Sammendrag
Høyt aktivitetsnivå
Aktivitetsnivået på norsk sokkel er høyt. Oljeproduksjonen i 2025 var den høyeste siden 2009, og investeringene for 2026 anslås til om lag 230 milliarder kroner. Det høye investeringsnivået gjenspeiler sterk tillit til ressursgrunnlaget og framtidig lønnsomhet.
Ressurser for langsiktig produksjon
De totale forventede gjenværende ressursene er estimert til om lag 7 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Om lag halvparten av disse er ennå ikke oppdaget.
Dette gir grunnlag for produksjon, eksport og verdiskaping for samfunnet i lang tid framover.
Men en slik utvikling kommer ikke av seg selv. Produksjonen ventes å holde seg høy til slutten av 2020-tallet, for deretter å avta. For å bremse fallet må det letes mer, både i godt utforskede områder og i underutforskede områder.
I tillegg må det investeres mer i felt, funn, infrastruktur og teknologiutvikling. Manglende investeringer vil føre til rask nedbygging av petroleumsvirksomheten.
Olje og gass mot 2050
Sokkeldirektoratet har utarbeidet tre mulighetsbilder for den totale produksjonen av olje og gass fram til 2050. Alle de tre mulighetsbildene viser nedgang i produksjonen, men hvor raskt det skjer avhenger blant annet av leteaktivitet, investeringsvilje og teknologiutvikling.
I mulighetsbildene beskrives et stort mulighetsrom for utviklingen i produksjon fram mot 2050. I Høy bidrar høy leteaktivitet, flere funn og rask teknologiutvikling til å opprettholde et høyt produksjonsnivå, med om lag 65 prosent av dagens nivå i 2050. I Lav gir lav investeringsvilje og begrenset leteaktivitet en rask nedbygging av virksomheten, med produksjon ned mot om lag 5 prosent av dagens nivå i 2050.
Forskjellen i netto nåverdi mellom mulighetsbilde Høy og Lav er anslått til om lag 3 200 milliarder kroner med samme olje- og gasspris. Med høy pris i Høy og lav pris i Lav er tilsvarende forskjell 8 300 milliarder kroner.
Mye igjen å finne
For å finne nok ressurser til å opprettholde aktivitet og produksjon over tid, må det letes mer, både nær eksisterende infrastruktur og i mindre utforskede områder.
Leting nær felt gir god avkastning og mange funn, men funnene er gjennomgående små og gir begrenset ressurstilvekst.
Det kreves mer leting i underutforskede områder, der potensialet for store funn er størst for å unngå en rask produksjonsnedgang.
Lønnsom leting
Sokkeldirektoratet har analysert letevirksomheten i perioden 2000–2025. Analysen viser at leting etter olje og gass på norsk sokkel har vært svært lønnsomt.
Av om lag 730 undersøkelsesbrønner boret i perioden var 370 funn. Netto nåverdi fra letevirksomheten er beregnet til nær 4 000 milliarder kroner.
Hver krone investert i leting har gitt om lag 4 kroner tilbake. Leting er lønnsom i alle havområder på sokkelen.
Økt utvinning fra feltene
Selv om norsk sokkel allerede har en gjennomsnittlig utvinningsgrad på om lag 50 prosent, kan flere tiltak forlenge feltenes levetid og øke ressursutnyttelsen. Selskapene har i 2025 meldt inn om lag 145 konkrete prosjekter for økt utvinning, tilsvarende anslagsvis 280 millioner Sm³ oljeekvivalenter.
Dette omfatter boring av flere utvinningsbrønner, lavtrykksproduksjon, senfaseproduksjon samt injeksjon og avanserte metoder.
Boring av nye utvinningsbrønner er det viktigste enkelttiltaket. I 2025 kom over 60 prosent av oljeproduksjonen fra brønner boret etter 2020.
Avanserte metoder for økt utvinning (EOGR) har stort teknisk potensial, men nedprioriteres av industrien som følge av teknisk usikkerhet, strenge lønnsomhetskrav og regulatoriske barrierer. Tidsvinduet for å realisere dette potensialet er begrenset, etter hvert som infrastrukturen avvikles, forsvinner mulighetene.
Mange funn er ennå ikke bygd ut
Funnporteføljen på norsk sokkel består i dag av over 90 funn med til sammen over 500 millioner Sm³ o.e. i betingede ressurser. De fleste funnene i porteføljen er små og avhengige av tilknytning til infrastruktur med ledig kapasitet for å kunne bygges ut.
Dette krever samhandling og gode områdeløsninger.
Ledetiden fra funn til produksjonsstart er i dag lang. Næringen arbeider aktivt for å redusere ledetiden. Kortere ledetid kan medføre at flere funn blir lønnsomme å bygge ut.
Økt gasseksportkapasitet fra Barentshavet
Nordområdene har det største gjenværende ressurspotensialet på norsk sokkel. Store deler av Barentshavet er fortsatt lite utforsket, og betydelige arealer er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet.
Uten økt gasseksportkapasitet kan store deler av ressursene i Barentshavet bli liggende uutnyttet, og leting forblir lite attraktivt for selskapene.
Hammerfest LNG på Melkøya er i dag den eneste anlegg for gasseksport fra Barentshavet og er fullt utnyttet av Snøhvitfeltet.
Økt gasseksportkapasitet kan framskynde produksjon fra eksisterende felt og funn og gi plass til nye funn opptil 20–30 år tidligere enn med dagens kapasitet. Det kan igjen øke leteaktiviteten i de minst utforskede delene av Barentshavet.
Et mer konsentrert aktørbilde
Antall selskaper på norsk sokkel er mer enn halvert siden 2013. Store internasjonale selskaper har trukket seg ut, og utviklingen av nye prosjekt på sokkelen domineres nå i stor grad av norskbaserte selskap som Equinor, Aker BP og Vår Energi.
Et mer konsentrert aktørbilde kan redusere både det geofaglige idemangfoldet og konkurransen om attraktivt areal som historisk har vært avgjørende for store funn.
Oppdatert: 20.08.2026