Espen Myhra begynte i Olje- og energidepartementet i 2001 og var avdelingsdirektør for leteseksjonen fra 2005 til han sluttet i 2014. Foto: Halfdan Carstens

Dundrende suksess for leting

Da alt så som mørkest ut, tok myndighetene grep. Resultatene lot ikke vente på seg.

– Departementet så at pilene pekte bare én vei. Nedover. Vi hadde derfor en unik utfordring, og skjønte at det var absolutt nødvendig å gjøre noe.

Espen Myhra, som var ansatt i Olje- og energidepartementet fra 2001 til 2015, minnes tidlig 2000-tallet. Antallet aktører på norsk sokkel hadde minket betraktelig. Etter en rekke sammenslåinger var det bare en håndfull aktive selskaper igjen. Konsekvensen var lav aktivitet. I 2005 ble det for eksempel kun boret 12 letebrønner, og av disse var bare 10 undersøkelsesbrønner («wildcats»).

– Funnstatistikken var heller ikke lystelig. Siden Ormen Lange ble påvist i 1997, var det ikke gjort et eneste anstendig funn av verken olje eller gass. Og det til tross for at oljeprisen hadde doblet seg fra 10 til 20 dollar per fat.

Den lave funnraten gjennom mange år stod heller ikke i forhold til de forventingene som Oljedirektoratet hadde til hvor mye olje og gass som gjenstod å finne. Med de volumene som årlig ble påvist før 2006, ville det tatt mer enn 40 år før man kunne vite om direktoratets prognoser var korrekte. Konsekvensen ville vært få feltutbygninger og katastrofal lav aktivitet for norsk offshoreindustri. Ingen ønsket en slik utvikling.

– Vi måtte rett og slett få opp aktivitetsnivået, for uten at vi borer blir det heller ikke gjort funn, og uten nye funn ville det heller ikke bli nye utbygninger.

– Norge som nasjon stod således foran en voldsom utfordring. Det var opp til myndighetene å ta grep, forteller Myhra.

Godt hjulpet av Oljedirektoratet tok Olje- og energidepartementet regi.

 Helt avgjørende for å snu utviklingen var at det ble foretatt noen radikale endringer i forhold til tildelingssystemet. Det var i det hele tatt et sterkt behov for noen viktige og helt vidtrekkende politiske beslutninger.

– Myndighetene var i stand til å reagere. De nødvendige grepene ble tatt, konstaterer Myhra.

Illustrasjon: Funnstatistikk 1990-2015

Negativ reservevekst: Funnvolumer i oljeekvivalenter (o.e.) sammenlignet med produserte volumer. To funn peker seg ut: Ormen Lange i 1997 og Johan Sverdrup i 2010. For alle de øvrige årene ser vi at Norge fant mindre enn det vi produserte, og i noen år ble det sågar funnet mindre enn det vi selv forbrukte (ca. 240 000 fat per dag i 2016). Legg spesielt merke til årene 1999-2006. Få og små funn utløste et nytt «regime» for norsk sokkelpolitikk. Data: Oljedirektoratet

Den store skattestriden

Gullalderen så altså ut til å være over. De som er gamle nok vil huske at interessen var enorm i etterkant av gigantfunn som Ekofisk, Statfjord, Gullfaks, Oseberg og Snorre på 70- og 80-tallet. Etter hvert ble imidlertid funnene færre og mindre. Nordsjøen ble en moden petroleumsprovins. Interessen falmet.

– Hvis myndighetene hadde troen på at ressursene var der, men at interessen for å lete likevel var lav, var det nødvendig å se på årsakene til at vi hadde havnet i en situasjon med fallende interesse og beskjeden funnrate, sier Myhra.

Svaret ga seg raskt. De multinasjonale oljeselskapene mente de kunne få tilgang til andre områder i verden som var mer interessante. Som ga høyere avkastning. Russland for eksempel. Eller Saudi Arabia. Kort sagt: Norge falt igjennom i den nådeløse, internasjonale konkurransen der selskapene kappes om å sikre seg de beste letearealene.

– Norge var for lite, og skatten var for høy, var beskjeden vi fikk fra selskapene som den gangen opererte innenfor våre grenser.

– Konsekvensen var at verdiene ble liggende i bakken. Vi måtte igjen gjøre det attraktivt å lete.

