Norges petroleumshistorie

**Norges petroleumshistorie** er historien om funn og utvinning av petroleum på norsk kontinentalsokkel og de direkte konsekvensene av denne virksomheten.  
Historien er en viktig del av fortellingen om Norge i oljealderen. Denne artikkelen gir en oversikt, med fokus på virksomheten til havs. Historie knyttet til direkte ringvirkninger på land er omtalt i Norges petroleumshistorie, landbasert virksomhet.

Fra de første funnene i Ekofisk-området i 1969 er petroleumsvirksomheten vokst til å bli den største næringen i 
Norge.
I toppåret 2013 kunne  arbeidstakere i Norge knyttes til denne næringen.
Norge er blitt en av de største eksportørene i verden av gass og olje, og inntektene har gjort landet til et av de rikeste i verden.
Utviklingen har ikke foregått uten menneskelige og miljømessige kostnader.

Statsarkivet i Stavanger har et nasjonalt ansvar for å dokumentere norsk petroleumshistorie.  Norsk Oljemuseum bidrar også til å dokumentere historien og vise teknologiutviklingen.

For en oversikt over norske petroleumsfelt, med opplysninger om funnår og produksjonsstart, se olje- og gassfelt på norsk kontinentalsokkel

## Forspillet

### Det geologiske forspillet

Gjennom hundre millioner av år har det blitt avsatt sedimenter i havet utenfor Norge, dannet ved at fjell og stein er blitt brutt ned til fine partikler og transportert ut i havet eller til innlandsbasseng.  
Sammen med sedimentene er det i perioder blitt avsatt organisk materiale, alger, plankton og sporer. Under påvirkning av temperatur og trykk har det organiske materialet gjennom millioner av år blitt omdannet
til olje og gass.  Fra kildebergarten der petroleum er dannet, har væsken flyttet seg oppover gjennom bergartslagene i en migrasjonsprosess, inntil væsken er blitt fanget i petroleumsreservoar 
slik vi finner de i dag.

Geologien i norsk sektor er svært kompleks, preget av en lang historie med jordskorpebevegelser, vekslende innsynkninger og landehevninger, kalde og varme perioder.  
Sedimentene spenner over mange geologiske perioder.  Viktige kildebergarter er avsatt sent i perioden 
jura.   Også mange reservoar befinner seg i bergarter av jura alder.

I dag er Nordsjøen et relativt grunt havområde. Nær land i sør utgjør Norskerenna en dyp dal, dannet under istiden.
Renna går fra Oslofjorden rundt Sørlandet og oppover langs Vestlandet.  Dybden er størst i sør, med over 700 meter.  Norskehavet er vesentlig dypere enn Nordsjøen, men kontinentalsokkelen danner et 
grunnere område som strekker seg ut til Eggakanten. Også Barentshavet helt i nord er relativt grunt.

Storeggaraset var ett eller flere gigantiske undersjøiske skred i Norskehavet, utløst for om lag åtte tusen år siden.  På Nordvestlandet raste et område på størrelse med Island ut, med en rasmasse som ville 
kunne dekke hele Norge med et ti meter tjukt leirlag.
Også Trænadjupraset og Andøyraset er kjente undersjøiske rassteder på grensen av kontinentalsokkelen.

### Tidlige observasjoner

Det har lenge vært observert at petroleum kan piple opp av jorda og legge seg som en tynn hinne på vann eller forekomme som myrgass, men mengdene er for alt for små til at de kan utnyttes kommersielt.
I sin Norgesbeskrivelse *Det Første Forsøg paa Norges Naturlige Historie* fra 1752 skrev Erik Pontoppidan «Nord-Søens Fedme er næst dens Salthed en mærkværdig Egenskab --- End videre er det venteligt, at i Havet ligesom paa Jorden, udgyde sig her og der nogle 
rindende Olie-Bekke eller Strømme av Petroleo, Naptha, Svovel, Steen-Kul-Fedme og andre bitumineuse og Olieagtige Safter».

I England hadde en alt på 1700-tallet i Shropshire utvinnet tungolje som hadde migrert til landjorda.
I 1919 ble en oljeforekomst funnet i Hardstoft i Derbyshire og ble den første som ble utnyttet kommersielt i England.  Funnet ble gjort etter boring til et dyp på omkring tusen meter, i bergarter fra karbon.  
Også andre små funn ble gjort i East Midlands-området, det største nær Welton.

### Geneve-konvensjonen fra 1958

I september 1945 erklærte president Harry Truman at alle naturressurser på kontinentalsokkelen utenfor USA skulle være amerikansk eiendom, underlagt amerikansk jurisdiksjon og 
kontroll. I årene etter fulgte flere stater det amerikanske eksempelet.  Behovet for et internasjonal rammeverk for
eiendomsforhold til sjøs ledet til Genève-konferansen i 1958, der 87 nasjoner deltok.

Den norske delegasjonen i Genève ble ledet av høyesterettsdommer O.C. Gundersen. 
Før konferansen hentet delegasjonen inn informasjon om mulige naturressurser utenfor den norske kysten, og
i et brev til Utenriksdepartementet datert februar 1958 skrev Norges geologiske undersøkelse: «Man kan se bort fra mulighetene for at det skulle finnes kull, olje eller svovel på 
kontinentalsokkelen langs den norske kyst».  Ekspertene trodde den gang at geologien i havet var omtrent den samme som en fant på land i Norge.
Den norske delegasjonen var derfor primært interessert i å begrense kyststatenes rettigheter, slik at internasjonal skipstrafikk ikke ble hindret.  Skipsfart og fiske var på denne 
tiden de viktige motivasjonsfaktorene for den norske politikken.

Den store vansken på Genève-konferansen var å bli enige om hvor langt ut kontinentalsokkelen strekker seg fra en kyststat:  Skulle en definere grensen ut fra et havdyp eller som en viss avstand i fra land?
Folkerettskommisjonen som forberedte konferansen, hadde foreslått en dybdegrense på 200 meter eller «så langt ut som havdypet tillater utnyttelse av naturforekomstene».  
Med det store dypet i Norskerenna ville en slik definisjon gi en svært liten kontinentalsokkel til Norge.  Definisjonen ble av Norge også oppfattet som for vag, siden den var avhengig av den teknologiske utviklingen.

Den endelige konvensjonen som ble vedtatt av konferansen, slår fast at grensene til havs skal fastsettes gjennom avtaler med de berørte statene, og utgangspunktet for forhandlingene skal være 
midtlinjeprinsippet.  Norge avsto fra å stemme i den endelige voteringen over konvensjonen, offisielt fordi konvensjonen manglet bestemmelser om tvungen rettshåndtering av tvister.  
Uklarhet rundt spørsmålet om utstrekningen av kontinentalsokkelen var antagelig en viktigere uoffisiell grunn.

### Den første petroleumslovgivningen

Funnet av det store gassfeltet Groningen på nederlandsk sokkel i 1959 gjorde at flere av de store selskapene var interessert i å lete i Nordsjøen. Toppsjefen i det amerikanske oljeselskapet 
Phillips Petroleum Company ba i 1962 om å få laget en intern vurdering av muligheter for nye funn i Europa.  Den rådende oppfatningen var at de sedimentære bergartene som kunne romme petroleum, 
var avsatt sørfra og ikke strakk seg fra engelsk og nederlandsk sektor opp til norske farvann.  Geologer i Phillips utarbeidet en alternativ modell, der sedimenter også var avsatt nordfra,
og dette åpnet opp for nye muligheter i nordlig Nordsjø.

Høsten 1962 kom to representanter fra Phillips til Oslo, for å sondere muligheten for å få lete- og utvinningsrettigheter i norsk sektor. Trygve Lie hadde vært generalsekretær i FN og var dermed
et kjent navn som ble kontaktet.  Han var i 1959 blitt gitt i oppdrag av regjeringen å forsøke å trekke utenlandske investeringer til Norge og arbeidet i Industridepartementet.  Her hadde han vært involvert
i arbeidet med å få etablert de første store oljeraffineriene i Norge, på Slagentangen og i Sola.  Trygve Lie henviste de to representantene
videre til ekspedisjonssjef Jens Evensen i Utenriksdepartementet. 
 
Phillips ba norske myndigheter om enerett til norsk kontinentalsokkel, mot å bruke én million dollar på å lete etter olje i norsk sektor.  Nå banket imidlertid flere selskaper på dørene til norske myndigheter,
og etter ni måneders betenkningstid sa myndighetene nei til tilbudet fra Phillips.  Den 31. mai 1963 la Utenriksdepartementet fram forslag til ny midlertidig lov om utnyttelse og undersøkelse av undersjøiske
naturressurser.  Loven slo fast at «retten til undersjøiske naturforekomster tilligger staten» og «Kongen kan gi tillatelser til å utforske eller utnytte forekomster».

Den 8. november 1963 ble et *Kontinentalsokkelutvalg* oppnevnt for å støtte Industridepartementet med videre utarbeidelse av lover og regler for petroleumsvirksomheten.  Jens Evensen fikk i oppgave å lede utvalget.
Utvalget arbeidet fram til 9. april 1965, da de første konsesjonsreglene for norsk sokkel ble vedtatt ved kongelig 
resolusjon.
Kontinentalsokkelen sør for 62 breddegrad ble delt i blokker, der selskapene kunne søke om enerett for virksomheten.  Et visst boreprogram var obligatorisk, og selskapene måtte levere blokkene i retur dersom
programmet ikke ble fulgt.

Kontinentalsokkelutvalget ble i april 1965 erstattet av *Statens oljeråd*, også dette med Jens Evensen som formann.  Som sekretær for utvalget ble ansatt juristen Nils Gulnes, senere omtalt som 
«arkitekten bak fordelingsmodellen og gjennomføringen av den omfattende første konsesjonsrunden».

Det rådgivende organet Statens oljeråd var i virksomhet fram til 
1980.

### Bilaterale avtaler
Ingen av Nordsjølandene hadde i 1963 ratifisert Genève-konvensjonen fra 1958.
I løpet av årene 1964-65 foregikk bilaterale forhandlinger mellom Norge-Danmark og Norge-England om delingen av mellomliggende havområder.  En avtale basert på midtlinjeprinsippet ble inngått med
Storbritannia 11. mars 1965.
Midtlinjen skulle regnes fra de to samme grunnlinjene som landene brukte til å definere fiskerigrensene og territorialgrensene.  En slavisk følging av disse grunnlinjene
ville gi en krokete grense, så avtalen la til grunn en forenklet delelinje, basert på åtte grensepunkt mellom landene.  Avtalen omfattet også delingsprinsipp for eventuell funn som strakk seg inn i 
begge lands områder.

En tilsvarende avtale ble inngått med Danmark 8. desember 1965.

Sammen sikret disse avtalene Norge den største kontinentalsokkelen i Europa, med et areal som er mange ganger større enn Fastlands-Norge.

### Oljeleting på Svalbard

Den første kommersielle prøveboring etter olje og gass i Norge ble utført på Svalbard, på land ved Grønfjorden i 1963. Boringen ble gjennomført av det norske selskapet
Norsk Polar Navigasjon.  Også på Andøya ble det i 1971 gjennomført boringer, med små funn av olje.  Ingen av disse undersøkelsene førte til kommersielt drivverdige funn.

### Seismiske undersøkelser

I første halvdel av 1960-tallet utførte flere selskap seismiske undersøkelser i Nordsjøen, både Phillips og et konsortium bestående av Shell, British Petroleum og 
Esso. Undersøkelsene bekreftet at sedimentære strukturer var til stede nordover i Nordsjøen og ga mulighet for forekomster av gass og olje.

### Norsk Hydro går inn i olje

Norsk Hydro ble i 1963 kontaktet av franske selskaper som ønsket å sondere muligheten for et samarbeid i Nordsjøen. I Hydro var det først betydelig skepsis til idéen, og i konsultasjoner med Industridepartementet
hadde også Jens Evensen uttrykt forbehold mot å inngå en avtale.  Forskningsdirektøren i Hydro, Johan B. Holte, arbeidet imidlertid hardt for å få til et samarbeid.  En avtale om å opprette en samarbeidsgruppe 
kalt Petronord ble undertegnet 20. september 1963.

