De siste årene er oljeproduksjonen halvert i de olje- og gassfeltene hvor statlige Petoro har eiendeler, mens gassproduksjonen har holdt seg på et slags platå (se graf).
Det skal ikke falle mer. Samlet produksjon av olje og gass i disse feltene vil holde seg «på dagens nivå» helt til 2020, ifølge den ferske petroleumsmeldingen.
Men helt sikkert er det ikke.
«Det er realistisk at gassproduksjonen vil øke slik at den kompenserer for fallet i oljeproduksjonen, men det er selvfølgelig usikkerhet knyttet til dette,» skriver Olje- og energidepartementet i en e-post til Teknisk Ukeblad.
Klikk for større versjon av grafen
Petoro forventer fall
Petroleumsmeldingen er optimistisk på vegne av olje- og gassproduksjonen fremover.
Petoro selv forventer en 87 prosent nedgang fra sin portefølje av oljefelt i drift og under utbygging frem til 2025, og en 22 prosent nedgang i gassproduksjonen i samme periode. Men også Petoro tror det er mulig med stabil produksjon til 2020.
I 2010 produserte Petoro-porteføljen rundt 1,08 millioner fat oljeekvivalenter per dag, det vil si totalt 394,2 millioner fat oljeekvivalenter.
44 prosent av dette er væske, resten gass. Faller oljen 87 prosent og gassen 22 prosent gir det ca. 195 millioner fat o.e. årlig i 2025, eller omtrent en halvering.
Det vil redusere statens inntekter betydelig, om man da ikke forutsetter betydelig høyere oljepriser, en mengde nye utbygginger eller betydelige tiltak for økt utvinning.
Norsk sokkel opplever nå Verdens raskeste oljefall .
Troll øker produksjonen
Det som ifølge regjeringen gjør det realistisk med stabil produksjon frem til 2020 er blant annet en kraftig økning i gassproduksjonen på Troll-feltet.
«Det er i dag ledig produksjonskapasitet på Troll. Petoro har forutsatt at det i 2020 produseres i henhold til kapasitet,» skriver Olje- og energidepartementet, som også forventer mye av nye funn.
«Videre vil Valemon, som i dag er under utbygging, være av betydning for gassproduksjonen. I tillegg vil andre gassfunn føre til økt produksjon,» fortsetter departementet.
Usikkerhet om nye funn
Noen gassfunn er allerede påvist, men ifølge regjeringen selv er det «usikkerhet knyttet til produksjonsstart» for disse.
«I tillegg forutsettes det at nye funn blir gjort og at noen av disse blir satt i produksjon før 2020. Det er selvfølgelig knyttet usikkerhet til dette,» skriver departementet.
De peker også på at oljebransjen vil begynne å produsere gass fra den gasskappen som ligger over en del oljereservoarer mot slutten av dette tiåret. Dette kalles «gassnedblåsning».
Gasskappen bidrar til å holde trykket i feltet oppe, og kan først produseres når oljen i feltet er hentet ut.
Stoler på oljeselskapene
Oljemeldingens optimistiske visjon om fremtiden for norsk petroleumsutvinning er basert på opplysninger fra operatørene selv.
«Departementets anslag for fremtidig oljeproduksjon viser en utflating. I tillegg til nye funn vil prosjekter knyttet til økt utvinning bidra til å dempe fallet i oljeproduksjonen,» skriver Olje- og energidepartementet.
De peker på at fallet i produksjon vil bremses hvis man klarer å øke borekapasiteten, bore nye brønner og redusere kostnadene på sokkelen.
«Det fremheves at det er ønskelig at borekapasiteten på norsk sokkel økes og kostnadene reduseres,» skriver departementet.
Inntektene faller
Så langt har høy global oljepris gitt Norge stabile inntekter tross fallende petroleumsproduksjon.
Staten fikk inn 104 milliarder kroner fra sitt direkte økonomiske engasjement (SDØE-porteføljen) i 2010. I tillegg til dette kommer 156 milliarder kroner i skatt fra oljebransjen ellers.
Men inntektene vil falle. Produksjonen av råolje på sokkelen falt med over 9 prosent i 2010, ifølge BPs Verdens raskeste oljefall .
Gassproduksjonen på sokkelen øker fortsatt, men det er mer å tjene på olje enn gass. I tillegg vil også gassproduksjonen etter hvert falle.
Kostnadene har også økt kraftig. Det kreves høyere oljepris enn før for at felt skal bli lønnsomme (såkalt balansepris).
I 2004 måtte oljeprisen være 100 kroner fatet for å gjøre felt lønnsomme. I 2009 var balanseprisen tre ganger høyere, 300 kroner (54 dollar) fatet.
