstad (TCM – Technology Centre Mongstad) eies av Den norske stat, Equinor, Shell og Total Energies og har vært i drift siden 2012.

TCM er verdens ledende testsenter for CCS-teknologi ved at det er verdens største som er åpent for uavhengig testing, og at det har en utforming og instrumentering som gir store muligheter for testing under ulike betingelser. Senteret består i dag av et anlegg for fullskala testing av aminteknologi, samt infrastruktur for småskala testing av forskjellige andre fangstteknologier. Begge steder har tilgang på røykgass av ulik konsentrasjon og sammensetning.

Så langt har anlegget gjennomført tester med leverandørene Aker Carbon Capture, Alstom (nå GE), Shell Cansolv, Carbon Clean Solutions, ION Clean Energy, Membrane Technology Research (MTR), Fluor, TDA Research, Mitsubishi Engineering (MHI) og RTI International. Du kan lese mer om anlegget på Teknologisenteret på Mongstad (TCM) sine nettsider.

Forskning og teknologiutvikling

CO₂-fangst og -lagring krever store investeringer. Nye teknologier kan bidra til å drive investerings- og driftskostnader ned og gjøre dette klimatiltaket aktuelt for flere utslippskilder. Offentlig støtte til forskning på CO₂-håndtering gis gjennom CLIMIT-programmet. CLIMIT kan bidra med delfinansiering av prosjekter for å utvikle teknologier innen fangst, transport og lagring av CO₂ og dekker hele innovasjonskjeden fra forskning og utvikling til demonstrasjon. Programmet gir også støtte til samfunnsvitenskapelige studier, særlig med vekt på forhold som er relevante for utvikling av CO₂-håndtering i Norge.

Prosjekter som har fått støtte av CLIMIT har levert resultater som har vært viktige for utviklingen av CO₂-håndtering både i Norge og internasjonalt. Flere teknologier som tas i bruk i Langskip er utviklet med støtte fra CLIMIT. Et godt eksempel på dette er Aker Carbon Capture sin fangstteknologi, som skal brukes på fangstanlegget ved Norcems sementfabrikk i Brevik. Denne teknologien har over mange år blitt utviklet med støtte fra CLIMIT gjennom flere faser, fra tidlige forsøk til fullskala uttesting før kommersialisering. Produktet tilbys nå i markedet som en konkurransedyktig teknologi for fangst av CO₂.

CLIMIT er også et viktig instrument for å drive fram nye prosjekter som kan dra nytte av etableringen av Langskips infrastruktur for transport og lagring av CO₂. Mange eiere av utslippskilder ser nå på muligheten for å fange CO₂ for lagring i Nordsjøen. Slike forberedende studier er mulig å søke støtte til gjennom CLIMIT. I 2016 ble det også etablert et forskningssenter for miljøvennlig energi (FME) for CO₂-håndtering, Norwegian CCS Research Centre (NCCS). Senteret ledes av Sintef Energi og mottar delfinansiering fra Forskningsrådet i perioden 2016 til 2024.

Internasjonal støtte og satsing

For at CO₂-håndtering skal bli et effektivt klimatiltak, krever det internasjonalt samarbeid for å utvikle og kommersialisere ny teknologi. Norge støtter derfor CO₂-håndteringsprosjekter i utlandet i samarbeid med andre land og gjennom eksisterende programmer og institusjoner.

For at Norge skal kunne lagre CO₂ fra andre land er det nødvendig med bilaterale avtaler med eksportlandene i tillegg til de kommersielle avtalene mellom selskapene, iht. internasjonal rett og London-protokollen. Dette er et prioritert område for Norge. I juni 2022 fikk Energidepartementet mandat av regjeringen til å starte forhandlinger med aktuelle land, og forhandlinger med en rekke europeiske land har nå startet. Norge er i dialog med EU-kommisjonen og flere land om å avklare grensesnittet mot eksisterende EU-regelverk. Norge har videre et godt etablert samarbeid med mange land, både i og utenfor Europa, gjennom ulike regionale og internasjonale samarbeid om CCS.

I tillegg er USA langt fremme på CCS-teknologi, og Inflation Reduction Act (IRA) inneholder støtteordninger som vil bidra til realisering av flere prosjekter. Norge og USA har en MoU om energisamarbeid om FoU fra 2004 som inkluderer CCS.

Utslipp til sjø omfatter i hovedsak produsert vann, borekaks og rester etter kjemikalier og sement fra boreoperasjoner. Avbøtende tiltak omfatter rensing før utslipp til sjø, deponering i undergrunnen eller frakt til land og behandling som farlig avfall.

Vann som blir produsert sammen med olje og gass, inneholder rester av olje i dråpeform (dispergert olje) og andre organiske komponenter (inkludert oljefraksjoner). Det produserte vannet blir reinjisert i undergrunnen eller renset før det blir sluppet ut i sjøen.

Olje- og kjemikalieutslipp fra produsert vann kan ha lokale effekter i umiddelbar nærhet av innretningene og blir nasjonalt regulert gjennom utslippstillatelser. På bakgrunn av søknad fra selskapene gir Miljødirektoratet utslippstillatelse med hjemmel i forurensningsloven. Internasjonalt blir disse utslippene regulert gjennom Oslo-Paris-konvensjonen om bevaring av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren (OSPAR-konvensjonen).

Målsetting om null miljøfarlige utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten ble vedtatt i 1997. Målet anses å være nådd for tilsatte stoffer.

Kjemikalier er en samlebetegnelse for alle tilsetningsstoffer og hjelpestoffer som blir benyttet ved bore- og brønnoperasjoner og i produksjon av olje og gass. Hovedregelen er at det ikke skal slippes ut miljøfarlige stoffer, enten de er tilsatt eller finnes naturlig.

Det meste av kjemikalieutslippene er knyttet til borevirksomhet, og utslippsmengden varierer med aktivitetsnivået. De store volumene er utboret steinmasse. Kjemikalier som ikke slippes ut deponeres i undergrunnen eller blir behandlet som farlig avfall.

Akutte oljeutslipp kan skade fisk, sjøpattedyr, sjøfugl og strandsoner.

I Norge har de fleste alvorlige, akutte utslippene kommet fra skipstrafikk nær kysten. Petroleumsvirksomheten har ikke vært årsak til store akutte utslipp av olje som har ført til miljøskader. I de omtrent 50 årene det har blitt drevet petroleumsvirksomhet har utslipp fra virksomheten heller aldri nådd land.

For å begrense konsekvensene av eventuell akutt forurensing er det i Norge både privat, kommunal og statlig beredskap. Etter forurensingsloven har operatørselskapene selv ansvar for og plikt til å etablere nødvendig beredskap for å håndtere akutt forurensing.

Samferdselsdepartementet, ved Kystverket, har ansvaret for å koordinere den samlede, nasjonale oljevernberedskapen og den statlige beredskapen mot akutt forurensing. Klima- og miljødepartementet har ansvar for å stille krav til beredskap mot akutt forurensing i kommuner og private virksomheter. Miljødirektoratet godkjenner beredskapsplaner og kontrollerer at kravene blir fulgt opp.

Alle akutte utslipp fra innretningene på kontinentalsokkelen blir rapport til Kystverket, og årsakene blir undersøkt.

Operatøren for de ulike feltene på norsk sokkel er ansvarlig for å ta seg av akutte hendelser som skriver seg fra egen virksomhet, med beredskap som er dimensjonert for dette. Norsk oljevernforening for operatørskap (NOFO), der eierne er en rekke selskaper som er rettighetshavere på norske sokkel, har i tillegg etablert regionale planer som skal styrke havgående beredskap og beredskap ved kysten og i strandsonen.

NOFO administrerer og holder oppe en beredskap som inkluderer personell, utstyr og fartøy. NOFO har fem baser langs kysten: Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Træna/Sandnessjøen og Hammerfest. I tillegg er det på noen felt plassert ut NOFO-utstyr. NOFO har totalt 25 oljevernsystemer, det vil si havgående systemer med oljelenser og -opptakere, og gjennomfører felles øvelser hvert år.

Video: Dette er Norsk oljevernforening for operatørskap (NOFO)

Den norske petroleumsindustrien er i dag noe helt annet enn hva den var på slutten av 1960-tallet. Ved hjelp av en lang rekke små og store teknologiske fremskritt er vi i dag i stand til å produsere olje- og gass både mer effektivt og mer skånsomt for miljø og klima.

Fortsatt har vi kun produsert 52 pst. av det man regner med er de totale utvinnbare ressursene på norsk kontinentalsokkel. Produksjon av de gjenværende ressursene vil bidra til betydelig verdiskaping. For at dette skal være mulig, kreves det utvikling av ny kunnskap og ny teknologi. Dette er en av hjørnesteinene i forvaltningen av petroleumsressursene.

Forskning og teknologiutvikling

Gjennom forskning, utvikling og demonstrasjon av ny teknologi, har det siden starten blitt arbeidet for å finne gode løsninger på hvordan man mest mulig effektivt, bygge ut og produsere norsk olje og gass, samtidig som man skal etterstrebe høye HMS-standarder og redusere belastning på klima og miljø. Teknologi er en forutsetning for å løse både dagens og morgendagens utfordringer.

Konkurranseevnen og innovasjonskraften i petroleumsnæringen har også gitt store positive ringvirkninger og teknologiske bidrag til en rekke andre næringer i Norge, som f.eks. maritim næring og fornybar energi. Det er også kompetanse- og teknologioverføringer til så forskjellige sektorer som helse og romfart. Teknologi utviklet på norsk sokkel har også gjort leverandørindustrien i Norge konkurransedyktig internasjonalt.

Gode og forutsigbare rammevilkår har stimulert oljeselskapene til å satse på forskning og utvikling i Norge. Det har gitt et tett samarbeid mellom oljeselskap, leverandørbedrifter og forskningsinstitusjoner, noe som har vært en drivkraft for innovasjon og konkurransekraft.

I dag står næringen overfor flere nye utfordringer. Funn og utbygginger er mindre enn tidligere. Oljen og gassen som er igjen i feltene er også mer krevende å produsere enn ressursene som ble produsert da feltene ble startet opp. Dermed blir det, alt annet likt, vanskeligere for enkeltprosjekt å finansiere teknologiutvikling. I tillegg er det blitt stadig viktigere å ta i bruk teknologi som reduserer klimagassutslippene.

For å sikre fremtidig verdiskaping og kutte klimagassutslipp fra petroleumsvirksomheten, er det avgjørende at oljeselskap, leverandørbedrifter og staten fortsetter å satse på forskning og utvikling. Dette er vesentlig både for å videreutvikle kompetansen og konkurranseevnen i næringen, og for å få utnyttet mest mulig av olje- og gassressursene på norsk kontinentalsokkel på en sikker måte.

Energidepartementet stimulerer derfor til forskning, utvikling og demonstrasjon gjennom forskningsprogrammer der bedrifter og forskningsinstitusjoner kan søke om støtte til konkrete prosjekter. Disse forskningsprogrammene administreres av Norges forskningsråd.

Organisering av forskningsarbeidet

For å kunne møte utfordringene som følger med en effektiv og forsvarlig petroleumsvirksomhet, ble strategien OG21 – Olje og gass i det 21. århundret etablert på initiativ fra Energidepartementet i 2001. OG21 har fått oljeselskaper, universiteter, forskningsinstitusjoner, leverandørindustrien og styresmaktene til å samle seg om en felles nasjonal teknologistrategi for olje og gass. Strategien er revidert flere ganger, og ble senest revidert i 2021.

Det offentlige stimulerer til forskning og teknologiutvikling - hovedsakelig gjennom lover og reguleringer, samt direkte bevilgninger til Forskningsrådet. Bevilgningene til Forskningsrådet går først og fremst til forskningsprogrammene PETROMAKS 2 og DEMO 2000, med en samlet bevilgning på 200 mill. kroner i 2023, samt forskningssentre i Stavanger, Bergen og Trondheim. Programmene og de tre sentrene skal bidra til å nå målene definert i OG21-strategien, og de har et eget porteføljestyre med ansvar for å prioritere midler og sikre best mulig effekt av forskningen.

En effektevaluering gjort av Rystad Energy i 2020 viser at Forskningsrådets petroleumsrettede forskning har gitt høy samfunnsøkonomisk avkastning. Les mer om dette her.

PETROMAKS 2

PETROMAKS 2 støtter et bredt spekter av prosjekter, fra strategisk grunnforskning på universiteter og forskningsinstitutter til innovasjonsprosjekter som ledes av industrien.

Programmet har et helhetlig ansvar for forskning som leder til best mulig forvaltning av de norske petroleumsressursene og en framtidsrettet næringsutvikling i sektoren. Programmet finansierer mange prosjekt hos små og mellomstore bedrifter for å stimulere til mer innovasjon i leverandørindustrien. Programmet har et budsjett i 2023 på om lag 150 millioner kroner. Dette inkluderer også midler til forskning og utvikling innen helse, miljø og sikkerhet (HMS).

PETROMAKS 2 er et viktig virkemiddel for å fremme langsiktig forskning og kompetanseutvikling har et stort fokus på utdanning, blant annet gjennom finansiering av doktorgrader. Programmet har også en bred internasjonal kontaktflate, blant annet med Nord-Amerika og Brasil.

Les mer om PETROMAKS 2 på Forskningsrådets nettsider.

DEMO 2000

DEMO 2000 er et virkemiddel som ligger fremme i innovasjonskjeden. Her er hensikten å teste ut nye teknologiløsninger i petroleumsnæringen. Programmet har som mål å redusere kostnader og risiko for industrien ved å gi støtte til pilot- og demonstrasjonsprosjekt. Midlene skal bidra til å forsterke næringslivets egen satsing på å utvikle ny teknologi og gå til prosjekter med høy samfunnsøkonomisk nytte. DEMO 2000 fungerer også som en samarbeidsarena mellom oljeselskapene og leverandørbedriftene.

Programmet er åpent for alle norske bedrifter som leverer teknologi til oljeselskap på norsk sokkel. Programmet har normalt to årlige utlysninger og støtter prosjekt som tilfredsstiller kravene i teknologistrategien som er utmeislet av nevnte OG21. Programmet har en bevilgning over statsbudsjettet på 50 millioner kroner for 2023.

Les mer om DEMO 2000 på Forskningsrådets nettsider.

PETROSENTER

(Forskningssentre for petroleum)

Forskningssentre for petroleum skal løse definerte og avgrensede utfordringer for utnyttelse av petroleumsressurser og reduksjons av klimagassutslipp. Sentrene består av utvalgte forskningsmiljøer og næringsliv, og innebærer en langsiktig og målrettet forskningsinnsats på høyt internasjonalt nivå.

LowEmission - Lavutslipssenteret

Senteret for lavutslippsteknologi ble åpnet i juni 2019. I tett samarbeid med industrien skal de utvikle løsninger for å redusere klimagassutslippene fra norsk sokkel, med mål om 50 pst. kutt innen 2030 og nullutslipp i 2050. LowEmissions arbeid dekker teknologi og løsninger for både energiforsyning og energibruk samt reduksjon av utslipp knyttet til produksjon offshore. Senteret holder til i Trondheim og ledes av SINTEF og NTNU.

Centre for Sustainable Subsurface Resources - CSSR

I 2022 ble det opprettet et forskningssenter ved NORCE i Bergen for å bedre forståelsen av hvordan reservoarer drevet av fornybar kraft kan utnyttes bedre og mer energieffektivt. Det er også et mål å fremskaffe ny kunnskap om hvordan undergrunnen kan brukes og bidra til energiløsninger i det grønne skiftet. Senteret skal i tett samarbeid med industrien finne løsninger som baserer seg på områder der Norge har verdensledende kompetanse, som reservoarteknologi, simulering og digitalisering.

National Centre for Sustainable Subsurface Utilisation of the Norwegian Continental Shelf - NCS2030

NCS2030 ledes av Universitetet i Stavanger og ble opprettet i 2022. I likhet med de andre sentrene, står utslippsreduksjoner sentralt i senterets aktiviteter. Senteret skal bidra til energieffektiv utnyttelse av undergrunnen med mål om nullutslipp i produksjonen. Dette gjøres blant annet gjennom å forbedre forståelsen for lagring av hydrogen og CO₂, geotermisk energi samt effektiv petroleumsutvinning. NCS2030 vil også se på alternative bruksområder for tomme reservoarer som kan bidra i overgangen til lavutslippssamfunnet.

Les mer om PETROSENTER på Forskningsrådets nettsider.

Andre senterordninger

Forskningsrådet har opprettet en rekke Senter for forskningsdrevet innovasjon (SFI) og Senter for fremragende forskning (SFF). Flere av disse sentrene har relevans for petroleumsindustrien, blant andre;

• AMOS innenfor regulerings- og marinteknikk ved NTNU
• CAGE innenfor gasshydrat i arktiske strøk ved Universitetet i Tromsø.

Sentrene for forskningsdrevet innovasjon kan få støtte i opptil åtte år, og sentrene for fremragende forskning kan få støtte i opptil ti år.  Flere av disse har også høy relevans for petroleumsnæringen, blant andre;

• Subsea production and processing (SUBPRO) ved NTNU
• Center for Offshore Mechatronics ved Universitetet i Agder
• Centre for Integrated Remote Sensing and Forecasting for Arctic Operations ved UiT.

I 2020 ble det bevilget midler til to nye SFIer som dekker sentrale forskningsområder i petroleumsvirksomheten: Plugging & nedstengning av brønner og digitalisering av boreoperasjoner:

• Swipa (Subsurface Well Integrity, Plugging and Abandonment) ved SINTEF.
• DigiWells: Digitalt brønnsenter for verdiskaping, konkurranseevne og minimalt miljøavtrykk ved NORCE.

Les mer om senterordningene SFI og SFF på Forskningsrådets nettsider.

