INGEN SOLNEDGANG: Norsk olje og gassindustri har fortsatt et perspektiv på 40 års drift på flere de feltene som er i drift i dag. Nye felt kan forlenge dette. (Bilde: StatoilHydro)

Oljeproduksjon fram til 2050

  • Olje og gass

I et stort oppslag i dagens Dagbladet sier oljeforsker Helge Ryggvik ved Universitetet i Oslo at de norske oljereservene vil ta slutt om 8,8 år dersom vi fortsetter med dagens produksjonstempo.

Les mer: – Olje i 8 år til

Mest olje

Skal vi tro på Oljedirektoratets tall er rundt 35 prosent av de utvinnbare petroleumsreservene på norsk sokkel tatt ut.

Selv om en stadig større andel av vår dagsproduksjon av petroleum, rundt 2,8 millioner fat per dag, er gass, så utgjør oljeproduksjonen tyngden i norsk petroleumsvirksomhet.

Slik vil det fortsette å være i mange år til.





Elefantene er borte

Selv om de store feltene på Tampen, Statfjord, Gullfaks, og Oseberg alle nærmer seg sluttdatoen, tar ikke oljen slutt. Statfjord skal fases ut i 2020, Gullfaks og Oseberg i 2030.

Troll olje vil også produsere fram til 2030. I gjennomsnitt tas det ut langt mer olje enn opprinnelig lagt til grunn for utbyggingene.

Stadig utvikling av teknikken i brønnene, nye utvinningsstrategier og ikke minst reservoarkunnskap, har løftet utvinningsraden fra 30 til nærmere 70 prosent for de største feltene.





40 år til

I Nordsjøen er situasjonen annerledes. Der ligger de største oljefeltene Ekofisk og Valhall i kalksteinsreservoarer.

Disse har ikke samme produktivitet som sandsteinsreservoarene på Tampen, og delvis på Haltenbanken.

Både BP og ConocoPhillips sikter mot en oljeproduksjon fra sine felt fram til 2050, eller førti år til, like lenge som oljealderen har vært i Norge.





Prioriterer lønnsomhet

Det har alltid vært en del oljemygger på norsk sokkel, for som en av dem sa: "En liten andel av en haug med penger er fortsatt en haug med penger."

For det er enorme mengder olje som er tatt ut av norsk sokkel, og som fortsatt kan tas ut. Forskjellen er at de store funnene uteblir.

Dermed også interessen fra de store selskapene, såkalte oil majors.

De må bruke investeringene sine der hvor det er mest lønnsomt, og for tiden er det i Vest-Afrika, Den mexicanske golfen og dersom de får tilgang, utenfor Brasil.





Viktig for mindre selskaper

Det er i dette bildet at mindre uavhengige selskaper kommer inn. For dem kan eierandeler i mindre felt gi en god avkastning, særlig dersom de overtar driften av felt som de store har forlatt.

Talisman og Marathon er gode eksempler på selskaper som driver felt videre med god lønnsomhet.

Det er heller ingen grunn til å tro at det nest største norske oljeselskapet Det Norske er noen dårligere operatør enn StatoilHydro på felt hvor de har operatøransvar.

Regelverket er det samme for alle operatører og Petroleumstilsynet har det samme ansvaret overfor de mindre aktørene som de store.





Leteselskaper

En rekke av de andre mindre aktørene som har operatøransvar er ennå ikke kommet i utbyggings– eller produksjonsfasen.

Mange av aktørene er rene leteselskap hvor hovedhensikten er å finne utvinnbare ressurser med petroleum, for deretter å selge til andre som kan stå for utbygging og drift.

Det mangfoldet som nå er på norsk sokkel kan ikke annet enn oppleves som positivt. Letevirksomheten er på topp.

Selv om det ikke er store funn som gjøres, er det grunnlag for å bygge ut flere av de funnene som gjøres fordi de er i nærheten av eksisterende infrastruktur.

Ny undervannsteknologi, slik vi ser på Tyrihans og Vigdis, vil bidra til å holde oljeproduksjonen på et akseptabelt nivå også i mange år framover.





Nordsjøen viktigst

Dessverre ser det ut til at mange antar at norsk oljevirksomhet er fullt og helt avhengig av eventuell olje utenfor Lofoten og Vesterålen.

Det største utviklingspotensialet er fortsatt de åpnede områdene i Norskehavet og i Nordsjøen. Nordsjøen med olje, mens Norskehavet forventes å inneholde mest gass.

Beveger oljeselskapene seg mer østover i Barentshavet, er det også grunn til å tro at det finnes mer petroleumsressurser.





Sikrer framtiden

Når konsernsjef Helge Lund i StatoilHydro ønsker seg en åpning av områdene utenfor Lofoten og Vesterålen er det fordi disse områdene er en forlengelse av de geologiske strukturene utenfor Nordlandskysten, et område med store olje og gassfelt.

Som sjef for statens oljeselskap, som også er den største operatøren på sokkelen, er det hans plikt å ønske seg mer areal for å sikre framtidige inntekter.

Dette er også petroleumslovens intensjon, hvor den slår fast at oljevirksomheten på sokkelen skal tas for å maksimere verdiskapingen til det beste for det norske samfunnet.

§ 1-2: Petroleumsressursene skal forvaltes i et langsiktig perspektiv slik at de kommer hele det norske samfunn til gode. Herunder skal ressursforvaltningen gi landet inntekter og bidra til å sikre velferd, sysselsetting og et bedre miljø og å styrke norsk næringsliv og industriell utvikling samtidig som det tas nødvendige hensyn til distriktspolitiske interesser og annen virksomhet.





Misvisende

Å ta utgangspunkt i BPs statistikk med kun påviste reserver er misvisende.

Tidsperspektivet for olje- og gassutvinningen på norsk sokkel er fortsatt langt, selv om de store oljefunnene uteblir.

Teknologi sørger for at oljeressursene kan utnyttes stadig bedre.

De små selskapene kan gjennom flatere organisasjoner komme fram til enklere driftsmodeller og ikke minst utbyggingsmodeller, som gjør det lønnsomt å utvinne olje fra norske oljefelt i flere tiår.





2025

Oljeforsker Helge Ryggvik tar feil når han skriver at olje tar slutt om åtte år. Planene fra norske oljeselskaper sikrer drift i minst 40 år til, selv uten at Lofoten og Vesterålen åpnes.

Og skulle det gå mot en åpning i Lofoten og Vesterålen, vil det fortsatt ta lang tid før det kommer noen oljevirksomhet der.

I gjennomsnitt tar det ti år fra funn er gjort til en nye feltutvikling er på plass.

Vi kan derfor se for oss følgende scenario dersom de omstridte områdene åpnes.

  • Vedtak om åpning i Stortinget perioden 2011 – 2012.
  • Utlysning av blokker 22. konsesjonsrunde, tildeling 2015 – 2016.
  • Geologiske undersøkelser fram til 2017 - 18.
  • Første boring rundt 2019 – 2020.
  • Ved et funn – utbygging 2022 – 2025.
  • Drift 2025 – 2050+.

Med andre ord et relativt langt tidsperspektiv.