De franske selskapene var Bureau de Reserches de Petrol (forløper til Elf Aquitaine), Compagnie Française des Pétroles (forløperen til Total), Cofranord, Coparex og Eurafrep.

Nyheten om samarbeidet nådde avisene først i januar 1964.  
Avtalen er i ettertiden blitt karakterisert som «den viktigste i Norsk Hydros historie».

I september 1969 hadde Hydro et lite oljekontor i toppetasjen i hovedkontoret i Oslo, ledet av advokat Torvild Aakvaag.  Staben var bare 4-5 personer.

### Første konsesjonsrunde

Med en liten annonse i Norsk Lysningsblad utlyste det norske Industridepartementet 13. april 1965 til sammen 278 blokker for leting i norsk sektor av Nordsjøen.
Dette omfattet alle blokkene sør for 62 breddegrad, med unntak av blokkene nærmest dansk og svensk kontinentalsokkel.  Den første konsesjonsrunden er også den største som er gjennomført.
Søknadsfristen var 15. juni 1965, og innen fristen gikk ut var det kommet inn elleve søknader.

## Aktivitetene starter

Statens oljeråd hadde ført forhandlinger med alle søkerne, og i august 1965 ble det utdelt ni utvinningstillatelser på til sammen 78 blokker.  
Én av søkerne - Det Bergenske Dampskibsselskab - trakk seg fra søkerunden, og et annet - Superior - fikk ikke konsesjon, på grunn av manglende vilje til å følge opp det pålagte boreprogrammet.
Blant de store aktørene var Esso, Shell, Gulf og Caltex-gruppen (Texaco og Chevron).

To store selskap som *ikke* leverte søknad i første konsesjonsrunde, var Mobil og BP. Det var en representant fra Mobil som i sonderinger med myndighetene før en eventuell søknad,
uttalte de berømte ordene «Jeg skal påta meg å drikke all den oljen som blir funnet på norsk kontinentalsokkel».

Mange selskap leverte inn en felles søknad, blant andre Petronord-gruppen.  Norwegian Oil Consortium (NOCO) var sammen med amerikanske Amoco og Amerada Hess i Amoco/Noco-gruppen.  
NOCO var et konsortium dannet av 20 norske industriselskap og rederier, blant andre Elektrokemisk A/S, Fearnley & Astrup, Kværner Brug og Borregaard. 
Pelican & Co A/S var dannet av ti norsk industriselskaper og rederier, inkludert statsselskapet Årdal og Sunndal Verk.  
Åtte norske rederiet sto bak A/S Polaris Oil Consortium.

Høsten 1966 ble det opprettet et eget *Oljekontor* under Industridepartementet, med to stillinger.  Disse ble besatt av Olav Christiansen og Fredrik Hagemann.  Hagemann var den første geologen som ble ansatt i 
departementet, og han ble senere direktør i Oljedirektoratet.

Esso var først ute med boring, da boreriggen Ocean Traveler startet boring på blokk 8/3 den 19. juli 1966.

I engelsk sektor av Nordsjøen startet leting etter olje og gass i 1964, noe som førte til funn av gassfeltene *West Sole* i 1965, *Leman* tidlig i 1966, *Indefatigable* i midten av 1966, *Hewett*
sent i 1966 og *Viking* i 1968.

### De første funnene

I brønnen 25/11-1, i det som senere skulle bli navnsatt Balderfeltet, fant Esso med riggen Ocean Traveler den første forekomsten av olje på norsk sokkel.  Boringen hadde startet
i oktober 1966 og ble avsluttet i juli 1967.  Selv om en fant olje, ble brønnen permanent plugget, fordi funnet ikke ble betraktet som kommersielt drivverdig.

I juni 1968 meldte Phillips om funn av gass og kondensat i Cod-feltet i blokk 7/11. 
Ytterlige boring viste imidlertid at funnet var for lite til å være økonomisk drivverdig.  En nytilsatt geolog i Industridepartementet, Farouk Al-Kasim, vurderte funnet fra myndighetenes side.

Murphy-gruppen fant våren 1969 under boring i blokk 2/3 funn av gass i én brønn. Operatøren for denne gruppen var det amerikanske selskapet Murphy Oil, gjennom det norske datterselskapet *Norske Murphy Oil Company*.
Brønn nummer to i samme blokk viste seg å være tørr.  Også dette funnet var for lite til å være drivverdig.

### Utlysning av andre konsesjonsrunde

Trass i få indikasjoner på hydrokarboner, hadde staten i mai 1968 utlyst andre konsesjonsrunde, med 68 nye blokker.  
Det ble ikke stilt krav til noen form for statsdeltagelse i utlysningen.  I juni vedtok OPEC-landene
at det skulle stilles krav til statsdeltagelse i alle nye konsesjoner gitt av OPEC.  Jens Evensen tok da opp spørsmålet om mulig statsdeltagelse i et brev til industriministeren, og det ble besluttet å drøfte dette 
i forhandlinger med selskapene som søkte konsesjon.  Naturlig nok førte dette til sterk motstand fra søkerselskapene, som ikke ønske statlig innblanding.

### Ekofisk

Phillipsgruppen (Phillips Group Norway) søkte om lisens på blokkene 7/8, 8/1, 16/11, 17/12, 8/8, 8/10 og 8/11 samt 1/5, 2/4, 2/7 og 
7/11.
Gruppen besto i utgangspunktet av tre selskaper, men for å spre risikoen hadde en inngått en avtale med Petronod-gruppen om utveksling av 20 % andeler i tildelte rettigheter.  
I 1967 var Phillips-gruppen derfor sammensatt av de følgende selskapene, der de seks siste tilhørte Petronord-gruppen:

Fram til sommeren 1969 var det ikke funnet drivverdige funn i norsk sektor. Det var da boret til sammen 32 brønner i norsk del av Nordsjøen.  
Selskap som Elf, Shell og Phillips 
gjorde forberedelser for å trekke seg ut av oljeletingen.  For Phillipsgruppen gjensto imidlertid én brønn på boreprogrammet, som selskapet var forpliktet til å gjennomføre.  Kontrakten som Phillipsgruppen hadde med
riggselskapet *Odeco*, var også slik at kostnaden var den samme enten riggen *Ocean Viking* boret eller ikke.  Phillips bestemte seg derfor å bore den første brønnen i blokk 2/4, der seismikken viste en struktur
over en saltdom.  En stor gasslomme gjorde boringen problematisk, og det måtte foretas flere boringer ut over høsten. 
I brønnen som da ble kalt 2/4-1AX (senere omdøpt til 2/4-2), ble det funnet indikasjoner på olje i et 215 meter langt intervall, som startet på et dyp omkring 3050 meter under sjøbunnen.  
Lille julaften 1969 fikk Industridepartement melding om at brønntestene viste
et gigantfunn.  Nyheten om størrelsen på funnet ble imidlertid ikke offentliggjort før i juni 1970.  Aftenposten hadde på førstesiden 2. juni overskriften  «*Nordsjøfunnet over all forventning. Prøveresultat: Et gigant-felt*».

Starten av produksjonen på Ekofisk fra den flytende plattformen *Gulftide* ble høytidelig markert 6. juni 1971, med statsminister Trygve Bratteli til stede.

### Flere felt blir funnet

Feltene Vest Ekofisk, Eldfisk og Tor lå alle nær Ekofisk og ble funnet i 1970.
De sju første funnene er listet i tabellen under, ordnet etter tidspunkt for offentliggjøring.

I 1971 ble også det store gassfeltet Frigg funnet, delt mellom norsk og britisk sektor. Eiere var Petronord-gruppen, med Elf som operatør. Hydro hadde en eierandel på 32,87 %.  Kostnadene til 
utbyggingen ble langt større en ventet, og i 1973 ble den økonomiske situasjonen for Hydro kritisk. Selskapet gjorde flere mislykkede forsøk på å trekke inn andre selskap som finansiell støtte.
Den stigende oljeprisen som fulgte oljekrisen høsten 1973, reddet selskapet. Investeringene i Frigg endte med å bli fem ganger så store som en først hadde anslått, og også i 1976 måtte Hydro gå ut å forsøke å selge 
andeler i Frigg-lisensen.  Heldigvis for Hydro var forsøkene negative, for da feltet kom i produksjon og inntektene kom inn, da var selskapet over kneiken igjen.

Eddafeltet sørvest for Ekofisk og Albuskjell i nordvest ble funnet i 1972.

### Nasjonal kontroll

Norsk råderett over ressursene på og under havbunnen var etablert i lovverket fra 1963.  Nasjonal kontroll ble ytterligere slått fast da industrikomitéen behandlet stortingsmelding nr. 76 i 1971.  
Komitéen var for anledningen forsterket av to medlemmer fra utenriks- og konstitusjonskomitéen, Knut Frydenlund og Erling Petersen.  Innstillingen fra komitéen la grunnen for den videre utviklingen av
lovverket og er senere omtalt som de ti oljebud.  Første bud lyder «nasjonal styring og kontroll må sikres for all virksomhet på den norske kontinentalsokkel».
Det åttende bud sier at det må opprettes et statlig oljeselskap.

### Oljekrise og IEA-medlemskap
Også i Norge var virkningene av oljekrisen i 1973 store, med begrenset tilgang på bensin.  På toppen av svikt i utenlandske oljeleveranser, var det fra november 1973 
nesten full stans i oljeproduksjonen i Nordsjøen. Produksjonsstansen varte i omtrent to måneder og skyldtes vedlikehold og skader.   
I januar 1974 kom forbud mot bilkjøring i helgene.

Da krisen var over i januar 1974, ble Norge sammen med en rekke andre OECD-land invitert til konferanse i Washington, for å drøfte amerikanske tanker om samarbeid og fordelingspolitikk under
eventuelle framtidige kriser.  Konferansen ble holdt i februar 1974, med en norsk delegasjon ledet av utenriksminister Knut Frydenlund.  
Resultatet var opprettelsen av Det internasjonale energibyrået IEA i november 1974, etablert for å sikre stabile leveranser av petroleum.  
Norsk tilknytning til IEA skapte politisk debatt, i balansen mellom internasjonale forpliktelser og nasjonal kontroll med oljeressursene.  Som framtidig nettoeksportør av olje, fikk Norge
en særavtale for tilknytning, en avtale som ifølge utenriksminister Frydenlund sikret landet nasjonal styring med egne ressurser.  
Teknisk sett ble Norge ikke fullverdig medlem i IEA, men landet forpliktet seg til å bistå med tilgjengelig produksjonskapasitet i tilfelle nye energikriser.  
Stortinget godkjente avtalen i februar 1975.

## Offentlig og privat organisering

### Statlig styring

I stortingsmelding nr. 25 fra 1973/1974 ble det understreket at «Folkevalgte organer må ha kontroll med alle viktige sider av petroleumspolitikken: leting, utvinningstempo, sikkerhet og 
lokalisering».
Konsesjonspolitikken for leting og utvinning, sammen med etableringskontroll på land, var viktig for at inntektene skulle komme flest mulig nordmenn til gode.
Myndighetene måtte fra grunnen av bygge opp styringsorganer og lovverk som kunne regulere virksomheten.

Petroleumsvirksomheten lå i startfasen under Industridepartementet.  I 1978 ble Bjartmar Gjerde minister for Norges første Olje- og energidepartement (OED), i regjeringen Nordli.  
I regjeringen Brundtland, som kom i 1993, ble Olje- og energidepartementet lagt ned, og ansvaret for petroleumsvirksomheten ble plassert under et sammenslått Nærings- og energidepartement.  Regjeringen Jagland gjenopprettet OED i 1996, med Grete Faremo som statsråd.

Se forøvrig liste over Norges olje- og energiministre.