Olje- og gassressurser oppdages, funnene utvikles og bygges ut som felt dersom de er økonomiske og teknologisk drivverdige, og olje og gassen produseres og selges. Det gir et dynamisk ressursregnskap som endrer seg år til år. Ressurser er et samlebegrep for all olje og gass som kan utvinnes. Ressursene blir klassifisert etter hvor modne de er, det vil si hvor langt de er kommet i planprosessen fram mot produksjon. Hovedklassene er reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser. Les mer om ressurs­klassifikasjons­systemet.

Totale ressurser

Sokkeldirektoratets ressursregnskap per 31.12.2023 viser at det totale ressursvolum (inkludert det som er solgt og levert) på norsk sokkel er om lag 15,6 milliarder Sm³ (GSm³) oljeekvivalenter (o.e.). I 2023 er det en nedgang på 191 millioner Sm³ (MSm³) o.e. i forhold til året før. Det er den største reduksjonen siden 2010. De påviste ressursene har økt med 93 millioner Sm³ o.e. sammenlignet med 2022.

55 prosent av de forventede utvinnbare ressursene på sokkelen er produsert, og 22 prosent av de totale ressursene er ennå ikke er påvist. Last ned alle tabeller tilhørende ressursregnskapet for norsk sokkel per 31.12.2023 og rapporten for årets ressursregnskap fra Sokkeldirektoratets nettside.

Oppdagede ressurser

I Sokkeldirektoratets ressurs­klassifikasjons­system blir olje- og gassressurser definert som reserver når operatøren har levert inn plan for utbygging og drift (PUD) eller besluttet å gjennomføre et tiltak for å optimalisere utvinningen som ikke krever PUD. Funn får betegnelsen felt når det foreligger en godkjent utbyggingsplan. Per i dag er over 100 felt i produksjon, under utbygging, eller har planer om re-utvikling. På norsk sokkel har feltene Troll og Johan Sverdrup de største gjenværende reservene med henholdsvis 605 GSm³ gass og 226 MSm³ olje.

De samlede gjenværende reservene er på 950 MSm³ olje og 1366 GSm³ gass. I årets ressursregnskap er det en liten tilvekst av brutto reserver, det vil si reserver før den totale produksjonen er trukket i fra. Brutto reservetilvekst for olje er 6 MSm³ og for gass 17 GSm³. Det ble produsert totalt 233 MSm³ o.e. i 2023.

Det er gjort 15 nye funn i 2023; 12 av funnene er gjort i Nordsjøen, to i Norskehavet og ett i Barentshavet. Ved utgangen av 2023 bestod funnporteføljen av 79 funn. Av disse funnene er de største 7324/8-1 (Wisting) i Barentshavet, 6406/9-1 Linnorm i Norskehavet og 35/2-1 (Peon) i Nordsjøen.

I 2023 ble det levert inn et lavt antall PUD-er og søknader om PUD-fritak. Det er også en forklaring på den beskjedne økningen i reserver i forhold til forrige ressursregnskapet.

Betingede ressurser

Betingede ressurser er påvist olje og gass som det ennå ikke er vedtatt å produsere. Petroleumsmengder i mulige prosjekt for økt utvinning er inkludert i denne klassen. Tilveksten i kategorien betingede ressurser kommer både fra nye funn og fra endret ressursanslag og nye muligheter i felt og funn. Hvert år blir det besluttet å bygge ut en del av de betingede ressursene. De blir da flyttet over til kategorien reserver.

Ved årsskiftet var de betingede oljeressursene i felt 356 MSm³; det er en økning på 16 MSm³ fra året før. For gass er forventningen 291 GSm³, og dette er en økning på 31 GSm³ fra året før. Økningen skyldes flere prosjekt som vurderes av rettighetshaverne for framtiden.

Betingede ressurser i funn er totalt 261 MSm³ olje og 233 GSm³ gass. Totalvolumet i funn som ikke er utbygd er økt med 23 MSm³ o.e. i forhold til fjorårets regnskap. Økningen skyldes resultater fra leteaktiviteten i 2023.

Uoppdagede ressurser

Uoppdagede ressurser er de mengder petroleum som er anslått til å kunne bli utvunnet fra forekomster som ennå ikke er påvist ved boring. Estimatene for uoppdagede ressurser i områder åpnet for petroleumsvirksomhet oppdateres årlig. Oppdateringen er basert på vurderinger rundt siste års leteresultater, eventuelle nye studier samt relevant informasjon fra selskapene.

Estimatet for uoppdagede ressurser er 3,5 milliarder Sm³ o.e., som er en reduksjon på 285 MSm³ o.e. sammenlignet med fjoråret. Uoppdagede ressurser utgjør omtrent 22 prosent av de totale ressursene som er igjen på norsk sokkel. For mer detaljert tallestimat og fordeling av uoppdagede ressurser i hvert havområde, se artikkelen Ressurser per havområde.

Gjennværende ressurser

Nordsjøen har om lag 42 prosent av de gjenværende ressursene. Fordelingen av resten av ressursene viser at det er 20 prosent igjen i Norskehavet og 38 prosent i Barentshavet.

I Nordsjøen har det vært petroleumsaktivitet siden 1965. Norskehavet og Barentshavet (områdene nord for 62°) ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1980. De gjenværende ressursene og fordelingen mellom oppdagede og uoppdagede ressurser i henholdsvis åpne og uåpnede områder, er da forskjellig for de tre havområdene.

I Nordsjøen er hoveddelen av oljen og gassen definert som reserver, det vil si at de har godkjente planer for utvinning. I Barentshavet har hoveddelen av olje- og gassressursene status som uoppdagede ressurser. Store områder i Barentshavet er ikke åpnet for petroleumsaktivitet, og det er her forventningsverdien til de uoppdagede ressursene er størst.

Uoppdagede ressurser

Uoppdagede ressurser er de mengder petroleum som er anslått til å kunne bli utvunnet fra forekomster som ennå ikke er påvist ved boring. Estimatene for uoppdagede ressurser i områder åpnet for petroleumsvirksomhet oppdateres årlig. Oppdateringen er basert på vurderinger rundt siste års leteresultater, eventuelle nye studier samt relevant informasjon fra selskapene.

For områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet oppdateres estimatene bare hvis det er innhentet nye data i området som har gitt vesentlig ny informasjon.

Nordsjøen

Nordsjøen er motoren i norsk petroleumsvirksomhet med 67 produserende felt ved årsskiftet. I 2023 startet to nye felt opp produksjonen, Tommeliten A og Breidablikk. Fem felt stengte ned i 2023; Flyndre og Heimdal med de tilknyttede feltene Atla, Skirne og Vale. Det er gjort 12 nye funn i Nordsjøen i 2023.

Ressursregnskapet for Nordsjøen viser at det ble solgt og levert 185 millioner Sm³ (MSm³) o.e. fra denne delen av norsk sokkel det siste året. Reservene utgjør ved årsskiftet 1740 MSm³ o.e. Estimatet for de uoppdagede ressursene i Nordsjøen er 610 millioner Sm³ utvinnbare o.e. Dette er fordelt på 395 MSm³ olje og 215 milliarder Sm³ (GSm³) gass.

Selv om man ikke kan utelukke at det kan gjøres større funn i Nordsjøen, forventes det at flesteparten av funnene vil være relativt små. Gjennomsnittlig funnstørrelse i Nordsjøen de siste fem år er om lag 3,5 MSm³ utvinnbare o.e.

Norskehavet

I Norskehavet er det 23 felt i produksjon. To nye felt startet produksjon, Bauge og Fenja, og det er gjort to nye funn i Norskehavet i 2023. Det største funnet i Norskehavet ble påvist i 2005, 6406/9-1 Linnorm.

Ressursregnskapet for Norskehavet viser at det ble solgt og levert 48 MSm³ o.e. fra denne delen av norsk sokkel det siste året. Reservene utgjør ved årsskiftet 466 MSm³ o.e. Estimatet for de uoppdagede ressursene i Norskehavet er 725 MSm³ utvinnbare o.e. Dette er fordelt på 350 MSm³ olje og 375 GSm³ gass.

Gjennomsnittlig funnstørrelse i Norskehavet har økt de siste fem år og er om lag 4,5 MSm³ utvinnbare o.e. I ressursestimatene for Norskehavet inngår også de uendrede ressursvolumene i Lofoten-Vesterålen og i havområdet rundt Jan Mayen. Disse utgjør om lag 33 prosent av det totale estimatet.

Barentshavet

I Barentshavet er det to produserende felt. Det er gjort ett nytt funn i Barentshavet i 2023. Det største funnet i Barentshavet ble påvist i 2013, 7324/8-1 (Wisting).

Ressursregnskapet for Barentshavet viser at det ble solgt og levert 9 MSm³ o.e. fra denne delen av norsk sokkel det siste året. Reservene utgjør ved årsskiftet 260 MSm³ o.e. Estimatet for de uoppdagede ressursene i Barentshavet er 2145 MSm³ utvinnbare o.e. Dette er fordelt på 1100 MSm³ olje og 1045 GSm³ gass. Letingen i Barentshavet de siste fem årene har gitt blandede resultater. Leting nær infrastruktur har gitt gode resultater, mens brønner i nye områder har gitt lavere uttelling. Gjennomsnittlig funnstørrelse i perioden er om lag 4,3 MSm³ o.e.

I Barentshavet ligger 54 prosent av ressursene i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, for det meste i Barentshavet nord. Det er i dette området hvor sannsynligheten for å gjøre nye store funn på norsk sokkel, er størst. Det er store usikkerheter knyttet til anslagene i disse områdene.

Utvinningen av petroleum skjer gjennom industrielle prosjekt. Funn og felt kan bli bygget ut i flere etapper, og de vil dermed omfatte flere prosjekt med ulik modenhet hva angår utvikling, utbygging og produksjon.

Sokkeldirektoratets klassifiseringssystem er et viktig virkemiddel for å holde oversikt over petroleumsmengdene på norsk sokkel. Bare utvinnbare petroleumsressurser klassifiseres, og systemet er bygget opp for å kunne følge utviklingen i ressursbasen på en best mulig måte ved at funn, felt og prosjekt skal kunne følges gjennom de ulike fasene. Systemet klassifiserer derfor petroleumsmengdene i de enkelte prosjektene etter modenhet.

Systemet er inndelt i tre klasser: Reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser, og videre, etter modenhet, i underklasser (ressursklasser). Alle utvinnbare petroleumsmengder kalles ressurser, og reserver er en særlig gruppe av ressurser. Det som er produsert, solgt og levert utgjør historisk produksjon.

Reserver er petroleumsmengder som det er besluttet at skal utvinnes. Reserver utgjør ressursklasse (RK) 1 til 3. Betingede ressurser er utvinnbare mengder som er funnet, men som det ennå ikke er besluttet at skal utvinnes. Denne klassen omfatter også prosjekt for økt utvinning fra feltene og ressurser hvor utvinning er lite sannsynlig. Bokstavene F og A benyttes for å skille mellom utbygging av funn og forekomster (F) og tiltak for å øke utvinningen fra en forekomst (A). F står for «first» og A for «additional». Betingede ressurser utgjør ressursklasse 4 til 7.

Uoppdagede ressurser er produserbar olje og gass som man antar kan finnes, men som ennå ikke er påvist ved boring. Dette utgjør ressursklasse 8 og 9.

Lenke til Sokkledirektoratets ressursklassifikasjonssystem.

De fleste av olje- og gassforekomstene på norsk kontinentalsokkel kommer fra et tykt lag av svart leire som i dag ligger flere tusen meter under havbunnen.

Den svarte leiren er en kildebergart, det vil si en avsetning som inneholder mye organisk materiale. Leiren ble avsatt for rundt 150 millioner år siden på bunnen av et hav som dekket mye av det som i dag er Nordvest-Europa. Dette havet var spesielt fordi havbunnen var død og stagnerende, samtidig som det var fullt av liv i de øverste vannlagene.

Store mengder mikroskopisk planteplankton døde og hopet seg opp i de oksygenfrie bunnsedimentene, for å bli begravet dypere etter hvert. Etter langvarig kjemisk endring gjennom bakteriell nedbryting og modning under et voksende sedimentlag dannet det seg flytende hydrokarboner og gass i kildebergarten.

Ved oksygenfri nedbryting av organisk materiale blir det blant annet dannet kerogen, som gir opphav til olje og gass ved høy temperatur og trykk. På norsk sokkel øker temperaturen med om lag 25 grader per kilometer dyp. Etter mer enn hundre millioner år med erosjon og avleiring kan det ligge et flere kilometer tykt lag av leire og sand over kildebergarten. Når temperaturen på kerogenet når 60-120 grader, blir det dannet olje, og på enda høyere temperaturer hovedsakelig gass.

Etter hvert som det blir dannet olje og gass, siver dette ut av kildebergarten. Fordi hydrokarboner er lettere enn vann, vil oljen og gassen bevege seg oppover i en porøs bergart som inneholder vann. Denne vandringen (migrasjonen) skjer gjennom mange tusen år og kan strekke seg over flere mil, helt til den blir stoppet av tette lag eller lekker ut i havet.

Reservoarbergarter er porøse og alltid mettet med ulike blandingsforhold av vann, olje og gass. Mesteparten av petroleumsressursene våre er fanget i reservoarbergarter som er avsatt i store delta laget av elver som rant ut i havet i juratiden.

Hovedreservoaret på blant annet Gullfaks, Oseberg og Statfjord ligger i det store Brent-deltaet fra juratiden. Store reservoar finnes også i sand som ble avsatt på elvesletter i triastiden (Snorre), i grunt hav i sen juratid (Troll) og som undersjøiske vifter i paleogentiden (Balder). Sør i Nordsjøen er det tykke lag av skrivekritt, dannet nesten bare av rester etter ørsmå planter og dyr. Dette er en viktig reservoarbergart (Ekofisk).

Tette avsetninger, som for eksempel leirstein, påvirker migrasjonsveiene fra kildebergarten til reservoaret. Disse er også helt avgjørende for å holde petroleum på plass i reservoaret over lang tid. Tette avsetninger som ligger som et lokk over reservoarbergarter kalles takbergarter. I tillegg må reservoaret ha en form som gjør at oljen samler seg; en såkalt felle.

Når et område inneholder både kildebergart, reservoarbergart, takbergart og felle, er forutsetningene der for å kunne finne olje og gass som kan produseres.

Konsesjonssystemet

På norsk kontinentalsokkel er det to likestilte typer konsesjonsrunder som skal legge til rette for en effektiv og rasjonell utforskning av hele norsk kontinentalsokkel. Det er tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i leteområder hvor kunnskapen er høyest og nummererte konsesjonsrunder i øvrig areal. Alle områder som er åpnet og tilgjengelig for petroleumsvirksomhet, kan lyses ut i en konsesjonsrunde.

Tildeling av utvinningstillatelser i forhåndsdefinerte områder (TFO)

På størstedelen av de åpnede områdene på norsk kontinentalsokkel har det vært petroleumsvirksomhet i flere tiår. Kunnskapen om geologien er god. Det eksisterer eller planlegges infrastruktur. Disse områdene omfattes av TFO-runder. TFO-ordningen ble innført for de mest kjente delene av kontinentalsokkelen i 2003. For å oppnå god ressursforvaltning og høy verdiskaping er det viktig å kunne utnytte infrastrukturen godt over tid. TFO-rundene legger til rette for å påvise lønnsomme ressurser mens infrastrukturen er på plass.

Ordningen innebærer at det er opprettet forhåndsdefinerte leteområder som omfatter de mest kjente arealene på kontinentalsokkelen. Oljeselskapene kan i TFO-rundene søke på alt ledig areal innenfor disse definerte områdene. Etter hvert som områder på norsk kontinentalsokkel utforskes, vil TFO-områdene bli utvidet, men ikke innskrenket. Forslag til utvidet TFO-område sendes på offentlig høring. Det er lagt opp til en fast årlig syklus for TFO-konsesjonsrunder. Til nå har det vært påbegynt 22 runder (TFO 2003–2024). I TFO-rundene benyttes ikke nominasjon.

Ordningen med tildeling av utvinningstillatelser i forhåndsdefinerte områder, ble innført for å påvise og utvinne lønnsomme ressurser i de mest kjente områdene før infrastrukturen blir stengt ned.

Nummererte konsesjonsrunder

De nummererte konsesjonsrundene omfatter åpent, tilgjengelig areal som ikke er inkludert i TFO-området. I disse mindre utforskede områdene er usikkerheten til resultater fra leteaktiviteten større og skrittvis utforskning benyttes for å oppnå målet om god ressursforvaltning. Hensikten med skrittvis utforskning er at store areal kan utforskes med få letebrønner og dermed hindre unødvendig boring av tørre letebrønner.

Nummererte konsesjonsrunder har blitt gjennomført siden 1965. Nummererte konsesjonsrunder startet med at oljeselskapene gis mulighet til å nominere blokker som de ønsker utlyst slik at de kan gjennomføre letevirksomhet der. Basert på myndighetenes faglige vurdering, herunder innspillene fra oljeselskapene og hensynet til skrittvis utforskning, blir et forslag til utlysning sendt ut på offentlig høring. Utlysningen av runden blir til slutt kunngjort av Energidepartementet.

Tildeling

I konsesjonsrundene kan selskapene søke individuelt eller sammen som gruppe. Ved gruppesøknad inngår selskapene en samarbeidsavtale som gjelder frem til søknadstidspunktet. Saklige, objektive, ikke-diskriminerende og kunngjorte kriterier ligger til grunn for tildelingen av utvinningstillatelser.

På bakgrunn av søknadene som kommer inn, tildeler Energidepartementet utvinningstillatelser til de selskapene som har sterkest søknad. Departementet peker ut en operatør for interessentskapet som skal stå for den operative virksomheten som tillatelsen gir rett til. Utvinningstillatelsen gjelder i første omgang for en periode (leteperiode) på inntil ti år.

