Oljeindustri med svak gasstrategi

Tekst: Bjørn Vidar Lerøen. Foto: Mette Møllerop/Øyvind Krovik.

Det oljenasjonen Norge kanskje trenger mest av alt er en gasstrategi, i alle fall hvis vi skal opprettholde de posisjoner vi har oppnådd i det europeiske gassmarkedet siden den første norske gassen ble ilandført i Emden i Tyskland i 1977.

Men det finnes motforestillinger. Noen mener at gass kommer til å møte sterkere konkurranse og tape andeler i et energimarked som er i stor endring. Gass fra nye kilder, ikke minst fra skiferlag i USA, og økende mengder fornybar energi spiser markedsandeler. I flere markeder er og blir kull fortsatt en konkurrent. Dette kan gjøre investeringer i nye gassprosjekter mer usikre og vanskeligere å finansiere.

Industrien argumenterer med høy profil for at gass gir store klimagevinster fremfor kull. Det mest brukte eksempelet er at Europas utslipp av CO2 vil øke med 300 tonn årlig dersom den mengde gass som leveres fra Norge blir erstattet av kull. Da blir det et paradoks at oljeselskapene finner det mer attraktivt å lete etter olje, men argumentene er klare: Oljen er lettere å ha med å gjøre, først og fremst med hensyn til transport. Gass har tradisjonelt blitt vurdert til å gi mindre lønnsomhet.

Under årets ONS varslet Equinor en fornyelse av norsk sokkel. Strategien innebærer boring av opp mot 3 000 brønner de neste ti årene. Det skal bores 20-30 letebrønner årlig, og det skal letes aktivt etter gass. Letestrategien har en høyere risikoprofil som innebærer at sokkelens ledende selskap vil se på reservoarer med mindre funnsannsynlighet for å vinne ny kunnskap. Levetiden for eksisterende olje- og gassfelt skal forlenges gjennom flere brønner og økt teknologisk innsats. Konserndirektør Arne Sigve Nylund, som har ansvaret for norsk sokkel, sier at Norges undergrunn fortsatt inneholder store mengder gass.

Med de gassreserver som til nå er blitt kartlagt, vil norsk sokkel ikke kunne tilby langsiktige forsyninger av dagens store volumer i veldig mange år. Et stykke ut på 2020-tallet vil forsyningskapasiteten reduseres fordi de gamle kildefeltene, som har bidratt til en stadig økende norsk gassproduksjon, er i senfasen. Dette vil gi en betydelig nedgang i gasstrømmen til terminalen på Kårstø tidlig på 2020-tallet. Hvis vi ikke prioriterer leting etter ny gass, kan vi sette på spissen følgende spørsmål:

Hvem vil ta ansvaret for tomme og i neste omgang rustne rør?

Equinors fornyelse av strategien for norsk sokkel kan bety mer gass inn i rørene.

Olje i førersetet

Virksomheten på den norske kontinentalsokkelen startet som et oljeeventyr. Det var olje vi ønsket å finne. Vi snakket om oljeselskaper, oljearbeidere, oljepolitikk og oljeøkonomi. Vi etablerte Oljedirektoratet, Den norske stats oljeselskap og ikke minst Olje- og energidepartementet. Det var ikke noe galt med det, for vi fant mye olje. Vi fant også mye gass, men ved å sette ordet olje inn i de begreper vi tok i bruk for å beskrive den nye og store industrien som vokste frem på kontinentalsokkelen, skapte vi mentale bilder som påvirket våre holdninger og prioriteringer. Selv om temaet var gass, ble og blir statsråden presentert som oljeminister på møter og konferanser.

Gassen kom til å utvikle seg i oljens skyggeside, til tross for at Oljedirektoratet allerede i sine første ressursanalyser pekte på at ressursene i havbunnen sannsynligvis fordelte seg med 60 prosent gass og 40 prosent olje. Da vi i oljenasjonens tidlige år så 30 år frem, sa vi at gassen kom til å ta en minst like dominerende rolle som oljen. Det gamle statsoljeselskapets første sjef, Arve Johnsen, brukte i det forrige århundre mange anledninger til å utrope det 21. århundre til gassens århundre. Han ville gi prisingen av gass oljeparitet. En likeverdig mengde energi fra olje og gass skulle oppnå samme pris i markedet, noe vi oppnådde da gassen i Statfjord og Heimdal ble solgt, men ikke senere.

