Presentasjon lastes. Vennligst vent

Presentasjon lastes. Vennligst vent

This document is the property of Rystad Energy. The document must not be reproduced or distributed in any forms, in parts or full without permission from.

Liknende presentasjoner


Presentasjon om: "This document is the property of Rystad Energy. The document must not be reproduced or distributed in any forms, in parts or full without permission from."— Utskrift av presentasjonen:

1 This document is the property of Rystad Energy. The document must not be reproduced or distributed in any forms, in parts or full without permission from Rystad Energy. The information contained in this document is based on Rystad Energy’s global oil & gas database UCUBE, public information from company presentations, industry reports, and other, general research by Rystad Energy. The document is not intended to be used on a stand-alone basis but in combination with other material or in discussions. The document is subject to revisions. Rystad Energy is not responsible for actions taken based on information in this document. Norwegian technology development – publicly financed R&D’s development and role OG21 Forum 4. desember

2 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Seismikk Subsea Flerfasetransport Nå- og fremtidige utfordringer Anbefalte tiltak 2

3 Seismikk teknologiutvikling i Norge Første kommersielle tolkningsverktøy, Charisma(Geco -1983) 60-tallet: Dynamitt og trålere 3D seismikk Statfjord D Seismikk Gullfaks 1996 Verdens første installasjon av «Life of field» 4D Seismikk, Valhall 2007 Permanent reservoar overvåkning Snorrre/Grane (2015/16)

4 Dagens kommersielle seismikk aktører har norske, franske og nordamerikanske røtter Selskapshistorikk (forenklet) Norge Nord-Amerika Frankrike CGG 1931 Geoteam 1951 Geco 1972 NOPEC 1981 Jordskjelvstasjonen UiB, 1962 PGS 1991 Fugro Geoteam (1994) PGS 1994 NOPEC Int. (1994) Geco 1977 Statex Geco 1986 Western Geophysical (1933) CGG Veritas (2007) Digital Consultants (Houston 1965) Veritas (Calgary 1974) Rafael Cruz Ass. Veritas DCG (1996) TGS (1981) TGS-NOPEC (1998) TGS Fugro Geophysical CGG (2013) PGS 4

5 Selskaper med norske røtter utgjør mer en halvparten av det globale offshore 3D- seismikkmarkedet Kilde: Rystad Energy studier og analyse 5 Diagrammet viser de største selskapenes andel av det totale markedet for marin 3D seismikk i Selskaper som helt eller delvis har sitt utspring fra Norge er markert med rødt. Disse selskapene hadde tilsammen rundt 57% av de totale inntektene i 2012, noe som gir grunnlag for å hevde at selskaper med røtter i norsk teknologiutvikling står bak opptil halvparten av verdiskapningen globalt knyttet til marin 3D seismikk. ~6 CGG Veritas COSL Dolphin Spectrum Polarcus Fugro Western Geco Andre Total marked Globale inntekter i 2012 fra marin 3D seismikk, per selskap Milliarder USD Helt eller delvis røtter i Norge Røtter fra andre land TGS PGS

6 Tidsperiode Iterativ utvikling fra 70-tallet Beskrivelse Geco startes basert på behov om forbedret teknologi Skrittvis utvikling i konkurranse med amerikanske og franske aktører. «Nordsjølaboratoriet» var en suksessfull klynge for utvikling og kommerisalisering av inkrementelle forbedringer. Aktørbildet O Statoil, Hydro, Saga L Geco Geoteam Geco, Geoteam, NOPEC F Jordskjelvstasjonen IKU/NTNU Eksterne faktorer Kompetanse og utstyr i norsk maritim industri IKT utvikling muligjorde lagring, prosessering og tolkning av innsamlede data. Seismikk hadde siden 1920-tallet blitt brukt i oljeleting, men i starten av den norske oljealderen ga teknologien begrenset informasjon om undergrunnen. Leteaktiviteten på norsk sokkel motiverte derfor utvikling av bedre løsninger. Det norske maritime miljøet med store trålere hadde lang erfaring fra harde værforhold og bidro med kunnskap og båter som ga bedre kontroll i sjøen og dermed bedre data. Risikovillighet hos operatørene Statoil, Hydro og Saga var den primære drivkraften bak det initielt lille, norske miljøet. En annen viktig drivkraft var flate organisasjoner med god samarbeidskultur i teknologibedriftene. Offentlig støtte var ikke sentral i den tidlige fasen, men var viktig i enkelte prosjekter etterhvert, som f.eks. utvikling av det første kommersielle tolkningsverktøyet Charisma. Seismikk – den historiske innovasjonsprosessen Kilde: Norge - en seismikkjempe, forskning.no, Innovasjonsprosessen og aktørbildet 6 Ide / initiering Forskning og utvikling Pilotering Kommersial- isering «Vi kan ikke si vi var først, men det var vi som fikk kommersialisert teknologien» Helge Brandsæter, tidligere sjef for seismisk prosessering i Geco.

