Lytt til artikkelen:

Økonomi

Per Anders Todal

peranders@dagogtid.no

Femti år etter det første oljefunnet på Ekofisk er den norske petroleumsalderen langt frå over. Men middagshøgda er passert, og det kjem til å bli ei særs kostbar affære å rydde opp etter oljefesten. Brønnar skal pluggast, installasjonar på havbotnen skal hevast, plattformar skal fjernast, røyrleidningar skal dekkjast til. Alt dette er dyrt, og i dei neste tiåra kan desse kostnadene krympe petroleumsinntektene til den norske staten monaleg.

Oljeselskapa står sjølve ansvarlege for utgiftene til oppryddinga på kvart felt, men 78 prosent av kostnaden kan trekkjast frå på skatten. I tillegg er staten sjølv ein stor felteigar på norsk sokkel gjennom eigarskapen i Equinor og Petoro. Dermed kjem nesten alle ryddeutgiftene til å redusere inntektene til staten og/eller avsetjinga til Oljefondet. Ein skulle tru at kostnadene med avslutninga av gamle felt burde ha stor interesse for norske styresmakter. Men slik ser det ikkje ut til å vere.

Ingen offentleg institusjon ser ut til å ha laga noko overslag over dei samla framtidige ryddeutgiftene på norsk sokkel. Dag og Tid har kontakta Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet og Finansdepartementet, og ingen av dei har rekna på dette. Heller ikkje Norsk olje og gass, bransjeforeininga til oljeindustrien, har laga noko totalanslag for kostnadene ved avslutning av felt på norsk sokkel. Oljedirektoratet har berre tal for dei neste fem åra og reknar då med avslutningskostnader på til saman 36 milliardar kroner på norsk sokkel. Men dette er småtteri samanlikna med ryddejobben som kjem dei neste tiåra.

Stort spenn

Truleg er dei mange ukjende variablane ein grunn til at mange vegrar seg for å anslå totalkostnadene med å avslutte petroleumsverksemda. Ingen felt er like, det kan kome tekniske nyvinningar som reduserer kostnadene dramatisk, krava til opprydding kan bli strengare eller slakkare, og ingen veit korleis kostnadsbiletet blir om 10 eller 20 år. Og dei få som har våga å tenkje høgt om dette, har da òg eit svært stort spenn i anslaga sine.

Ein av dei er Frian Årsnes, direktør for olje og gass i konsulentselskapet ECON. Totalkostnaden for oppryddinga på sokkelen kan bli ein stad mellom 1200 og 2500 milliardar kroner, sa Årsnes til bladet LO Ingeniør i 2016.

Anslaget inkluderte arbeidet som alt er gjort, men dei aller fleste utgiftene kjem frå kring 2030 og utover, da mange av dagens felt er venta å gå tomme og fleire av røyrleidningane til kontinentet blir stengde. (Johan Sverdrud, som er tenkt å produsere til 2070, er det store unnataket.)

For å setje ting i perspektiv: Oljefondet er i dag på omtrent 10 000 milliardar. Og Årsnes meinte at ryddejobben kan bli så stor at han kjem til å tære på fondet. I framtida kan det hende at «kontantstrømmen som nå går inn i oljefondet, kanskje må brukes til fjerningsarbeidet», sa han, og foreslo at pengane som blir sette inn i oljefondet i perioden 2020 til 2040 kunne nyttast til avslutningsarbeidet på sokkelen. «Oljefondet har fått overskuddet fra næringen. Da er det ikke unaturlig, mener jeg, at man kan bruke av fondet til å stenge ned felt og prosessanlegg. Hvis ikke får fremtidige regjeringer en betydelig utfordring i fanget», sa Årsnes til LO Ingeniør.

Saknar politikk

Anslaga frå Årsnes og ECON er truleg i rett storleiksorden, meiner Audun Martinsen, som leier analyseavdelinga for oljeservice i konsulentselskapet Rystad Energy. Også dette selskapet har prøvd å gje eit bilete av dei komande avslutningskostnadene, og også dette anslaget speglar den enorme uvissa: Summen kan bli ein stad mellom 300 og 3000 milliardar kroner, meiner Martinsen.

– Eg vil tippe at summen kan bli kring 1000 milliardar. Men dette kjem an på veldig mange ting: Kor strengt regelverket blir praktisert, kva tekniske løysingar ein finn i framtida, og så vidare.

Også Martinsen reknar med at hovudtyngda av oppryddinga vil kome frå kring 2030. Han er litt overraska over at Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet og Petroleumstilsynet ikkje har gjort meir for å kartleggje dei komande kostnadene.