Skatt var en faktor i dette spillet.

– Det oppstod et stort press fra en samlet oljeindustri for å redusere skattenivået. Samlet – med Norsk Hydro som frontfigur – gjorde den et omfattende arbeid for å underbygge sin sak. Likevel vendte myndighetene tommelen ned. Og takk og pris for at de ikke gikk med på en halvering av særskatten den gang.

– I så fall hadde Norge som nasjon gått glipp av enorme inntekter. Enkelt sagt ble det tatt en beslutning som var svært vellykket for den norske staten, og i ettertid har vi til fulle forstått at det var betydelig mer vellykket «å skru på andre brytere».

Ikke desto mindre tok myndighetene grep om skattesystemet. Men på en helt annen måte enn det oljeselskapene hadde foreslått. I ettertid blir nettopp denne endringen brukt som en sentral del av forklaring på hvorfor norsk sokkel har fått sin renessanse.

Ingen subsidie

– Leterefusjonsordningen har vært en suksess, framholder Myhra.

Kort fortalt innebærer den at oljeselskaper som ikke er i skatteposisjon, dvs. de som ikke betaler skatt av olje og gass de produserer, kan trekke fra leteutgifter på lik linje med selskapene som betaler skatt. I praksis betyr det at de får tilbakebetalt 78 prosent av leteutgiftene sine året etter at de har blitt brukt.

– Ordningen betød at vi likestilte nye selskaper med etablerte selskaper og dermed skapte «a level playing field» mellom nye og etablerte selskaper. Endringen har heller ikke noen ekstra kostnad for den norske stat, slik enkelte påstår. Staten måtte «betale» uansett. Det var kun betalingsplanen som ble endret.

Like fullt har ordningen blitt sterkt kritisert i den senere tid, og mediene har selvsagt begjærlig grepet sjansen til å skape noen overskrifter.

– Det er helt misforstått at leterefusjonsordningen må sees på som subsidier. I likhet med alle andre næringer får man fradrag for sine kostnader også i petroleumsvirksomheten. Letekostnader er derfor fradrag som de likevel ville fått fra framtidig produksjon, eventuelt som noen andre hadde fått dersom selskapet blir solgt.

– Kritikken kommer fra de som ikke ønsker aktivitet, kommenterer Myhra tørt.

Den tidligere byråkraten vil heller bruke tid på å framsnakke godene ved det norske petroleumsskattesystemet.

– Én av de store fordelene er den forutsigbarheten oljeselskapene kan operere under. Det betyr i neste omgang en styrke for konkurransen.

– Internasjonalt betraktes den politiske usikkerheten ved å investere i Norge som svært lav. Vi har en høy skattesats, men den er forutsigbar, sier Myhra.

Det skulle likevel mer til enn innføring av leterefusjon for å tiltrekke en mengde store og mellomstore oljeselskaper. Mer tilgjengelig areal var helt nødvendig.

Belønner aktivitet

I fjor høst jobbet mange av oljeselskapene intenst med 24. konsesjonsrunde. Fristen for å levere inn en søknad om å få tildelt én eller flere utvinningstillatelser i enten Norskehavet eller Barentshavet løp ut 30. november. Da var det gått 52 år siden den aller første konsesjonsrunden (GEO 02/2015; «Opptakten til oljeeventyret»).

– Den skrittvise utforskningen gjennom de nummererte rundene har vært bra, hevder Myhra, og han har nok mange med seg i at det var bra at Norge allerede fra begynnelsen av innførte et system der oljeselskapene måtte konkurrere på lik linje.

Han trekker selv fram skrekkeksemplet fra Danmark, der hele dansk sokkel ble tildelt ett selskap (Mærsk). Om ikke norske byråkrater og politikere hadde utvist stor klokskap tidlig på 60-tallet, kunne det gått like ille her hjemme. Phillips Petroleum søkte som kjent om enerett på norsk sokkel, mot å garantere for at selskapet brukte én million dollar (!) på utforskning. I ettertid står dette fram som ganske latterlig. Men Norge var ingen «bananrepublikk».