7 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Seismikk Subsea Flerfasetransport Nå- og fremtidige utfordringer Anbefalte tiltak 7

8 Subseateknologi - tidsserie *Sitert direkte fra Underwater Technology Foundation: Kilder: UTC, NPD Faktaheftet 2012, Ryggvik H., Building a skilled national offshore industry: The Norwegian experience, 2012, Rystad Energy analyse Verdens første subsea kompletterte brønn med Shell i California Norges første subseaprosjekt med fjernkontrollerte brønner var med Elf (nå Total) på Frigg Nordøst Tommeliten første felt i Norge med havbunnsramme Første subsealøsning i Nordsjøen på Ekofisk med stive stigerør, ingen ventiler på brønnhode 1971 Verdens første dykkerfrie satellittfelt Frigg Øst, resultat av SKULD- prosjektet 1988 Subseagasskompresjon på Åsgard 2015 Verdens første avanserte prosessanlegg (vannseperasjon) på Troll Lang tilkoblingsavstand og flerfasetransport på Ormen Lange og Snøhvit 2007 Bruk av havbunnsinstallasjon på Kristin. Første gang med HPHT Slutten av 80-talletBegynnelsen av 90-talletSlutten av 90-tallet SUBSEAHISTORIEN* Første fullskala subseafabrikk? Teknologiløp som vil bli beskrevet i detalj Siden verdens første subseabrønn ble satt i produksjon i 1961, har utviklingen gått i kvantesprang, og Norge har vært i førersetet side 90- tallet. Norges første subseaprosjekt ble realisert av Elf på Frigg-feltet allerede i 1982, og Statoil bestemte seg ved utbyggingen av Gullfaks å satse på undervannsproduksjon. På dette tidspunktet handlet det først og fremst om hvordan det var mulig å flytte produksjonen ned på havbunnen. Tommeliten ble det første feltet hvor man tok i bruk en såkalt subseatemplate-, en ramme med plass til flere brønner. På begynnelsen av 90-tallet hadde man funnet ut av det faktisk var mulig å produsere på havbunnen. Ingeniørene begynte da å lete etter enklere og mer kostnadseffektive løsninger. Målet var at undervanns- systemene skulle integreres helt med de samme systemene som allerede var på eksisterende infrastruktur. Rundt Statfjord-feltet fant man mindre oljereservoarer som ikke hver for seg kunne forsvare en fullstendig utbygging, men som var økonomisk forsvarlige med undervanns- produksjon. Undervannsløsningene ble dermed knyttet opp mot plattformen. På slutten av 90-tallet ble norsk sokkel et foregangsområde for undervannsteknologi, og Statoil begynte å se på mulighetene for å ta med seg norsk teknologi ut i verden. Dette resulterte i at undervanns- teknologi ble prøvd ut utenfor kysten av Vest-Afrika. Flere av de store internasjonale selskapene fattet nå interesse for undervannsteknologi og teknologien ble etter hvert mer og mer vanlig. Dermed gikk også kostnadene ned, samtidig som man fikk systemer med høyere funk- sjonalitet og utbytte fra brønnene. Yme, Lufeng (Kina), Åsgard, Sygna og Sigyn er eksempel på felt som ble satt i produksjon i denne perioden. I denne perioden ble ting man lenge trodde var umulig gjennomført. De enkle oljefatenes tid var imidlertid over, og de nye feltene bød på store utfordringer. På Kristin-feltet ble det funnet gass, men trykket og temperaturen i reservoaret var høyere enn i noe annet utbygd felt på norsk sokkel. Likevel valgte man å utvikle teknologi som var robust nok til å ta ut gassen. På Ormen Lange og Snøhvit var avstanden den store utfordringen. Man valgte å gå for undervannsteknologi og la dermed lange rørledninger for å bringe gassen til land fremfor å ta den opp på plattformen. Helt frem til i dag har det største ankepunktet mot subseaproduksjon vært at man ikke kan få ut like mye fra subseabrønner som tradisjonelle brønner opp til et produksjonsanlegg på plattform. Nye smart-brønner gjør det mulig å hente ut mer informasjon fra reservoarene, og gapet mellom tradisjonell og subseaproduksjon er derfor i ferd med å tettes. Tyrihans- feltet som ble satt i produksjon i 2009, er et eksempel på et slikt felt ? 2001 Tyrihans verdens andre sjøvannsinjeksjon 2010

9 Fremstillingen til høyre viser at både målt i antall felt og i ressurser, har Statoil vært den dominerende aktøren på havbunnsanlegg på norsk sokkel. Friggfeltene var de første med undervannsløsninger i Nordsjøen. Frigg Nordøst ble utviklet med juletrær koblet til en ubemannet kontrollstasjon, og juletrærne ble installert med dykkere. Frigg Øst var den første dykkerfrie satellitten og var et resultat av «SKULD- prosjektet», et myndighetsstøttet program initiert av Elf (neste side). Statoil har vært den dominerende operatøren for undervannsutbygginger, Elf og Phillips var pionérne Kilder: Frigg Kulturminne, Rystad Energy undersøkelser og analyse Felt med undervannsløsning som primærløsning splittet på felt og nåværende operatør Ressurser allokert til oppstartsår, mmboe 9 Frigg Nordøst Total Frigg Øst Total Tommeliten Gamma ConocoPhillips Snorre Statoil Tordis Statoil Stafjord Øst Statoil Heidrun Statoil Troll olje Statoil Norne Statoil Åsgard Statoil Jotun & Balder/Ringhorne ExxonMobil Visund Statoil Ormen Lange Shell Snøhvit Statoil Kristin Statoil Gullfaks Sør Statoil Skarv BP Alvheim Marathon Gjøa GDF Suez