Vil modne reserver
De seks største feltene utgjør 60 prosent av produksjonen i Petoros portefølje (i 2010). Disse feltene er Troll, Åsgard, Heidrun, Oseberg, Gullfaks og Snorre.
Ifølge meldingen har de seks feltene rundt 240 millioner Sm 3 oljeekvivalenter igjen i form av reserver (tilsvarer omtrent Norges samlede produksjon i året 2007).
Interessentene håper dessuten å modne frem tilleggsressurser på 287 millioner Sm 3, der 155 millioner Sm 3 anses som sannsynlig.
«Krevende målsetting»
«Dersom alle tilleggsressursene modnes og realiseres, vil dette, i følge Petoro, øke utvinningsgraden for disse feltene fra om lag 46 pst. til om lag 54 pst.,» sier petroleumsmeldingen.
Olje- og energidepartementet mener selv at dette målet blir krevende å oppnå.
«Hvis alle prosjekter knyttet til økt utvinning som operatørene har rapportert til myndighetene blir besluttet og gjennomført, vil dette kunne øke utvinningsgraden på SDØE sin portefølje av oljefelt til 54 prosent. Dette anses som en krevende målsetting,» skriver departementet til Teknisk Ukeblad.
De uoppdagede ressursene på norsk sokkel er Kraftig nedskriving av ressurser av Oljedirektoratet etter dårlige leteresultater og små funn de siste årene.
Store felter faller
Slik er produksjonsutviklingen på Petoro-porteføljens seks største felt, ifølge tall fra Oljedirektoratets faktasider:
- Troll: Sank fra 48 millioner Sm 3 o.e. i 2003 til 36 millioner Sm 3 o.e. i 2010, men har trolig potensial til å øke gassproduksjonen betydelig
- Åsgard: Sank fra 24,8 millioner Sm 3 o.e. i 2003 til 21 millioner Sm 3 o.e. i 2010, men ser ut til å holde seg på et platå
- Heidrun: Har sunket fra 13,2 millioner Sm 3 o.e. i 1999 til 3,4 millioner Sm 3 o.e. i 2010
- Oseberg: Har sunket fra 29,2 millioner Sm 3 o.e. i 1994 til 8,4 millioner Sm 3 o.e. i 2010
- Gullfaks: Har sunket fra 33,2 millioner Sm 3 o.e. i 1994 til 4 millioner Sm 3 o.e. i 2010
- Snorre: Har sunket fra 14,7 millioner Sm 3 o.e. i 2003 til 6 millioner Sm 3 o.e. i 2010
Totalt produserte feltene 78,8 millioner Sm 3 o.e. i 2010. Går vi tilbake til for eksempel 2003 var den samlede produksjonen ved de samme seks feltene på 120,9 millioner Sm 3 o.e.
Produksjonen i dag er altså på 65 prosent av nivået i 2003.
Produksjon «på dagens nivå»
Petoros portefølje vil påvirkes hardere av oljefallet enn resten av den norske sokkelen, fordi selskapet har store andeler i de modne feltene.
Fallet i oljeproduksjonen har vært mye større enn ventet de siste årene, men petroleumsmeldingen spår likevel at den samlede produksjonen i disse feltene opprettholdes frem til etter 2020:
«I løpet av de siste 10 årene er oljeproduksjonen fra porteføljen halvert, og den vil fortsette å falle. Gassproduksjonen forventes imidlertid å øke slik at totalproduksjonen vil være på dagens nivå de neste ti årene,» heter det i meldingen.
Først «på lengre sikt» vil gassproduksjonen falle, ifølge meldingen.
I halefasen
Petroleumsmeldingen legger opp til at flere av disse modne feltene er i halefasen i 2025. Halefasen defineres som fasen der feltet bare har 4-5 prosent igjen av totale utvinnbare ressurser.
«Fallende produksjon på disse feltene vil ha stor effekt på totalproduksjonen,» heter det.
Tall fra Oljedirektoratets faktasider viser at Gullfaks-feltet bare har 4,6 prosent igjen av de totale utvinnbare oljemengdene (16,7 av opprinnelig 365,4 millioner Sm 3 oljeekvivalenter). Oseberg har rundt 6 prosent igjen (22,6 av opprinnelig 377 millioner Sm 3 o.e.).
De andre feltene har lenger igjen. Troll har for eksempel 70,7 prosent av den opprinnelige gassen igjen. Åsgard har igjen 26 prosent av utvinnbar olje og 47 prosent av utvinnbar gass.
Feltene Heidrun og Snorre har igjen henholdsvis 20 og 27 prosent av den opprinnelig utvinnbare oljen.
Les også:
