Folk flest vet ikke så mye om hvordan strømmarkedet fungerer, og de fleste tenker ikke mer over det enn at de reagerer på at strømregningen er større på vinteren når det går mye strøm til oppvarming enn på sommeren.
Det hindrer ikke mange i å engasjere seg kraftig i debatten om politikken rundt den norske kraftbransjen, og hvorvidt det er en god idé med utenlandskabler og om vi bør si ja eller nei til Acer og EUs tredje energipakke.
Mye av dette engasjementet ligger trolig i at Norge er en energinasjon, med et kraftoverskudd som stort sett skapes fra godt etablerte vannkraftverk. På årsbasis og generelt sett eksporterer vi mer strøm enn vi importerer, selv om det ikke er så ensidig som mange kanskje tror.
De siste tre ukene har vi for eksempel hatt underskudd på krafthandelen vår med utlandet, og hittil i år har vi hatt 66 dager med kraftoverskudd og 28 dager med kraftunderskudd.
Det er også en utbredt oppfatning at den norske strømmen er billig sammenlignet med andre land i Europa, og at vi ved å utveksle strøm gjennom etablerte og nye utenlandskabler vil få høyere strømpriser her hjemme. Dette er et argument som har mye for seg, men det er ikke så ensidig svart/hvitt som enkelte skal ha det til.
enerWE har tatt en gjennomgang av strømprisen i årets første kvartal, og tallene viser at Norge faktisk har hatt dyrere strøm enn vårt naboland Danmark i årets tre første måneder.
Tall fra Nordpool-børsen der kraftaktørene kjøper og selger strømmen viser at i årets tre første kvartal så var strømmen i Norge billigst i Norden i kun en av tre måneder. Totalt sett var Norge bare nest billigst på strøm i Norden hittil i år.
I januar var den norske strømmen nest billigst, mens den svenske var dyrest og den danske billigst. Svenskene hadde også dyrest strøm i februar og mars, mens Norge hadde billigst strøm i februar og nest dyrest i mars. Samtidig steg prisene fra måned til måned.
Strømprisen økte fra måned til måned i årets første kvartal. Sverige hadde høyest pris, mens Norge hadde høyere strømpris enn Danmark i to av de tre månedene.
Her må vi imidlertid påpeke at tallene ikke viser hva sluttbrukerne betaler. Dette er prisene strømleverandørene betaler for strømmen som de kjøper inn og selger videre.
– Det er nok slik at norske kraftpriser på engrosmarkedet er lave sammenlignet med våre naboland. Ser vi på snittprisen over året har de stort sett vært lavere hvert år de siste 10-11 årene, sier Marius Holm Rennesund, partner i rådgivningsselskapet Thema Consulting group, til enerWE.
Han mener det derfor blir litt spekulativt å dra frem prisene for årets tre første måneder hvis man lar de stå alene.
– Det tallene viser er jo at kraftprisen og prisdifferensene mellom områder varier både over året og over døgnet. Det er dette som gir grunnlaget for handel med kraft. Når prisene er høyere i Norge enn i våre naboland får vi import av kraft i en periode med høyt forbruk, sier Holm Rennesund.
Prisene enerWE har hentet ut er spotpriser som kraftaktørene kjøper og selger på Nordpool-børsen, for så å selge videre til sluttbrukerne. Prisen til sluttbrukerne påvirkes også av prisen på nettleie, merverdiavgiften, samt elavgiften.
– Når det gjelder sluttbrukerprisene blir differansene enda større og Norge kommer ut med lavere sluttbrukerpriser enn Sverige og Danmark. Dette henger sammen med flere faktorer som skatter og avgifter, konkurranse blant sluttbrukerselskapene og nettleie, sier Holm Rennesund til enerWE.
Det er likevel ganske oppsiktsvekkende at Danmark faktisk gjennomgående har hatt den billigste strømmen på spotmarkedet så langt i år.
Når vi ser på prisutviklingen fra dag til dag gjennom årets første kvartal, ser vi at prisene i Norden følger hverandre ganske tett. Så er da også Norden et felles strømnett. Det er likevel noen markante forskjeller.
De norske og svenske strømprisene følger hverandre, med unntak for at de svenske prisene har litt større prishopp enn de norske når prisen går opp. Samtidig ser vi at Danmark har markant lavere bunnivåer på prisene.