10 Tidsperiode Forutsetninger Elf hadde erfaringer undervannsløsninger i Vest- Afrika og Gabon Lærdom høstet om undervannsteknologi gjennom KVs samarbeid med Cooper Cameron og senere FMC. Støttet av den norske stat gjennom Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Forskningsråd (NTNF) Aktørbildet Oljeselskap Leverandør Forskning NUTEC Beskrivelse SKULDprosjektet ble satt igang av Elf i 1980 med det formål å utvikle et dykkerløst modulbasert fullskala undervannsløsning. Elf hadde funnet en rekke satelittfunn rundt Frigg feltet som ble ansett som marginale. OD ba om at ukonvensjonelle utbyggingsmuligheter skulle vurderes. SKULD var et forskningsprogram som besto av oljeselskapene Elf, Hydro, Statoil, Total Norsk Marine og forskningsinstutisjonene SINTEF og NUTEC/NIU. Kongsberg Våpen sto for engineering under programmet og senere fabrikasjon av utstyret. Prosjektet var delfinansiert av Norges Natur- Tekniskvitenskapelige Forskningsråd. Det ble bygget en simuleringsstasjon for å teste fjernstyringssystemet og teste dykkerløse installasjonsprosedyrer. Da disse testene var velykket ble hele systemet plassert på 20 meters dyp ved NUTEC-kaien i Bergen. Velykkede tester visste at systemet var driftsikkert og et nytt prosjekt kalt superSKULD vise at installasjonen ville tåle dyp ned mot 300 meter (tidl 90m) Verdens første modulbaserte subseasystem som kunne installeres og opereres dykkerløst ble montert på Frigg Øst i 1988 og muliggjorde et marginalt satelittfelt. Tilkoblingsavstanden til Frigg TCP2 var på 18km. SKULD-prosjektet var viktig for å bygge opp Kongsberg Våpenfabrikks (KV) undervannskompetanse på 1980-tallet. Tidligere hadde KV inngått en avtale Cooper Cameron om lisensiering av brønnhodeproduksjon og senere med FMC (grunnet lisensdisputter med Cooper Cameron). De utviklet etterhvert egen teknologi, og mye av denne utviklingen kan skrives tilbake til SKULD- prosjektet. Den modulbaserte tilnærmingen med utbyttbare deler, som senere skulle bli industristandard, ble utviklet i SKULD- prosjektet. SKULD-prosjektet ble etterfulgt av SuperSKULD som hadde som mål å bruke det samme utstyret ned til 300 meter (tidl. 90m) og OljeSKULD som skulle modifsere løsningen for oljeproduksjon. Det var også referanser fra SKULD- prosjektet som bidro til at Kongsberg fikk tilslag på forsknings og utviklingsprogrammet til det som senere er kjent som Troll olje. I dag er Kongsberg Våpenfabrikks oljedivisjon kjent som FMC Kongsberg Subsea etter å først å ha blitt omdøpt til Kongsberg Offshore og deretter kjøpt opp av Siemens under trange tider i 1987, før de ble solgt til FMC i SKULD-prosjektet – forskning og utvikling av fjernstyrte undervannsinstallasjoner Kilder: Kulturminne Frigg; Bjørnstad, S. Shipshaped: Kongsberg industry and innovations in deepwater technology (Ph.D. dissertation), 2009; Ryggvik H., Building a skilled national offshore industry: The Norwegian experience, 2012; Bråten M. & Falkum E., Omstillingshistorier i norsk arbeidsliv (FAFO-rapport), 2008 Innovasjonsprosessen og aktørbildet 10 Ide / initiering Forskning og utvikling Pilotering Kommersial- isering

11 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Seismikk Subsea Flerfasetransport Nå- og fremtidige utfordringer Anbefalte tiltak 11

12 Flerfase strømning innebærer at brønnstrøm med blanding av olje, vann og gass strømmer gjennom en og samme rørledning. Tradisjonelt har denne brønnstrømmen blitt prosessert på offshore platformer, før transport av stabile produkter. Ved å forutsi hvordan en flerfasestrøm vil oppføre seg i rør, kan man transporterer mer eller mindre ubehandlede brønnstrømmer over lengre avstander, dette er flerfase transport. Flerfaseteknologi anvendes på to måter: -Tilknytning av satelittfelt til nærliggende produksjonsplatformer -Ilandføring av våtgass og kondensat fra større felt til havs Flerfasetransport av ustabiliserte brønnstrømmer – hva og hvorfor? Kilde: Flerfaseteknologi i Statoil (2000), Norsk Oljemuseum 12 Troll gass ble funnet i 1979 med oppstart i 1996, 17 år etter funn En stor utfordring i forbindelse med utbyggingen av Troll Gass var å utvikle ny flerfaseteknologi som gjorde det mulig å transportere våtgass gjennom rørledninger over lange avstander. Under transporten fra plattformen til prosesseringsanlegget på Kollsnes (63 kilometer) kjøles gassen ned av sjøtemperaturen, noe som fører til at vanndamp og kondensat går over i væskefase. Ved stans i produksjonen det dannes væskeplugger som må fanges opp i en spesiell tank på land. Dagens løsning muliggjør at brønnstrømmen, minus vannet som tas ut på plattformen, går useparert til Kollsnes. useum.no/stream_file.a sp?iEntityId=720 /nb/bb b169eb a35acb0256ede129?in dex=9#5 Snøhvitfeltet ble funnet i 1984, med oppstart i 2007, 23 år etter funn Ved funntidspunkt ble Snøhvit ansett som ulønnsom, ettersom en større offshore platform utbygging ikke ville være økonomisk lønnsomt og flerfase transport til land ikke var ansett mulig. Beslutning om å bygge ut Snøhvitfelt ble ikke tatt før flerfase langdistansetransport gjorde det mulig med 143 km lang ilandføring. Arve Johnsen (tidligere konsernsjef i Statoil) Det ville verken være teknisk eller økonomisk mulig å foreta separasjonen ute til havs. Installasjonene ville bli for store og tunge, og kostnadene for høye

13 Tidsperiode Forutsetninger IFEs omfattende erfaring med modellering av tofasestrømning av vann og damp i atomreaktorer siden 1960-tallet. Esso bygde flerfaselaboratorium i Trondheim i , for å finne ut om det var mulig å transportere olje og gass i samme rør, helt fra havbunnen og opp til en plattform eller inn til en installasjon på land. Aktørbildet Oljeselskap Ni oljeselskap finansierer et felles prosjekt til 40 millioner kroner for perioden 1984–86 Leverandør Forskning Beskrivelse Konseptet OLGA ble unnfanget og utviklet av Dag Malnes og Kjell Bendiksen ved Institutt for Energiteknikk I 1979/1980. Bendiksen skrev første versjon av koden som fikk navnet OLGA i OLGA ble på et tidlig stadium bruk for analysere praktiske problemer for Statoil, som finansierte utviklingen av OLGA til 1983 Medregnet byggekostnadene brukte oljeindustrien 140 millioner kroner på Tiller og Kjeller innen utgangen av Ansvarsområder ble delt slik at SINTEF gjennomførte eksperimenter i stor skala flerfaselaboratorium på Tiller i Trondheim, mens IFE utviklet OLGA koden. Det store gjennombruddet for flerfaseteknologien var anvendelse av OLGA ved Troll-Oseberg Gassinjeksjon (TOGI), hvor gass og kondensat ble transportert 48 kilometer med oppstart i I 1993 fikk Scandpower AS (senere SPT Group AS) gitt rettighetene til å kommersialisere OLGA Samtidig inngikk Statoil en avtale med IFE og SINTEF om å fortsette en stor satsing på utvikling av flerfaseteknologi. Dette arbeidet pågikk i 5 år; de tre siste årene av perioden også i samarbeid med Norsk Hydro og Saga Petroleum. Konseptet OLGA, beregningsprogram for flerfasetransport, ble initiert av Dag Malnes og Kjell Bendiksen ved Institutt for Energiteknikk I 1979/1980. På samme tid, i 1979, kom Esso med et tilbud til norske myndigheter; «Vi vil gjerne finansiere verdens største flerfase laboratorium i sitt slag, drive det for egen regning i ett år – og så gi det bort til den vertsinstitusjonen dere peker ut» Tilbudet var en direkte konsekvens av teknologiavtalene (skal et selskap få lisens på norsk sokkel, må minst halvparten av forskningen i forbindelse med feltutvikling utføres i Norge) Flerfase laboratoriet var ferdig bygget i 1983 og kostet 80 millioner kroner. Anlegget ble overtatt av SINTEF 1. februar Også etter kommersialisering i 1993 har SINTEF og IFE fortsatt med forskning og utvikling innen flerfase transport. Flerfase software innovasjonsprosess – fra ide i 1979 til kommersialisering i 1993 Kilde: IFE, SINTEF Innovasjonsprosessen og aktørbildet 13 Ide / initiering Forskning og utvikling Pilotering Kommersial- isering w.sintef.i nfo/uploa d/Konser n/Media/fl erfase bros jyre_lo.pd f

14 Flerfaseteknologien har redusert utbyggings- driftskostnader, som i enkelttilfeller har gjort det mulig å bygge ut olje- og gassfelt som ellers ikke ville vært lønnsomme. Troll er et eksempel på tidlig bruk av flerfasetransport. På en pressekonferanse i 1989 opplyste utbyggeren, Norske Shell, at splittingen av Troll prosjektet mellom hav og land ved hjelp av flerfaseteknologi ville redusere utbyggingskostnadene med 4,5 milliarder kroner, samt redusere årlige driftsutgiftene med 330 millioner kroner. Med en levetid på 75 år, utgjør dette 46 milliarder (2009-kroner) Tilsvarende er nåverdien av flerfase for Ormen Lange og Snøhvit beregnet til 140 milliarder kroner (2011 kroner) 200 milliarder kroner er et grovt anslag på verdien av flerfase teknologi for disse tre feltene alene. Flerfaseteknologien med en anslått verdi på ~ 200 milliarder kroner for Troll, Ormen Lange og Snøhvit *Inkluderer ikke gassproduksjon fra oljefelt **Basert på at flerfase var utløsende for Snøhvit og bidro til å redusere kostnader på Ormen Lange ift. løsning med flytende plattform, Menon(2011) Kilde: Rystad Energy UCube Gass produksjon fra gassfelt på norsk sokkel* Tusen boe/d 14 God brosjyre info/upload/Kons ern/Media/flerfas e brosjyre_lo. pdf pload/2011/10/04 /revre_oed_ende ligrapportjanuar2 011.pdf. Nåverdien av flerfase innovasjon knyttet til Ormen Lange og Snøhvit ble i 2011 beregnet til 140 milliarder kroner** Flerfaseteknologien er estimert til å ha gitt total besparelse for Troll på 46 milliarder 2009-kroner, i form av reduserte utbygging og driftskostnader