– Det er litt skremmande at styresmaktene ikkje har meir oversikt over dette. Delar av desse utgiftene kan hamne hos norske skattebetalarar. Eg saknar ein politikk for dette feltet.

Dyr plugging

Trass i all uvissa: Litt veit vi om den komande ryddinga på sokkelen. Fjerning av installasjonane i havet utgjer typisk kring ein tredjedel av kostnadene, og opphogging av gamle plattformer utgjer berre eit par prosent av utgiftene, syner studiar frå britisk sokkel, og truleg er ikkje norske forhold så ulike. Det er særleg plugginga av nedlagde brønnar som driv opp prisen: Varig tetting av gamle borehol med sement utgjer kring halvparten av kostnadene ved avslutninga av eit felt, ifølgje British Oil & Gas. Prisen for éin slik operasjon kan vere frå 50 millionar kroner til fleire hundre millionar kroner, ifølgje Oljedirektoratet. Equinor oppgjev til Dag og Tid at dei reknar med eit snitt på 60 til 100 millionar kroner for plugging, andre bransjefolk meiner snittprisen kan vere over 100 millionar. Og det er mange hol å tette.

I 2015 gjorde to studentar i petroleumsteknologi ved Universitetet i Stavanger jobben som det norske statsapparatet til da ikkje hadde prøvd seg på: Thomas Monge Øia og Jon Oscar Spieler rekna seg fram til at det på den tida var til saman 2552 brønnar som på sikt må pluggast på norsk sokkel. Ut frå ratane på den tida kom dei til at kostnaden kunne bli opptil 571 milliardar kroner for plugginga åleine.

Det finst eit vesentleg lågare anslag enn dette: I 2017 la Oljedirektoratet fram ein «Markedsrapport knyttet til avslutning og disponering», der talet på brønnar som må pluggast på norsk sokkel, vart oppgjeve til kring 2050, og den totale kostnaden med plugginga vart sett til 180 milliardar.

Jobben berre veks

Men det finst òg langt styggare tal for dei framtidige totalkostnadene, for talet på brønnar veks stadig. På eit Sintef-seminar i 2014 la Martin Straume, senioringeniør i oljeselskapet BP, fram anslaget sitt. Straume rekna med både eksisterande brønnar og nesten 3000 som truleg blir bora dei neste 20 åra, og kom til ein samla kostnad for plugginga på heile 876 milliardar kroner. Det er nesten like mykje som alle skatteinntekter staten reknar med å få frå Johan Sverdrup-feltet.

Grunnen til at dette arbeidet er så dyrt, er at ein som regel må bruke oljeriggar til å gjere jobben, og slike er dyre i drift. I dag bruker ein rigg i snitt kring 35 dagar på å plugge ein brønn. Martin Straume rekna seg fram til at 15 oljeriggar må drive med plugging kontinuerleg i 40 år for å forsegle alle hola i havbotnen på norsk sokkel. Vona til Straume og resten av petroleumsbransjen er at nye tekniske løysingar skal drive ned kostnadene monaleg på sikt.

Trua på at dette skal bli billegare i framtida, er truleg med på å forseinke plugginga av brønnane. For oljeselskapa er dessutan dette arbeidet lite attraktivt, sidan det er ei rein utgift. Også på dei 25 felta som alt er nedlagde på norsk sokkel, er det mange brønnar som ikkje er permanent plugga. Og arbeidsmengda aukar stadig, sidan aktiviteten framleis er høg: For tida reknar Oljedirektoratet med at det blir plugga 40 til 50 brønnar årleg – og kvart år blir det bora langt fleire nye brønnar enn dei som blir plugga. Equinor åleine reknar med å bore 3000 nye brønnar på norsk sokkel dei neste 20 åra, får Dag og Tid opplyst frå selskapet.

Tunge lyft

I tillegg til plugginga kjem fjerninga av dei utrangerte installasjonane. Også her er totalkostnaden heilt i det blå, men vi veit at det kjem store ryddekostnader på norsk sokkel alt dei næraste åra. Ein rapport frå British Oil&Gas i 2017 anslo at det skal fjernast kring 240.000 tonn med stål frå norsk sokkel fram til 2025, og kostnaden for dette er venta å bli kring 50 milliardar kroner. Det som blir teke til lands i desse åra, er berre ein liten del av stålinstallasjonane på norsk sokkel: I 2010 var den samla tonnasjen på kring 2,3 millionar tonn, nesten ti gonger så mykje, ifølgje rapporten «Avvikling av utrangerte offshoreinstallasjoner» frå Klima- og ureiningsdirektoratet. Om tala frå British Oil&Gas er rette og representative, vil også fjerninga av plattformer og andre installasjonar koste oljeselskapa – og dermed den norske staten – fleire hundre milliardar kroner på lang sikt.