Gass ble i noen sammenhenger sett på som et avfallsprodukt som fulgte med oljen. Gasshar vært brent og brennes fortsatt i store mengder i flere oljeland. Norge gjorde tidlig et viktig verdivalg: Nei til brenning av gass! Det sto i et av de ti oljebud, som ble til ved inngangen til 1970-årene, og som ble retningsgivende for utformingen av norsk petroleumspolitikk.

Oljedirektoratet har spilt og spiller en sentral rolle som pådriver for optimal utvinning. Troll er et godt eksempel. Gassproduksjonen ble holdt tilbake for å sikre maksimalt uttak av olje. Motsatt var det imidlertid med Frigg og Snøhvit. På disse to feltene satset vi på gassen og tapte oljen. Vi må ikke glemme at de gigantiske gassreservene i Troll ble vurdert som marginale da de ble påvist. I tillegg ble det påvist store oljereserver i tynne soner under gassen i Troll. Også de ble vurdert som marginale.

Mye ble mer

Det som i første rekke preger produksjonsutviklingen på norsk sokkel er at mye ble mer. Vi har fått mye mer ut av reservoarene enn det vi i utgangspunktet trodde ville være mulig. Det har i neste omgang gitt vesentlig større salgsvolumer og inntekter både for selskapene og for staten.

For gass har vi oppnådd en avsetning som overgår de mest optimistiske prognoser. År for år har vi satt nye rekorder. Nå er vi oppe i over 120 milliarder kubikkmeter per år. Mesteparten skipes i rør, noe skipes som LNG fra Melkøya i Hammerfest. Energimengdene her er enorme. Når en LNG-tanker laster på Melkøya og når 75 prosent av lastekapasiteten, vil energimengden tilsvare et års produksjon av vannkraft ved det omstridte Alta kraftverk.

Salget av gassen fra Snøhvit måtte tilpasses store endringene i gassmarkedet. Feltet ble bygget ut for hovedsakelig å betjene det amerikanske gassmarkedet. De norske gasselgerne hadde inngått en avtale om å levere 10,4 milliarder kubikkmeter årlig til LNG-terminalen på Cove Point i Maryland på USAs østkyst. Så kom skifergassrevolusjonen. Cove Point ble konvertert til eksportterminal og avtalen om å ta imot norsk gass falt bort. LNG fra Snøhvit måtte finne nye markeder. Vi har lykkes med det, både i Europa og i Asia, men konkurransen i LNG-markedet er blitt sterkt skjerpet de siste årene.

Ikke risikofritt

Gassfelt vil normalt forbindes med større risiko enn oljefelt. Sleipner er et slikt eksempel. I 1985 hadde de norske gasselgerne blitt enige med de britiske gasskjøperne om en avtale for gassen i Sleipner Øst. Den britiske regjeringen mente at de hadde nok gass på egen kontinentalsokkel og underkjente avtalen. Avgjørelsen var et sjokk for Norge. Britene hadde kjøpt gassen i Frigg og fått den levert i rør til St. Fergus i Skottland, og vi tok det nærmest for gitt at de ville har med. Året etter Sleipneravtalens havari innkasserte gassnasjonen Norge likevel sin største seier som energieksportør. Gassen i Troll ble solgt til de kontinentale kjøperne. Volumene i Sleipner ble til overmål en del av Trollavtalene.

Britenes interesse for norsk gass hadde ikke gått tapt for alltid. Salget av gassen i Ormen Lange tidlig på 2000-tallet ble et nytt og viktig gjennombrudd i det britiske markedet.

Philip Lambert, som leder det internasjonalt anerkjente Lambert Energy Advisory, har stor tro på norsk gass og han gir følgende eksempel:

Gass fra Norge dekker i dag omkring en fjerdedel av Storbritannias forbruk, og har redusert utslipp av klimagasser mer enn Norges samlede utslipp. Utslippene av CO2 i Storbritannia har ikke vært lavere siden 1894, takket være kombinasjonen av mindre kull, mer gass og mer fornybar energi. Fortsatt brukes kull, men i vesentlig mindre mengder enn før. Landets siste kullgruve ble nedlagt like før jul i 2015. Norsk gass defineres som en del av Storbritannias energifremtid.

Norge har gassrørledninger nok. I årene fremover blir det mer krevende å skaffe innhold i rørene.