15 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Nå- og fremtidige utfordringer NCS som kommersielt applikasjonsområde for ny teknologi Offentlig FoU-innsats’ rolle og utvikling Anbefalte tiltak 15

16 Nærhet til brukere er et opplagt fortrinn for teknologiutviklingsmiljøer. Norge og Storbritannia har sammen med USA og Saudi Arabia vært verdens største offshore produsenter av olje og gass siden 1970-tallet. I perioden fra var Norge klart største produsent av olje og gass offshore. I årene fremover vil Saudi Arabia, Qatar og potensielt Iran ha en offshore oljeproduksjon på nivå med Norge, og Brasil vil rundt 2020 overta som verdens største offshore produsent. Storbritannia har i dag 1/3 av produksjonen landet hadde i år 2000 og er ikke ventet å øke produksjonen vesentlig. Mot dette bakteppet er det naturlig å forvente at det etableres og videreutvikles teknologiutviklingsmiljøer i andre land som komplementerer norsk petroleumsrettet teknologiutvikling. «Nordsjølaboratoriet» utfordres som utviklingsarena for offshoreteknologi Kilde: Rystad Energy UCube Offshore olje og gass produksjon Tusen fat oljeekvivalenter per dag Resten av verden Norge og Storbritannia Norge verdens største offshore produsent -Storbritannia stor aktør Brasil og land i Midtøsten på nivå med Norge -Storbritannia med redusert produksjon 16

17 All offshore produksjon, med unntak av arktis og ultra dypt vann, kan regnes som svært relevant for teknologi som kan utvikles for og testes ut på Norsk sokkel. Figuren viser andel av global produksjon fra fremtidige utbygginger. Felt med teknologiutfordringer som er relevant for norsk sokkel, ventes å falle fra 55% i 2015 til rundt 39% i 2030, mens norsk sokkel i seg selv faller fra 7 til 3% i samme periode. Produksjon fra ennå ikke utbygde ukonvensjonelle ressurser er ventet å øke fra 8% til 20% av ikke utbygde ressurser i tiden fram mot Konvensjonelle felt på land samt felt på ultra dyptvann ligger på konstante nivåer på h.h.v. 22 og 12%, mens felt i Arktiske strøk øker sin andel fra 3% til 5%. Økende andel av framtidens teknologiutfordringer er mindre relevant for Norge *Dypere enn 1500 meter Kilde: Rystad Energy UCube Andel av global produksjon fra enda ikke utbygde ressurser Prosent Ukonvensjonelle ressurser Arktis Ultra dypt vann* Norsk sokkel Annet, onshore Annet, offshore 17

18 Source: UN, World Bank, Rystad Energy UCube En viktig faktor for fremvekst av globale kunnskapsnav er klyngedynamikk, bl.a. i form av informasjons- og personell utveksling med teknogibrukerne. Innen petroleumsindustrien er således nærhet til relevante utviklingsprosjekter en viktig faktor. Globalt sett mangler imidlertid mange områder nær petroleumsforekomster endel andre grunnleggende forutsetninger for å utvikle seg til globale kunnskapsnav. Kartet viser lokasjonen av samtlige undervannsprosjekter sammen med de nærliggende landområders forutsetninger til å utvikle seg til et kunnskapsnav innen undervannsteknologi. Økende grad av globalisering, kombinert med at mange petroleumsområder mangler grunnleggende forutsetninger for å utvikle kunnskapsnav som evner å ta igjen forspranget til det norske miljøet, skaper muligheter for norsk petroleumsteknologi både med og uten anvendelsesområde på norsk sokkel. Selv om norsk sokkel taper global produksjonsandel er nærhet til bruker er ikke eneste forutsetning for utvikling av globale kunnskapsnav Kombinert score for utvikling av globale kunnskapsnav for undervannsteknologi 18 Score basert på: Nærhet til subsea prosjekter Befolkningstetthet Menneskelig utvikling Nasjonalt inntektsnivå

19 Hvis vi sammenlikner etterspørselen og tilbud etter subseautstyr og SURF, står norsk sokkel for 14% av den totale globale etterspørsel på 192 milliarder kroner(venstre figur). Norske leverandører står for 28% av tilbudet (høyre figur). Subseateknologi utviklet på norsk sokkel har fått et stort og økende internasjonalt marked, her illustrert ved at norsk leverandørindustri leverer dobbelt så mye utstyr enn det som blir etterspurt i Norge. Oljeserviceindustrien kan leve lenger enn norsk sokkel og er dermed viktig å satse på – eksempel fra subsea-området Kilder: Rystad Energy RigCube, SCube, DCube, Offshore Market Report Norway 19 Etterspørsel og tilbud etter subseautstyr og SURF globalt i 2012 Milliarder NOK og prosent Norge 192 mrd. NOK Verden EtterspørselTilbud Norge Verden Selskaper med norsk morselskap og datterselskaper med virksomhet i Norge (utenlandske morselskap) 192 mrd. NOK Oljeselskaper på norsk sokkel etterspør 14% av subseautstyr og SURF globalt. Norske og norskbaserte leverandører står 28% av leveransene innenfor samme segment.