Leting i TFO-områder

Petroleumsvirksomheten på den norske kontinentalsokkelen tok til i Nordsjøen og har over tid flyttet seg nordover, blant annet basert på prinsippet om skrittvis utforskning. Fra et leteperspektiv gjør dette at det meste av åpnet og tilgjengelig areal på norsk sokkel i dag er inkludert i TFO-området.

Alle områder som er åpnet for petroleumsaktivitet og ikke underlagt spesielle restriksjoner på nye arealtildelinger, kan inkluderes i TFO-området. Innenfor disse rammene er det petroleumsfaglige vurderinger som avgjør når områder inkluderes i TFO-området.

TFO-områdene er de mest utforskede områdene på norsk kontinentalsokkel hvor det som oftest er kjent geologi og godt utbygd eller planlagt infrastruktur. God kjennskap til geologien og god datadekning gjør det sannsynlig at det blir gjort nye funn, men på grunn av at de største funnene normalt skjer i begynnelsen av utforskningen av en petroleumsprovins, er det mindre sannsynlig at det vil være store funn. Unntak skjer –eksemplifisert ved funnet av det store oljefeltet Johan Sverdrup i Nordsjøen.

Det er viktig å påvise og få ut ressursene i TFO-områder mens omkringliggende infrastruktur er i drift. Dersom det ikke lar seg gjøre, kan det som kunne blitt lønnsomme ressurser bli liggende igjen fordi funnene er for små til å forsvare en egen, større infrastruktur.

Tilleggsressursene fra området rundt et produserende eller planlagt felt, kan også øke lønnsomheten i feltene, blant annet ved å forlenge levetiden på hovedfeltene slik at mer av ressursene som er til stede kan produseres. Tilsvarende vil gjelde for eventuelle funn i området og ytterligere leteaktivitet.

I de mest kjente delene av norsk kontinentalsokkel har myndighetene tilpasset konsesjonspolitikken slik at de tidskritiske ressursene kan bli produsert til rett tid. Innføringen av ordningen med tildeling i forhåndsdefinerte områder i 2003 var et ledd i denne tilpasningen. Et annet grep var å åpne norsk kontinentalsokkel for selskaper som ser forretningsmuligheter i denne type ressurser.

Kartet over viser det arealet som ble lyst ut for tildeling i TFO 2024. TFO-området er et forhåndsdefinert område som ikke kan innskrenkes, men som blir utvidet etter hvert som nye områder utforskes. Innenfor TFO-området blir det gjennomført årlige tildelinger.

For myndighetene er det viktig at det blir arbeidet aktivt med areal som har fått konsesjon. Områdene blir derfor tildelt med et obligatorisk arbeidsprogram, og arealet for utvinningstillatelsene blir skreddersydd slik at selskapene bare får areal der de har konkrete planer for utforskning.

Dersom en gruppe rettighetshavere ikke lenger ønsker å utforske arealet omfattet av utvinningstillatelsen, må området enten overdras til selskaper som er villige til å arbeide videre med fastsatt arbeidsprogram, eller leveres tilbake. Andre selskaper, som kan ha et annet syn på geologien, kan da arbeide videre med tillatelsen eller søke på tilbakelevert areal. Dette fører til sirkulasjon av areal og mer effektiv utforskning.

Leting i øvrige områder

De områdene på den norske kontinentalsokkelen som i dag ikke er inkludert i TFO, er i all hovedsak de nordlige og østlige deler av Barentshavet, samt noen mindre områder i Norskehavet og i Nordsjøen.

I disse områdene har det vært mindre utforskning og dermed mindre kunnskap om geologien, samt større avstander til infrastruktur. Datadekningen i form av letebrønner er også dårligere enn for TFO-områdene.

Prinsippene for tilbakelevering av utvinningstillatelser tildelt gjennom nummererte konsesjonsrunder er likelydende med de prinsippene som gjelder for utvinningstillatelser tildelt gjennom TFO-konsesjonsrunder. Arbeidsprogram og areal som tildeles tilpasses det aktuelle området, uavhengig av om tildelingen skjer gjennom en TFO- eller nummerert konsesjonsrunde.

25. konsesjonsrunde ble sendt på offentlig høring hos myndighetene i juni 2020, og ble utlyst i november 2020. Runden omfatter 9 områder, fordelt på 8 i Barentshavet og ett i Norskehavet. 23. juni 2021 ble det tildelt fire utvinningstillatelser, fordelt på én i Norskehavet og tre i Barentshavet.

Arealavgift

Arealavgiften er et virkemiddel for å gi et ekstra insentiv til å modne fram funn til utbygging og produksjon. Avgiften er hjemlet i petroleumsloven § 4-10, første ledd, og skal betales årlig for hver kvadratkilometer av området som omfattes av en utvinningstillatelse.

Avgiften betales ikke for de områdene der det er aktiv letevirksomhet eller produksjon. I den initiale perioden der letevirksomheten følger et pålagt arbeidsprogram, betales det dermed ikke avgift. Selskapene kan videre søke om fritak fra betaling dersom det leveres inn en plan for utbygging og drift (PUD), eller dersom det bores en undersøkelsesbrønn ut over fastsatt arbeidsprogram . Det kan også søkes om fritak dersom det mangler infrastruktur i området, eller dersom det gjøres omfattende arbeid i en utvinningstillatelse.

Gjeldende satser for arealavgift er kr. 38 000 per km² for første år, kr. 76 000 per km² for andre år og kr. 153 000 per km² for påfølgende år.

Ikke åpnede områder

På den norske kontinentalsokkelen er det fremdeles store områder som Stortinget ikke har åpnet for petroleumsvirksomhet. Det gjelder blant annet Barentshavet nord, det nordøstlige Norskehavet (Troms II, Nordland VII og deler av Nordland IV, V og VI) og Skagerrak, samt området rundt Jan Mayen.

Stortinget må først vedta at uåpnede områder skal åpnes for petroleumsaktivitet før de eventuelt kan bli utlyst i en konsesjonsrunde. Grunnlaget for slike vedtak er todelt mellom en konsekvensutredning og en ressurskartlegging. Konsekvensutredningen vurderer blant annet økonomiske og sosiale effekter samt eventuelle miljøkonsekvenser, mens ressurskartleggingen har til hensikt å kartlegge geologien og dermed ressurspotensialet i området. Stortinget vurderer også rammer for petroleumsvirksomheten i åpnede områder i forbindelse med forvaltningsplanene for norske havområder.

Nye funn – effektiv utnyttelse av infrastruktur

Totalt er det investert over 6 000 milliarder kroner på norsk sokkel målt i dagens pengeverdi. Gjennom disse investeringene er det etablert mye infrastruktur. Denne infrastrukturen gjør det mulig å produsere og transportere petroleum, og legger dermed grunnlaget for å utnytte ytterligere ressurser på en kostnadseffektiv måte.

Når produksjonen fra et felt faller, blir det ledig kapasitet i feltets infrastruktur. Den ledige kapasiteten kan brukes ved å knytte nye ressurser til denne infrastrukturen. I en del tilfeller er slik bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre forekomster.

Funn og påfølgende utbygging av ressurser i nærheten av eksisterende infrastruktur, kan tilføre det norske samfunnet store verdier. Myndighetene oppfordrer aktørene til samarbeid, og samarbeidsfora er virksomme for enkelte områder på norsk sokkel.

For å medvirke til effektiv bruk av eksisterende infrastruktur, blant annet plattformer og rørledninger, utarbeidet Energidepartementet ”Forskrift om andres bruk av innretninger”, som trådte i kraft 2006.

Formålet med denne forskriften er å sikre effektiv bruk av infrastrukturen og dermed gi rettighetshavere gode insentiver til å drive lete- og utvinningsaktivitet nær eksisterende infrastruktur. Formålet blir oppfylt gjennom rammer for forhandlingsprosessen og utformingen av tariffer og vilkår i avtaler om andre sin bruk av innretninger. Forskriften innebærer ingen endringer i prinsippet om at det er de kommersielle aktørene som skal forhandle frem gode løsninger.

For å sikre jevn aktivitet framover må det gjøres nye drivverdige funn. Forutsetningen for dette er at leteaktiviteten opprettholdes på et høyt nivå i alle havområder. Samtidig er det viktig at det gjøres nye funn i modne områder mens det fortsatt er infrastruktur på plass. Effektiv bruk av eksisterende infrastruktur øker sannsynligheten for at samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser blir hentet opp fra bakken.

Uoppdagede ressurser

På norsk kontinentalsokkel har Stortinget åpnet størstedelen av Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør (inkludert sørøst) for petroleumsaktivitet.

Estimatene fra Sokkeldirektoratet for uoppdagede ressurser på norsk sokkelen er på om lag 3,5 milliarder standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter (Sm³ o.e.). Dette innebærer at om lag halvparten av de totale gjenværende ressursene på norsk sokkel ennå ikke er påvist.

De uoppdagede ressursene fordeler seg med 18 prosent i Nordsjøen, 21 prosent i Norskehavet og 61 prosent i Barentshavet.

Ressurstilvekst per havområde

De mest attraktive områdene blir utforsket først og de største funnene på norsk sokkel, med noen få unntak, er påvist tidlig på norsk sokkel. Dette vises i kurven i figuren under som store sprang for Ekofisk, Statfjord og Troll, og etter hvert flater kurven ut. Dette er en normal utvikling sammenlignet med andre petroleumsprovinser. Ormen Lange og Johan Sverdrup viser at det fortsatt er mulig å gjøre store funn på norsk sokkel. Havområdene på sokkelen er blitt utforsket i ulik grad.

Til sammen er det boret omtrent 1250 undersøkelsesbrønner på norsk sokkel. I Nordsjøen er det boret 822 undersøkelsesbrønner siden 1966, og store vertikale hopp i figuren viser at de største funnene var i tidlig letefase, som Statfjord (1974) og Troll (1979). Deretter flater ressurstilvekstkurven noe ut, det vil si at funnene blir mindre, før den gjør et nytt sprang med Johan Sverdrup-funnet i 2010. Etter Johan Sverdrup viser kurven en jevn men moderat ressurstilvekst i Nordsjøen.

I Norskehavet startet leteaktiviteten i 1980, og fram til nå er det boret 287 undersøkelsesbrønner. Også her ble de største funnene som Heidrun og Ormen Lange påvist relativt tidlig i letefasen, i henholdsvis 1985 og 1997. Etter Ormen Lange har det fremdeles vært jevn ressurstilvekst, men med betydelig mindre funnstørrelser. Blant de største funnene i senere tid er 6507/4-2 S (Dvalin Nord) i 2021,  7122/9-1 (Lupa) i 2022 og 35/10-10 S i 2023.

I Barentshavet startet også leteaktiviteten i 1980, men sammenlignet med Norskehavet har området betydelig færre undersøkelsesbrønner (143). Det største funnet til nå er Snøhvit, påvist i 1984. Kurven bærer preg av at det ikke har vært så mange store funn i tidlig letefase som i Nordsjøen og Norskehavet. Det er boret over 60 undersøkelsesbrønner de siste 10 årene, med betydelig funnsuksess tidlig i perioden. Det største funnet de siste 10 årene er 7324/8-1 (Wisting) i 2013.

Ressurstilvekst de siste årene

Både store og små leteselskaper har bidratt til betydelig ressurstilvekst de siste årene. Ressurstilveksten i 2010 var spesielt høy på grunn av funnet av Johan Sverdrup. Johan Sverdrup er det største funnet i nyere tid og det femte største oljefunnet noensinne på norsk sokkel. Funnet ble gjort i et område hvor det har vært leting jevnlig siden midten av 1960-tallet. Dette viser det store potensialet til letevirksomhet i modne områder av norsk sokkel.

I 2023 ble det avsluttet 32 letebrønner på norsk sokkel. I Nordsjøen (26) ble det boret flere brønner enn i 2022, mens det i Norskehavet (5) og Barentshavet (1) ble boret færre. Basert på selskapenes planer, vil det bli boret noen flere letebrønner i 2024.

I letefasen skilles det mellom to typer letebrønner; undersøkelses- og avgrensningsbrønner. Undersøkelsesbrønner bores for å se hvorvidt det finnes hydrokarboner under havbunnen. Når det gjøres funn, bores det ofte avgrensningsbrønner for å innhente mer informasjon om blant annet størrelsen på funnet. Av de 32 avsluttede letebrønnene var 22 undersøkelsesbrønner og 10 avgrensningsbrønner. I 2024 ser det også ut for å bli en stor overvekt av undersøkelsesbrønner.

Det ble gjort 15 nye funn i 2023, hvorav 12 i Nordsjøen, to i Norskehavet og ett i Barentshavet. Funnene har et foreløpig samlet estimat på 52 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.). De største funnene i 2023 er 35/10-10 S og 25/7-11 S (Norma) i Nordsjøen. Flere av funnene ligger i områder der de kan bygges ut via eksisterende infrastruktur. Her kan selv små funn bidra med betydelig verdiskaping.

I perioden 2010 til 2023 ble det avsluttet 439 undersøkelsesbrønner, hvor 215 resulterte i funn. Dette innebærer en funnsuksess på omtrent 50 prosent, noe som er høyt i internasjonal sammenheng.

Letekostnader og aktørbildet

Letekostnader er utgifter knyttet til innhenting av seismiske data for å kartlegge petroleumsforekomster under havbunnen og boring av brønner for nærmere undersøkelser. Elementene i letekostnader er illustrert i figuren under.

Flere av de største internasjonale selskapene har en sentral plass på norsk sokkel. Etter hvert som områdene er blitt modnet, har imidlertid utfordringene blitt mer varierte. Dette har ført til at sammensettingen av selskaper på sokkelen har endret seg. Generelt lave inngangsbarrierer for leteaktivitet på norsk sokkel legger til rette for mangfold og konkurranse. Refusjonsordningen for letekostnader har vært én medvirkende årsak til dette. Høy oljepris, spennende leteareal, gode leteresultater og gjennomførte tiltak av myndighetene bidrog til mangfold, konkurranse og utforskning av norsk sokkel i årene 2002-2013. Siden 2013 har det vært en nedgang i antall aktører som har delvis bakgrunn i at store internasjonale selskap og europeiske gass-/kraftselskap de siste årene har solgt seg ut fra norsk sokkel.

De samlede norske havområdene utgjør 2 279 965 km². Dette arealet er nesten 6 ganger større enn Fastlands-Norge, Svalbard og Jan Mayen. Om lag halvparten av dette området består av sedimentære bergarter som kan inneholde petroleum, avmerket med svart strek på kartet.

Kartet angir gjeldende arealstatus for norsk kontinentalsokkel. De grønne områdene på kartet viser de områdene som Stortinget har åpnet for petroleumsvirksomhet. De gule områdene er områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet, men som er underlagt spesielle ordninger, jf. Meld. St. 20 (2019-2020). De områdene som er avgrenset med rødt er områder som er omfattet av tildelinger i forhåndsdefinert område (TFO).

Tildeling i forhåndsdefinerte områder

TFO 2024

Utlysning og søkere

Myndighetene har mottatt søknader fra 21 selskap i Tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2024. Søknadsfristen var 3. september. Myndighetene tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser i de utlyste områdene i begynnelsen av 2025.

Energidepartementet har 8. mai 2024 lyst ut TFO 2024, som omfatter de forhåndsdefinerte områdene med blokker i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.

Tildeling forventes i løpet av første kvartal 2025.

Mer detaljert informasjon om TFO 2024 finnes på Sokkeldirektoratets nettsider.

TFO 2023

Tilbud om andeler

16. januar 2024 har 24 selskaper fått tilbud om andeler i totalt 62 utvinningstillatelser i TFO 2023. Av de 62 utvinningstillatelsene, er 29 i Nordsjøen, 25 i Norskehavet og åtte i Barentshavet. 16 av utvinningstillatelsene er tilleggsareal til eksisterende utvinningstillatelser. Mer detaljert informasjon om TFO 2023 finnes på Sokkeldirektoratets nettsider.

25. konsesjonsrunde

Høring og utlysning

Energidepartementet foreslo i juni 2020 å lyse ut ni områder i 25. konsesjonsrunde, fordelt på åtte områder i Barentshavet og ett område i Norskehavet. Dette forslaget har vært på offentlig høring med høringsfrist 26. august 2020. Det kom inn 30 høringsuttalelser.

25. konsesjonsrunde ble den 19. november 2020 lyst ut. Denne runden omfatter 136 blokker/deler av blokker, fordelt på 125 i Barentshavet og 11 i Norskehavet. Søknadsfristen var satt til 23. februar 2021 hvor det ble mottatt søknader fra syv selskaper.

Tilbud om andeler

23. juni 2021 fikk syv selskaper tilbud om andeler i totalt fire utvinningstillatelser på norsk sokkel. Av de fire utvinningstillatelsene, er en i Norskehavet og tre i Barentshavet. To av utvinningstillatelsene er tilleggsareal til eksisterende utvinningstillatelser. Mer informasjon finnes på Sokkeldirektoratets nettsider.

Tidligere lisensrunder

Informasjon om tidligere utlysninger i forhåndsdefinerte områder (TFO) og nummererte konsesjonsrunder finnes på Sokkeldirektoratets nettsider. Se artikkel om letepolitikk for mer informasjon om konsesjonssystemet.

Innsamling og analyse av seismiske data bidrar til at man kan danne seg et bilde av geologiske strukturer i undergrunnen. Når man har identifisert strukturer som kan inneholde petroleumsforekomster, er neste skritt vanligvis å bore en letebrønn.

Datainnsamling i statlig regi

Før et område åpnes for petroleumsvirksomhet blir det kartlagt av Sokkeldirektoratet. Innsamling og analyse av seismiske data inngår i dette kartleggingsarbeidet.

Siden 1969 har norske myndigheter samlet inn seismiske data i områder på norsk kontinentalsokkel som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. Det er en oppgave Sokkeldirektoratet gjør på oppdrag fra den norske stat.

Tillatelser

All seismisk datainnsamling knyttet til petroleumsvirksomhet på sokkelen er hjemlet enten i en utvinningstillatelse eller i en undersøkelsestillatelse.