De daglige spotprisene for strøm holder seg stort sett på samme prisnivå i Norge, Sverige og Danmark. Sverige har høyere pristopper, mens danskene har flere store korte prisfall.
Ser vi på tilsvarende tall for hvordan de nordiske gjennomsnittsprisene beveger seg gjennom døgnet, ser vi at svenskene har gjennomgående litt høyere priser på morgenen, mens danskene har markant lavere pris på natten, samt litt sent på ettermiddagen.
Snittprisen gjennom døgnet er relativt like i de nordiske landene, men danskene skiller seg ut med markant lavere pris på natten.
Når vi trekker ut maksprisene gjennom døgnet, ser vi at svenskene på det meste har vært oppe i en timespris som er omtrent fem ganger høyere enn gjennomsnittsprisen. I Norge er den høyeste maksprisen litt i underkant av fire ganger så høy som snittprisen, og i Danmark er den omtrent tre ganger så høy.
Det er også verdt å merke seg at de store pristoppene kommer på morgenen og litt sent på ettermiddagen. Dette er tidspunktene norske forbrukere må tenke litt ekstra over strømbruken sin hvis effektprisingen blir innført slik NVE ønsker.
Gjennom døgnet svinger maksprisen på strøm, og de når høyest nivå på dagtid. Sverige har høyere pristopper enn Norge, mens Danmark har lavere pristopper.
Ser vi på bunnprisene gjennom døgnet, er det imidlertig veldig store forskjeller mellom landene. Norge har et gulv på prisen som den i praksis aldri går under.
– Det er en relativt flat prisprofil i Norge – små forskjeller mellom prisen på dagen og prisen om natten. Dette skyldes at vi har mye fleksibel vannkraft som kan skrus opp og ned til en lav kostnad, sier Holm Rennesund.
Sverige har det noenlunde likt, men bunnivået på prisene er likevel noe under det norske prisnivået. I Danmark derimot, der er bunnprisene markant lavere. I enkelte timer har de da også vært nede i negative priser. Det dreier seg imidlertid om få unntak.
Holm Rennesund forklarer at i mer termisk dominerte markeder som for eksempel Tyskland vil forskjellene mellom prisen på dagen og natten være større fordi det er forbundet høyere kostnader med å starte og stoppe kraftverk. Det kan derfor lønne seg å kjøre kraftverkene om natten selv om de oppnår lave priser.
– Dette er også en viktig begrunnelse for kabler til kontinentet. Man kan importere billig kraft om natten og eksporter til høyere priser på dagen, sier Holm Rennesund.
Det er store forskjeller i hvor lave strømprisene har gått i Norge, Sverige og Danmark. I Norge holder minimumsprisen seg ganske jevn, mens den i Sverige faller litt mer på natten og frem til omtrent midt på dagen. I Danmark har den vært nede i negativ pris på nattestid.
Det er derfor ikke bare den danske vindkraften som sørger for lave priser i perioder, selv om den også er med på å påvirke i den retningen.
– Når det gjelder vindkraft så er denne i liten grad regulerbar, og er begrunnelsen for de negative prisene i Danmark. Et vindkraftverk produserer naturlig nok når det blåser og da vil alle andre vindkraftverk også produsere og dette presser prisen ned. I perioder med mye vind kan vi få priser på null eller til og med negative priser. Når det blåser lite vil prisene bli høyere, og vindkraften vil derfor gi mer volatile priser og da spesielt i land med mye vindkraft og lite fleksibel produksjon, sier Holm Rennesund.
Han mener forøvrig at Norge er godt skodd for å få mer vindkraft inn i systemet siden vannkraften er svært fleksibel.
– Noe av grunnen til at Danmark kan ha en så høy vindkraftandel er jo også at de kan importere noe av den nødvendige fleksibiliteten fra norsk vannkraft, sier Holm Rennesund.
Ser vi på det norske strømdøgnet, så er prisene relativt stabile. I snitt er det ganske liten forskjell mellom prisene på natten og på dagen.
Gjennom døgnet svinger prisen noe. Den er lavest på natten, og høyst på to topper som er henholdsvis på morgenen og utpå sen ettermiddagen/kvelden.