20 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Nå- og fremtidige utfordringer NCS som kommersielt applikasjonsområde for ny teknologi Offentlig FoU-innsats’ rolle og utvikling Anbefalte tiltak 20

21 Question of the day With the increasing influx of private equity money into the Norwegian oil service industry, how important has the private equity sector become as a contributor to oil and gas related R&D? It constitutes a share of around… A: 5% B: 10% C: 20% 21

22 FoU investeringene fra operatørene og leverandørene utgjør hoveddelen av den petroleumsrettede teknologiutviklingen på norsk sokkel. Begge gruppene rapporterte en innenlands FoU innsats på over av 3 mrd kroner i Offentlig FoU støtte utgjorde omlag 10% av summen, mens private investeringer i tidlig fase utgjør en svært liten andel (2%). Opp mot 7 milliarder kroner årlig i petroleumsrettet FoU, private equity fremdeles med begrenset rolle *Såkorn og vekst(venture) investeringer **Total FoU støtte pluss budsjettert skattefradrag gjennom SkatteFUNN Kilder EIA, Norsk Venture Capital Forenings aktivitetsrapporter, Forskningsrådets årsrapport SkatteFUNN årsrapport, Innovasjon Norge årsrapport ***SSB FoU spørreundersøkelse dekker alle selskaper med over 50 ansatte, samt utvalg av selskaper med mindre enn 50 ansatte. Halvparten av FoU innsatsen kommer fra leverandører med olje og gass som primær sektor, resten fra selskaper med mindre leveranser til olje og gass. ****Kilde:Norges Forskingsråd/ OED (2013), Estimert 87,5% innenlands innsats av total innsats utfra innrapporterte tall siste år. 22 Investeringer i teknologiutvikling innen petroleumsindustrien i Norge 2012 Milliarder kroner

23 PE investeringer i petroleumsnæringen har vokst kraftig siste 10 år, men fra en liten base på omlag 150 millioner kroner. PE investeringer første halvår 2013 var på 713 millioner kroner, tilsvarende årlige investeringer på 1,4 mrd. Svært få PE investeringer gjøres i såkornfasen innen petroleumsnæringen. Såkornfondene i Norge har vært fullinvestert siste fem år, og det har ikke blitt tilført ny såkornkapital, med det resultat at kapitaltilgang er en stor utfordring for norske bedrifter i tidligfase. Norsk Venture Capital forening foreslår i sin tidligfaserapport* å opprette offentlige pre-såkorn fond og utvide statlig risikoavlastning ved opprettelse av de seks nye såkorn fond. Kun en beskjeden(5-25%) andel av PE investeringene gjøres i vekstfasen og kan dermed regnes som kapital til teknologiutvikling. Sterk vekst i PE investeringer i petroleum siste 10 år, men lite rettet mot såkorn- og vekstfase Kilde: NVCA årsrapporter. Data mangler for 2003 og perioden *Tidligfaseutvalget, Forslag til nye løsninger for tidligfasesegmentet, Norsk Venture Captital Forening (NVCA) 2013 Private Equity investeringer i norske petroleums bedrifter av norske PE selskaper per år Millioner kroner 23 23% årlig vekst Data mangler

24 Figuren viser et klart misforhold mellom utviklingen i operatørenes FoU aktivitet og den offentlig støttede FoU aktiviteten i Norge siden Operatørenes forskningsinnsats har økt raskere enn aktiviteten på norsk sokkel. Offentlig støttet FoU har hatt en negativ utvikling siste 5 år, med et høyere aktivitetsnivå i 2007 enn i Denne utvikling skaper et økende misforhold mellom industriens behov for forskningskompetanse og resultater fra langsiktig, petroleumsrelatert forskning, og hva som blir genert med basis i offentlig innsats. Aktivitetsnedgang siste fem år i offentlig støttet FoU innen petroleumsteknologi, mens operatørenes FoU-innsats følger veksten i investeringene på norsk sokkel Kilder: Markedet: Rystad Energy Offshore Market Report, Rystad Energy Analyse. Antatt 5% årlig prisvekst. Offentlig støttet FoU: IEA. Antatt årlig prisvekst på 4%, Operatørenes FoU: Norges Forskingsråd/ OED (2013). Antatt årlig prisvekst på 4%. 24 Sammenligning mellom aktiviteten i markedet på norsk sokkel og petroluemsrelatert FoU aktivitet Indeks (2005=1), reelle termer Norsk offshoremarked Operatørenes FoU Offentlig støttet FoU 10 % 6 % -2 % Årlig vekst (Siden 2007)