Etter drøyt 30 år ble det imidlertid klart at det norske systemet trengte en revisjon, og på slutten av 90-tallet kom den første endringen. De såkalte Nordsjørundene ble innført. I korthet gikk de ut på at ledig areal i modne områder av Nordsjøen ble lyst ut utenom de nummererte rundene.

Men det var langt fra nok. En mer drastisk omlegging var helt nødvendig.

– Departementet la ned et omfattende arbeid for å finne en modell som passet norske forhold. Som ledd i det arbeidet satte vi oss inn i systemer som andre land brukte for å tildele nye arealer.

– Én av konklusjonene var at det ikke lenger var behov for skrittvis utforskning i modne områder, altså der vi kjenner geologien svært godt. Vi innførte derfor systemet med Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder (TFO, eller – på engelsk – APA).

Disse områdene har blitt større og større for hvert år, og systemet gir i høyeste grad forutsigbarhet fordi selskapene vet at rundene kommer regelmessig. I god tid i forveien vet de også hvilke arealer som er inkludert.

– Innføring av ordningen med TFO var fornuftig, mener Myhra.

– For det første ga den økt tilgang på areal, noe som var helt nødvendig for å kunne lete etter nye ressurser, og for det andre førte det også til at departementet måtte tenke nøye gjennom hva oljeselskapene skulle forplikte seg til når de fikk tildelt nytt areal.

Kritikken mot det gamle systemet var blant annet at oljeselskapene kunne sitte på halvparten av tildelt areal i hele 30 år etter at den første 10-årsperioden var løpt ut og arbeidsprogrammet var fullført. Det var ingen aktivitetsplikt utover den initiale perioden, og det kostet dem lite å båndlegge store areal fordi arealavgiften var lav. Men akkurat dette forhindret at andre selskaper – for eksempel nye aktører – fikk anledning til å prøve ut sine ideer på areal som

– bare lå brakk («fallow acreage»).I realiteten var det gratis å sitte på areal, konstaterer Myhra.

– Tilbakeleveringsreglene ble derfor endret. For framtiden – etter nye tildelinger – fikk Oljeselskapene kun lov til å sitte på areal der det var påvist ressurser som var påvist ved boring, og dette krevde en Plan for Utvikling og Drift (PUD).

Myhra presiserer at myndighetene var mer opptatt av «riktig utforskning» enn av et stort arbeidsprogram. Systemet med «drill or drop», altså at selskapene innen en tidsfrist tar en beslutning om å enten bore, basert på geologiske studier og innsamling av geofysiske data, eller levere tilbake det tildelte arealet, ble innført.

– Dette var litt etter en modell amerikanerne har benyttet: «use it or loose it».

Den nye ordningen hadde ikke tilbakevirkende kraft. Den gjaldt altså bare nye utvinningstillatelser. For å løse problemet med at selskapene kunne beholde gammelt areal uten å drive aktiv utforskning, måtte det tas andre grep.

– Løsningen var at vi økte arealavgiften kraftig. Men selskapene slapp å betale hvis de drev aktiv utforskning i form av ny seismikk eller boring av brønner, og også hvis de leverte inn en PUD.

– Hensikten var å premiere aktivitet og straffe passivitet, og vi så raskt konsekvensen av økte arealavgifter ved at brakt areal ble tilbakelevert.

Etter en radikal omlegging av både skatte- og tildelingssystemet lå sokkelen nå åpen for nye aktører som hadde tro på mange nye (og kanskje store) funn.

– Vi gikk bredt ut gjennom myndighetenes internasjonale salgskampanje kjent under navnet «Why Norway!». Samtidig identifiserte vi selv flere selskaper som vi ønsket å få med i den videre utforskningen.

Det tok da heller ikke lang tid før antall oljeselskaper – små, store og mellomstore – økte raskt.

– Et viktig ledd i å sikre forutsigbarhet, sett fra selskapenes side, var innføringen av ordningen med «prekvalifisering». Alle måtte gjennom dette, og vi flyttet på den måten vurderingen av om selskapene var egnet til å få eierandeler i utvinningstillatelse «up front». Hvis de er pre-kvalifisert, dvs. at de har den nødvendige petroleumsfaglige kompetansen og de påkrevde økonomiske musklene, stiller de på lik linje med alle andre.