Når vi sammenligner den norske snittprisen gjennom døgnet med ytterpunktene på maks- og minimumspris, ser vi at det er relativt jevnt fordelt selv om de store unntaksvise prishoppene gir store utslag i en slik graf.
Slik svinger spotprisen på strøm gjennom døgnet. Den blå linjen viser gjennomsnittsprisen, mens den grønne viser maksnivået og den oransje viser det laveste nivået.
Les også:
Elavgiften er større enn tobakks- og veibruksavgiftene
Slik tjener strømselskaper som Fjordkraft pengene sine
Så mye svinger strømprisen i løpet av døgnet
Slik går strømmen ut og inn av Norge
Alt du trenger å vite om elavgiften
Her er nettleien billigst og dyrest
Slik produseres og brukes strømmen i Norge
Så mye strøm bruker trikken og t-banen
Hva koster strømmen i resten av Europa?
Med den nye gjeldsfinansieringen pa? plass har Pandion Energy etablert en solid finansiell plattform for a? investere i selskapets portefølje av attraktive felt, funn og letelisenser, samt fremtidige vekstmuligheter, skriver selskapet i en pressemelding.
I den nye, langsiktige gjeldsfinansieringen innga?r en reservebasert la?nefasilitet (RBL) pa? 150 millioner dollar som vil kunne utvides til 300 millioner dollar, samt et senior usikret obligasjonsla?n pa? 400 millioner kroner. Sammen med eksisterende letela?nsfasilitet pa? 400 millioner kroner signert i november i fjor, er Pandion Energys investeringsprogram na? fullfinansiert med rom for ytterligere vekstmuligheter.
Jan Christian Ellefsen, administrerende direktør i Pandion Energy sier i en kommentar:
– Vi er svært godt fornøyde med den nye, langsiktige gjeldsfinansieringen, og setter stor pris pa? den sterke interessen og støtten fra ledende nordiske og internasjonale banker, samt institusjonelle obligasjonsinvestorer. Den nye kapitalstrukturen sikrer finansiering av de løpende investeringer i va?r portefølje av attraktive felt og funn i Nordsjøen, samt fleksibilitet til a? forfølge nye vekstmuligheter.
RBL-fasiliteten pa? 150 millioner dollar ble signert 9. april med BNP Paribas, DNB, ING og SEB. La?nefasiliteten har en løpetid pa? 7 a?r (april 2025), og vil innledningsvis bli brukt til a? refinansiere eksisterende aksjonærla?n og møte kommende investeringsforpliktelser pa? Valhall & Hod-feltene, samt Cara-prosjektet. Uten at bankene er forpliktet til dette kan RBL-fasiliteten utvides med ytterligere USD 150 millioner for a? finansiere tilleggsinvesteringer gjennom oppkjøp og nye utbyggingsprosjekt.
Den 4. april 2018 gjennomførte Pandion sin første obligasjonsutstedelse i form av et senior usikret obligasjonsla?n pa? 400 millioner kroner med forfall i april 2023. Obligasjonsla?net ble godt mottatt av nordiske institusjonelle investorer og ble vesentlig overtegnet. Obligasjonen vil bli notert pa? Nordic ABM, en markedsplass regulert av Oslo Børs, innen 6 ma?neder. Nordic Trustee er utnevnt som tillitsmann for la?net.
DNB Markets og Pareto Securities (Joint Lead Manager og Bookrunners), samt SEB (Co-Manager) har vært tilretteleggere av obligasjonsla?net.
Arntzen de Besche har vært juridisk ra?dgiver for Pandion Energy. RBL-bankene ble bista?tt av Michelet & Co, mens Wikborg Rein bistod tilretteleggerne av obligasjonsla?net.
—
Lytt også til podcast:ENERGIBRANSJENS UKESLUTT: Teamet som gikk fra å bli oppsagt til å kjøpe 10 % av Valhall-feltet
Digitalisering innebærer innføring av digital teknologi som datatekniske metoder og verktøy for å erstatte, effektivisere eller automatisere manuelle og fysiske oppgaver. I petroleumsindustrien omhandler dette blant annet videreutvikling av integrerte operasjoner, større grad av fjernstyring, automatisering, robotteknologi, kunstig intelligens og tilgang til datakraft som muliggjør analyse av store datamengder.
Nå har Petroleumstilsynet lagt frem en rapport om HMS-effektene som kommer som følge av digitalisering av olje- og gassbransjen.
Der påpekes det at digitaliseringen kan bidra positivt med mer effektive arbeidsprosesser, erstatte manuelt arbeid, gi bedre analyser og bedre beslutninger, noe som vil kunne ha klare positive effekter for HMS samtidig som det bidra til større konkurransedyktighet.
Samtidig kan utviklingen medføre utfordringer for HMS.. Det går blant annet påsituasjonsforståelse, informasjonssikring, feilhandlinger og sabotasje. PTIL-rapporten slår derfor fast at næringen aktivt må følge opp endringer i risikobildet som følge av digitalisering.
– Rapporten er utarbeidet av forskningsinstituttet Iris i forbindelse med Ptils prosjekt «Digitalisering i petroleumsnæringen». Dette prosjektet har som hovedmål å gi økt forståelse for utviklingstrender innen digitalisering, konsekvenser av digitalisering for menneske, teknologi og organisering, samt å komme med anbefalinger om strategier og tiltak for å følge dette opp, sier prosjektleder Linn Iren Vestly Bergh.
Rapporten er basert på gjennomgang av relevant litteratur og dokumenter, workshops og intervjuer med fageksperter, informanter i en rekke bedrifter i petroleumsnæringen og organisasjoner.
I rapporten stilles det også spørsmål ved om arbeidstakerne involveres tilstrekkelig i digitaliseringsprosessene.
Utviklingen går fort, og Ptil har som tilsynsmyndighet behov for å ha god oversikt om både digitalisering og IKT-sikkerhet. Som ledd i denne utviklingen vil Ptil i tiden fremover ha et særskilt fokus på digital teknologi og IKT-sikkerhet i petroleumsindustrien. Dette vil inkludere prosjekter for å videreutvikle og fremskaffe dybdekunnskap innen spesifikke tema som peker seg ut i forhold HMS risiko.
– I løpet av 2018 vil Ptil igangsette flere prosjekt innenfor IKT-sikkerhet. Disse er rettet mot operasjonell teknologi, og vi ser for eksempel på infrastruktur og segregering og HMS-konsekvenser ved fjernarbeid. Vi vil også se nærmere på hvordan selskapene benytter trening og øvelser i forbindelse med IKT sikkerhet, sier Espen Seljemo, som leder flere av Ptils prosjekter på dette området.
Videre vil arbeidet i Ptil også inkludere tilsynsaktivitet hvor vi innhenter informasjon om aktørenes egen oppfølging knyttet til utvikling og implementering av digitale løsninger og IKT sikkerhet. Det vil også være viktig å danne seg et bilde av om disse trendene vil ha betydning for regelverk og Ptils oppfølging av aktørene.
Her kan du laste ned og lese rapporten.
Det nye senteret ved ABBs hovedkontor på Billingstad i Asker utenfor Oslo er utstyrt med det siste innen automatisering, elektroteknikk, kraftteknologi og digitalisering samt skreddersydde fasiliteter, verktøy og metoder for kreativ samhandling med kunder.
Tirsdag denne uken sto Asker-ordfører Lene Conradi for den offisielle åpningen, med litt hjelp fra en delvis samarbeidsvillig robot.
Asker-ordfører Lene Conradi klippet snoren og åpnet ABBs nye visningssenter for digitalisering på Billingstad.
Det nye senteret er innredet som et kundeopplevelsessenter der ABB tar med kunder og andre for å vise frem og diskutere muligheter innen digitaliseringsteknologi. Her jobber de med å finne frem til løsninger sammen med kunder innen forskjellige industrier, inkludert energiforsyning og olje/gass.
– Vi er stolte over å åpne et senter hvor vi i tett samarbeid med kunder kan skape verdier for dem. Kundene kommer med konkrete problemstillinger eller utfordringer som vi i fellesskap løser, sier Steffen Waal, administrerende direktør hos ABB i Norge.
Administrerende direktør Steffen Waal i ABB Norge.
Han er tydelig på at dette skal være et sted hvor ABB kan vise seg frem fra sin gode side, og at det skal brukes til å inspirere både egne ansatte og kunder.
– Dette skal være et inspirasjonssenter. Et sted vi kan vise frem hva vi har, sier Waal.
Han forteller også at de har tjuvstartet litt før den offisielle åpningen.