25 Nok mennesker med doktorgradsutdannelse er en forutsetning for all forskningsaktivitet. Antall avlagte doktorgrader innenfor naturvitenskap og teknologi vokste gjennomsnittlig med 4% i perioden , mens det totale antallet doktorgrader vokste med 7% årlig. Mangelen på nyutdannede med mastergrad innen petroleums relaterte fag de siste årene har etter alt å dømme ført til at mange nyutdannede doktorander har tatt en jobb som egentlig ikke krever forskerutdanning. Dette har sannsynligvis ytterligere svekket veksten i forskerkompetanse som blir tilført teknologiforskningen i Norge. Antall doktorgrader relevante for teknologiutvikling har hatt svak vekst Kilder: NIFU, FoU statistikkbanken Avlagte doktorgrader i Norge per fagområde Antall Naturvitenskap og teknologi 4% Medisin og helsefag 11% Samfunnsvitenskap 8% Humaniora 6% Landbruksvitenskap/ veterinærmedisin 8% Fagområde Årlig vekst 25

26 Mens operatørenes samlede FoU innsats har hatt en sterk vekst siden 2005, har offentlig naturvitenskapelig forskningsinnsats hatt en vesentlig svakere vekst. I et 20-års tidsperspektiv, har instituttsektoren hatt en aktivitetsnedgang fra 5000 til 4500 årsverk, mens universitets og høgskoler har hatt en økning fra 2350 til 3600 årsverk. Hvis man antar at en stor del av operatørenes FoU innsats er rettet mot relativt kortsiktige problemstillinger, etterlater den svake utviklingen i universitets- og instituttsektoren et potensielt udekket behov for langsiktig petroleumsrettet forskning. Svak vekst i norsk naturvitenskapelig forskningsinnsats utenfor industrien siste 20 år Kilder Institutter og universiteter: NIFU, FoU statistikkbanken Operatører: Norges Forskingsråd/OED (2013) Årlig naturvitenskapelig forskningsinnsats i Norge Årsverk Institutter Universiteter- og høgskoler -3% 3% Sektor Årlig vekst ‘’ kjonn_C1&mode=cube&v=2&top=yes&language=no

27 En evaluering av grunnleggende forskning i geofag ble gjennomført i Komiteen konkluderer med at Norge innehar internasjonalt ledende kompetanse innen geologi og peker på at det er av stor nasjonal betydning for Norge å opprettholde disse kvalitetene i fremtiden. Dette er helt sentrale fagområder for å videreutvikle oljeindustrien og møte utfordringene innenfor klima og fornybar energi. Komiteen peker i tillegg på et presserende behov for å fornye forskningsinfrastrukturen ved de fleste institusjonene. Den anbefaler at det lages en nasjonal plan for oppgradering og etablering av ny infrastruktur Det påpekes også at det ikke er tilstrekkelig offentlig finansiering av grunnforskning i Norge, men at dette delvis kompensere ved finansiering fra oljebransjen Offentlig innsats nødvendig for å beholde dagens kompetansenivå Kilde: Rystad Energy analyse, Forskningsrådet Utvalgte avsnitt for sammendrag av evalueringsrapport fra Norge er internasjonalt ledende innen flere felt, blant annet petroleumsrelatert geologi Det er behov for betydelig oppgradering av forskning infrastruktur for å beholde posisjonen Ikke tilstrekke offentlig finansiering av grunnforskning, kompenseres delvis ved finansiering fra oljebransjen no/no/Artikkel/Evaluering_a v_grunnleggende_forskning _i_geofag/

28 FoU innsatsen fra norske myndigheter innen petroleumsindustrien vokste kraftig i perioden fram til 2007, mens man siste fire år har sett en utflating til en årlig vekst på omlag 2% målt i kroner. Mot et bakteppe av en kostnadsvekst på omlag 5%, har det aktivitetsmessig vært en reell nedgang i den norske offentlige FoU innsatsen innen fossil energi. Utenfor Europa har utviklingen vært motsatt. Mens man i perioden fram til 2007 så en nærmest konstant årlig FoU innsats, har det vært en signifikant vekst på 7% per år etter Offentlig støttet FoU innen petroleumsteknologi har hatt negativ aktivitetsvekst i en periode hvor internasjonale forskningsmidler øker Kilde: IEA 28 Offentlig FoU innsats innen fossil energi Norge i perioden Millioner kroner nominelt Offentlig FoU innsats innen fossil energi i perioden Millioner kroner nominelt Kostnadsvekst ~5% Årlig vekst 2%

29 Første bølge av såkornfond kom i perioden , og andre bølge i Samtlige av disse såkornfondene er nå fullinvestert. De har en samlet forvaltningskapital på ca. 3 milliarder kroner, hvorav staten har bidratt med ca 50% av kapitalen i form av lånekapital. Ordningen skal korrigere for markedssvikt i forbindelse med at små innovative vekstforetak har betydelige finansieringsproblemer som det private kapitalmarkedet på egenhånd ikke er i stand til å løse. Antall nyinvesteringer i norsk såkorn falt fra 45 i 2008 til null i Innovasjon Norge utlyste i juni 2013 de to første såkornfondene i tredje bølge av såkornfond. Tredje bølge med opptil 6 fond vil kunne bidra med en totalkapital på 3 milliarder. Dagens etablerte såkornfond er fullinvestert – to nye såkornfond under etablering i 2013 Source: Veksthus eller såkorn til spille, Menon (2009), Vekst2020.no, Innovasjon Norge /Digital_innovasjonspo litikk_for_Digitutvalget.pdf kumenter/s%C3%A5kornevaluer ing_MENON_NF.pdf 01/evaluering-av-menon- business-economics-endelig.pdf - NVCA 2012 Innovasjon Norge har allerede søkt forvaltere til to nye landsdekkende såkornfond Staten vil delta med inntil 250 millioner kroner i egenkapital og private investorer med tilsvarende i hvert av de to fondene. Målsetningen er samlet kapitaltilførsel på om lag 1 milliard kroner til forvaltning av de nye såkornfondene.