Vi skal òg nemne ein tredje ukjend variabel for oppryddinga på sokkelen: gass- og oljerøyrleidningane på botnen. Dei norske transportleidningane for gass er om lag 8800 kilometer lange, og leidningane for olje og kondensat er 1304 kilometer lange, ifølgje Oljedirektoratet. I tillegg kjem røyrleidningane innanfor dei einskilde olje- og gassfelta. Røyrleidningar kan i prinsippet reinsast og forlatast på havbotnen når dei ikkje lenger gjer nytte. Men der leidningane kan kome i konflikt med fiske, skal dei gravast ned, dekkjast til eller fjernast. «Rørledningene er i hovedsak allerede tildekket», opplyser Oljedirektoratet til Dag og Tid. Men det finst ingen oversikt over kor stor del av leidningsnettet som ligg ope på botnen og må gravast ned eller dekkjast til i framtida – eller kva det vil koste.

Britar i minus

Til slutt skal vi sjå mot vest, for å skimte ei mogleg framtid: Petroleumsutvinninga på britisk sokkel har kome mykje lenger inn i solnedgangen enn den på norsk sokkel. Men dei britiske erfaringane er like fullt relevante for Noreg. I Storbritannia har det skjedd eit vendepunkt: I 2017 vart det for første gong plugga fleire brønnar enn det vart bora på britisk sokkel. Og medan inntektene frå utvinninga har skrumpa inn, har kostnadene med opprydding auka. I 2016, da oljeprisen var låg, vart utgiftene til oljeselskapa så store og inntektene så små at dei faktisk fekk betalt attende skattepengar frå den britiske staten. Kostnadene med oppryddinga medverka til at selskapa gjekk i minus på britisk sokkel, og dei fekk til saman utbetalt 4,5 milliardar av skattekronene dei hadde betalt inn tidlegare.

Dette var småpengar samanlikna med inntektene som petroleumsutvinninga har gjeve den britiske staten gjennom mange tiår. Men det var like fullt eit tidsskilje. Og i åra som kjem, er det venta at oppryddinga på britisk sokkel vil påføre staten nye kostnader. Kring 1500 brønnar skal pluggast der dei neste ti åra. Analysebyrået Wood Mackenzie har rekna seg fram til at nesten halvparten av utgiftene med feltavvikling på britisk sokkel fram til 2027 må dekkjast av den britiske staten gjennom tilbakebetalt skatt, til saman kring 270 milliardar kroner. Analytikar Fiona Legate sa i 2017 til Financial Times at Nordsjøen var på veg til å bli «ein betydeleg årleg utgiftspost for staten, i staden for ei inntektskjelde» i tiåra som kjem.

Småselskapa tek over

Dette perspektivet verkar fjernt for Noregs del. Her er petroleumsindustrien framleis ei stor og trygg mjølkeku for staten. I fjor var til dømes kontantstraumen frå olje og gass til statskassa 252 milliardar kroner. Kostnadene med plugging og opprydding utgjer for tida berre kring 5 prosent av investeringane på norsk sokkel. I år reknar til dømes Oljedirektoratet med avslutningskostnader på 7 milliardar, medan det blir investert for 141 milliardar. Leitekostnadene åleine er meir enn fire gonger så store som ryddekostnadene.

Samtidig veit vi at dei store utgiftene med avslutning av felt kjem i framtida. Og sidan ressurstilveksten på norsk sokkel langt frå held tritt med uttaket, vil truleg den store ryddesjauen skje i ei tid med lågare produksjon og lågare inntening. I tillegg veit ingen korleis oljeprisen vil utvikle seg dei neste tiåra. Om den internasjonale klimapolitikken verkeleg tek til å bite, kan det drive ned etterspurnaden etter olje og dermed prisen.

Det er òg uvisst kva slag selskap som driv på norsk sokkel om 10 eller 20 år, når den store oppryddinga skal skje. Vi kan rekne med at Equinor kjem til å halde koken. Men giganten Exxon har nett selt eigardelane sine på norsk sokkel til Vår Energi, og også Shell og BP har selt seg ned i Noreg. Og som i Storbritannia er det mindre selskap som tek over der kjempene gjev seg.

– Vi ser at dei store trekkjer seg ut frå norsk sokkel. Her kan det liggje ein risiko: Vi kan ende med små oljeselskap som operatørar, så små at dei kan gå konkurs dersom dei feilestimerer kostnadene med oppryddinga, seier Audun Martinsen i Rystad Energy.

– Det ligg ei stor uvisse her. Kanskje burde staten setje av noko av oljeinntektene i eit fond øyremerkt til avslutning av felt, så vi har ein buffer for framtida.