Myhra bruker for øvrig konsekvent det vanskelige ordet «utvinningstillatelse». Ifølge ham, der juristene på hans tidligere arbeidsplass i Olje- og energidepartementet er sannhetsvitner, er det ingenting som heter «lisens».

Gode resultater

De fleste er i dag enige om at innføringen av et nytt skattesystem i kombinasjon med TFO-ordningen har vært bra for både aktiviteten og funnvolumene. Det er nok å vise til statistikken. Årene etter at de nye ordningene ble innført peker seg ut som svært positive i et historisk perspektiv.

Myhra sier det litt mer prosaisk.

– Gjennom de sju årene fra 2007 og til og med 2013, altså fram til oljeprisfallet i 2014, så vi god vekst i ressurser og reserver, og – for dem som måtte være i tvil – det gjelder selv om vi holder Johan Sverdrup-feltet utenfor.

En helt annen sak er at det ikke er noen grunn til å holde gigantfunnet på Utsirahøyden utenfor. Lundin, som gjorde funnet etter et møysommelig detektivarbeid, var jo nettopp et av de oljeselskapene som valgte å satse i kjølvannet av «et nytt norsk sokkelregime».

Men hva med framtiden?

Så da forstår vi det slik at alt er såre vel. Det er bare å fortsette i det samme sporet.

Statistikken viser imidlertid et litt dystert bilde for de siste 3-4 årenes utforskning. Det har blitt boret få brønner, og funnvolumene har vært små. Utforskningen på dypt vann i Norskehavet har lenge ligget bortimot brakk, og i Barentshavet har det vært (alt for) mange skuffelser etter funnene av Johan Castberg og Wisting for noen få år siden.

Myhra korrigerer gjerne denne litt pessimistiske tilnærmingen.

– Fallet i aktivitet viser god korrelasjon med fallet i oljeprisen, det er helt normalt.

– Vi må også se det positive i at 75 nye utvinningstillatelser betød rekordhøy tildeling i TFO 2017.

Han medgir likevel at interessen for de umodne områdene har blitt mindre, men samtidig øker arealet i TFO-rundene for hvert eneste år. Det mener han er positivt for utviklingen.

Antallet planlagte brønner i år – det kan bli 40-50 stykker – er også positivt. Det kan bety mye for funnraten, håper den tidligere byråkraten.

– Skulle vi likevel oppleve en stagnering i viljen til å investere i utforskning, finnes det ytterligere virkemidler. Britene benytter for eksempel en ordning med «promote licence». Her er arbeidsforpliktelsen begrenset til «skrivebordsarbeid». Det er altså ikke nødvendig med verken tunge geologiske studier eller innsamling av nye data for å få utvinningstillatelse.

Noen få mørke skyer er det likevel på vest-himmelen. Myhra viser til at det gjennom sammenslåinger, oppkjøp og selskaper som har lagt ned sin aktivitet har forsvunnet 17 (!) operatører de siste årene. At antallet selskaper reduseres som følge av sammenslåinger ser han på som et tveegget sverd.

– På den ene siden er det positivt med store og slagkraftige aktører, der eierne har vilje og evne til å satse, på den andre siden reduserer dette konkurransen, og det gjelder spesielt når det kommer til utbygging av lønnsomme funn. Også her må vi ha konkurranse mellom selskapene.

– Dette er spesielt bekymringsfullt etter som framtiden vil bestå i utvikling av mindre og mindre funn. På britisk sokkel kommer for eksempel 70 prosent av produksjonen fra felt hvor de opprinnelige reservene er mindre enn 100 millioner fat oljeekvivalenter. Her hjemme er den tilsvarende prosentsatsen 20. Forskjellen mener jeg delvis skyldes aktørbildet. På britisk side er det et større mangfold.

Myhra kaster ballen videre til myndighetene. Hvordan kan de legge til rette for utbygging av små funn?

– Den dundrende letesuksessen de siste 10-15 årene må følges opp av en portefølje av små funn som blir bygget ut, mener Espen Myhra.

Det er lett å forstå. Utbygging av felt gir viktige industriarbeidsplasser i det korte perspektivet og gode inntekter til staten i det lange perspektivet.

Det viktigste fra de siste dagene

Fant ny mineralforekomst

Arven forvaltes på Løkken

Varsler kartleggingstokt i nord


geo365 Nyhetsbrev

0 Comments