– Det er tydeligvis et initiativ kundene setter pris på, for de siste ukene før dagens offisielle åpning har vi hatt nærmere 30 samlinger med kunder som har presentert konkrete problemstillinger, sier Waal.
Senteret er også et levende laboratorium med blant annet trådløse smartsensorer for motorer, toarms samhandlingsroboter, styringssystemer for industri og bygg, kontrollromsløsninger, integrasjon av fornybar energi og smarte nettstasjoner.
ABB har også åpnet flere samhandlingssentre nylig. De er tett integrert via sikker kommunikasjonsteknologi til kundenes anlegg. Disse sentrene leverer digitale tjenester og løsninger for optimal drift og vedlikehold.
Erfaringer viser at slik samhandling kan bidra til halvering av vedlikeholdskostnadene, øke oppetiden på anlegg typisk fem prosent og utvide levetiden på utstyret med rundt 20 prosent. Det nye senteret på Bryn i Oslo støtter olje, gass og kjemiindustrien, et nytt senter i Västerås i Sverige håndterer prosessindustrien, mens det nye senteret i Genova i Italia kobles hovedsakelig til anlegg innen kraft og vann og avløp.
– Det handler om å gi ekspertene bedre verktøy, sier Espen Storkaas, leder for digital upstream i ABB på sin presentasjon.
Espen Storkaas i ABB.
Han forteller at ABB bygger en felles plattform på tvers av konsernet, og at de på den måten skal klare å utvikle og levere løsninger på tvers av flere industrier.
– Vi ønsker å aksellerere kontinuerlig forbedring prosessen, sier Storkaas.
Dette er utfordring som alle de store industriene jobber mye med for å hente ut effektiviseringsgevinster.
Med seg på åpningen av senteret hadde ABB også Statoil.
– Det gjelder å finne de konkrete eksemplene på bruksområder, sier Fredrik Støa, sjef for digitalisering, utvikling og produksjon internasjonalt i Statoil.
Fredrik Støa i Statoil.
Han sammenlignet den digitaliserte utviklingen i arbeidslivet med det langt mer digitaliserte privatlivet.
– I det øyeblikket vi går inn på jobben kan vi ofte føle at vi tar et steg tilbake fra vårt digitaliserte private liv, sier Støa.
Med det mener han at det ofte kan være mye uutnyttet potensiale på arbeidsplassen. Han mener da også at de i Statoil har kommet mer eller mindre så langt som man kan med den etablerte teknologien, og at man derfor må ta et skritt videre.
– Vi har tatt ut potensialet i dagens teknologi, sier Støa.
Han trekker frem tre teknologiområder der Statoil satser hardt på digitalisering:
Arbeidsprosesser – få mer ut av menneskene
Fjernstyring & roboter – fjerne mennesker fra farlige jobber og områder
Analyse av store datamengder.
På sistnevnte punkt trakk han spesielt frem viktigheten av å samarbeide med hele økosystemet av leverandører, og da aller helst med utgangspunkt i felles data som kan deles på tvers. For å få til det satser Statoil på en dataplattform som bygges med Microsofts nettsky Azure.
– Vi har nesten 3000 IT-systemer, sier Støa.
Hvis Statoil kan få leverandører som ABB og andre til å jobbe litt mer på tvers, tror han det er store gevinster å hente ut sammenlignet med en situasjon der alle leverandørene forholder seg til sine egne løsninger og er eksperter utelukkende på de.
– Johan Casteberg er et gigantisk utbyggingsprosjekt med høy lønnsomhet, sier olje- og energiminister Terje Søviknes på dagens pressekonferanse.
Regjeringen har i dag lagt fram en proposisjon for Stortinget om utbyggingsplanen for Johan Castberg-feltet. Proposisjonen inneholder i tillegg en status for petroleumsvirksomheten.
– Utbyggingen av Castberg-feltet er et gigantisk industriprosjekt med høy lønnsomhet. Næringslivet i nord vil få nye forretningsmuligheter og oljemiljøene i Hammerfest og Harstad vil bli styrket. Jeg har stor tro på at olje og gass vil bety enda mer for den nordlige landsdelen framover. Statoil har på vegne av eierne lagt fram en god plan for utbygging og drift som regjeringen anbefaler godkjent, sier Søviknes.
Søviknes roser industrien for jobben som er gjort og trepartssamarbeidet mellom arbeidstaker, arbeidsgiver og myndigheter.