Petroleumsloven, med den tilhørende petroleumsforskriften, regulerer myndighetenes forvaltning av de norske petroleumsressursene. Fra den første formen i 1963 og fram til i dag har loven vært gjennom flere 
endringer, og nåværende versjon trådde i kraft i juli 1997. 
Loven stiller krav om undersøkelsestillatelser og utvinningstillatelser, og gir rammer for utvinningen. Før utbyggingen av et felt kan starte, skal Stortinget bli forelagt til godkjenning 
en plan for utbygging og drift, forkortet PUD.  Konsekvensutredninger skal gjennomføres både for enkeltstående utbyggingsprosjekt og når et nytt område åpnes for leting.  
Fram til 1995 kunne konsesjon bare gis til aksjeselskap stiftet i samsvar med norsk lov og registrert i foretaksregisteret.  Etter 1995 er konsesjonsdirektivet til EU 
gjeldende også for norske tildelinger, og alle EØS-registrerte selskap er likestilte med selskap registrerte i Norge.

Selskap som ønsker å operere på norsk sokkel, må etter 2000 gjennom en prekvalifisering, før de kan bli godkjent som rettighetshaver eller operatør.  En rettighetshaver er et selskap som er tildelt en 
utvinningstillatelse etter petroleumsloven.  En utvinningstillatelse kan ha flere rettighetshavere, men kun en av disse blir utpekt som operatør.  Operatøren står som ansvarlig for den daglige ledelsen av aktivitetene i lisensen eller utvinningstillatelsen.  Prekvalifiseringsprosessen skal sikre at alle involverte selskaper har tilstrekkelig faglig kompetanse, finansiell styrke og administrative styringssystem.
Siden ordningen ble innført og fram til 2020 er 62 selskaper blitt prekvalifisert som rettighetshavere og like mange som operatører.

### Statoil og Oljedirektoratet blir født

Etter utlysningen av andre konsesjonsrunde ble 13 blokker tildelt i 1969 og én blokk i 1971. Ved tildelingen forsøkte en å favorisere selskap som hadde vist vilje til å involvere den norske staten.  
Det faktum at søkerselskapene selv utformet utkast til avtaler, førte til at to alternative samarbeidsformer ble tatt i bruk. I «carried interest»-avtaler skulle den norske staten ha rett til deltakelse med opp til 17,5 %
av kommersielt utnyttbare funn, uten å måtte bidra med letekostnader. I «net profit»-avtaler fikk staten en viss andel av den netto fortjenesten fra et selskap, i tillegg til skatter og avgifter, 
men da uten å få være med i beslutningsprosesser.

Den sterke motstanden til søkerselskapene i andre konsesjonsrunde mot økt statsdeltagelse fikk myndighetene til å vurdere alternative former for involvering. 
En mulighet var å bruke Norsk Hydro som statens redskap i Nordsjøen.  
Regjeringen Borten gjennomførte i slutten av 1970 et oppkjøp av aksjer i selskapet og fikk med dette en aksjemajoritet på 51 %. Kjøpet ble først holdt hemmelig, for ikke å drive aksjeprisen i været. 
Ved offentliggjøringen i januar 1971 ble kjøpet begrunnet med oljeinteresser og planer for utbygging på Mongstad.

Hydro-oppkjøpet skulle ikke være til hinder for at staten kunne engasjere seg også på andre måter, og 18. september 1970 hadde regjeringen oppnevnt et utvalg for vurdering av statlig organisering for petroleumsvirksomheten.
Utvalget ble ledet av Knud-Endre Knudsen og la fram en innstilling 24. mars 1971.  Her foreslo utvalget en tredeling av offentlige organisering av petroleumsvirksomheten:  Industridepartementet skulle ha
hovedansvar for prinsipielle spørsmål, lovgivning og konsesjoner.  Et nytt «sokkeldirektorat» skulle ha kontrollmyndighet og utføre teknisk arbeid på vegne av staten.  
Et nytt statsselskap skulle overta det forretningsmessige, uten å være en aktiv deltaker.

En uke før at utvalget hadde lagt fram sin innstilling, ble regjeringen Borten avløst av regjeringen Bratteli. Den nye industriministeren Finn Lied fikk ansvaret for oppfølging av utvalgsinnstillingen, sammen med den nye statssekretæren Arve Johnsen.  Også Jens Evensen hadde på vegne av Statens oljeråd lagt fra en anbefaling om oppretting av et statsselskap.

I den endelige utformingen fikk det nye direktoratet navnet *Oljedirektoratet*, og statsselskapet fikk navnet *Den norske stats oljeselskap* (Statoil). 
Det ble også besluttet at det nye statsselskapet skulle være *aktivt* deltakende i både
leting og utvinning, og ikke bare et passivt holdingsselskap. Stortinget stilte seg enstemmig bak forslaget.

Mer strid var det om lokalisering av de nye institusjonene, der regjeringen foreslo at både direktoratet og statsselskapet burde ha hovedkontor i Stavanger.
Stortingets industrikomité delte seg i tre like grupper for Stavanger, Bergen og Trondheim, hovedsakelig etter geografiske og ikke politiske skillelinjer. Den endelige avstemningen i Stortinget 14. juni 1972 
valgte med 75 av de 144 representantene til stede Stavanger. Bergen fikk 20 stemmer og Trondheim 49.

Stavanger Aftenblad markerte nyheten dagen etter med overskriften 
«Stavanger-flaggfest for Oljedirektoratet».  Den nye rollen - og utfordringene - som oljeby ble også omtalt i avisens hovedleder.
At en ikke helt forutså alle ringvirkningene kommer fram i en sekundær leder, der avisa skrev 
at «for store deler av fylket var det vel så viktig at den første salven ble utløst på Suldalsvei-anlegget ved 
Nesflaten».

Jens Christian Hauge ble første styreformann i det nye statsoljeselskapet.  I oktober 1972 overtok regjeringen Korvald, og Arve Johnsen gikk av som statssekretær.  
Like etterpå ble Johnsen utnevnt til administrerende direktør i Den norske stats oljeselskap. 
Tiltredelse var 1. desember, datoen da selskapet også åpnet kontor i Stavanger.  
Johnsen framholdt de statlige oljeselskapene i Frankrike og Italia som mønster.  Hauge estimerte at det nye selskapet ville trenge omkring 40 ansatte.

Oljedirektoratet var på plass i Stavanger i november 1972, med Fredrik Hagemann som første direktør og sjef for to andre ansatte. 
Formann i styret for Oljedirektoratet var fylkesmann i Rogaland Gunnar Hellesen.  En første oppgave for den nye direktøren var å gå gjennom de 500 søknadene direktoratet hadde fått til de nyutlyste 
36 stillingene.

### Saga Petroleum blir født

I februar 1972 tok NOCO initiativet til at Saga Petroleum ble dannet, sammen med Syracuse Oils Norge A/S, A/S Polaris Oil Consortium og 
A/S Pelican. 
Bak disse fire sto igjen til sammen 96 selskap, som alle gikk inn som aksjonærer i det nye Saga Petroleum.  
Initiativet kom etter politisk påtrykk, der regjeringen Bratteli ønsket å samle norske interesser i ett privat selskap.

Aksjekapitalen var på vel 800 millioner kroner.  Otto Grieg Tidemand ble valgt som styreleder i det nye selskapet, og Martin Siem ble daglig leder..  
Selskapet fikk kontor i Oslo.

### Folkeaksjeselskaper

Etter Ekofiskfunnet var mange grepet av oljefeber og ville investere i den nye virksomheten.  Flere initiativ ble tatt i 1971 til dannelse av «folkeaksjeselskaper», der alle kunne tegne aksjer.
Interessen for disse ble svært stor, og det kom inn over 500 millioner kroner i aksjekapital. De nye selskapene fikk ikke være med da Saga Petroleum ble dannet, og de ble dermed 
utestengt fra norsk sektor og måtte engasjere seg i utlandet.  Det norske oljeselskap (DNO) ble det viktigste resultatet av disse folkeaksjeselskapene.

For å finansiere virksomheten opprettet Saga i oktober 1972 Sagapart AS, der aksjene ble forbeholdt norsk allmennhet. 
Målet var å få inn maksimalt 90 millioner kroner til et folkeaksjeselskap, og aksjetegningen gikk svært godt. Det ble tegnet aksjer for 450 millioner kroner, og det ble nødvendig å redusere flere av de største 
tegningene.    
En aksje i Sagapart var i realiteten en aksje i Saga, og de to selskapene fusjonerte i 1980.

### Trioen Statoil - Hydro - Saga

Med Statoil, Hydro og Saga hadde Norge i 1972 fått ett hel-statlig selskap, ett halv-statlig og ett privat selskap i petroleumsvirksomheten.  Forholdet mellom disse tre skulle skape adskillige spenninger
i tiden videre, ikke minst i konkurransen om operatøransvar. Statoil er blitt karakterisert som «et ektefødt barn av Arbeiderpartiet». 
Arbeiderpartiet framhevet ofte Statoils rolle som redskap for å ivareta samfunnets interesser og som instrument for å gi myndighetene innsikt og kontroll med oljesektoren.
Det var bred enighet om at Norge skulle ha et statsoljeselskap, men det var lenge strid om hvor stor rolle statsselskapet burde og skulle ha.  
Skiftende borgerlige koalisjonsregjeringer hellet mot å begrense Statoils virksomhet og var gjennomgående mer positive til å gi Hydro og Saga større ansvar på sokkelen.  
I en debatt i Stortinget i 1984 uttalte Odd Vattekar «Høyre er enige i at vi skal ha et statlig oljeselskap, men ikke i at det skal bre sine fangarmer overalt».

Fra og med tildelinger i 1974 er Statoil stort sett blitt gitt en eierandel på minst 50 % i nye lisenser. En *glideskala* gjorde det mulig å øke Statoils andel underveis, dersom et funn skulle vise seg spesielt stort og lovende.  
Andelen kunne da økes opp til 70, 75 eller 80 %, avhengig av lisensbetingelsene.

Statoil var fra starten av også blitt gitt vilkår for redusert bidrag til leteutgifter.  Saga og Hydro var ikke fornøyd med å måtte være med på å dekke inn Statoils andel av leteutgiftene, sammen med de utenlandske selskapene.
I november 1979 vedtok Stortinget at ingen norske selskaper skulle bidra til leteutgiftene med en større andel en det de hadde som eierandel i lisensen.  Dette ville redusere Hydro og Sagas bidrag til 
Statoils letekostnader.  Vedtaket ble gjennomført etter et felles forslag fra Høyre, Kristelig Folkeparti og Senterpartiet, med støtte fra 
Venstre.
Beslutningen ble karakterisert som et «arbeidsuhell»: Arbeiderpartiet var mot vedtaket, men manglet to representanter i salen under 
avstemningen.
Vedtaket var formelt sett gyldig og ble stående.

Utover 1980- og 1990-tallet etablerte det seg en rådende holdning av at konkurransen mellom de tre selskapene var en stor fordel for virksomheten på sokkelen.
Regjeringen Willoch ønsket i 1982 ved konsesjonstildeling for «sølvblokken» 30/6 å gi 5 % eierandel til et fjerde norsk oljeselskap, men da regjeringen i juni 1983 ble utvidet med Kristelig Folkeparti og 
Senterpartiet, endte det med at denne andelen gikk til utenlandske selskaper.  DNO fikk av den samme koalisjonsregjeringen i mai 1984 tildelt 1 % eierandel i «diamantblokken» 34/7, mot stemmene til
Arbeiderpartiet, SV og Venstre.

### Opprettelsen av SDØE

Før stortingsvalget i oktober 1981 varslet Høyre at de ønsket å «vingeklippe» Statoil, som de mente var blitt for stort og mektig. Da de borgerlige vant valget, ble det i 1982 nedsatt et utvalg
med Jens Christian Mellbye som leder, med mandat til å vurdere «statens deltaking i organisering av petroleumsvirksomheten».  Utvalget foreslo *to* tiltak for å redusere Statoils makt:
En større del av inntektene skulle gå direkte til staten, gjennom opprettelse av Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). I tillegg skulle lisensreglene endres, slik at Statoil ikke kunne
ha vetorett alene i et samarbeidsprosjekt.  Både Statoil-ledelsen og Arbeiderpartiet var ikke uventet sterkt imot en slik vingeklipping, men uenighetene endte med et tverrpolitisk kompromiss 
våren/sommeren 1984. Ordningen med SDØE ble gjort gjeldende fra 1. januar 
1985.
SDØE opererer som alle andre eiere, ved å betale sin andel av investeringer og å motta sin andel av overskuddet.  
Opprettelsen førte til en reduksjon i Statoils eierskap i en rekke felt. SDØE ble administrert av Statoil fram til 2001, da selskapet Petoro ble opprettet med ansvar for SDØE.

### Saga og Hydro slår seg sammen
Hydro kjøpte i 1989 en andel på 13 % av aksjene i Saga, men disse ble solgt igjen i 1989, da Saga-aksjen var historisk høy.

Saga la i oktober 1996 bud på det britiske oljeselskapet Santa Fe Exploration, etter først å ha prøvd å kjøpe britiske Sun Oil.  Også Conoco og japanske Mitsubishi kjempet for å få kjøpe Santa Fe,
som hadde andeler i britisk og irsk sektor.  Konkurransen gjorde at prisen ble drevet betydelig opp.  Saga med administrerende direktør Asbjørn Larsen fikk tilslaget og vedtok i desember overtakelsen av Santa 
Fe. 
Ettertiden viste at beløpet som ble betalt, var for høy i forhold til verdiene i selskapet.

Oljeprisen falt høsten 1998 fra 15 til 10 dollar fatet, og dette ga Saga store økonomiske problemer. Prisfallet gjorde at selskapet prøvde å sikre seg gjennom inngåelse av langsiktige kontrakter, men dette
skjedde da oljeprisen var på et bunn-nivå.  Da prisen igjen steg, fikk selskapet ingen glede av dette og slet med å overleve. Vinteren 1998/1999 var det kontakt mellom de to direktørene Diderik Schnitler og Egil Myklebust
for å sondere mulighet for samarbeid mellom Saga og Hydro. Det var liten vilje til å bistå fra politisk side, som mente at vanskene måtte løses rent markedsøkonomisk.  Nå kom også Elf på banen og la inn
bud på Saga. Etter en kort budrunde overtok Hydro aksjene i Saga, og de to selskapene ble slått sammen.  Overtakelsen skjedde i samarbeid med Statoil, som alt eide 20 % av aksjene i Saga, og som ved overtagelsen 
fikk 25 % av feltandelene til Saga og operatøransvaret på Snorre, Vigdis, Tordis og Borg. 
Både ledelse og ansatte i Saga ønsket seg nok Elf som ny eier, ut ifra en tro på at dette ville medføre minst endringer for Saga-organisasjonen.

### Statoil går på børs, Petoro og Gassco opprettes

Det var i løpet av årtusenskiftet etablert et relativt bred politisk flertall for å delprivatisere Statoil, men det var sterk uenighet om detaljene i en slik prosess. 
Regjeringen Stoltenbergs forslag var at staten skulle beholde minst 2/3 av eierskapet i et nytt Statoil-aksjeselskap. Høyre og Fremskrittspartiet på sin side ønsket ikke noe tak på eierandelene og ville gjerne markere at opprettelsen av aksjeselskapet bare var et første steg i en prosess for å gjøre Statoil mer privateid.  
Fire sentrale politikere som våren 2001 hadde oppgaven med å utarbeide et kompromiss, var Jan Tore Sanner (H), Hilde Frafjord Johnson (KrF),
Gunnar Kvassheim (V) og Tore Nordtun (Ap).

Et første steg i prosessen skjedde i mai 2001, da Statoil fikk kjøpe 15 % av SDØE-andelene. Samtidig ble 6,5 % av SDØE-andelene solgt til andre selskap.  
Statoil måtte betale 38,6 milliarder kroner for de nye andelene.

I mai måned ble også to nye statlige selskaper opprettet: Petoro og Gassco.  Petoro overtok ansvaret for SDØE fra Statoil.  Navnet på dette selskapet var sammensatt av «pet» for petroleum og «oro» for gull. Ved opprettelsen ble 
Petoro et av verdens største oljeselskaper, med en markedsverdi på 540 milliarder kroner. 
Selskapet skulle ha hovedkontor i Stavanger og planla med 40-60 ansatte.  Gassco ble opprettet som et statlig aksjeselskap med ansvar for transport av naturgass i rørledningssystemene.  Statoil var mot denne opprettelsen, fordi selskapet ble fratatt oppgaver.

18. juni 2001 ble Statoil primærnotert på Oslo børs og tilleggsnotert på New York-børsen.  Vel 20 % av selskapets aksjer ble gjort tilgjengelige for salg. Aksjeprisen la seg rundt 70 kroner.  
Kostnadene ved å gjøre Statoil til et børsselskap ble anslått til 800 millioner kroner.

### Hydro og Statoil slår seg sammen
I 2002 foreslo styreleder i Statoil, Leif Terje Løddesøl, at petroleumsvirksomheten i de to selskapene Hydro og Statoil burde slå seg sammen.  Forslaget ble framsatt uten at han først hadde informert staten som eier,
og olje- og energiminister Einar Steensnæs (KrF) var raskt ute med å stoppe idéen. Også i 2003 uttalte både Statoil-sjefen Olav Fjell og Hydro-sjefen Eivind Reiten at det var urealistisk å 
fusjonere.

De to selskapene startet hemmelige forhandlinger om sammenslåing i februar 2004, men lekkasje til pressen gjorde at forhandlingene ble stoppet.  Den tidligere toppsjefen i Statoil, Arve Johnsen, advarte mot en sammenslåing:
«Rivaliseringen mellom Hydro og Statoil har vært en viktig drivkraft i norsk olje- og gassindustri.»

Forsøk fra både Hydro og Statoil på å ekspandere internasjonalt falt ikke entydig heldig ut.  
Statoil ble innblandet i et korrupsjonssak i 2002/2003, i et forsøk på å etablere seg i Iran.  Hydro 
kjøpte i desember 2005 selskapet Spinnaker, for en pris på 2,45 milliarder, i et forsøk på å komme inn på det amerikanske markedet.
Begge selskaper prøvde å komme inn i det gigantiske russiske Stockman-feltet.

I april 2006 gikk rykter om at forhandlingene mellom Hydro og Statoil var tatt opp igjen på ny.  Olje- og energiminister Thorhild Widvey (H) ville ikke kommentere ryktene. Den 18. desember 2006 kunngjorde 
konsernsjefene Helge Lund i Statoil og Eivind Reiten i Hydro at styrene i de to selskapene
hadde anbefalt en fusjon.  Hovedmotivasjonen var å stå bedre rustet til internasjonal virksomhet, når produksjonen på norsk sokkel avtok. 
Russisk nei til Hydro-deltagelse på Stockman hadde vist at selskapet ikke var sterkt nok til å konkurrere 
internasjonalt.

Hydro hadde alt i 2004 skilt ut landbruksdelen i et egen selskap Yara. Etter utskillelsen av petroleumsdelen var det tradisjonsrike Hydro-navnet nå knyttet til produksjon av lettmetall.  
Statsandelen i Statoil ville med fusjonen gå ned, men gjennom oppkjøp av aksjer i Hydro gikk statsandelen i det fusjonert selskapet opp til 67 %.

Fusjonen var planlagt gjennomført i tredje kvartal 2007.  
Helge Lund ble foreslått som konsernsjef for det fusjonerte selskapet og Eivind Reiten som ny styreleder.  Tore Torvund fra Hydro fikk stillingen som leder for norsk sokkel i det nye selskapet, mens Peter Mellbye fikk
ansvaret for internasjonal virksomhet.

Det var bred politisk ryggdekning for fusjonen i alle partier, bortsett fra i Rød Valgallianse.
Fusjonen skjedde imidlertid ikke uten at mange var bekymret for om den nye giganten ville bli for mektig og enerådende.  Det nye selskapet ble et av de 50 største selskapene i verden, uavhengig av bransje. 
Det ville være operatør på over 40 av de daværende omkring 50 feltene på norsk sokkel.  Arbeidstakerorganisasjoner som SAFE uttrykte uro for at sammenslåingen skulle føre til færre jobber og dårligere 
arbeidsforhold.

Som ledd i videre internasjonal ekspansjon, kjøpte Statoil i april 2007 andeler i kanadisk oljesand for 12 milliarder kroner.
Utvinningsformen har store negative miljømessige konsekvenser, og oppkjøpet var kontroversielt.  For å bli vellykket, var prosjektet også avhengig av en vedvarende høy 
oljepris.

Det var sterke følelser knyttet til navn og logo i begge de fusjonerte selskapene, og navnevalget for det nye selskapet skapte adskillig hodebry.  De to selskapene ble fusjonert 1. oktober 2007, med midlertidig navn StatoilHydro.  Fusjonsavtalen inneholdt en klausul om at styret skulle finne et nytt permanent navn.

I løpet av sommeren 2007 ble tilliten til Eivind Reiten svekket som følge av opsjonsavtaler for en rekke ledere i Hydro.  Avtalene ga rett til kjøp av aksjer ved avviklingen av selskapet.  
Fem dager etter den offisielle fusjonen ble det også kjent at Hydro kunne ha vært involvert i korrupsjon i kontakt med et Libya-selskap 6-8 år tilbake i tid.  
Eivind Reiten gikk da av som styreleder.  Marit Arnstad fungerte som styreleder, til Svein Rennemo tok over i april 2008.

### Fra StatoilHydro til Equinor

Finanskrisen i 2008 førte med seg mange omstillinger, og i 2008 og 2009 måtte over 2000 ansatte forlate StatoilHydro med sluttpakker. Flere utbygginger, som Lavrans og Trestakk, ble utsatt.

Det midlertidige navnet StatoilHydro kom til å fungere i to år, men i november 2009 ble det gamle navnet Statoil gjeninnført også for det fusjonerte selskapet.  Det fusjonerte selskapet forsøkte mer og mer å bli en internasjonal aktør.

I mai 2018 ble navnet igjen byttet, nå fra Statoil til Equinor.  Navnebyttet ble gjennomført for å vise at selskapet ønsket å være et bredere energiselskap, med engasjement også utenfor gass og olje.

### Utenlandske aktører

I starten var Norge helt uten kunnskap om oljeproduksjon, og kompetansen og ressursene fra utenlandske oljeselskap var kritisk nødvendig. Potensialet for gevinst på sokkelen la grunnlaget for et stort og kontinuerlig 
engasjement fra internasjonale aktører.  Balansen mellom å tilgodese utenlandske selskap, bygge opp og vedlikeholde norsk industri og virksomhet, og samtidig sørge for nasjonal kontroll og styring, 
har vært et gjennomgående tema i hele den norske petroleumshistorien.

Fram til EUs konsesjonsdirektiv ble gjort gjeldende i 1995 var det et krav for å få lisenser at utenlandske selskap opprettet norske datterselskap.

Oljeleting og produksjon er ressurskrevende, både i form av kompetanse og kapital.  En trend med sammenslåing av selskap til stadig større og sterkere internasjonale enheter har preget både internasjonal og
nasjonal oljeindustri.  Sammenslåingene har ofte vært smertefulle prosesser som har berørt mange arbeidsplasser også i Norge.

#### Phillips, Conoco og ConocoPhillips
Phillips var en pioner på norsk sokkel, og det amerikanske selskapet har vært engasjert kontinuerlig her siden de kom i 1962.  Med de første funnene av Cod-feltet og Ekofisk-feltet hadde de en sentral rolle i den tidlige historien.
Som operatør for Ekofisk har selskapet utviklet feltet slik at utvinningsgraden har økt fra de første estimatene på 17 % til dagens tall på over 50 %.  Et ledd i arbeidet på Ekofisk var
oppjekkingen av stålplattformene i 1987.  
Selskapet har også vært operatør på Albuskjell, Cod, Edda, Eldfisk, Embla og Tor.  På Ekofisk hadde selskapet ansvaret for Bravo-utblåsningen i april 1977.
Phillips var også kontraktør for riggen Alexander L. Kielland, da denne kantret 27. mars 1980 under arbeid på Eddafeltet.
I 2002 fusjonerte det internasjonale morselskapet med det amerikanske selskapet Conoco, under navnet ConocoPhillips, og virksomheten i Norge har siden 2003 vært drevet gjennom ConocoPhillips Skandinavia AS,  
fra hovedkontoret i Tananger i Sola kommune.

Conoco fikk sin første produksjonslisens på norsk sokkel i 1970 og var operatør da Murchinsonfeltet ble funnet i 1975 og Heidrunfeltet i 1985. Murchinson ble bygget ut fra britisk side av sokkelen, 
og Statoil overtok operatøransvaret for Heidrun i 1995.  Conoco kjøpte i 1974 en andel på omkring 10 % i Statfjordfeltet.

I tillegg til driftsoppgavene har ConocoPhillips holdt fram med letevirksomheten, og i november 2020 annonserte ConocoPhillips et større funn av gass og kondensat i
en letebrønn på Warka, 35 kilometer nordvest for Heidrunfeltet.

#### Elf og Total
De franske selskapene Elf og Total (med forløpere) var viktige samarbeidspartnere da Norsk Hydro etablerte seg som oljeselskap, og som del av Petronord-gruppen gikk alle tre selskap inn som medeiere i Ekofisk.  
Også på Osebergfeltet var det et tett samarbeid mellom disse tre selskapene.  
Elf var operatør da Friggfeltet ble funnet i 1971.  Total kjøpe det belgiske selskapet Petrofina i 1999 og skiftet da navn til TotalFina.  
De to selskapene Elf og TotalFina fusjonerte i 2000 under navnet TotalFinaElf, som i 2003 igjen ble skiftet til Total.  I august 2017 kjøpte Total også det danske selskapet Mærsk Olie og Gas.
Elf hadde på det meste over 1300 ansatte på kontoret i Dusavik i Stavanger, men det samlede selskapet har gått gjennom en rekke nedbemanninger.
I 2004 var Total det utenlandske selskapet som hadde størst produksjons-eierandel fra norske felt, men selskapet var likevel uten større operatør-oppgaver.
Selskapet ble i 2004 operatør for Skirnefeltet, som hadde blitt funnet av  Elf i 1990, og i 2011 også ansvaret for det nærliggende Atlafeltet.  Begge disse små feltene produserer via havbunnsrammer med rørledninger
inn til Heimdalfeltet.  Da PUD for Martin Linge-feltet ble godkjent i 2012, fikk Total endelig en større oppgave som operatør.  Imidlertid solgte Total 
sin andel på 51 % i Martin Linge-feltet i 2018 til Statoil, og med salget fulgte operatøransvaret og 121 Total-ansatte.  Total har fortsatt andeler i en rekke norske felt, inkludert Ekofisk, Johan Sverdrup, Snøhvit og Åsgård.

#### Amoco og BP
Det amerikanske selskapet Amoco var deltaker i første konsesjonsrunde i 1965, sammen med Norwegian Oil Consortium (Noco), som skulle bli initiativtakeren til Saga.  Selskapet ble operatør for Amoco/Noco-gruppen, men 
hadde ikke suksess med de første leteforsøkene.  Selskapet var imidlertid operatør for funnet av Hodfeltet i 1974, for Valhall i 1975 og for funnet av Skarv i 1998.
I 1999 fusjonerte Amoco med det britiske selskapet BP til BP Amoco, og i 2001 ble navnet forenklet til BP.

Det britiske selskapet BP hadde vært til stede i Norge med salg av olje og bensin siden 1920-årene, og i starten av 1970-årene var datterselskapet Norsk Brændselsolje engasjert i utbyggingen av raffineriet på Mongstad.  
BP var første selskap som fant gass i den sørlige delen av Nordsjøen og var svært aktiv på britisk sokkel.
I 1974 søkte selskapet om konsesjon på norsk sokkel, men uten å få noen tildelt noen lisenser.
Først i mai 1976 ble BP gitt rettigheter på norsk sokkel.  Høsten 1976 var selskapet operatør for funnet av Ulafeltet.  
I juni 2016 fusjonerte virksomhetet til BP Norge med det Aker-eide Det norske oljeselskap, og denne fusjonen er omtalt i avsnittet Aker-konsernet på sokkelen.  På tidspunktet for fusjonen var BP Norge operatør for
Hod, Ula, Skarv, Tambar og Valhall, og selskapet hadde omkring 850 ansatte.

#### Norske Shell

Også Shell var en av pionerne på norsk sokkel, aktiv i fra første konsesjonsrunde.  På land drev selskapet fra januar 1968 oljeraffineriet på Sola.
Som operatør fant selskapet gassprovinsen i Trollfeltet høsten 1979. Shell fortsatte som operatør for Troll Gassprovins i utbyggingsfasen, fram til juni 1996, da Statoil overtok som driftsoperatør.

Også Draugenfeltet på Haltenbanken ble funnet av Shell, høsten 1984.  Selskapet fungerte som operatør fram til november 2018, da OKEA overtok Shells andeler og ansvar.  
Samtidig solgte Shell også en 12 % andel i Gjøafeltet til OKEA.

Det vekte oppsikt da Shell ikke søkte om nye letelisenser i 14. konsesjonsrunde i 1992, og den manglende søknaden ble oppfattet som et tegn på at selskapet var misfornøyd med arbeidsbetingelsene i Norge.
Representanter for selskapet uttalte at det økte skattetrykket i Norge hadde gjort petroleumsvirksomheten mindre attraktiv.

Om Shells rolle i kampen 1997-1999 om operatøroppgavene på Ormen Lange, se avsnittet Ormen Lange.

I 2005 gjordet Shell funnet Lindorm i midtre del av Norskehavet, og dette funnet er fremdeles under evaluering.  
Norske Shell er i 2020 operatør for Ormen Lange, Gaupe og Knarr, der de to siste feltene har avsluttet produksjonen. Selskapet har om lag 500 ansatte i Norge, med hovedkontorene i Risavika i Sola kommune.

#### Esso, Mobil og ExxonMobil

Esso var med i første konsesjonsrunde og fikk alene tildelt lisens 001. Det var det første selskap til å bore på norsk sokkel og det første selskap til å finne spor av olje i norsk farvann.  
Mobil, derimot, hadde ikke tro på norsk sokkel og var ikke med i første konsesjonsrunde.

Esso påviste Balderfeltet så tidlig som i 1967, men feltet var relativt lite, og PUD for Balder og det nærliggende Ringhorne ble godkjent først i 1996.  Selskapet var også operatør da feltet
Sleipner Vest ble funnet høsten 1974, Sigun i 1982 og Jotun i 1994.

Mobil kom inn på sokkelen først i 1973 og var operatør da Statfjord ble funnet i første halvdel av 1974 og Fram i 1990.

I 1995 inngikk Esso et samarbeid med Smedvig asa om felles kjøp og drift av et produksjonsskip på Balderfeltet.  Esso mente i 1997 å ha funnet grove feil på skipet, som kom fra verft i Singapore.  
Oljeselskapet hevet kontrakten med Smedvig, og striden endte med at de to involverte partene gikk til motsøksmål mot hverandre.  I tingretten i Stavanger ble Smedvig i juli 2003 dømt til å betale Esso
en erstatning på 534 millioner kroner.

I 1998 kjøpte morselskapet Exxon aksjene i Mobil, og de to selskapene fusjonerte under navnet ExxonMobil.

Et av de største salgene på norsk sokkel ble gjennomført i mars 2017, da ExxonMobil solgte eiendelene i Balder, Ringhorne og Jotun til selskapet Point Resources, for en prislapp på nærmere 
åtte milliarder kroner.
Med dette kjøpet skiftet nærmere 300 ansatte selskap.  ExxonMobil beholdt Sigyn-andelen, men overførte operatøransvaret til Statoil.  Dermed sto ExxonMobil igjen med kun lisensrettigheter på norsk sokkel og ingen
operatøroppgaver.

#### Andre utenlandske aktører

Chevron har hatt andeler i en flere norske felt, men selskapsgiganten har vært lite aktiv på norsk sokkel.  Selskapet ble operatør for letelisensen Dønna Vest (PL259) i 2000, i 16. konsesjonsrunde. 
En énkelt brønn ble boret, og denne var tørr.

Faroe Petroleum søkte om konsesjon første gang i 2005 og etablerte et norsk datterselskap i 2006.  Fra 2016 var selskapet operatør for Oselvarfeltet og Trymfeltet samt for Brassefunnet.
DNO forsøkte gjennom 2018 å ta over det norske selskapet gjennom aksjekjøp, for på den måten å vokse på norsk sokkel.  Faroe ønsket å stå på egne bein og betraktet oppkjøpet som fiendtlig.
I januar 2019 hadde DNO greid å vinne oppkjøpskampen, etter å ha fått kontroll på over halvparten av Faroe-aksjene. De to selskapene fusjonerte i mai 2019.

Det svenskeide selskapet Lundin Energy etablerte seg med datterselskap i Norge i 2004.  Høsten 2007 var selskapet operatør for sin første letebrønn på norsk sokkel og hadde umiddelbar suksess med å finne
Edvard Grieg-feltet.  Selskapet har markert seg med å gjøre en rekke funn, inkludert Johan Sverdrup.  Se nærmere omtale i avsnittet om Johan Sverdrup.

Marathon Oil hadde eierandeler i en rekke lisenser og var også operatør for Alvheim og Vilje.  Selskapet valgte i 2014 å selge hele virksomheten i Norge til 
Det norske oljeselskap for 12,6 milliarder kroner.

Norsk Agip var i første konsesjonsrunde med i Phillips-gruppen.  Selskapet fikk etter hvert en relativt stort portefølgje av andeler i norske felt og var også operatør for en del leteboringer, uten først å ha den helt store suksessen. I 2000 fant selskapet Goliatfeltet i Barentshavet.
Norsk Agig var et datterselskap av Agip, som igjen var et datterselskap av det italienske statsselskapet  Eni. Som følge av endringer i strukturen til morselskapene, skiftet Norsk Agip i desember 2003 navn til Eni Norge. 
I 2018 fusjonerte Eni Norge med Point Resources og dannet Vår Energi.  Selskapet er operatør for Balder, Goliat, Jotun, Marulk og Ringhorn Øst.  
Vår Energi var nummer to på listen over selskap som betalte mest petroleumsskatt i 2019, etter Equinor.

OMV er et av Østerrikes største selskap og etablerte seg på norsk sokkel med datterselskapet OMV (Norge) i 2006. 
Selskapet er operatør i enkelte letelisenser og har kjøpt større andeler i feltene Edvard Grieg, Gudrun, Gullfaks, Solveig og Aasta Hansteen.

Det tyske selskapet Wintershall kom inn på norsk sokkel i 1969, da de kjøpte rettigheter fra Norske Odeco Exploration, som ville trekke seg ut av virksomheten.  Fra før av hadde Wintershall virksomhet på tysk 
sokkel i tillegg til internasjonalt.
Den tidlige eierandelen på norsk sokkel var imidlertid ingen suksess, med hovedsakelig tørre brønner.  Først etter 2005 begynte selskapet å få rettigheter i større omfang på norsk sokkel.  
Selskapet var operatør for funnet av Maria i 2010 og Nova i 2012.  
Før jul i 2017 ble det kjent at Wintershall ville fusjonere med selskapet DEA Norge.  Også DEA Norge hadde røtter i Tyskland, med hovedkontor i Hamburg.  Fusjonen ble gjennomført i 2009 under navnet Wintershall Dea.
Ved fusjonen ble den samlede arbeidsstokken i de to selskapene redusert fra 650 til 450.  
I tillegg til Maria og Nova er selskapet også operatør på Brage, Dvalin og Vega.

### Aker-konsernet på sokkelen

Aker-konsernet har vært involvert i petroleumsvirksomheten på ulike måter fra starten av.  
Med et utgangspunkt i landbasert virksomhet i mekanisk industri og som leverandør til oljeindustrien, har konsernet gradvis bygget seg ut med aktiviteter også ute på sokkelen.  
Både konsernet og et stort konglomerat av datterselskaper har vært gjennom en rekke omorganiseringer, navneskifter, kjøp og salg.

Tidlig på 1970-tallet gjorde datterselskapet Aker Drilling Services (etablert 1965) det første forsøket på å bruke boreskip i Nordsjøen, men forsøket var ikke vellykket. 
Aker Drilling Services var på syttitallet også involvert i oljeleting på Svalbard, men ble i 1976 solgt til Fred Olsen-gruppen, som skiftet navn på selskapet til Dolphin Services a.s.
Aker Offshore Contracting ble etablert høsten 1974 for å «ivareta Aker-gruppens engasjementer i tilknytning til utvinning av olje og gass på kontinentalsokkelen».
Selskapet skulle kunne engasjere seg både på land og til havs, men hovedaktivitetene har vært knyttet til feltutbygging og vedlikehold.  
På sokkelen fikk Aker Offshore Contracting i 1977 sammen med et nederlandsk selskap
oppdraget med å dekke til rørledningen fra Ekofisk til Emden.

I januar 1987 fusjonerte Aker med Norcem, og som ledd i integrasjonsprosessen ble i 1988 en rekke Aker- og Norcem-selskaper samlet under forretningsområdet Aker Offshore.
Dette omfattet blant annet Norcem Drilling, eier av boreskipet «Petrojarl I» som ble benyttet på Oseberg-feltet.  Norcem Drilling hadde ved årsskiftet 1987/88 1350 ansatte og betydelig virksomhet på sokkelen.
Andre nye forretningsområder var Aker Cement, Aker Contractors, Aker Industrier og Aker Eiendom.  Hvert forretningsområde ble organisert med en rekke datterselskap.
De fem forretningsområdene i Aker-konsernet ble fusjonert med morselskapet igjen i juli 1990.

Aker Drilling drev produksjonsboring, brønnkompletering og brønnvedlikehold, og var med 1200 ansatte et av de største datterselskapene i Aker Offshore.  
Det var også Norges største boreselskap.
Selskapet var hel-eid av Aker-konsernet, men i mai 1990 ble 52,7 % av aksjene lagt ut på børs, omfattet av stor interesse.  Samme år vant Aker Drilling et kappløp om kjøp av fem borerigger fra det amerikanske selskapet Transocean Drilling Company, 
for en prislapp på nesten 1,3 milliarder kroner.
Sammen med riggene fulgte markeds- og driftsorganisasjonen i det amerikanske selskapet.  Siden Aker ikke lenger var majoritetseier, og fordi en ønsket å ivareta markedsposisjonen til det amerikanske selskapet, ble 
navnet skiftet fra Aker Drilling til Transocean Drilling A/S.
I 1996 gikk Transocean sammen med det amerikanske riggselskapet Sonat i det som Stavanger Aftenblad kalte «tidenes største fusjon».
Det nye selskapet fikk en børsverdi på 10 milliarder kroner, langt mer enn det Aker da var verdt.  Bakgrunnen for fusjonen var en eventyrlig vekst i riggmarkedet.

Gjennom selskapet Resource Group International (RGI) kjøpte Kjell Inge Røkke i de første månedene av 1996 en majoritetsaksjepost i Aker ASA. Bjørn Rune Gjelsten fra RGI erstattet da Gerhard Heiberg som styreformann i Aker-konsernet.  Juli samme år ble olje- og gassdelen av Aker igjen skilt ut fra mor-bedriften og fusjonert med Kristiansandsbedriften Maritime Group til Aker Maritime ASA.    Det nye selskapet fikk om lag 9400 ansatte, fordelt på 20 land.  Etter en dramatisk dragkamp om aksjer ble en fusjon mellom Aker og RGI godkjent av styrene i begge selskaper i september 1997.

Aker Floating Production ble dannet i 2006 for å drive virksomhet knyttet til lagerskip og til flytende produksjonssystemer, kalt FPSO-er.  Selskapet ble solgt til Ocean Yield i 2012, nå Ocean Operation.

Våren 2006 startet konsernet opp arbeid med et nytt datterselskap, Aker Exploration, som et «fokusert leteselskap».
Planen var å bruke én rigg til oljeleting.  Selskapet ble prekvalifisert som rettighetshaver på norsk sokkel i 2006, som ett av tolv nye selskap på sokkelen dette året.  Året etter ble selskapet også
prekvalifisert som operatør.  Hovedkontoret ble lagt til Stavanger.  I starten av 2009 var selskapet medeier i 17 lisenser.

Et nytt selskap med det gamle navnet navnet Aker Drilling var blitt etablert som børsnotert selskap under Aker-paraplyen i 2005.  Selskapet igangsatte bygging av to nye halvt-nedsenkbare leterigger *Aker Spitsbergen* og *Aker Barents*.  *Spitsbergen* skulle etter planen være ferdigstilt i 2007 og var da verdens største leterigg.  Riggen skulle i arbeid på Haltenbanken på oppdrag for Statoil.  *Barents* var like stor og skulle være ferdig i 2008, og plattformen skulle da leies ut til Aker Exploration.  Bygging av riggene ble imidlertid betydelig forsinket, og begge ble ferdigstilt først i 2009. Forsinkelsene ble estimert til å koste én milliard per plattform, i tillegg til en opprinnelige pris på fire milliarder per plattform.

I august 2009 ble det gjort kjent at Aker Exploration skulle fusjoneres med Det norske oljeselskap (I dagligtale ofte bare «Det norske»).
Intensjonen var å lage et selskap som kunne danne en motvekt til Statoil og ta den plassen Hydro og Saga hadde hatt.  Fusjonen ble godkjent av generalforsamlingene i de to selskapene 19. oktober.
Det sammenslåtte selskapet hadde andeler i 70 lisenser og var operatør for 32 av disse.  Kjell Inge Røkke ble første styreleder i det nye selskapet, som fortsatte under navnet Det norske oljeselskap. Erik Haugane fra Det norske ble administrerende direktør.  Det norske hadde tidligere, i november 2006, vært igjennom en fusjon med oljeselskapet Pertra.

Det norske gikk igjennom nye store endringer, først da selskapet i juni 2014 kjøpte virksomheten til Marathon Oil Norge for en pris av 12,6 milliarder kroner.
En viktig del av dette kjøpet var eierandelen i Alvheimfeltet i den nordlige delen av Nordsjøen.  
Nok en stor endring kom da selskapet i juni 2016 fusjonerte med virksomheten til BP Norge. Det nye selskapet ble eid 40 % av Aker, 30 % av BP og 30 % av andre aksjonærer.  
Nytt selskapsnavn ble Aker BP.  Hovedkontoret ble lagt til Fornebu i Oslo.  Selskapet fikk andeler i 97 lisenser på norsk sokkel og ble operatør i 46 lisenser.

Aker BP hadde i 2020 om lag 1300 ansatte, og selskapet har andeler i blant annet Alvheim, Valhall, Ula, Ivar Aasen og Skarv.  
Styreleder har siden 2003 vært Øyvind Eriksen, og Karl Johnny Hersvik har vært administrerende direktør siden mai 2014.

### Nye norske selskap

Etter at myndighetene gjorde letevirksomheten mer attraktiv i 2005, ble flere nye norske selskap dannet, inkludert OKEA i 2015 og Point Resources i 2016.
OKEA er operatør for Draugenfeltet. Point Resources kjøpte eiendelene i Balder, Ringhorne og Jotun fra ExonMobil i mars 2017.  I 2018 fusjonerte Point Resources med
Eni Norge, under navnet Vår Energi.

## Nye store felt

I 1970-årene og 1980-årene ble det funnet en rekke store felt, som fremdeles utgjør ryggraden i den norske petroleumsproduksjonen.  Store gassfelt som ble funnet i begynnelsen av 1980-årene, gjorde at
Oljedirektoratets anslag over påviste gassreserver ble mer enn doblet fra 1978 til 1982.   Det ble etter hver
vanskelig å orientere seg i alle feltnavnene som forekom i aviser og nyheter.

### Statfjord

Det største feltet på norsk sokkel er Statfjord, som ligger delvis i norsk, delvis i britisk sektor. 
Ekofisk har større reserver, men utvinningsratene er størst på Statfjord.  Feltet ble funnet i britisk sektor i 1974 av Shell og Esso, som hadde felles rettigheter.
Selskapene mente at det var sannsynlig at feltet, som de kalte Brent, strakte seg over på norsk side.

Norske myndigheter avviste først ønsket fra de to selskapene om også å få rettigheter i de to tilgrensende blokkene i norsk
sektor.  Ett år etter funnet var det boret ytterligere en brønn, som bekreftet at feltet var delt mellom de to landene.  Dette førte til at norske myndigheter 2. mars 1973 kunngjorde at Esso og Shell 
hadde søkt på de aktuelle «Brent-blokkene» 33/9 og 33/12, og andre selskap ble også oppfordret til å søke.  Søknadsfristen var svært kort, 1. april.

Hele 19 søknader kom inn, og Statoil var nå etablert og trengte ikke å søke.  Etter lengre overveininger ble 10. august Mobil utpekt som operatør, med Statoil, Esso, Shell og Conoco som partnere.  
Den første brønnen på norsk side ble boret i mars 1974 og viste at her hadde en et stort oljefelt.  Videre arbeid avklarte at dette var et felt uavhengig av Brent-feltet, men at det nye feltet,
Statfjord, strakte seg over på britisk side.

Operatøren Mobil sendte i 1976 et brev til Industridepartementet med opplysninger om at kostnadene til å bygge ut Statfjord ville bli høyere enn først antatt. Industriminister Bjartmar Gjerde
var ikke kjent med dette brevet da Stortinget i juni 1976 godkjente utbyggingsplanene for Statfjord.  Da brevet ble kjent, fikk Gjerde som formelt ansvarlig sterk kritikk for ikke å ha informert 
Stortinget tilstrekkelig. Opposisjonen i Høyre, Kristelig Folkeparti og Senterpartiet la fram forslag som krevde at departementet måtte legge særlig vekt på å informere Stortinget om økte
statsutgifter.  Statsminister Odvar Nordli truet 23. november med å gå av dersom forslaget ble vedtatt, og forslaget ble forkastet med 79 mot 76 stemmer.  Tumultene ble senere omtalt
som «brevsaken».

Etter konsesjonsavtalen kunne Statoil overta som operatør etter 10 års produksjon, og selskapet benyttet denne muligheten i 1987.

### Gullfaks

Forventningene til funn i blokk 34/10 var så store at blokken ble kalt «gullblokken».  Det ble antydet muligheter for funn i størrelse med Statfjordfeltet.
Regjeringen Nordli hadde først indikert at Statoil burde få være eneansvarlig for denne blokken, men det var sterk uenighet om dette, også internt i 
Arbeiderpartiet.
Den politiske kampen om gullblokken endte med et kompromiss i Stortinget 16. mars 1978, der Hydro ble tildelt en eierandel på 9 % og Saga 
6 %.
Blokken ble tildelt utenom de regulære konsesjonsrundene.

Boring sommeren 1978 viste funn i Brent-formasjonen, og Gullfaksfeltet var funnet.  Etter tredje brønn ett år senere skrev Stavanger Aftenblad at feltet var vesentlig mindre enn forventet, og
blokken burde nå døpes om til «bronseblokken».

Gullfaks ble det første norske feltet som ble bygd ut med kun norske eiere.  Det var også det første feltet der Statoil var operatør. Fra feltet ble funnet til produksjonen startet i desember 1986, gikk det
nesten 8 år.  Reservoaregeneskapene viste seg å være svært gode, men en kompleks reservoargeometri med mange forkastninger gjorde utvinningen utfordrende.

### Troll

Shell var i fjerde konsesjonsrunde tildelt blokk 31/2 og begynte i juli 1979 å bore den første letebrønnen, i et område omkring 80 kilometer vest for Bergen.  
Brønnen antydet et stort gassfelt, med en tynn oljesone underst.  Videre undersøkelser sannsynliggjorde at reservoaret strakk
seg inn i tre naboblokker, 31/3, 31/5 og 31/6. Regjeringen Nordli gikk inn for å dele eierandelene i de tre tilstøtende Troll-blokkene tilsvarende som på Gullfaks, med 85 % til Statoil, 
9 % til Hydro og 6 % til Saga. Det var ikke stor politisk uenighet om dette, men det ble strid om hvilket selskap som skulle være operatør, både i undersøkelsesfasen og i produksjonsfasen.

Operatør-spørsmålet ble først avgjort under regjeringen Willoch, med Vidkunn Hveding som olje- og energiminister.  Industri- og energikomitéen på Stortinget avgjorde da enstemming
at Statoil skulle overta for Shell som operatør for 31/2, åtte år etter at feltet var blitt erklært drivverdig, slik lisensen tillot. I tillegg ble lisensene for de tre andre Troll-blokkene
tildelt Statoil, Hydro og Saga samlet, og en *Operatørkomité Troll* skulle sørge for at ressursene i de tre selskapene ble optimalt utnyttet.

Boring av flere brønner viste at det nye feltet, som ble gitt navnet Troll, var delt i to nesten adskilte strukturer, Troll Vest og Troll Øst. Troll Øst var et gigantisk gassreservoar, med en 
oljekolonne bare 0-3 meter tykk. 
Troll Vest ble igjen delt i to deler:  Gassprovinsen, der oljekolonnen var 8-15 meter, og Oljeprovinsen, der kolonnen var 23-25 meter tykk. Selv i Oljeprovinsen var det en stor teknologisk utfordring om den
tynne oljekolonnen lot seg produsere, før en tok ut gassvolumene. Brønner med en horisontal brønnbane i reservoaret,
først utprøvd i norsk sektor på Troll, ble etter hvert vanlig på mange felt i Nordsjøen.  Feltet har i 2020 over 180 produksjonsbrønner, med over én million meter brønnlengde i reservoaret.

Troll-feltet ligger midt i Norskerenna, og havdypet på over 300 meter var nok en utfordring for å finne en utbyggingsløsning.  
Plattformen Troll A som ble plassert på Troll Øst var den største betongplattformen som ble laget, med en høyde på 472 meter.

Troll ble på mange måter en svært viktig drivkraft for utvikling av ny teknologi, både for utbygging, boring, brønnteknologi og produksjonsteknologi.

I plan for utbygging og drift av Troll-feltet som ble fremlagt for Stortinget i mai 1986, ble det skissert en framdrift i tre faser:  I fase 1 skulle gassproduksjonen i Troll Øst starte, med Statoil som operatør. 
I fase 2 skulle en parallelt med gassproduksjonen i Troll Øst ta ut oljen i Oljeprovinsen, med Hydro som operatør for Troll Vest.  I den siste fasen skulle en ta ut gassen også i Troll Vest. 
Delingen av Troll Øst og Troll Vest mellom to operatører var ikke uten gnisninger, delvis på grunn av usikkerhet omkring kommunikasjon mellom de to reservoarene.  Etter sammenslåingen av Hydro og Statoil 
i 2007 har Statoil, nå Equinor, vært ene-operatør.

Gassproduksjonen i Troll Øst startet fra Troll A i 1995 og oljeproduksjonen i Troll Vest fra Troll B i 1999.  Også Troll C produserer fra Troll Vest.  PUD for fase 3 ble godkjent i desember 2018

### Oseberg

Av de 15 blokkene som ble utlyst i fjerde konsesjonsrunde i 1978, var sølvblokken 30/6 den mest attraktive, i den nordlige delen av Nordsjøen. Av 47 selskap som søkte om konsesjon, hadde 46 denne blokken som sitt 
førstevalg. Både Statoil og Hydro var sterkt interessert i å få operatøransvaret, og det ble en ny politisk dragkamp, med stor lobbyvirksomhet fra begge sider.  
Som for Gullfaks, ville Arbeiderpartiet favorisere Statoil, mens Høyre var positiv til Hydro. Viktig i Hydros favør ble også støtte fra fagbevegelsen, som var redd for å
miste Hydro-miljøet dersom dette ikke fikk tilstrekkelig med oppgaver.

Igjen ble avgjørelsen i starten av 1979 et politisk kompromiss: Statoil fikk operatøransvaret for sølvblokken, men Hydro ble lovt å få overta dersom Statoil skulle ha started med utbyggingen 
av Gullfaks før sølvblokken kom i gang.  Regjeringen Nordli ønsket at Statoil skulle være først blant de norske selskapene med en utbygging.

Uenighet mellom Arbeiderpartiet og Høyre var også i høy grad til stede under forhandlingene om Volvo-avtalen, et storstilt samarbeidsprosjekt mellom norsk og svensk industri.  Norge skulle få
40 % av et tenkt nydannet Norsk Volvo A/S, som skulle skape norske arbeidsplasser knyttet til Volvo-konsernet.  Til gjengjeld skulle et svensk Volvo Petroleum få 2 % i sølvblokken og 10 %
i blokkene 30/2 og 30/3. Statsminister Odvar Nordli ivret for avtalen, mens Høyre var imot. En avtale ble signert 8. desember 1978, av den norsk og den svenske statsministeren samt Volvo-sjefen
Pher Gyllenhammar. Før avtalen kom til videre politisk behandling ble den imidlertid stoppet av de svenske Volvo-aksjonærene.

Alt i den første brønnen boret i sølvblokken sommeren 1979 fant en olje, men de to første brønnene i 30/6 var begge lite oppløftende.  Boring sommeren 1981 viste imidlertid at en hadde støtt på et reservoar 
som inneholdt mye olje.

Da gullblokken var klar for utbygging høsten 1981, ba Hydro om å få overta som operatør for sølvblokken. Statoil kjempet for å få beholde blokken og mente at utforskningsfasen ikke var ferdig og at 
Hydro isteden kunne overta operatøransvaret for Sleipnerfeltet.  Kåre Willoch overtok som statsminister i oktober 1981, og i august 1982 ble sølvblokken overført til Hydro.
Oseberg ble da valgt som navn på feltet. PUD for Oseberg ble godkjent i 1984, men feltet kom i produksjon først i 1988, nesten ti år etter at det var funnet.

Den godkjente PUD-en for Oseberg var basert på utvinning med vanninjeksjon. I 1985 foreslo Hydro en alternativ plan, med bruk av fullskala gassinjeksjon. Hydro mente at dette kunne øke utvinningen, 
samtidig som at antall injeksjonsbrønner kunne reduseres. Injeksjonsgass kunne hentes fra Troll-feltet. Verken Statoil eller de andre partnerne var innstilt på dette, men Statoil ble
instruert av olje- og energiminister til å stemme for forslaget.  En revidert PUD ble godkjent av Stortinget våren 1986.
Troll-Oseberg Gassinjeksjon, forkortet TOGI, var en havbunnsmodul plassert på Troll Øst som via en 48 kilometer lang rørledning overførte gass fra Troll til Oseberg.
TOGI ble operert av Norsk Hydro og kontrollert fra Oseberg. Installasjonen var operativ fra 1991 til 2002 og ble fjernet i 2012.

I nærheten av hovedfeltet på Oseberg er det funnet en rekke separate felt, som Oseberg Sør, Oseberg Øst, Brage og Tune.

### Snorre

Saga fikk ved tildeling i fjerde konsesjonsrunde i april 1979 operatøransvaret for blokk 
34/4 i nordlige Nordsjø, cirka 140 kilometer vest for Sogn.
Statoil fikk 50 % eierandel, mens Saga som operatør ble gitt 15 %.  Blant andre eiere ble Amoco utnevnt som teknisk assistent.  
  
Boring startet i juli 1979, og brønnen fant en oljekolonne på over hundre meter.  Boring av ytterligere en brønn i 1983 sannsynliggjorde at reservoaret kunne strekke seg over i naboblokken 
34/7, som ikke hadde vært med i tildelingen i fjerde konsesjonsrunde.  Blokk 34/7 ble framholdt som svært lovende, som en mulig ny «gullblokk» eller en «diamantblokk».  I åttende konsesjonsrunde satset Saga for fullt, ved kun å levere
søknad på denne ene blokken. Ved tildelingen i januar 1984 ble Snorre operatør også for 34/7.
Snorrefeltet strekker seg over begge blokkene.

Snorre-prosjektet ble i perioden 1987-1988 kritisert for usikker økonomi, både på grunn av den valgte plattformløsningen, med bruk av stål istedenfor betong, og på grunn av svingende oljepriser.
Olje- og energiminister Arne Øien i regjeringen Brundtland understreket risikoen, men ville likevel ikke utsette prosjektet. I januar 1988 uttalte han at «Sagas ville være drept som oljemiljø, hvis selskapet ikke fikk gjennomføre sine
Snorre-planer».
Tvil om økonomien i prosjektet gjorde at et borgerlig stortingsflertall i mai 1988 gikk inn for å selge ned statens andeler i 
lisensen.
Esso på sin side var en pådriver for utbyggingen og ønsket å overta en større andel i feltet.

PUD for Snorrefeltet ble godkjent av Stortinget 27. mai 1988.  Vedtaket var enstemmig, med unntak av Sosialistisk Venstreparti, som ønsket å utsette utbyggingen. Stortinget ga regjeringen fullmakt
til å selge eierandeler i lisensen, et vedtak som også Arbeiderpartiet stilte seg bak.

Feltet kom i produksjon i august 1992.

## Virksomheten utvides nordover

### Første kartlegging av områdene

62 breddegrad går omtrent ved Stad, og lenge var dette en nordlig grense for utvinningstillatelsene.  Kartlegging av geologiske strukturer videre nordover startet imidlertid tidlig, og alt i 1965 fastslo Jordskjelvstasjonen i Bergen
at sedimentære strukturer fantes også nord for 62. breddegrad.  Regjeringen Borten gikk i 1970 inn for at leteboring lenger nord burde starte året etter. 
Et rekognoseringsprogram med seismiske linjer ble gjennomført langs kysten nordover og i Barentshavet, og førte i 1971 til at en ville gå til mer detaljerte
undersøkelser i bestemte områder.

Den tidlige kartleggingen viste at de sedimentære strukturene kunne deles i to hovedområder: Mellom 62. breddegrad og Lofoten samt utenfor Troms og i Barentshavet.  I begge områder fant en sedimentlag på flere tusen meters
tykkelse.  Mellom Lofoten og 69. breddegrad ligger grunnfjellet som en rygg, og sedimentpakken er mye tynnere.

### Politisk strid

Stortingmeldinger fra både 1971 og 1974 la opp til en åpning av norsk petroleumsvirksomheten nord for 62. breddegrad, men uten å gi noe tidsplan for når dette burde eller skulle gjennomføres.   
På hele 1970-tallet var striden om petroleumsvirksomhet utenfor Midt-Norge og Nord-Norge svært intens. *For* utbygging talte sterke økonomiske interesser, både private og offentlige.  *Mot* utbygging talte
hensynet til fiske og miljø.  Distriktspolitiske argumenter ble brukt både for og mot: En utbygging kunne sikre sårt tiltrengte arbeidsplasser og virksomhet nordpå.  Men oljeutvinning kunne båndlegge fiskeplasser
og skape konkurranse for fiskeriene, både om arbeidskraft og verkstedsressurser. Sterkere sentralisering kunne bli en negativ effekt. Mange fryktet for utblåsinger og annen type forurensning.  
Også sikkerhetspolitiske argument ble løftet fram i debatten.

Regjeringen Bratteli foreslo i mars 1974 at prøveboring nord for 62. breddegrad burde starte utenfor Troms i 1975/1976, med en samtidig eller noe senere start utenfor Møre og Trøndelag.  
Det ble imidlertid
presisert at vurdering av fiskeri-interesser kunne føre til «ytterligere forsinkelser».
Norges Fiskarlag ba umiddelbart om utsettelse, inntil en hadde høstet mer erfaringer med leting og utvinning i Nordsjøen. Både i Senterpartiet, Venstre og SV var det motstand mot å starte prøveboringen.
Kristelig Folkeparti ville ikke gi uttrykk for et endelig standpunkt.  Høyre og Fremskrittspartiet var generelt positive til virksomheten i nord. 
I slutten av året 1974 hadde regjeringen forskjøvet en eventuell borestart i nord til «tidligst 1977».

Sommeren 1974 utførte et amerikansk forskningsskip «Glomar Challengers» prøveboringer på Vøringplatået og i havet nær Jan Mayen.  
Norske myndigheter mente at boringen var utført i strid med norsk suverenitet 
over havområdene.  Selv om havdypet var over 1400 meter, ble det hevdet at dette ikke var større enn at området lå innenfor norsk 
jurisdiksjon. 
Regjeringen poengterte viktigheten av at aktivitetene i nord var under «nasjonal kontroll».  Også dette
uttrykket skapte strid, da det av flere ble tolket som at en ønsket å gi Statoil monopol på virksomheten i nord.