30 Olje og Energi har vært blant de største bransjene for såkornmidler i de to tidligere tildelingsbølgene. I en evaluering av de tidligere såkornfondene er det påpekt at «en stor andel av porteføljeselskapene ikke evner å utvikle seg til innovative vekstbedrifter». Styrking av forvalteres kompetanse innen petroleumsforskning vil både kunne styrke sjansen for at teknologiløp innen petroleum blir inkludert i nye såkornfond, samt styrke beslutningsgrunnlag for valg av såkorn. Nye såkorn innen petroleum forutsetter at forvaltere har tilstrekkelig bransjekompetanse *Norsk innovasjonspolitikk for digital tjenesteutvikling, Menon (2012) Source: Innovasjon Norge, Menon &catID=217 Innovasjons Norge utlysning til såkornforvaltere, 2013 Såkornfondenes investeringer i første bølge , topp fem segmenter* Såkornfondenes investeringer i andre bølge , topp fem segmenter* cInnovation/innovationsrisikoka ptial

31 Utvalgte historiske nøkkelteknologier Nå- og fremtidige utfordringer Anbefalte tiltak 31

32 Oppsummering: Kompetanse 32 Økende internasjonalt fokus på offshore teknologi: «Nordsjølaboratoriet» utfordres som utviklingsarena for offshoreteknologi Fra særegne behov i Norge og UK til internasjonale behov for dypvannsteknologi Økende andel av framtidens teknologiutfordringer er mindre relevant for Norge Antall doktorgrader relevante for teknologiutvikling har hatt svak vekst, delvis grunnet svært godt arbeidsmarked for teknologer med mastegrad. Svak vekst i norsk petroleumsrettet forskningsinnsats utenfor industrien siste 20 år, mens operatørenes FoU innsats følger investeringsnivået på norsk sokkel: FoU innsats fra operatører er i dag fem ganger større en offentlige midler Negativ aktivitetsvekst for offentlig FoU Internasjonal offentlig FoU har hatt betydelig sterkere vekst i perioden Snu utviklingen innen offentlig støttet FoU ved økte bevilgninger til petroleumsforskning Posisjonere Norge i det internasjonale FoU landskapet Hva er andre lands strategier, kapabiliteter og konkurransefortrinn? Hva er Norges kompetansemessige konkurransefortrinn? Hvilke fortrinn har Norge som evt. oppveier fordelen av nærhet til en krevende bruker? Klassifisere teknologiutfordringer i henhold til internasjonal posisjonering: 1. Løses av markedet i Norge (kort sikt/lav risiko) 2. Løses med offentlige midler i Norge, implisitt vurdert som kjernekompetanse idag eller i fremtiden (lang sikt/høy risiko) 3.Kan løses med norsk kjernekompetanse, men lite relevant for norsk sokkel, implisitt vurdert som potensielle eksport markeder for norsk teknologi. 4.Løses internasjonalt, implisitt vurdert som kjernekompetanse til miljøer utenfor Norge. Prioritere FoU midler til teknologiutfordringer som er en del av fremtidig norsk kjernekompetanse Langsiktige FoU aktiviteter som bygger og utvikler fremtidig norsk kjernekompetanse bør prioriteres. NøkkelutfordringerAnbefalte tiltak Kompetanse Tilgang på tilstrekkelig og relevant intellektuell kapasitet

33 Oppsummering: Oppstart- og vekstfinansering 33 Lite offentlige såkornmidler Dagens etablerte såkornfond er fullinvestert – to nye såkornfond under etablering i 2013 Nye såkorn innen petroleum forutsetter at forvaltere har tilstrekkelig bransjekompetanse Kapitalkrevende pilotering Kapital til pilotering dominert av investering over lisenser, som Ormen Lange undervannskompresjon til NOK 3 milliarder. DEMO2000 bidro samlet med NOK 47 millioner til demonstrasjon og pilotering i 2012 Fallende investeringer fra venture fond Investinor med styrket markedsandel i et sterkt fallende venture market Dagens kapitalmarked medfører at investorer søker lavere risiko på investert kapital OG21 sin teknologistrategi benyttes allerede i utarbeidelse av fremtidige veikart for investeringer i Investinor Myndigheter Mer offentlig såkornkapital, vurdere øremerking til petroleum Spille en tilretteleggerrolle i piloteringsbeslutninger Næringslivet Påvirke offentlig finansiering til oppstart og pilotering Fasilitere pilotering i utlandet gjennom kartlegging av eksisterende infrastruktur for pilotering Tilby private investorer detaljert beskrivelse av status på utviklingen innen de ienkelte teknologi løp – hvor i utviklingsløpet er man og hvilke aktører er involvert NøkkelutfordringerAnbefalte tiltak Oppstart- og vekst- finansering Tilgang på tilstrekkelig kapital til forskning, utvikling og kommersialisering


Laste ned ppt "This document is the property of Rystad Energy. The document must not be reproduced or distributed in any forms, in parts or full without permission from."

Liknende presentasjoner


Annonser fra Google