– Vi har styrket konkurransekraften til norsk sokkel, og gjennom dagens proposisjon har vi lagt føringer for norsk petroleumspolitikk de fire neste årene.
– Dette trepartssamarbeidet er veldig fremtredende i olje- og gassektoren.
Plan for utbygging og drift (PUD) for Johan Castberg-feltet ble levert til myndighetene 5. desember 2017. Større utbygginger på norsk sokkel legges fram for Stortinget før de godkjennes av Olje- og energidepartementet. Regjeringen legger i dag Castberg-utbyggingen fram for Stortinget og anbefaler at utbyggingsplanen godkjennes med enkelte vilkår knyttet til god ressursforvaltning og sikker drift.
– Dette blir tredje feltutbygging i Barentshavet, av det hittil største norske oljefeltet i havområdet. Det vil gi store ringvirkninger både i utbyggings- og driftsfasen, og skape store verdier for felleskapet gjennom inntekter til staten og mange lønnsomme arbeidsplasser i næringen, fortsetter Søviknes.
Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er beregnet til 88,7 millioner standard kubikkmeter (Sm3), eller 558 millioner fat olje. Planlagt produksjonsstart er fjerde kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. Totale, forventede investeringer til utbygging av Castberg-feltet er 47,2 milliarder 2017-kroner. Forventet nåverdi før skatt med syv prosent realrente er beregnet til 74,2 milliarder 2017-kroner. Utbyggingen er lønnsom ved oljepriser på over 31 dollar per fat.
Utbyggingen av Castberg-feltet vil medføre betydelig sysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen er av operatøren beregnet til om lag 47 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2017–2024. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til i overkant av 1 700 årsverk i et normalt driftsår.
Utbyggingen vil gi positive ringvirkninger for Nord-Norge både i utbyggings- og driftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirkninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i overkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finnmark. Årlige regionale sysselsettingsvirkninger i driftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i et normalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Troms og Finnmark. Operatøren planlegger å legge driftsorganisasjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsbasen til Hammerfest.
– Johan Castberg gir arbeidsplasser både i de store leverandørene, og hos de mindre selskapene i nord. Det er et konkurransefortrinn for aktører i nord at de er lokalisert i nærområdet, forteller Søviknes. Her skal Statoil legge tilrette for lokalt næringsliv i driftsfasen som skal gå over mer enn 30 år.
Status for petroleumsvirksomheten
Proposisjonen inneholder i tillegg en gjennomgang av status for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. I 2017 bidro olje og gass med 168 milliarder kroner til statskassen, eller over 30 000 kroner per innbygger. Om lag syv prosent av samlet sysselsetting, eller i underkant av 200 000 personer, var tilknyttet petroleumsnæringen i 2016. Ressursregnskapet indikerer at om lag halvparten av de totale petroleumsressursene på norsk sokkel gjenstår å produsere.
– Framtidsutsiktene for norsk sokkel er positive, med en konkurransedyktig ressursbase, høy investeringstakt og god interesse fra oljeselskaper for fortsatt leting, utbygging og drift. Norsk petroleumspolitikk fungerer godt, og regjeringen vil videreføre en stabil, langsiktig petroleumspolitikk, sier Søviknes.
Ressurstilveksten fra nye funn har de siste årene vært lav. Dersom det ikke blir gjort nye, større funn vil dette medføre redusert investeringsaktivitet på mellomlang sikt. Det er god interesse fra næringen for videre utforskning av norsk sokkel. De siste årene, og særlig etter oljeprisfallet i 2014, er det gjennomført en rekke tiltak i næringen for å øke produktivitet og effektivitet og redusere kostnadsnivået. Tiltakene har gitt resultater og vises både i form av lavere investeringskostnader for nye prosjekter, reduserte kostnader på utvinningsbrønner på felt i drift og i reduserte drifts- og letekostnader. Dette er viktige tiltak for å sikre norsk sokkels konkurransekraft.
– Det legges ikke opp til elektrifisering fra land, men vi vil legge opp til en muliggjørelse av dette i fremtiden, forteller han.
Han avslutter med å si at landet har en letepolitikk som legger til grunn for at vi fortsatt skal gjøre funn og vår jobb er å skape størst mulig verdiskapning for det norske folk.