Utvinningstillatelser tildeles av Energidepartementet gjennom konsesjonsrundene. En slik tillatelse er knyttet til et spesifikt område, og gir enerett til petroleums­virksomhet i dette området.

Undersøkelsestillatelser gis av Sokkeldirektoratet innenfor de områder på norsk sokkel som er åpnet for petroleums­virksomhet og som ikke er tildelt gjennom en utvinningstillatelse. Undersøkelsestillatelsen gir ikke eksklusive rettigheter til petroleums­virksomhet i det aktuelle området.

Omsettelig seismikk

Omsettelig seismikk er en betegnelse på seismikk som samles inn for videresalg, ref. "Multiklient-seismikk", etter at en undersøkelsestillatelse er gitt. Slike innsamlinger blir normalt gjennomført av seismikkselskap som selv ikke søker utvinningstillatelser.

Innsamlete seismiske data rapporteres til Sokkeldirektoratet i henhold til paragraf 20 i ressursforskriften. Dataene forvaltes i tråd med paragraf 85 i petroleumsforskriften hvor det er gitt bestemmelser om saksbehandling og taushetsplikt/frigivning.

Meldeplikt

For å informere andre brukere av havet, skal alle seismiske undersøkelser meldes inn til Sokkeldirektoratet senest fem uker før oppstart. Meldingen sendes elektronisk via eget meldingssystem på Sokkeldirektoratets nettsted. Når meldingen er registrert, sendes kopi automatisk videre til Fiskeridirektoratet, Havforskningsinstituttet og Forsvarets operative hovedkvarter (FOH).

Disse meldeinstansene gir i henhold til dagens praksis faglige råd knyttet til aktiviteten, blant annet om gyting, fiskeriaktivitet og militær aktivitet i det aktuelle området. Sokkeldirektoratet gir deretter en samlet tilbakemelding til rettighetshaver.

Mer informasjon om planlagte, pågående og avsluttede seismiske undersøkelser på norsk sokkel finnes også på Sokkeldirektoratets nettsider.

Hensyn til fiskeri

For å bidra til god sameksistens mellom fiskerier og fartøy som foretar seismisk datainnsamling, krever petroleumsregelverket at en fiskerikyndig person skal være om bord i fartøy som foretar seismiske undersøkelser. Den fiskerikyndige må ha bestått kurs og være godkjent av Sokkeldirektoratet.

Andre geofysiske data

De siste årene er det samlet inn en betydelig mengde geofysiske data som ikke er seismiske data. Et eksempel er elektromagnetiske data, såkalte CSEM data (Controlled Source Electro-Magnetic).

Siden produksjonen startet på norsk sokkel i 1971 har det blitt produsert olje og gass fra totalt 123 felt på norsk sokkel. Ved årsskiftet 2023/2024 var 92 felt i produksjon; 67 felt i Nordsjøen, 23 i Norskehavet og to i Barentshavet. Produksjonen fra disse feltene var i 2023 på 233 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.), om lag 12 prosent lavere enn toppåret 2004, men på samme nivå som i 2022.

Produksjon

De nærmeste årene er det ventet at totalproduksjonen på norsk sokkel vil være relativt stabil fordi produksjonsnedgangen i aldrende produserende felt ventes å være på samme nivå som produksjonen fra nye felt som kommer i drift. På lengre sikt vil antall og størrelse på nye funn være avgjørende for produksjonsnivået.

I dag står gass for om lag halvparten av totalproduksjonen, og det ventes at dette vil vedvare i flere år. Til sammenligning var gassandelen i norsk produksjon om lag 30 prosent i rekordåret 2004.

Mange av de eldre, store feltene har fortsatt betydelige gjenværende reserver. Aktiviteten på eksisterende felt vil være høy fremover, og disse feltene vil stå for mesteparten av produksjonen de nærmeste årene. Ressursgrunnlaget for eksisterende innretninger øker også ved at mindre omkringliggende funn blir tilknyttet slike felt.

Det er mulig å øke utvinningen på mange av feltene utover det som er planlagt i dag. Rettighetshavergruppene på norsk sokkel arbeider kontinuerlig med nye prosjekter for å øke utvinningen fra eksisterende felt. Det er viktig at rettighetshaverne finner lønnsomme måter å øke utvinningen på og effektiviserer driften på eksisterende felt. Samtidig må eksisterende og nye, drivverdige funn knyttes til eksisterende infrastruktur for å utnytte produksjons- og transportkapasiteten i modne områder framover.

Se artikkel om effektiv ressursutnyttelse i modne områder for mer informasjon.

Det er et høyt antall felt i drift på norsk sokkel og flere nye felt kommer i produksjon de nærmeste årene. Dermed ventes produksjonen å holde seg relativt høy det neste tiåret.

Se artikkel om produksjonsprognoser for mer detaljert informasjon.

Feltutbygginger og utbyggingsprosjekter

I 2023 har fire nye felt startet produksjonen; Fenja og Bauge i Norskehavet, samt Tommeliten A og Breidablikk i Nordsjøen. Videre ble utbyggingsprosjektene Frosk (som en del av Bøylafeltet), Kobra East og Gekko (som en del av Alvheimfeltet) og Blåbjørn (som en del av Åsgardfeltet) ferdigstilt. I tillegg ble Hywind Tampen, Norges første flytende havvindpark, ferdigstilt og satt i full drift i 2023. Det er den første vindparken som forsyner olje- og gassinstallasjoner med strøm og er koblet opp mot Gullfaks- og Snorrefeltene.

Ved årsskiftet var det om lag 80 funn som blir, eller kan bli, vurdert bygget ut. For de fleste av funnene i porteføljen er tilknytning mot eksisterende infrastruktur den mest sannsynlige utbyggingsløsningen. Selvstendige utbyggingsløsninger planlegges for de største funnene, men også flere mindre funn kan etablere ny infrastruktur gjennom samordnede utbyggingsløsninger.

I 2023 har myndighetene godkjent rekordmange nye utbyggingsprosjekter. De største av disse prosjektene er Yggdrasil (Munin, Hugin og Fulla) og Valhall/Fenris. I 2023 har myndighetene videre godkjent plan for utbygging og drift av Halten Øst, Tyrving, Irpa, Verdande, Symra, Ørn, Idun Nord, Alve Nord og Berling. Det ble også godkjent endret plan for utbygging og drift av Snøhvit Future, Maria fase 2, Draugen og Njord.

Tabellen under viser estimerte reserver i felt som er under utbygging. Merk at tabellen oppdateres kontinuerlig.

Ved utgangen av 2023 pågikk 27 utbyggingsprosjekter på norsk sokkel. Av disse er 15 nye feltutbygginger, mens 12 er endringer i eksisterende felt (bl.a. knyttet til økt utvinning, endring av kraftforsyning eller utbygging av tilleggsressurser til eksisterende felt). Det interaktive kartet under viser pågående feltutbygginger og utbyggingsprosjekter. Investeringsanslagene er estimat ved PUD oppgitt i 2022-kroner. Merk at kartet ikke oppdateres kontinuerlig og geografisk plassering på dette kartet er upresis.

Investeringer

Investeringene i petroleumssektoren var i 2023 om lag 200 milliarder kroner. Mange pågående prosjekt, både nye feltutbygginger og på felt i drift, bidrar til et økende aktivitetsnivå i 2024.

Se artikkel om investeringer for mer detaljert informasjon.

Utsikter for aktiviteten på norsk sokkel

Det vil være et høyt aktivitetsnivå i næringen de nærmeste årene. Petroleumsvirksomheten vil også i overskuelig framtid være Norges største og viktigste næring. På felt i drift vil nye prosjekt, i tillegg til boring av utvinningsbrønner, gi et relativt høyt aktivitetsnivå. I tillegg til aktiviteten på eksisterende felt er en rekke nye felt under utbygging og nye prosjekter kan bli besluttet.

Det forventes en betydelig leteaktivitet de nærmeste årene. Samtidig vil det fortsatt bli boret mange nye utvinningsbrønner. For å sikre jevn aktivitet på lang sikt er en avhengig av at det jevnlig gjøres nye, drivverdige funn. Dette krever at leteaktiviteten opprettholdes på sikt.

For å sikre god, langsiktig forvaltning av petroleumsressursene og at andre samfunnshensyn blir ivaretatt har myndighetene etablert klare rammer for utbygging og drift. Dette innebærer at det fra utbygging av feltene og fram til avvikling, må tas hensyn til langsiktige, helhetlige og effektive løsninger, blant annet for effektiv ressursutnyttelse i modne områder.

Det gjøres store investeringer for å øke utvinningen fra feltene som er i produksjon på norsk sokkel. I tillegg til geologiske forutsetninger bidrar dette til at utvinningsgraden på norsk sokkel er høy sammenliknet med mange andre petroleumsprovinser. I tillegg knyttes nye, omkringliggende funn til de eksisterende feltene. Dette sørger for effektiv bruk av infrastrukturen og at levetiden til feltene kan forlenges.

Når virksomheten avsluttes, skal innretningene i hovedsak disponeres og området ryddes.

Økt utvinning

I dag er gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra oljefelt på norsk sokkel om lag 47 prosent, og det er en målsetting at utvinningsgraden skal økes ytterligere. Det er imidlertid stor forskjell mellom feltene med hensyn til utvinningsgrad. Dette skyldes blant annet ulike typer reservoar og geologiske forhold og ulike tekniske løsninger.

Store oljeressurser vil ikke bli utvunnet med dagens planer og teknologi. Om lag halvparten av disse krever avanserte metoder, såkalt "Enhanced Oil Recovery" (EOR), for å bli produsert. Det er viktig at nye metoder for økt utvinning blir testet, kvalifisert og tatt i bruk på norsk sokkel innen rimelig tid for å unngå at betydelige oljevolum går tapt.

Det er stort potensial for økt utvinning fra flere felt på norsk sokkel. I samarbeid med Imperial College i London har Sokkeldirektoratet gjennomført en kartlegging av potensialet for økt utvinning med EOR-metoder på de 46 største oljefeltene og -funnene på norsk sokkel. Analysen konkluderer med et betydelig teknisk EOR-potensial på om lag 700 MSm³ olje. Dette tilsvarer nesten like mye olje som to Johan Sverdrup-felt. Det er også beregnet et skalert EOR-potensial ved å ta hensyn til operasjonelle, økonomiske og miljømessige faktorer ved implementering av EOR-metoder i feltene. Det skalerte EOR-potensialet, ved gitte kriterier er beregnet til om lag 350 MSm³ olje.

For mer informasjon om EOR-screeningstudien, se "De utfordrende fatene" i Sokkeldirektoratet's Ressursrapport 2019.

Arbeidet med å sikre høyest mulig utvinning fra et felt starter når utbygging av feltene planlegges og innretningene designes. De fleste oljefeltene på sokkelen har trykkstøtte ved injeksjon av vann og/eller gass allerede fra produksjonsstart. Stadig bedre teknologi og kunnskap om reservoar­overvåkning bidrar til å gjøre utvinningsstrategiene i feltene bedre.

Gjennom systematisk datainnsamling og bruk av produksjons- og reservoardata øker også forståelsen av reservoarets egenskaper gjennom hele produksjonsfasen. Bedre forståelse av hvor oljen og gassen befinner seg og hvordan den strømmer er viktig for å plassere brønner bedre. På denne måten identifiseres stadig nye boremål.

Ettersom forståelsen av reservoarets egenskaper øker gjennom hele produksjonsfasen, bidrar dette normalt sett til store forskjeller mellom produksjonsprognosen som lå til grunn i den opprinnelige planen for utbygging og drift (PUD) og hva som faktisk blir produsert. Dette er vist i figuren under for et utvalg av felt på norsk sokkel.

Hvor mye olje som kan produseres fra et felt, er en funksjon blant annet av reservoarforhold, utbyggingsløsninger, produksjonsstrategi og tilgjengelig teknologi. Oljen som ikke er omfattet av dagens produksjonsplaner, kan gi et grunnlag for tiltak for økt utvinning. Denne oljen deles inn i to kategorier, mobil og immobil olje.

Den mobile oljen er i prinsippet bevegelig med dagens produksjonsbrønner og produksjonsmetode, og kan utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon.

Immobil olje er olje som henger fast på poreveggen i reservoaret og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av (mer) vann eller gass. Det kreves bruk av mer avanserte metoder for at den immobile oljen skal kunne mobiliseres.

Tredjepartsadgang og utbygging av funn nær eksisterende infrastruktur

Ifølge tall fra nasjonalregnskapet så er det investert i overkant av 4000 milliarder kroner på norsk sokkel målt i dagens kroneverdi. Gjennom disse investeringene er det etablert mye infrastruktur. Denne infrastrukturen gjør det mulig å produsere og transportere petroleum, og den legger grunnlag for å utnytte nye ressurser på en kostnadseffektiv måte.

Leting etter og utbygging av ressurser i nærheten av eksisterende infrastruktur kan tilføre det norske samfunnet store verdier. Når produksjonen fra et felt avtar, blir det ledig kapasitet i infrastrukturen. Ved å knytte nye ressurser til ledig infrastruktur sørger man for effektiv bruk av eksisterende innretninger.

I en del tilfeller er bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre og nærliggende forekomster. Dette blir ofte omtalt som tidskritiske ressurser ved at de må produseres, før eksisterende infrastruktur fases ut.

For å medvirke til effektiv bruk av eksisterende infrastruktur, blant annet plattformer og rørledninger, utarbeidet Energidepartementet forskrift om andres bruk av innretninger, med virkning fra 2006 (Third Party Access eller TPA-forskriften).

Formålet med forskriften er å sikre effektiv bruk av infrastrukturen og dermed gi rettighetshaverne gode insentiver til å drive lete- og utvinningsvirksomhet nær eksisterende infrastruktur. Formålet blir oppfylt gjennom rammer for forhandlingsprosessen og utformingen av tariffer og vilkår i avtaler om andre sin bruk av innretninger. Forskriften innebærer ingen endring i prinsippet om at det er de kommersielle aktørene som skal forhandle fram gode løsninger.

På norsk sokkel er det i dag 12 betonginnretninger (Heidrun A og Troll B er flytende), 65 bunnfaste- og 21 flytendestålinnretninger i drift. Det er også rundt 500 havbunns­installasjoner. Betong­innretningene utgjør rundt 70 prosent av den totale vekten av innretningene på sokkelen.

Feltutbyggingene er svært forskjellige når det gjelder størrelse, kompleksitet og antall innretninger. Store felt kan ha utbygging og drift i flere faser, der noen innretninger fases ut mens andre fortsatt er i drift. Større og mer omfattende disponerings­prosjekter må gjennomføres over flere år. Friggfeltet er det hittil største feltet på sokkelen hvor disponering av innretningene er gjennomført. Produksjonen ble avsluttet i 2004, og disponerings­arbeidet startet i 2005. I 2010 var det omfattende disponerings­arbeidet på feltet avsluttet.

Utgangspunktet for en disponeringsprosess er at når bruken av en innretning opphører, skal innretningen disponeres og området ryddes. Gruppen av rettighetshavere er pålagt å gi en utfyllende beskrivelse av alle fasene i denne prosessen i en avslutningsplan som skal sendes til Energi­departementet innen to til fem år før en tillatelse utløper eller oppgis, eller bruken av en innretning endelig opphører.

Sentrale prinsipper for behandling av en avslutningsplan er at alle økonomisk lønnsomme og utvinnbare olje- og gassressurser skal være produsert, at avslutningsprosjektet skal være kostnadseffektivt og at prosjektet kan gjennomføres innenfor akseptable rammer med hensyn til helse, miljø og sikkerhet (HMS) og andre brukere av havet. Per nå har myndighetene behandlet flere avslutningsplaner, både for hele felt og for enkelte av innretningene knyttet til felt som er i drift. Med grunnlag i avslutningsplanene er det fattet disponeringsvedtak hvor det er gitt endelig frist for gjennomføring av fjerningsprosjekter.

Flere av de feltene på norsk sokkel er nå i en moden fase og har produsert en stor andel av de opprinnelige reservene. Samtidig har feltene som forventes nedstengt i nærmeste framtid lite utslag på den totale produksjonen på norsk sokkel. Nøyaktig når produserende felt stenges ned er vanskelig å anslå. Som oftest står innretninger på feltene lenger enn det som var planlagt ved utbygging. På mange felt har nye tilknytninger (satellittfelt) og tiltak for økt utvinning ført til forlenget levetid utover det som ble lagt til grunn ved plan for utbygging og drift (PUD). Levetiden til innretninger på felt som ikke lenger produserer fra egne forekomster kan forlenges dersom de kan fungere som vertsinnretning for andre felt i området. Det er derfor viktig at alle muligheter for bruk av innretninger er utredet før de disponeres.

Gjeldende regelverk

Avslutning av petroleumsvirksomheten og disponering av innretninger reguleres av petroleumsloven og petroleumsforskriften. Norge forholder seg også til internasjonalt regelverk og avtaler, som blant annet Oslo-Pariskonvensjonen (OSPAR), som fastslår at petroleums­innretninger bare i svært begrenset grad kan etterlates etter endt bruk.

Det følger av petroleumsloven § 5-3 at Energi­departementet fatter vedtak om disponering. FNs havrettstraktat "United Nations Convention on the Law of the Sea" (UNCLOS) artikkel 60 slår fast at innretninger som hovedregel skal fjernes, og at både fjerning og eventuell etterlatelse skal skje i tråd med internasjonalt aksepterte standarder. I tråd med dette og OSPAR-konvensjonen treffer myndighetene beslutning om fjerning av havbunnsinstallasjoner, flytende stålinnretninger og overbygningen på betonginnretninger. Dersom disponering av betonginnretninger og understell til store, faste stålinnretninger er gjenstand for OSPAR-konsultasjon, forutsettes det at land som vurderer disponering til havs må konsultere de andre landene som er part i OSPAR-konvensjonen, før nasjonale myndigheter fatter disponeringstiltak.

Departementet har så langt behandlet mer enn 20 disponeringsplaner. Det er gitt to tillatelser til å etterlate deler av en utrangert offshoreinstallasjon etter unntaksbestemmelsen i OSPAR-beslutning 98/3. Dette gjelder betongunderstellet til Ekofisktanken og et betongunderstell på Friggfeltet. Slik tillatelse ble gitt etter konsultasjon i henhold til OSPAR-konvensjonen.

Rørledninger er ikke omfattet av OSPAR-konvensjonen. Valg av disponerings­alternativ avgjøres i hvert enkelt tilfelle på bakgrunn av en bred vurdering, der kostnader ses i forhold til konsekvensene for sikkerhet, miljø, fiskerier og andre brukere av havet.

Se informasjonsskriv fra Sokkeldirektoratet for mer informasjon.

Ilandføring og opphogging

Innretninger som ikke skal gjenbrukes eller etterlates på feltet, skal fraktes til land og håndteres ved et godkjent landanlegg for opphogging og gjenvinning eller deponering. Størstedelen av avfallet fra oljevirksomheten (98 prosent) er gjenvinnbart stål. Men det vil også være avfall som krever spesialbehandling. Anleggene som har tillatelse etter forurensningsloven til å demolere offshore installasjoner finnes på Miljødirektoratet 's nettsted.

Siden opphuggingsanleggene i Norge ligger ved dype fjorder og har dypvannskaianlegg, er det sannsynlig at andre land ved Nordsjøen vil vurdere å benytte disse anleggene framover.

Disponeringskostnader

Kostnadene ved å stenge felt og disponere innretningene er relativt små sammenlignet med kostnadene til leting, utbygging og drift og inntektene fra feltene. Kostnadsomfanget knyttet til disponering er usikkert, og det varierer fra felt til felt. De største kostnads­elementene i disponerings­prosjekter er knyttet til permanent plugging av brønner og fjerning av innretningene til havs.

Godt samarbeid mellom rettighetshaverne, leverandørindustrien, myndighetene og berørte interessegrupper er viktig for best mulig disponering i framtiden og dermed reduserte kostnader.

Den norske kontinentalsokkelen strekker seg over mer enn to millioner kvadratkilometer (2 039 951 km²). Den er nær seks ganger så stor som det totale arealet av Fastlands-Norge, Svalbard og Jan Mayen.

Nordsjøen er fortsatt motoren i norsk petroleumsvirksomhet, og det er  67 felt i produksjon. Norskehavet har 23 felt i produksjon, og Barentshavet har to (Snøhvit og Goliat).

Hvert havområde er inndelt i kvadranter som tilsvarer en lengde- og en breddegrad. Hver kvadrant er videre inndelt i tolv blokker. I Nordsjøen er hver kvadrant navngitt fra 1 til 36. I Norskehavet og Barentshavet er hver kvadrant navngitt etter lengde- og breddegrad.

Nordsjøen

Den norske delen av Nordsjøen har et areal på 142 000 kvadratkilometer. Området er den mest utforskede delen av norsk sokkel, og også der det er påvist og produsert mest olje og gass. I dag er det 67 felt i produksjon i Nordsjøen.

Den sørlige delen av Nordsjøen

Det var i den sørlige delen av Nordsjøen at oljeeventyret startet for alvor, med funnet av Ekofisk i 1969. Feltet har vært i produksjon over 50 år, og skal etter dagens planer produsere i 30 år til. Det er store gjenværende ressurser i dette området. Ekofisk-komplekset er et viktig knutepunkt i området, og mange felt er knyttet opp til infrastrukturen på Ekofisk for videre transport.

Olje og gass fra feltene blir transportert med skip og gjennom rørledninger til landanlegg i Storbritannia og det europeiske kontinentet.

Den midtre delen av Nordsjøen

Det første oljefunnet på norsk sokkel ble gjort i den midtre delen av Nordsjøen. Feltet Balder ble påvist allerede i 1967, men ble ikke bygget ut før 30 år senere.

Den første utbyggingen i området var Frigg i 1977. Feltet produserte i nærmere 30 år, før det ble stengt ned i 2004. Flere felt har nylig blitt satt i produksjon eller er under utbygging i dette området. Johan Sverdrup er det femte største oljefunnet som er gjort på norsk sokkel gjennom tidene. Feltet er bygget ut i flere faser, og produksjon fra andre fasen startet i slutten av 2022.

Sleipner-innretningene er et knutepunkt i gasstransport­systemet på norsk sokkel. Gassen blir transportert gjennom rørledninger til anlegg på land. De ulike rørsystemene er knyttet til landanlegg i Norge, Storbritannia og kontinentet. Mesteparten av oljen fra denne delen av Nordsjøen blir transportert med skip.

Den nordlige delen av Nordsjøen

De store feltene Statfjord, Gullfaks og Snorre i Tampen-området, samt Oseberg og Troll, gjør den nordlige delen av Nordsjøen til ett av de viktigste områdene på sokkelen. Det har vært produsert olje og gass i dette området i over 30 år, og det forventes produksjon herfra i minst 30 år til. For flere av feltene som allerede har produsert lenge i dette området, for eksempel Snorre, er levetiden blitt forlenget med nye innretninger og økt utvinningstiltak. Statfjord også har vist seg å produsere både bedre og lengre enn forventet.

Trollfeltet er svært viktig for gassforsyningen fra norsk sokkel, og feltet kommer til å spille hovedrollen i norsk gasseksport i flere tiår fremover. Troll er samtidig et betydelig oljefelt.

Olje fra denne delen av sokkelen blir transportert med skip, eller – som gass – gjennom rørledninger til landanlegg i Norge eller i utlandet.

Norskehavet

Norskehavets har et areal på 289 000 kvadratkilometer – dobbelt så stort som Nordsjøen. Denne petroleumsprovinsen, som inneholder store gassreserver, er mindre moden og utforsket enn Nordsjøen. Unntaket er Haltenbanken, der det er blitt produsert olje og gass i over 20 år.

Draugen var det første feltet som kom i produksjon i dette havområdet, i 1993. I dag produserer 23 felt olje og gass i Norskehavet.

Med Aasta Hansteen og Polarled er en ny gassregion og en ny rørledning innviet på norsk sokkel. Det norske gasstransport­systemet strekker seg nå nord for polar­sirkelen.

Gass fra Norskehavet blir i hovedsak transportert i rørledninger til ulike landanlegg i Norge og videre til Storbritannia og kontinentet. Oljen transporteres fra feltene med skip (bøyelast).

Barentshavet

Norges del av Barentshavet dekker 313 000 kvadratkilometer og utgjør det største havområdet på norsk sokkel. Barentshavet har også det største potensialet for olje og gass av de tre havområder. Bare arealet som ligger sør for 74º 30’ N er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Snøhvit og Goliat er de eneste feltene som er i drift i Barentshavet. De kom i produksjon i henholdsvis 2007 og 2016, og nå er Johan Castberg-feltet under utbygging. Gassen fra Snøhvit går i rørledning til landanlegget på Melkøya ved Hammerfest. Der blir gassen prosessert, nedkjølt til flytende gass (LNG) og fraktet til markedet med spesialskip. Produsert olje og gass fra Goliat går til en flytende produksjons-, lagrings- og losseinnretning (FPSO), der oljen prosesseres, stabiliseres og lagres for videre transport med tankskip. Gassen reinjiseres i reservoaret.

Det meste av Barentshavet regnes som en umoden og lite utforsket petroleumsprovins, tross i at det har foregått leting her i mer enn 30 år, og det første funnet ble gjort tidlig på 1980-tallet. Nær halvparten av de antatt uoppdagede ressursene på sokkelen ligger i Barentshavet.

Leverandørindustrien består av norskbaserte selskaper som leverer olje- og gassrelaterte produkter eller tjenester til petroleumsindustrien, enten direkte til oljeselskaper eller som underleverandør til større leverandørbedrifter.

Leverandørindustrien deles gjerne opp i ulike segmenter, som for eksempel ingeniørtjenester, prosessutstyrsleverandører, plattformverft og forsyningsskip. Figuren under illustrerer forholdet mellom oljeselskap (mørkeblå sirkel) og de ulike segmentene i leverandørindustrien (lyseblå sirkler) nærmere. Petroleumsnæringen skaper store ringvirkninger også i andre næringer av mer generell karakter (oransje sirkler), men denne aktiviteten regnes ikke som en del av leverandørindustrien.

Utvikling og sysselsetting

Norges gode utgangspunkt som industri- og maritim nasjon har vært viktig for framveksten av en teknologisk verdensledende leverandørindustri. Tøffe værforhold i Nordsjøen, et strengt regelverk og krevende kunder på sokkelen har fremmet innovasjon og teknologiutvikling. På mange måter har norsk sokkel fungert som et "laboratorium" der selskaper har vært nødt til å løse en rekke teknologiske utfordringer for å kunne hente opp petroleumsressursene.

Norsk sokkel er i dag et av verdens største offshoremarkeder. Dette gir norskbaserte leverandørbedrifter et stort hjemmemarked og danner grunnlag for næringsaktivitet og sysselsetting i alle landets fylker.

Kunnskapsparken Bodø utarbeider «Levert-rapporten» med årlige anslag for petroleumsnæringens betydning for verdiskapning og sysselsetting for de nordligste fylkene (Nordland, Troms og Finnmark). Rapporten viser at 144 nordnorske bedrifter hadde leveranser til petroleumsnæringen i 2023, fordelt på 1727 årsverk. Hammerfest hadde flest årsverk med hele 714 sysselsatte. Se artikkel Arbeidsplasser for mer informasjon om sysselsetting.

Næringen har i flere år vært i omstilling som følge av endringer i markedet, først etter oljeprisfallet i 2014 og nå med Covid-19 pandemien. Økt klimafokus med stor vekst innen fornybar energi er en annen viktig driver.

Omstillingsarbeidet har gitt resultater hos både oljeselskapene og blant leverandørbedriftene. Kostnadsnivået og effektiviteten på sokkelen har blitt betydelig forbedret. Norske leverandører har derfor vunnet en rekke store kontrakter den siste tiden, både på norsk sokkel og i utenlandske markeder.

En viktig forutsetning for konkurransekraften til den norskbaserte leverandørindustrien på lang sikt er at ressurspotensialet på sokkelen utnyttes på en god måte. Dette vil bidra til aktivitet og opprettholde sysselsetting og etterspørsel etter varer og tjenester. Flere nye utbyggingsprosjekter og oppgradering av eksisterende anlegg de neste årene er planlagt og dette betyr at leverandørene har mulighet til å vinne nye store kontrakter framover, i tillegg til aktivitet i internasjonale markeder.

Bredden i industrien

Den norskbaserte leverandørindustrien består av rundt 2 000 selskaper, fordelt på ulike segmenter som leverer varer og tjenester opp mot de ulike prosjektfasene på sokkelen.

Eksempelvis så er det i letefasen behov for seismiske undersøkelser, dataprosessering, geologi- og geofysikktjenester, samt borerigg- og brønntjenester. Når et funn så skal utvikles trengs en rekke ingeniørtjenester, plattformløsningen må bygges ved verft og de ulike utstyrspakkene blir produsert og installert. I tillegg skal produksjonsutstyr plasseres og installeres på havbunn, for så å kobles opp mot plattformen.

I driftsfasen er det behov for blant annet shippingtjenester, vedlikehold og andre tjenester. Siden et felt produserer i flere tiår, kan det også være aktuelt med større oppgraderinger som nytt prosesseringsutstyr og flere brønner. Når det ikke lenger er økonomisk forsvarlig å holde feltet i drift må infrastrukturen disponeres. Hele tiden er det også behov for profesjonelle tjenester, eksempelvis finans- og konsulenttjenester.

Leverandørindustrien er representert i hele landet. Stavanger-regionen sysselsetter flest og tilbyr et bredt spekter av varer og tjenester. Ellers i landet ser man typisk flere selskaper innenfor geografiske avgrensede områder og innen samme segment, såkalte klynger.

I Oslo og Akershus finner man ingeniørmiljø sammen med kunnskapsbaserte tjenester til petroleumsvirksomheten og seismikkselskaper. Trondheim på sin side står sterkt i forsknings- og utdanningssammenheng, mens Bergensregionen har blitt et senter for vedlikehold av plattformer og undervannsutstyr. I Buskerud, spesielt på Kongsberg, har det over tid utviklet seg et miljø knyttet til subsea-teknologi, automasjon og dynamisk posisjoneringsutstyr. Sørlandet bidrar med verdensledende selskaper innen boreteknologi og Nordvestlandet med en maritim klynge som representerer et komplett skipsbyggings- og skipsutstyrsnettverk for blant annet avanserte offshorefartøy.

Teknologisk ledende

Den norske petroleumsnæringen tar stadig i bruk ny teknologi for å jobbe smartere, bedre og mer effektivt. Hele bransjen har nå fokus på digitalisering, automatisering og robotisering. Leverandørbedriftene både utvikler og bruker ny teknologi for å være i tet. Norske olje- og gassinstallasjoner genererer enorme mengder data, for eksempel gjennom hundretusenvis av sensorer. Bransjen har dermed et stort potensial til å forbedre prosesser, og til å utvikle helt nye digitale løsninger basert på utnyttelse av store datamengder. Samtidig stiller utviklingen nye krav til kompetanse og rekruttering i hver enkelt bedrift.

Et eksempel på implementering av ny teknologi er ubemannede plattformer som fjernstyres fra land. Kontrollrommet til den første ubemannede plattformen på norsk sokkel – Valemon – ble åpnet utenfor Bergen i 2017.

Andre eksempler er avanserte fjernstyrte undervannsfartøy (Remotely Operated Vehicles, ROV) som brukes til arbeid under vann, som inspeksjon, vedlikehold og installasjon av utstyr. Nye produksjonsmetoder som additiv produksjon, eller 3D-printing, kan bli viktig også for leverandørindustrien. I Kongsberg har derfor flere teknologibedrifter gått sammen om å etablere et kompetansesenter for additiv produksjon, som blant annet muliggjør kortreiste produkter ved at man unngår å flytte produksjon av enkle produkter til lavkostland. På samme måte tilbyr Mechatronics Innovation Lab ved Universitetet i Agder en arena hvor industrien kan eksperimentere med og teste nye produkter innen robotisering og automatisering.

Videre har augmented reality (AR) og virtual reality (VR) vist seg å være effektive verktøy for opplæring og øving før oppdrag ute på installasjoner. Også ute i felt kan arbeidere utstyrt med AR-utstyr jobbe mer effektivt, for eksempel ved å få opp teknisk informasjon om det man ser foran seg under vedlikeholdsarbeid.

Flere av leverandørbedriftene har også kompetanse og erfaring som kan være en konkurransefordel innen fornybar energi og annen maritim næring – spesielt for installasjoner som skal kan plasseres offshore.

Som en innovativ og høyteknologisk næring bidrar leverandørindustrien til en kunnskapsbase som er relevant også for andre deler av samfunnet. Det er i dag mange eksempler på at teknologi som i utgangspunktet ble utviklet for bruk i petroleumsindustrien også har stor nytte på andre områder.

Når eksempelvis oppdrettsnæringen ser på mulighetene for større anlegg i åpent hav, bygger konseptene på design og erfaring fra offshore petroleumsvirksomhet. Det samme gjelder havvind, hvor prinsipper fra bygging av både bunnfaste og flytende offshoreinstallasjoner legges til grunn. I tillegg brukes sensorer og styringssystemer utviklet for oljeplattformer til driftsovervåking og automatisk styring av vindparker.

Andre eksempler på bruk av petroleumsrettet teknologi finner man i ladekabler for elbiler, datavisualisering, vannrensing, karbonfangst, sensorer i satellitter og i medisinsk forskning.

En internasjonal næring

Norsk leverandørindustri er aktiv i en rekke utenlandske markeder. I 2020 omsatte den norskbaserte leverandørindustrien for 374 milliarder kroner. Av dette kom om lag 109 milliarder, eller 30 prosent av omsetningen, fra internasjonal virksomhet (se rapport).

Subsea-utstyr og installasjon var segmentet med størst omsetning internasjonalt i 2020. Nest størst er segmentet Operasjonelle- og profesjonelle tjenester og Topside- og prosessutstyr. De tre største markedene målt i omsetning var i 2020 Storbritannia, USA og Brasil.  Verftsnasjonene Singapore og Sør Korea er viktige markeder innen borepakker og annet utstyr til plattformdekk og rigger.

Leverandørindustrien til petroleumsnæringen har i flere år vært i omstilling som følge av endringer i markedet, først etter oljeprisfallet i 2014 og så med Covid-19 pandemien. Økt klimafokus med stor vekst innen fornybar energi og lavkarbonløsninger er en annen viktig driver. Den petroleumsrettede leverandørindustrien har i flere år sett et stort potensial innen fornybarnæringene, og særlig havvind som har mange fellestrekk med petroleumsvirksomheten offshore.  Olje- og gassvirksomheten vil fortsette å være fundamentet for leverandørindustrien i mange år fremover, mens fornybarnæringen og tilknyttede næringer kan gi store fremtidige muligheter.

Eksport og internasjonalisering

Eksport av varer og tjenester fra de norskbaserte energinæringene er viktig for sysselsetting og verdiskaping i Norge. Myndighetene har derfor bidratt med flere eksportrettede virkemidler slik at de norskbaserte energinæringene, både innen petroleums- og fornybarnæringen, skal hevde seg i internasjonale markeder. For energinæringene er Norwegian Energy Partners (NORWEP) regjeringens viktigste virkemiddel.

Et overordnet mål for petroleumspolitikken er å legge til rette for effektiv og lønnsom utnyttelse av olje- og gassressursene i et langsiktig perspektiv. Sterk konkurranse og et mangfold av aktører i alle ledd av verdikjeden er viktig for god ressursutnyttelse og å sikre tilstrekkelig interesse for de mulighetene som finnes på sokkelen.

Utvinningstillatelser (lisenser) blir vanligvis tildelt en gruppe av selskaper med en operatør i spissen. Gjennom samarbeidet i utvinningstillatelsen vil de ulike selskapene etterse og utfordre operatørens vurderinger slik at best mulige beslutninger tas, og samtidig de mindre erfarne selskapene gis anledning til å bygge mer kunnskap.

I perioden etter år 2000 var det en betydelig økning i både antall aktører og bredden av ulike aktører på norsk sokkel, hvor den største veksten var mindre selskaper, primært med fokus på leting. Før dette var sokkelen dominert av noen få aktører, hovedsakelig store norske eller større internasjonale selskaper. I takt med at områdene på sokkelen har modnet og utfordringene har endret seg, har det vært naturlig og ønskelig at aktørbildet har blitt justert for å sikre effektiv utforsking, utbygging av funn og ressursutnyttelse på felt i drift. De siste årene har det vært en rekke konsolideringer i bransjen, og i dag er aktørbildet langt mer konsentrert enn for kun noen få år siden.

Mange små og mellomstore selskap har slått seg sammen og styrket sin posisjon. Samtidig har flere store internasjonale selskap solgt seg ut fra norsk sokkel. Dette har medført at de mellomstore selskapene er blitt en stadig viktigere kraft for videreutviklingen av sokkelen.

Særlig tre justeringer i rammebetingelsene har vært viktige for å stimulere konkurransen og øke selskapsmangfoldet på sokkelen:

1. Prekvalifiseringsordningen ble etablert for å gi selskaper et tilbud om evaluering av deres egnethet for deltakelse på norsk kontinentalsokkel før de eventuelt bruker ressurser på å vurdere konkrete forretningsmuligheter. Interessen for prekvalifisering har vært stor siden ordningen ble innført, og det er fortsatt et jevnt tilsig av selskap som ønsker å gjennomgå en slik forhåndsvurdering.
2. TFO-ordningen, sammen med justeringer i utformingen av arbeidsprogrammer, gir selskapene muligheter til jevn tilgang til leteareal og sikrer at det drives aktiv leting. Ordningen legger på denne måten også til rette for effektiv bruk av ressursene i oljeselskapene og sikrer at areal som tidligere er levert tilbake av andre selskaper blir tilgjengelig for selskaper med nye ideer. Dermed vil også tidligere tildelt areal være gjenstand for nye vurderinger.
3. Leterefusjonsordningen ble innført for å sikre skattemessig likebehandling av letekostnader for selskaper i og utenfor skatteposisjon og dermed redusere inngangsbarrierer for nye aktører og legge til rette for lønnsom leting. Dette førte til en stor vekst i små aktører på sokkelen. Med de nye kontantstrømbaserte reglene i petroleumsskatteloven, gjeldende fra inntektsåret 2022, ble leterefusjonsordningen avskaffet, men selskapene får fortsatt refundert en stor del av årlige underskudd i særskatteregimet (71,8 pst.).

Selskapene som kom inn siden 2006 har bidratt til en rekke funn på norsk sokkel. Flere av disse selskapene har også tatt steget fra letevirksomhet inn i utbyggings- og driftsfasen. Det kreves større og andre ressurser for selskaper som skal bygge ut felt enn hva som forutsettes av et selskap som kun er aktivt innenfor letevirksomhet.

Ved årsskiftet 2023/2024 var det 27 aktive lete- og produksjonsselskaper på norsk sokkel, hvorav 20 operatører. Dette er langt færre enn for noen år tilbake, og skyldes blant annet konsolidering blant selskapene, endrete strategiske forutsetninger og økende modenhet. Selv om enkelte selskaper har valgt å søke seg helt eller delvis bort fra norsk sokkel, så har andre samtidig forsterket aktiviteten.

Ingen andre aktører har den bredde i kompetanse og kunnskap om norsk sokkel enn Equinor (tidligere Statoil). Selskapet har også en nøkkelrolle som operatør for mange av de store, gamle feltene på norsk sokkel. At selskapet fortsetter en aktiv, effektiv og langsiktig innsats på norsk sokkel er svært viktig for videre verdiskaping på sokkelen.

Status på olje- og gassproduksjon

Gjennom over 50 år er det produsert og solgt rundt 55 prosent av det som antas å eksistere av utvinnbare ressurser i petroleumsforekomster på norsk kontinentalsokkel. Dette tilsier at det også de neste 50 årene er potensial for et høyt aktivitetsnivå på sokkelen.

I 2023 ble det produsert 233,1 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.). Det er en minimal nedgang sammenlignet med 2022 hvor det ble produsert 233,2 millioner Sm³ o.e. Til sammenligning ble det produsert 264,2 millioner Sm³ o.e. i rekordåret 2004.

Oljeproduksjonen ble høyere i 2023 enn i 2022. Hovedårsaken til denne økningen er oppstart av nye prosjekter. Gassproduksjonen ble seks prosent lavere i 2023 enn i 2022. Det ble solgt totalt 117,3 milliarder Sm³ gass (116 milliarder Sm³ 40 megajoule gass). Produksjon av naturgass i 2023 utgjorde 50 prosent av totalproduksjonen målt i oljeekvivalenter. Årsaken til reduksjonen er hovedsakelig større vedlikeholdsaktivitet på landanlegg.

Produksjonsprognoser

Historisk produksjon fordelt på type produkt og prognose for de nærmeste fem årene er vist i figuren under.

Et typisk oljefelt har et produksjonsforløp med rask oppbygging til maksimal produksjon, deretter en utflating over noen år (platå-produksjon) før produksjonen gradvis avtar. Uten ytterligere investeringsaktivitet, faller oljeproduksjonen raskt. Selv med betydelige tiltak er det krevende å holde produksjonen fra et felt oppe.

Som følge av høy utbyggingsaktivitet på sokkelen er det ventet at olje- og gassproduksjonen vil være stabil de nærmeste årene. Uten nye felt eller større investeringer på eksisterende felt, vil produksjonen fra norsk sokkel falle. De nye feltene som kommer i drift, kompenserer på kort sikt for lavere produksjon fra aldrende felt.

Produksjonsnivået på lengre sikt er usikkert. Det avhenger blant annet av hvilke tiltak som blir gjennomført på feltene, funn som blir besluttet utbygd og når de kommer i produksjon. Nye funn framover, hvor store de er og hvordan og når de bygges ut, vil også påvirke produksjonsnivået på lengre sikt.

Historisk totalproduksjon og prognose frem til 2033, fordelt på modenhet av ressursene, er vist i figuren under.

Samlet eksport av olje og gass

Norge er en viktig leverandør av olje og gass til det globale markedet, og nesten all olje og gass som produseres på norsk sokkel eksporteres. Inntektene som selskapene og staten mottar fra salg av olje og gass har vært helt sentrale for å skape det Norge vi kjenner i dag.

Alle rettighetshavere på norsk sokkel er ansvarlige for å selge sin egen olje- og gassproduksjon. Unntaket er Equinor, som i tillegg til å selge sine egne produksjonsvolumer, også har ansvaret for å selge statens olje- og gassvolumer (SDØE-andelen). Dette ansvaret er gitt i en avsetningsinstruks fra staten til Equinor.

Olje er en global handelsvare som selges og leveres til de fleste verdenshjørner. Gassmarkedet har på sin side historisk sett bestått av ulike regionale markeder. Med økende produksjon og handel av flytende naturgass (LNG) er gassmarkedene blitt mer globaliserte. Om lag 95 prosent av norsk gass blir transportert via rørledninger til andre land i Europa, mens resten av gassproduksjonen blir eksportert som LNG og transporteres på skip fra Melkøya ved Hammerfest i Troms og Finnmark fylke.

I tillegg til råolje, gass, NGL og kondensat, eksporterer Norge store verdier i form av petroleumsrelaterte varer og tjenester. Les mer om dette i artikkel om leverandørindustrien.

Samlet eksportverdi for råolje, naturgass, NGL og kondensat utgjorde i 2023 om lag 1 200 milliarder kroner, noe som tilsvarer 62 pst. av total norsk vareeksport. I 2023 stod gassproduksjonen for en større andel av samlet eksportverdi sammenlignet med væskeproduksjonen (olje, NGL, kondensat).

Eksport av olje, kondensat og NGL

Norsk oljeproduksjon nådde toppen i 2001 med en total væskeproduksjon på 3,4 millioner fat oljeekvivalenter per dag, NGL og kondensat inkludert. Væskeproduksjonen falt med i snitt 5 prosent årlig i tiårsperioden mellom 2001 og 2011. Produksjonen har de siste 10 årene vært mer stabil. I 2023 lå væskeproduksjonen på rundt 2 millioner fat oljeekvivalenter per dag, og Norge dekker i dag om lag 2 prosent av globalt oljeforbruk.

I 2023 eksporterte Norge om lag 100 millioner Sm³ råolje (1,7 millioner fat per dag) direkte til andre land i Europa. 7,4 millioner Sm³ råolje (0,13 millioner fat per dag) ble levert til anlegg på fastlandet i Norge. Kjøpere av olje er i hovedsak raffinerier hvor oljen omdannes til drivstoff og andre oljeprodukter.

Tabellene under viser salg av henholdsvis olje, NGL og kondensat i 2023 fordelt på første mottakerland.

Oljepris

Grafen under viser årlig gjennomsnitt for oljeprisen (Brent) i perioden 2015 - 2023. Spotprisen reflekterer ikke nødvendigvis prisen selskapene har oppnådd ved salg av olje fra norsk sokkel.

Transport av råolje

Fra feltene på norsk sokkel fraktes oljen enten via skip eller gjennom rørledninger til endelig leveringssted på land. Se artikkel om rørtransportsystemet for oversikt over oljerør på norsk sokkel.

Flere oljefelt på norsk sokkel transporterer olje til markedet med bøyelastere. Dette er spesialiserte tankskip som laster olje fra lastebøyer ute ved feltene. Oljeplattformer har ofte begrenset lagringskapasitet og er derfor avhengige av at bøyelasterne kommer regelmessig til feltet for å unngå at lagrene blir fulle og produksjonen stopper opp. Bøyelasterne frakter vanligvis olje over korte distanser, og leveringspunktet for norsk olje er derfor hovedsakelig Nordvest-Europa.

For laster som skal fraktes over lengre distanser, for eksempel fra Norge til Middelhavet, Asia eller Amerika, benyttes større tankskip. Frakten skjer ikke direkte fra feltene, men fra landbaserte terminaler. Disse landterminalene får oljen enten fra bøyelastere eller gjennom oljerør fra feltene. Fra norsk sokkel transporteres olje via rør til fire terminaler på land, Sture, Mongstad og Kårstø i Norge, samt Teesside i Storbritannia.

Eksport av gass

Eksportverdien av norsk gass var i 2023 høyere enn verdien av oljeeksporten (inkludert NGL og kondensat) grunnet høy produksjon av gass og relativt høye priser. Gassprisene var riktig nok langt lavere i 2023 enn i 2022. Norsk innenlandsk bruk av gass er veldig liten, og så godt som all gassproduksjon blir eksportert. Et omfattende undersjøisk rørledningssystem knytter norske gassfelt til havs og gassterminaler på land direkte til mottakerland i Europa. I tillegg eksporteres det nedkjølt, flytende gass (LNG) på skip fra Snøhvitfeltet utenfor Hammerfest. Normalt er omtrent 5 prosent av norsk gasseksport i form av LNG.

Norsk gasseksport var noe lavere i 2023 enn i 2022, men holdt seg på et historisk høyt nivå og Norge eksporterte om lag 117 milliarder Sm³ gass (ikke normalisert til 40 MJ/Sm³), i all hovedsak til Europa. Dette tilsvarer en energimengde på rundt ni ganger den norske normalproduksjonen av elektrisitet i Norge. I Europa er gass en viktig energikilde til oppvarming av boliger og matlaging, den brukes som varme og innsatsfaktor i industrien og den brukes i gasskraftverk for å lage elektrisitet. Gasseksport fra Norge tilsvarte i 2023 mer enn 30 prosent av EU og Storbritannias samlede gassforbruk, og norske gassleveranser bidrar til at Europa har en stabil og pålitelig gassforsyning.

Gasspris

Grafen under viser årlig gjennomsnitt for europeisk gasspris (TTF) i perioden 2015 - 2023. Spotprisen reflekterer ikke nødvendigvis den prisen selskapene har oppnådd ved salg av gass fra norsk sokkel.

Om lag 40 prosent av totale forventede norske gassressurser er produsert siden produksjon av gass begynte på norsk sokkel i 1977. Produksjonen er forventet å holde seg på et høyt nivå de neste 10 årene, og produksjonen kan bli større dersom de mest optimistiske ressursanslagene slår til.

Størstedelen av gassen fra Norge som selges på det europeiske markedet leveres til landingspunkter i Tyskland, Storbritannia, Belgia, Frankrike og Danmark (med en viderekobling til Polen gjennom Baltic Pipe) gjennom det norske gasstransportsystemet som består av rørledninger med en samlet lengde på over 8 800 km. Dette tilsvarer omtrent lengden fra Oslo til Bangkok. Norsk gass utgjør en betydelig andel av gassforbruket i alle disse mottakslandene, men mye av gassen transporteres videre til andre land i Europa.

Etter at olje og gass er utvunnet på felt, må produktene transporteres til kundene. For mange oljefelt lastes olje direkte på skip (bøyelasting) ute på feltet. For andre felt blir olje og gass sendt i rørledning fra feltene og inn til anlegg på land. Olje, våtgass og nedkjølt naturgass (LNG) blir lastet på skip fra landanleggene, mens tørrgass blir fraktet videre i rørledninger til det europeiske kontinentet og Storbritannia.

I motsetning til feltene, der det er oljeselskapene som har ansvar for driften, er det langt større statlig kontroll over gasstransportsystemet. Bakgrunnen for dette er at systemet er et naturlig monopol og at det har en sentral plass i petroleumsvirksomheten. Et viktig hensyn for myndighetene er derfor å sikre tilgang til kapasitet for alle med behov. Tilgang må videre gis til lave tariffer slik at feltene ikke påføres unødvendige kostnader. En annen viktig oppgave er å sikre en kostnadseffektiv og helhetlig videreutvikling av gasstransportsystemet.

Transportsystemene for olje er ikke regulert på samme omfattende måte som gassinfrastrukturen. Hovedgrunnen til dette er at transport utgjør en mindre sentral del av verdikjeden for olje.

Gassrørledninger

Store investeringer i transportløsninger er et særtrekk ved gassproduksjon. Siden de første store rørledningene ble lagt på 70-tallet, har det norske gasstransportsystemet utviklet seg i takt med at behovet har økt (se Gasscos interaktive transportkart). Det som opprinnelig var dedikerte gasstransportløsninger for enkeltfelt eller områder, har blitt et integrert system som betjener størstedelen av norsk sokkel. Dette systemet er en kostnadseffektiv og driftssikker måte å transportere gass på, og utgjør et vesentlig konkurransefortrinn for norsk gass.

Transportkapasiteten i det norske rørledningssystemet er i dag om lag 120 milliarder kubikkmeter (Sm³) tørrgass per år. Integrert i rørledningssystemet er tre landanlegg for gass – Kårstø, Kollsnes og Nyhamna – som tar imot rikgass fra feltene. Fra rikgassen blir det skilt ut tørrgass for videre transport gjennom rørledningene til mottaksterminalene i utlandet. Det er fire mottaksterminaler for norsk gass på kontinentet: to i Tyskland, én i Belgia og én i Frankrike. I tillegg er det to mottaksterminaler i Storbritannia.

Det norske gasstransportsystemet omfatter et nettverk av rørledninger med en lengde på om lag 8800 kilometer. Dette tilsvarer avstanden fra Oslo til Bangkok. Mesteparten av gasstransportsystemet har felles eierskap gjennom interessentskapet Gassled, med Gassco som nøytral og uavhengig operatør.

Organisering av gassrørsystemet

Myndighetene har en viktig rolle når det gjelder å legge til rette for at behandlings- og transportkapasiteten skal være godt tilpasset framtidige behov. Samtidig er det avgjørende å sikre effektiv drift i det norske gasstransportsystemet. Operatøren Gassco, det samordnende eierskapet i Gassled og regulert tilgang til transportsystemet er viktig for å oppnå dette. Gasstransportsystemet er regulert gjennom petroleumsloven og petroleumsforskriften kapittel 9.

Det norske gasstransportsystemet omfatter flere mottaksanlegg i andre land. Det er utarbeidet traktater som regulerer rettigheter og plikter mellom Norge og landene som har landingspunkt for gass fra norsk sokkel.

Gassco
Gassco ble opprettet i 2001, og Staten eier 100 prosent av selskapet. Gassco er en nøytral og uavhengig operatør av gasstransportsystemet med et særskilt og et alminnelig operatøransvar. Med særskilt operatøransvar menes utøvelse av oppgaver tillagt Gassco i medhold av petroleumsloven og tilhørende forskrifter. Dette omfatter oppgaver som å bistå i utvikling av ny infrastruktur, administrere kapasiteten i gasstransportsystemet og koordinere og styre gasstrømmene gjennom nettverket av rørledninger fram til markedene. Det alminnelige operatøransvaret innebærer utøving av anleggsstyring i henhold til petroleumslovens og helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningens krav.

Gasscos nøytralitet og uavhengighet som operatør for gasstransportsystemet skal sikre at alle brukere blir behandlet likt, og er også viktig når Gassco planlegger transportløsninger og gir råd til myndighetene. Som operatør og den aktøren med den beste oversikten over systemet, skal Gassco bidra til en helhetlig videreutvikling av norsk gassinfrastruktur. Når større utbygginger vurderes må andre gassforekomster - utover de feltene som har klart definerte transportbehov - også bli tatt med i vurderingene. Samspillet mellom ny infrastruktur og det eksisterende transportsystemet må også tas med i betraktningen.

Video: Introduksjon av Gassco på to minutter

Gassled
Gassled er et interessentskap som eier mesteparten av gassinfrastrukturen på norsk kontinentalsokkel: rørledninger, plattformer, prosessanlegg på land og mottaksterminaler i utlandet.  Med felles eierskap unngås interessekonflikter knyttet til hvilken rørledning gassen skal fraktes gjennom. Dette sikrer at gassen blir fraktet mest mulig effektivt noe som legger til rette for størst mulig verdiskaping.

Virksomheten til Gassled er regulert av petroleumsforskriften, og tariffene for de enkelte tjenestene er fastsatt av Energidepartementet. Gassled har ikke fast ansatte, men er organisert gjennom komiteer med spesifikke oppgaver. Eierfordelingen i Gassled finnes på Gasscos hjemmesider.

Oljerørledninger

I motsetning til gass, utgjør transportinfrastruktur en mindre del av verdikjeden for olje. På mange oljefelt lastes olje direkte på skip ute på feltene. For noen av de større feltutbyggingene i Norge har det blitt vurdert som hensiktsmessig å bygge oljeterminaler på fastlandet. Andre felt har i etterkant koblet seg på denne infrastrukturen.

På norsk sokkel er transportinfrastrukturen for olje delt inn i fire ulike systemer. Oljerørledninger fra felt i Nordsjøen går inn til terminalene på Sture, Mongstad, Kårstø og Teesside i Storbritannia. På de norske terminalene blir oljen lagret i kaverner, før mesteparten blir lastet om bord på skip og eksportert.

Organisering av oljerørsystemet

Transportsystemene for olje er ikke regulert på samme omfattende måte som gassinfrastrukturen. Hovedgrunnen til dette er at transport utgjør en mindre sentral del av verdikjeden for olje. Kostnadene er lavere i forhold til produktprisen, og lasting direkte fra felt til skip er et alternativ til å benytte rørledninger og terminaler. Oljerørledninger og -terminaler utgjør heller ikke et samlet system, men er i dag delt i fire ulike systemer knyttet til terminalene på Sture, Mongstad, Kårstø og Teesside i Storbritannia.

Avtaler om tilgang til oljeinfrastruktur forhandles mellom eier og brukere. Forhandlingene er i likhet med forhandlinger om bruk av feltinfrastruktur regulert av forskrift om andres bruk av innretninger.

Regulering av tilgang til transportsystemet

Gasstransportsystemet er et naturlig monopol med store investeringskostnader i utbyggingsfasen. Derfor blir både tilgang til og tariffer for bruk av kapasitet, regulert av myndighetene gjennom kapittel 9 i "Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet" og "Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger".

For å fremme god ressursforvaltning blir tariffene fastsatt slik at fortjenesten fra olje- og gassutvinning blir tatt ut på feltene, samtidig som eierne av infrastrukturen får en rimelig avkastning på investeringene. På denne måten unngår man at prosjekter på felt og funn som er samfunnsøkonomisk lønnsomme, blir bedriftsøkonomisk ulønnsomme på grunn av for høye kostnader i transportsystemet. Oljeselskapene har tilgang til kapasitet i systemet ut fra eget behov for gasstransport. For å gi selskapene fleksibilitet, kan transportrettighetene bli overdratt mellom brukere når behovene endrer seg.

Kollsnes gassbehandlingsanlegg

Øygarden kommune i Vestland

Til Kollsnes kommer rikgass som blir separert til tørrgass og NGL. Gassen blir tørket og komprimert før den går til kontinentet i rørledninger via Sleipner- og Draupner-plattformene. Prosessanlegget på Kollsnes kan håndtere 146,5 millioner Sm³ rikgass per dag. Eksportkapasiteten er 143 millioner Sm³ tørrgass per dag og om lag 2,2 millioner tonn NGL per år. NGL blir transportert til Mongstad via Vestprosess-rørledningen.

Kårstø gassbehandlings- og kondensatanlegg

Tysvær kommune i Rogaland

Til Kårstø kommer rikgass og ustabilisert lettolje (kondensat). Prosessanlegget splitter disse strømmene til væskeprodukter og tørrgass som blir transportert i rørledninger fra Kårstø til det europeiske kontinentet. Væsken blir skilt i seks separate kvaliteter og skipet ut på spesialskip. Prosessanlegget kan håndtere rundt 95 millioner Sm³ rikgass per dag, 6,3 millioner tonn våtgass per år og om lag 4,5 millioner tonn lettolje per år.

Melkøya LNG-anlegg

Hammerfest kommune i Troms og Finnmark

Den ubehandlede brønnstrømmen fra Snøhvit-feltet blir ført gjennom et 143 kilometer langt rør til anlegget på Melkøya for prosessering og utskiping. På landanlegget blir kondensat, vann og CO₂ skilt fra brønnstrømmen før naturgassen blir kjølt ned til flytende form (LNG) og lagret i dedikerte tanker. Røret har en kapasitet på 7,6 millioner Sm³ per år. CO₂ blir skilt fra naturgassen og returnert til Snøhvit-feltet, der den blir injisert i en egen formasjon under reservoarene.

Mongstad-terminalen

Alver og Austrheim kommune i Vestland

Mongstad tar imot råolje på skip fra blant annet Gullfaks, Statfjord, Draugen, Norne, Åsgard og Heidrun, og er ilandføringsterminal for oljerørledningene fra Troll B, Troll C, Fram, Kvitebjørn, Valemon, Gjøa og Vega. For dette formålet har anlegget tre kaianlegg for skip på inntil 400 000 tonn og seks fjellkaverner (lagre) med kapasitet på til sammen 1,5 millioner Sm³ råolje. Ved Mongstad-terminalen ligger også Mongstad-raffineriet, et kraftvarmeverk og Technology Centre Mongstad (TCM), verdens største senter for testing og forbedring av teknologier for CO₂-fangst.

Nyhamna gassbehandlingsanlegg

Aukra kommune i Møre og Romsdal

Prosessanlegget for Ormen Lange på Nyhamna er et konvensjonelt anlegg for gasstørking, komprimering, gasseksport, kondensatutskilling, stabilisering, lagring og skattemessig måling av gass og kondensat. Anlegget ble senere utvidet for å kunne ta imot rikgass fra rørledningen Polarled. Rørledningen transporterer gass fra feltene Aasta Hansteen og Dvalin, og mulige fremtidige feltutbygginger.

Stureterminalen

Øygarden kommune i Vestland

Stureterminalen tar imot olje og kondensat via rørledningen fra Oseberg A, fra feltene Oseberg, Veslefrikk, Brage, Oseberg Sør, Oseberg Øst, Tune og Huldra. Terminalen tar også imot olje fra feltene Grane, Svalin og Edvard Grieg og Ivar Aasen via Grane oljerør.

Stureanlegget inkluderer to kaianlegg som kan ta imot oljetankere på opptil 300 000 tonn, fem råoljelagre (kaverner) med en kapasitet på en million Sm³, én LPG-kaverne på 60 000 Sm³ og én ballastvannkaverne på 200 000 m³. Et fraksjoneringsanlegg prosesserer ustabilisert råolje fra Oseberg-feltet til stabil råolje og LPG-blanding.

Tjeldbergodden metanolfabrikk

Aure kommune i Møre og Romsdal

Gassleveransene gjennom Haltenpipe utgjør hvert år om lag 0,7 milliarder Sm³, som gir 830 000 tonn metanol. I tilknytning til metanolfabrikken er det bygd en luftgassfabrikk. Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA har også et mindre fraksjonerings- og LNG-anlegg med kapasitet på 35 millioner Sm³ per år.

Vestprosess

Alver kommune i Vestland

Gjennom en 56 kilometer lang rørledning blir ustabilisert NGL transportert fra gassterminalen på Kollsnes via oljeterminalen på Sture og videre til Mongstad. På Mongstad blir det først skilt ut nafta og LPG. Naftaen blir benyttet som råstoff i raffineriet, mens LPG blir fraksjonert i et eget prosessanlegg. Fraksjoneringsproduktene, propan og butan, blir lagret i kaverner og senere eksportert.

Da de første utvinningstillatelsene ble tildelt midt på 1960-tallet var det få som forsto hva denne næringen skulle bety for norsk økonomi. Petroleumsvirksomheten er i dag Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Måten vi forvalter de enorme petroleumsinntektene på sikrer også at de kommer hele det norske folk til gode – både dagens og framtidige generasjoner. Næringen er derfor svært viktig for norsk økonomi og for finansieringen av det norske velferdssamfunnet.

Siden produksjonen på norsk sokkel startet tidlig på 70-tallet, har verdien av olje og gassproduksjon bidratt med om lag 24 000 milliarder kroner til Norges brutto nasjonalprodukt målt i dagens kroneverdi. I tillegg kommer verdiskaping fra tjenester tilknyttet utvinning av råolje og naturgass og petroleumsrettet leverandørindustri. Samtidig er bare om lag halvparten av det en regner med er de samlede utvinnbare ressursene på norsk kontinentalsokkel, hentet opp fra bakken.

Statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten

Et overordnet prinsipp i norsk petroleumsforvaltning er at leting, utbygging og drift av petroleumsressursene skal skape størst mulige verdier for samfunnet, og at inntektene skal komme staten og dermed hele samfunnet til gode. Hovedbegrunnelsen er den ekstraordinære avkastningen som kommer fra utvinning av petroleumsressursene. Ettersom eiendomsretten til petroleumsressursene tilhører fellesskapet, sikrer staten seg en stor andel av verdiene som skapes gjennom skattlegging og gjennom ordningen med Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).

Anslag på statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten (mrd. kroner, nominelt)

(Kilde: Finansdepartementet, Prop. 36 S (2024-2025) og Nasjonalbudsjettet 2025)

Totale innbetalinger fra skatter og avgifter i 2025 anslås til om lag 389 milliarder kroner, mens anslag for statens kontantstrøm fra direkte eierandeler i felt gjennom ordningen med SDØE ligger på om lag 226 milliarder kroner. I tillegg kommer utbytte fra Equinor på rundt 28 milliarder kroner. Totalt ligger anslaget for statens samlede netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i 2025 på 643 milliarder kroner.

Inntektene fra virksomheten til staten blir overført til Statens pensjonsfond utland (SPU), som ved årsskiftet 2023/2024 hadde en markedsverdi på i underkant av 15 800 milliarder kroner. Gjennom handlingsregelen gjør overføringer fra Statens pensjonsfond utland til statsbudsjettet at vi kan finansiere viktige fellesgoder uten å redusere fondskapitalen.

Skatteinntekter

Systemet for skattelegging av petroleumsressursene bygger på reglene for ordinær bedriftsbeskatning, men er fastsatt i en egen petroleumsskattelov (lov av 13. juni 1975 nr. 35 om skattlegging av undersjøiske petroleumsforekomster m.v.). På grunn av den ekstraordinære lønnsomheten ved utvinning av petroleumsressurser, blir oljeselskapene i tillegg ilagt en særskatt. Den ordinære skattesatsen er 22 prosent. For å sørge for at systemet er mest mulig nøytralt gis det fradrag for ordinær skatt i særskattegrunnlaget, og særskattesatsen er på 71,8 prosent. Dette gir en samlet skattesats på 78 prosent. Skatteinntektene er i 2025 anslått til om lag 379,2 milliarder kroner.

Se artikkel om skattesystemet for mer informasjon. Mer informasjon finnes også i Skatteetaten årlig pressemelding om Petroleumssektoren og petroleumsskatten.

Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE)

Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) er en ordning der staten eier andeler i mange olje- og gassfelt, rørledninger og landanlegg. Eierandelen i olje- og gassfeltene blir fastsatt i forbindelse med tildelingen av utvinningstillatelsen, og størrelsen varierer fra felt til felt. Som en av flere eiere dekker staten sin del av investeringene og kostnadene og får en tilsvarende del av inntektene fra utvinningstillatelsen.

SDØE ble opprettet med virkning fra 1. januar 1985. Frem til da hadde staten bare hatt eierandeler i utvinningstillatelser gjennom Equinor (Statoil). Equinors deltakerandeler ble i 1985 splittet i en direkte økonomisk del til staten (SDØE) og en del til Equinor. I forbindelse med børsnoteringen av Equinor i 2001, ble ansvaret for oppfølging av SDØE-porteføljen overført fra Equinor til et nytt, statlig forvalterselskap, Petoro. Ved årsskiftet 2023/2024 besto SDØE-porteføljen av deltakerandeler i 175 utvinningstillatelser, 43 produserende felt og dessuten andeler i 16 interessentskap i rørledninger og landanlegg.

Netto kontantstrøm fra SDØE anslås til om lag 226,4 milliarder kroner i 2025.

Inntekter gjennom direkte eierskap i Equinor

Staten eier 67 prosent av aksjene i Equinor. Som eier i Equinor får staten utbytte på lik linje med andre eiere. Anslag på statens kontantutbytte i 2025 er om lag 27,8 milliarder kroner.

Areal- og miljøavgifter

Arealavgift

Arealavgiften skal medvirke til at tildelte områder blir utforsket på en effektiv måte. Arealavgiften i 2025 anslås til 1,3 milliarder kroner.

Miljøavgifter

Viktige miljøavgifter for petroleumsvirksomheten er CO₂-avgiften og NO_x-avgiften. I forbindelse med petroleumsvirksomheten er det i tillegg en kvoteplikt. Det innebærer at rettighetshaverselskapene må kjøpe klimakvoter for hvert tonn CO₂ de slipper ut på norsk kontinentalsokkel utover deres tildelte kvote.

Som et av de første landene i verden innførte Norge i 1991 CO₂-avgift. Lov om avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen fastsetter at selskapene må betale CO₂-avgift ved forbrenning av gass, olje og diesel i petroleumsaktiviteter på kontinentalsokkelen og ved utslipp av CO₂ eller naturgass. I 2024 er avgiftsatsen satt til 1,85 kroner per standardkubikkmeter gass og 2,10 kroner per liter olje eller kondensat. For naturgass som forbrennes tilsvarer dette om lag 790 kroner per tonn CO₂. For naturgass som slippes ut til luft er satsen 16,89 kroner per standard kubikkmeter.

Totale CO₂-avgifter anslås i 2025 til 8 milliarder kroner.

Se artikkel om utslipp til luft fra petroleumsvirksomheten for mer informasjon.

Gjennom et investeringsfond med svært lang tidshorisont, skal petroleumsformuen komme både dagens og framtidige generasjoner til gode. Første overføring av statens inntekter fra petroleumsvirksomheten til fondet var i 1996. Siden da har statens samlede netto kontantstrøm fra virksomheten årlig blitt overført til Statens pensjonsfond utland.

Det var netto tilskudd (netto avsetning til SPU i Statsbudsjettet) til fondet på over 700 mrd. kroner i 2023. Det innebærer at overføringer fra fondet til Statsbudsjettet var betydelig mindre enn statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten som er tilført fondet i løpet av året. Før 2020 er det kun i 2016 og 2017 det har vært negativ netto avsetning, som innebærer et netto uttak fra fondet.

Ved utgangen av 2023 var markedsverdien til Statens pensjonsfond utland om lag 15 800 milliarder kroner. Dette tilsvarer over tre ganger Norges brutto nasjonalprodukt og i underkant av 3 millioner kroner per registrert bosatt i Norge. Fondet har siden oppstarten fått en netto tilførsel på 4 698 milliarder kroner fra petroleumsvirksomheten, det vil si tilførselen etter forvaltningskostnader og uttak til statsbudsjettet. Fondets samlede avkastning på investeringer i aksjer, rentepapirer og eiendom var på totalt 8 592 milliarder kroner ved utgangen av 2023. Den resterende markedsverdien av fondet er et resultat av valutagevinst.

Siden første overføring til SPU i 1996 har statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten til og med 2023 vært om lag 11 000 mrd. 2024-kroner.

Petroleumsinntektene blir faset gradvis inn i økonomien i henhold til handlingsregelen for budsjettpolitikken. Handlingsregelen er en plan for jevn og gradvis økning i bruken av oljeinntekter, om lag i takt med utviklingen i forventet realavkastning av Statens pensjonsfond utland, anslått til 3 prosent av fondskapitalen. Over tid skal en ikke redusere selve fondskapitalen, men kun bruke avkastningen på fondet.

På denne måten bidrar petroleumsinntektene til å jevne ut svingninger i økonomien, og til å sikre god kapasitetsutnytting og lav arbeidsledighet. Dette bidrar til økonomisk stabilitet og forutsigbarhet, noe som er svært viktig for beslutningstagere og samfunnet for øvrig. Så lenge handlingsregelen følges, betyr dette at fondets kapital ikke tappes over tid. Slik bidrar fondet til at framtidige generasjoner også får nytte av petroleumsformuen.

Video: Oljefondet - historien, formålet og forvaltningen

Systemet for skattelegging av petroleumsressursene bygger på reglene for ordinær bedriftsbeskatning, men er fastsatt i en egen petroleumsskattelov (lov av 13. juni 1975 nr. 35 om skattlegging av undersjøiske petroleumsforekomster m.v.). På grunn av den ekstraordinære lønnsomheten ved utvinning av petroleumsressurser, blir oljeselskapene i tillegg ilagt en særskatt. Den ordinære skattesatsen er 22 prosent. For å sørge for at systemet fungerer mest mulig nøytralt gis det fradrag for ordinær skatt i særskattegrunnlaget, og særskattesatsen er på 71,8 prosent. Dette gir en samlet skattesats på 78 prosent.

Totale skatteinnbetalinger til staten er anslått til om lag 407 milliarder kroner i 2024. Figuren under viser betalt skatt til staten i perioden 1971 til 2023.

Nøytralitet

Petroleumsskattesystemet skal virke mest mulig nøytralt, slik at et investeringsprosjekt som er lønnsomt for en investor før skatt, også vil være det etter skatt. En slik egenskap vil gjøre at en både kan få vesentlige inntekter til fellesskapet og at selskapene ønsker å gjennomføre alle lønnsomme prosjekter.

For å oppnå nøytralitet er det kun netto overskudd på selskapsnivå som er gjenstand for skatt og underskudd i selskapsskatten kan fremføres. Skattemessig verdi av underskudd i særskatten blir utbetalt etter ligningsbehandlingen, det vil si året etter underskuddet oppstod. Målsetningen om nøytralitet er også viktig i utformingen av de investeringsbaserte fradragene.

Overskuddsbeskatning på selskapsnivå

Skattepliktig inntekt er basert på selskapets netto overskudd. Unntak som produksjonsavgift er ikke lenger en del av skattesystemet. Når man regner ut grunnlaget for ordinær skatt er det fradrag for alle relevante kostnader, medregnet kostnader knyttet til leting, forskning og utvikling, finansiering, drift og endelig disponering av innretninger.

Skattegrunnlaget beregnes på selskapsnivå, ikke per felt. Dette innebærer at underskudd på et felt, eller utgifter til for eksempel leting, kan fradragsføres mot resten av selskapets inntekter på norsk sokkel.

Kontantstrømskatt i særskatten

Fra og med inntektsåret 2022 ble det innført en kontantstrømskatt i særskatten. Det vil si at det gis umiddelbare fradrag for investeringer i særskatten. For å sørge for at særskatten er helt nøytral, gis det også fradrag for ordinær beskatning i særskattegrunnlaget. Dette medfører at særskattesatsen er teknisk oppjustert fra 56 prosent til 71,8 prosent for å opprettholde en samlet skattesats på 78 prosent. Finansieringskostnader er ikke fradragsberettiget i særskattegrunnlaget.   

Utbetaling og fremføring av underskudd

Selskaper som ikke er i skatteposisjon, vil få utbetalt skatteverdien av underskuddet i særskatten året etter inntektsåret. Dette sørger for skattemessig likebehandling av selskaper i særskatten, uavhengig av selskapets skatteposisjon. Underskudd i selskapsskatten fremføres uten rente på samme måte som for andre næringer på fastlandet. Dermed opprettholdes prinsippet om næringsnøytralitet, det vil si lik selskapsskatt på tvers av ulike næringer.

Fradrag for investeringer

Investeringer i selskapsskatten blir avskrevet lineært over seks år fra det året investeringene blir pådratt. I særskatten fradras investeringene umiddelbart samme år som de påløper.

Normpris

Utvunnet petroleum fra norsk kontinentalsokkel blir i mange tilfeller solgt til nærstående selskaper. Det er viktig for statens inntekter at olje og gass som selges fra Norge blir skattlagt basert på markedspriser. For å kunne vurdere om prisfastsettingen til nærstående selskap er slik som to uavhengige parter ville ha avtalt seg imellom, kan det fastsettes normpriser som skal brukes til å regne ut skattbar inntekt ved ligningen.

Det er Petroleumsprisrådet (PPR) som fastsetter normprisen. Rådet tar imot informasjon og har møter med selskapene før den endelige normprisen blir fastsatt. Normprissystemet gjelder for ulike typer og kvaliteter petroleum. For gass legges den faktiske salgsprisen til grunn.

Historiske normpriser fra og med 2011 er tilgjengelig her: Petroleumsprisrådet og normpriser - regjeringen.no. Normpriser tilbake til 1995 er tilgjengelig i historisk arkiv på regjeringens sider.

Utregning av petroleumsskatt:

Siden oppstarten av petroleumsvirksomheten i Norge er det investert store summer i letevirksomhet, utbygging av felt, infrastruktur og landanlegg. Samtidig gjøres det løpende investeringer på felt i drift. Store deler av sokkelen har i dag et omfattende nettverk av innretninger og rør knyttet opp mot landanlegg. Nye funn kan fases inn til denne infrastrukturen. Dette vil bidra til et høyt aktivitetsnivå og effektiv ressursutnyttelse på sokkelen i årene som kommer.

Oljeselskapene og leverandørindustrien har tatt betydelige grep for å bedre lønnsomheten gjennom effektivisering og kostnadsreduksjoner. Dette gjør nye prosjekter lønnsomme selv ved et lavt prisnivå.

Kostnadsanslagene under er basert på antagelser om oljeprisutvikling, utvikling i kostnadsnivået og selskapenes investerings­beslutninger. Det er derfor betydelig usikkerhet i anslagene, og denne usikkerheten øker utover i tid.

Totalkostnader

Store investeringer og høy leteaktivitet, i tillegg til økende driftskostnader, medførte at totalkostnadene på norsk sokkel var rekordhøye i 2014. Utviklingen etter 2014 har bidratt til et betydelig fall i totalkostnadene, men aktivitetsnivået i dag er på et høyt nivå historisk sett.

Figuren under viser historiske tall og prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, nedstengnings- og disponeringskostnader samt øvrige kostnader på norsk sokkel. I 2023 var samlede kostnader 320 milliarder kroner. Av dette bestod rundt 60 prosent av investeringer, 25 prosent driftskostnader, mens letekostnader utgjorde åtte prosent. Samlede kostnader ventes å øke reelt med ni prosent i 2024 og videre en liten økning på en prosent i 2025. Økningen i totalkostnader frem mot 2025 knytter seg i stor grad til økte investeringer i forbindelse med at det ble tatt investeringsbeslutning for flere prosjekter høsten 2022. Fra 2025 forventes en nedgang i de samlede kostnadene.

Letekostnader

Letekostnader er utgifter knyttet til innhenting av seismiske data for å kartlegge mulige petroleumsforekomster under havbunnen og boring av letebrønner. Det skilles mellom to typer letebrønner: undersøkelses- og avgrensningsbrønner. Undersøkelsesbrønner bores for å se hvorvidt det finnes hydrokarboner under havbunnen. Når det gjøres funn, bores det ofte avgrensningsbrønner for å innhente mer informasjon om blant annet størrelse og utbredelse.

For 2023 utgjorde letekostnadene på norsk sokkel 25 milliarder kroner. Det ble avsluttet totalt 32 letebrønner, hvorav 22 var undersøkelsesbrønner og 10 var avgrensningsbrønner. Letevirksomheten i 2023 resulterte i 15 funn.

Investeringer

Det er investert store summer i utbygging av felt, infrastruktur og landanlegg i Norge, og nye utbyggingsplaner levert til myndighetene høsten 2022 bidrar til et fortsatt høyt aktivitetsnivå. Samtidig gjøres det store investeringer på allerede eksisterende felt slik at utvinningen øker og levetiden til feltene forlenges. Dette krever nye brønner, modifisering av innretninger og ny infrastruktur. Totale investeringer, eksklusive letevirksomhet, var 195 milliarder kroner i 2023 og er estimert til å være 210 milliarder kroner i 2024. Totale investeringer ventes å øke til 213 milliarder kroner i 2025.

De samlede investeringer i petroleumssektoren (inkludert lete- og avslutnings­kostnader) står for om lag én sjettedel av totale investeringer i produksjonskapital i Norge. Det er ingen annen næring i Norge som kan måle seg med dette. Selv mindre prosjekter på sokkelen ville vært store industriprosjekter om de ble gjennomført på fastlandet.

I løpet av 2023 ble det levert én plan for ny feltutbygging. Utbyggingsplanen omhandler gassfunnet Eirin, som skal knyttes til Gina Krog. Det er ikke fattet investeringsbeslutninger på felt i drift som har utløst krav om ny utbyggingsplan til myndighetene i 2023.

Flere større prosjekt på felt i drift, samt nye feltutbygginger, bidrar til et høyt aktivitetsnivå som forventes å avta mot slutten av prognoseperioden.

Driftskostnader

Kostnader knyttet til vedlikehold av innretninger og brønner, samt utgifter til daglig drift av innretningene, utgjør hovedstørrelsene i driftskostnadene på norsk sokkel. Dette inkluderer også lønnskostnader til alle de arbeiderne som daglig utfører modifikasjoner og vedlikehold på maskiner og annet utstyr. Dette arbeidet er viktig for å unngå kostbar stans i produksjon.

Ved utgangen av 2023 var det 92 felt i produksjon. Samlede driftskostnader utgjorde i 2023 om lag 84 milliarder kroner. Operatørene jobber kontinuerlig med å redusere driftskostnadene, men økte kraftkostnader bidrar til tross for dette til noe økende kostnader.

Målet med EITI-standarden er å forbedre styresettet i landene blant annet gjennom å offentliggjøre og kontrollere inntektene staten får fra olje-, gass-, og gruveselskap som driver virksomhet i landet. Tanken er at økt åpenhet rundt inntektene staten mottar fra disse næringene skal gi bedre forvaltning av naturressursene, og at innbyggerne i større grad skal kunne holde sin egen stat ansvarlig for hvordan inntektene brukes.

56 land jobber i dag med å implementere EITIs krav. Norge ble godkjent som EITI-land i mars 2011, og var det første OECD-landet som gjennomførte implementeringen. Norge er også det første landet som har gjennomført forenklet rapportering og tilpasset implementering. Det innebærer at vi ikke lenger vil publisere en egen EITI-rapport da informasjonen allerede er tilgjengelig gjennom andre kilder, bl.a denne publikasjonen. Det er heller ikke i Norge en særskilt EITI interessentgruppe.

For mer informasjon, se: Norway | EITI

Sum netto innbetalinger til myndighetene i milliarder kroner, 2018-2022:

(Kilde: Skatteetaten, Petoro, Sokkeldirektoratet)

Understående tabell viser hvilke betalingsstrømmer myndighetene har mottatt fra selskapene på sokkelen i 2022 (i milliarder nominelle kroner).

Last ned datagrunnlag for mer utfyllende informasjon om fordelingen av skatter og miljøavgifter i perioden 2018 - 2022 (nominelle størrelser). Tallene inkluderer ikke utbytte fra statens eierandeler i Equinor.

For norske selskap som er regnskapspliktige, vil opplysninger om innbetalinger til staten fremkomme i selskapets årsregnskap. Disse er tilgjengelig på selskapenes hjemmeside og/eller i Brønnøysundregisteret. Opplysninger om selskapenes innbetalinger til staten skal være tilgjengelig på selskapenes hjemmesider som følge av det norske land-for-land-regelverket slik det følger av bestemmelsene i regnskapsloven §3-3d og verdipapirloven §5-5a med tilhørende forskrift 20. desember 2013 nr. 1682 om land-for-land-rapportering (LLR-forskriften). Rapporten skal offentliggjøres på den rapporteringspliktiges hjemmesider, og skal være tilgjengelig i minst 5 år, jf. LLR-forskriften §6. Det skal i de regnskapspliktiges årsberetning opplyses om hvor rapporten er offentliggjort, jf. Regnskapsloven 3-3d første ledd.

Tidligere EITI-rapporter:

EITI-rapport for 2011

EITI-rapport for 2012

EITI-rapport for 2013

EITI-rapport for 2014

EITI-rapport for 2015

Etter mange år med høy vekst har antall sysselsatte i olje- og gassvirksomheten og relaterte næringer falt siden 2015. Fra 2018 har antall sysselsatte i petroleumsvirksomheten tatt seg opp igjen. Anslagene er derimot usikre. Årsaken er at det er krevende å skille ut timer og årsverk bak petroleumsrelaterte varer og tjenester fra leveranser til andre næringer. Enda mer utfordrende er det å anslå hvor stor sysselsettingseffekt etterspørsel fra petroleumsindustrien har på andre deler av økonomien – såkalt indirekte sysselsetting.

Direkte og indirekte sysselsetting

I en rapport, utført av Statistisk Sentralbyrå (SSB) i 2022, anslås antall direkte og indirekte sysselsatte i petroleumsnæringen til rundt 156 100 i 2021. Dette utgjør om lag 6 prosent av samlet sysselsetting i Norge. Dette er estimert gjennom såkalte kryssløpsberegninger, som SSB beskriver i rapporten Ringvirkninger av petroleumsnæringen i norsk økonomi. Nivået på sysselsettingen som knyttes til petroleumsnæringen er nedjustert med 6 900 personer i forhold til forrige rapport. Nye tall for både investeringer og produktinnsats i petroleumsnæringen har bidratt til dette.

Indirekte sysselsatte har sitt opphav i blant annet etterspørsel av varer og tjenester innenfor varehandel, IKT-tjenester, utleie av arbeidskraft og maskiner, hotell- og restauranttjenester og juridiske og regnskapsmessig tjenesteyting. SSBs rapport omfatter kun aktivitet knyttet til den norske petroleumsnæringen og inkluderer ikke aktivitet knyttet til leveranser til petroleumsaktivitet i andre land. Sysselsatte i norske eksportbedrifter rettet mot næringen kommer i tillegg.

En rapport publisert av Menon Economics (2023) for Energidepartementet viser at det var om lag 204 000 sysselsatte enten direkte eller indirekte knyttet til petroleumsnæringen i 2021. Rapporten inkluderer estimat på antall sysselsatte som knyttes til tjenester og verdiskaping som skjer direkte på norsk sokkel, samt effekten som følge av eksport fra offshore leverandørindustri. Om lag 169 000 kan knyttes til aktiviteten på norsk kontinentalsokkel. Noe av forklaringen på avviket fra SSB sine tall kan forklares ved at Menon Economics benyttes seg av innrapporterte regnskapstall, mens SSB baserer sin analyse på midlertidige nasjonalregnskapstall. De øvrige sysselsatte fra Menon-rapporten kan knyttes til leverandørnæringens eksport til den internasjonale petroleumsindustrien, og beregnes til å utgjøre om lag 35 000 sysselsatte.

Direkte sysselsetting

Figuren under fra SSB viser hvordan antallet direkte sysselsatte i petroleumssektoren i Norge har utviklet seg siden oppstarten på 1970-tallet, basert på tall fra Nasjonalregnskapet. Sysselsatte i bedrifter som kun leverer deler av sin vare- og tjenesteproduksjon til petroleumsnæringene er ikke inkludert i disse tallene. Dette omfatter store deler av leverandørindustrien og forklarer avviket fra overstående sysselsettingstall. Figuren viser at det i 1970 var ingen sysselsatt i olje- og gassvirksomheten, mens antall sysselsatte økte fra 200 til 67 000 mellom 1972 og 2014. Figuren viser også at det for første gang var en klar nedgang i antall sysselsatte mellom 2014 til 2018. Siden 2018 har antallet økt igjen, og antall direkte sysselsatte i 2023 var på om lag 63 000 ifølge tallene til SSB.

Sysselsetting i hele landet

Utvikling av olje- og gassrelatert næringsvirksomhet har vært en målsetting siden virksomheten startet på norsk kontinentalsokkel. Dette har gjort Norge til verdensledende på mange petroleumsrelaterte områder. Petroleumsvirksomheten har fortsatt sitt hovedsete i Rogaland, men har utviklet seg i takt med at aktiviteten til havs har beveget seg nordover. Sterke kunnskapsmiljø innen petroleumsvirksomhet og internasjonalt konkurransedyktige leverandørbedrifter er også etablert mange andre steder i landet.

Lavere aktivitet og etterspørsel fra petroleumsnæringen, nasjonalt og internasjonalt, har hatt store konsekvenser for leverandørindustrien. Nedbemanning er ett av flere virkemidler for å få ned kostnadene og tilpasse bedriftene til et lavere aktivitetsnivå. Størst utslag i sysselsettingstallene finner vi på Vest- og Sørlandet, hvor en stor andel av verdiskapingen er relatert til olje- og gassindustrien.

Kunnskapsparken Bodø utarbeider "Levert-rapporten" med årlige anslag for petroleumsnæringens betydning for verdiskapning og sysselsetting for de nordligste fylkene (Nordland, Troms og Finnmark). Rapporten viser at 144 nordnorske bedrifter hadde leveranser til petroleumsnæringen i 2023, fordelt på 1727 årsverk.

Det som produseres (brønnstrømmen) fra reservoaret består av olje, gass og vann i ulike blandinger. For å få produkter som kan selges, må det som produseres fra reservoarene skilles og behandles. Produksjonen fra ulike reservoar varierer fra olje med lite gassinnhold til nesten tørr gass (metan med bare små mengder andre gasser).

Råolje er en flytende blanding av ulike typer av hydrokarboner. Sammensetningen varierer fra felt til felt, og kvaliteten på oljen, inkludert hvor lett- eller tungtflytende den er, bestemmes av sammensetningen av hydrokarboner sammen med innehold av andre stoffer, som for eksempel voks og svovel.

Rikgass, eller rå naturgass, er en blanding av forskjellige gasser. Etter at den er blitt skilt fra olje der det er aktuelt, blir rikgass behandlet i prosesseringsanlegg som skiller ut tørrgass- og våtgasskomponenter. Tørrgass blir ofte omtalt som naturgass, og består hovedsakelig av metan, men inneholder også litt etan.

Våtgass, eller NGL (Natural Gas Liquids), består av en blanding av tyngre gasser (etan, propan, butaner og nafta). I tillegg kommer tyngre kondensater som kan klassifiseres som eget produkt. Nafta og kondensat er flytende ved romtemperatur, mens de lettere våtgasskomponentene kan gjøres flytende enten ved nedkjøling eller trykksetting.

Ikke all gass som produseres blir solgt. En del av gassen benyttes også til å generere kraft til å drive feltene og litt blir brent i fakkel for sikkerhetsformål. På noen felt blir gass også reinjisert i reservoaret. Reinjisering brukes som oftest ved produksjon av olje for å opprettholde reservoartrykket og fortrenge oljen. Dette gir effektiv utvinning av olje, samtidig som gassen lagres for en eventuell senere utvinning.

Det er forsinkelse på om lag to måneder i produksjonstallene. Prøveproduksjon inngår ikke i produksjonstallene. Alle tall under er i millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (mill. Sm³ o.e.), og gassen er ikke normalisert til 40 MJ/Sm³.