Striden om oljeboring i nord gikk også internt i Arbeiderpartiet. Thorbjørn Berntsen og Oddleif Fagerheim ledet fraksjonen som ønsket å utsette 
boring.
Til denne fraksjonen hørte også miljøvernministeren Gro Harlem Brundtland og Reiulf Steen. 
Statsminister Odvar Nordli og industriminister Bjartmar Gjerde var begge talsmenn for å komme i gang i nord.  
I april 1976 vedtok partiet å gå inn for å utsette prøveboringene til 1978.

Regjeringen laget i mai 1976 en stortingsmelding om petroleumsvirksomhet nord for 62. breddegrad. Den gikk først til Industrikomitéen og ble ikke drøftet i Stortinget før ¨året etterpå.  Selv om det antagelig var flertall
i Stortinget for å starte prøveboringen, var det mange som ikke var lystne på å ta på seg ansvaret for en så kontroversiell beslutning.  Årsmøtet i Troms Arbeiderparti gikk i januar 1977 inn for å starte prøveboring.
Også landsstyret i Arbeiderpartiet ga sin tilslutning til forslaget fra regjeringen, med unntak av Gudmund Eriksen fra Finnmark og AUF-lederen Sissel Rønbeck.

Før stortingsvalget høsten 1977 stilte formannen i Senterpartiet, Dagfinn Vårvik, et absolutt krav:  Partiet ville kun være med i en borgerlig regjering dersom denne ville gå imot borestart i 
nord.
Regjeringen Nordli ble imidlertid sittende etter valget.

### Start i nord

Statoil, Hydro og Saga var av myndighetene utpekt til å være operatører ved en åpning i nord, og sammen dannet de i april 1978 *Operatørkomité Nord* (OKN).  Dette skulle koordinere operatørenes oppgaver,
spesielt innenfor sikkerhet og oljevernberedskap.  En rekke underkomitéer ble opprettet, med ansvar for beredskap, observasjon og 
geologi/geofysikk.
Møtene i komitéene var åpne for representanter fra myndighetene.

Først med femte konsesjonsrunde i 1979 ble det utlyst og tildelt blokker lenger nord enn 62. breddegrad, på Haltenbanken og på Tromsøflaket. 
Den første brønnen i Barentshavet var 7119/12-1, som Statoil startet å bore på Tromsøflaket i juni 1980. Brønnen fant kun spor av olje.
Saga var mer heldige og fant Åsgårdfeltet utenfor Trøndelag i 1981, som det første feltet i Norskehavet.

I åttende konsesjonsrunde i 1984 ble det for første gang tildelt blokker i alle områdene på kontinentalsokkelen, Nordsjøen, Norskehavet og 
Barentshavet.
Det første feltet funnet i Barentshavet var Snøhvitfeltet, funnet høsten 1984.

Draugenfeltet, funnet av Shell på Haltenbanken i 1984, ble den første feltutbyggingen nord for Stadt, med PUD-godkjenning i 1988 og produksjonsstart i 1993.

Store deler av Barentshavet ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1988.  Dypvannsområdene i Norskehavet ble åpnet i 1994.

### Snøhvit

Snøhvitfeltet i den sørlige delen av Barentshavet ble påvist av Statoil i 1984, et gassfelt med en tynn oljekolonne under gassen. Feltet var delt mellom letelisenser operert av Statoil og Norsk Hydro.
Mangelen på tilgjengelig infrastruktur gjorde at Statoil først ønsket en lengre prøveproduksjonsperiode, gjerne på et par år,
for å gi grunnlag for å vurdere lønnsomheten i en større utbygging.  Produksjonen skulle i prøveperioden bli utført med
en flytende rigg og overføring til et lasteskip, eventuelt et produksjonsskip.
Skuffende resultat fra den første, kortvarige testperioden gjorde at denne planen ble lagt på is.

Mange politikere fra den nordlige landsdelen ivret sterkt for å komme i gang med en Snøhvit-utbygging og ønsket et politisk tilrettelegging.  
Konsernsjef Harald Norvik i Statoil framholdt i 1989 at det viktigste avklaringen var finne et marked for gassen fra Snøhvit, deretter kunne en diskutere spesielle skattevilkår for å tilrettelegge for
industriutvikling i nord.  Dette synet ble støttet av olje- og energiminister Eivind Reiten.
I 1991 ble det kjent at det italiensk kraftselskapet Enel ville kjøpe gass fra Snøhvit, som skulle bringes til det italienske markedet i nedkjølt tilstand, som flytende naturgass eller LNG.
Da forhandlingene med det italienske selskapet ikke førte fram, ga dette i 1992 full stopp for Snøhvit-utbyggingen.

Både lavere investeringskostnader og stigende etterspørsel etter LNG, gjorde at Statoil i 1996 lanserte en ny giv for Snøhvit.  Planen omfattet produksjon fra undervannsinstallasjoner, rørledning til land og et anlegg
for å kjøle ned gassen og laste denne om bord på transportskip.
Etter først å ha vurdert et kombinert gasskraftverk og LNG-anlegg på Sørøya, ble det besluttet å droppe gasskraftverket og å legge LNG-anlegget på Melkøya.  Melkøya ble valgt for å komme nærmere 
Hammerfest og infrastruktur der.

Da Norsk Hydro planla å starte prøveproduksjon fra Snøhvit i 1998, vekte dette protester både fra naturvern- og fiskerinteresser.
I grenseområdet mellom Norskehavet og Barentshavet ligger svært rike fiskefelt, og fuglelivet er også betydelig.  Fiskerne var redd både for påvirkning av fiskebestanden og for båndlegging av areal.  Naturverninteresser var bekymret både for et sårbart havmiljø og for store utslipp av CO2 fra landanlegget.  Da miljøvernminister Guro Fjellanger i august 1998 varslet at hun ville si nei til utbyggingen, truet Norsk Hydro med krav om erstatning.
Venstre-ministeren høstet også mye kritikk for utsagnet, både fra opposisjonen, regjeringskollegaer og avis-kommentatorer.  Kritikerne mente hun burde ha ventet med å flagge synspunkt inntil regjeringen samlet hadde hatt saken til vurdering.

Snøhvitfeltet lå an til å ville bli det første feltet operert ved havbunnsinstallasjoner og med rørledninger til land.  Skulle da eierne av feltet betale 78 % skatt av inntektene, som var vanlig for olje- og gassproduksjon,
eller skulle de slippe med å betale 28 % bedriftsskatt, som var normen på land?  Finansminister Karl Eirik Schjøtt-Pedersen avgjorde denne politiske floken i januar 2001, med en beslutning om å gi eierne den
lave skattesatsen.
Flere uttrykte likevel tvil om lønnsomheten i prosjektet, og både Norsk Hydro og TotalFinaElf ønsket å selge seg ut av lisensene.  Statoil fortsatte å presse finansministeren for ytterligere forbedringer i 
vilkårene, for å sikre lønnsomheten i prosjektet. Et alternativ var å la helstatlige Petoro ta en større del av utbygningskostandene, men dette var en politisk omstridt løsning.
Løsningen ble å gi LNG-anlegg skattelette gjennom mulighet til økte avskrivinger.

Regjeringen Bondevik gikk i 2002 inn for Snøhvit-utbyggingen, men høstet kritikk for også å ha godkjent nye planer for et gasskraftverk på Melkøya.  
Bondeviks første regjering hadde vært *mot* bygging av gasskraftverk i Norge og gikk av i 2000 på et kabinettsspørsmål knyttet til dette.  
PUD for feltet ble godkjent av Stortinget mars samme år, og planen omfattet strukturene Snøhvit, Albatross og Askeladd.  
Statoil hadde inngått langsiktige avtaler om salg av gassen til Spania og USA.

I et forsøk på å stoppe prosjektet, tok miljøorganisasjonen Bellona i 2002 inn skatteordningene for utbyggingen til EFTAs overvåkningsorgan ESA, for å vurdere om ordningene utgjorde en ulovlig form for statsstøtte.
Da ESA signaliserte at reglene i eksisterende utforming sannsynligvis var ulovlige, valgte regjeringen å justere reglene.  Skatteavskrivingene skulle nå ikke gjelde alle LNG-anlegg, bare anlegg i avgrensete geografiske områder. 
Dette var akseptabelt ut fra EØS-regler om regionalstøtte.

I juli 2002 lenket aksjonister fra Natur og Ungdom seg fast til anleggsmaskiner som ble brukt for å lage tunnel fra Melandet ved Hammerfest til Melkøya, i protest mot utbyggingen. 
En av aksjonistene var stortingspolitikeren Heidi Sørensen.

Snøhvit var det første feltet som ble utbygd så langt nord. Utbyggingen ble vesentlig dyrere enn en først hadde antatt, og Statoil-sjef Olav Fjell måtte tåle sterk kritikk for kostnadsoverskridelsene.
Det vekte også oppsikt da den største kontrakten om utbygging av feltet gikk til det spanske verftet Dragados, i konkurranse med Kværner Rosenberg.

Produksjonen startet fra feltet i 2007.  En del av CO2-gassen blir reinjisert i reservoaret.

### Ormen Lange

Norsk Hydro ble i 15. konsesjonsrunde i februar tildelt operatøransvaret for et område på Haltenbanken i Norskehavet, litt nordvest for Kristiansund. 
Det var knyttet store forventninger til dette området, selv om det lå langt fra andre funn, og prospektet var alt før tildelingen gitt det uoffisielle navnet Ormen Lange.
Boring startet juli 1997, og den første brønnen fant gass.  Ytterligere brønner gjorde at en kunne fastslå at en hadde funnet et svært stort gassfelt, etter Troll Vest det nest største gassfeltet på norsk sokkel.

I sør strakk feltet seg inn i blokker der BP var gitt operatøransvaret, etter 1999 BP Amoco. Shell var det eneste selskapet som hadde andeler i begge de involverte lisensene.  Ale tre selskap var interessert i å ha operatøransvaret
i driftsfasen av feltet.  Skuffelsen var derfor stor i Hydro og BP Amoco da Shell i september 1999 ble gitt operatøransvaret i en tredje tilstøtende blokk, som også inneholdt en del av det store feltet.  
Et argument var at Shell var verdensledende på utbygginger på dypt vann.  Det vekte også oppsikt at SDØE ble gitt hele 45 % eierandel i den nye lisensen.
Det var nå tre operatører som måtte bli enige om framtidig utvinning på feltet, og dragkampen om det endelige operatørskapet var ikke avgjort. 
Mange parter involverte seg i striden i tillegg til de kommersielle aktørene, både lokalpolitikere, rikspolitikere, fagforeninger og arbeidsgiverorganisasjoner.  
Norsk Hydro argumenterte med at de trengte dette operatørskapet for å kunne hevde seg internasjonalt. 
BP Amoco gikk etter hvert over til å støtte Hydros ønske om operatøransvaret.  Kompleksiteten i utbyggingen gjorde at Shell for mange framsto som det sikreste valget.

En rekke faktorer gjorde utbyggingen av Ormen Lange krevende og dyr:  Tøffe værforhold på feltet og kraftige havstrømmer.  Et havdyp som varierer mellom 800 og 1100 meter samt kuldegrader på havbunnen. En plassering midt i rasområdet etter Storeggaraset med vanskelige havbunnsforhold og muligheter for å forårsake nye ras.  Et dyptliggende reservoar, om lag 2800 meter under havbunnen.  Manglende infrastruktur for transport av produsert gass.  
I tillegg skapte det relativt nye konsesjonsdirektivet fra EU usikkerhet rundt framtidig salg av gassen.

Olje- og energiminister Marit Arnstad kunngjorde i desember 1999 en beslutning om delt operatørskap:  Norsk Hydro skulle ha ansvaret for utbyggingen, Shell skulle overta ansvaret i driftsfasen:
«Hydro har allerede gjort et stort arbeid på Ormen Lange, og det fortjener anerkjennelse.  Hensynet til et mangfold på sokkelen har gjort at vi har ønsket å gi Shell en langsiktig oppgave.»
Beslutningen var et politisk kompromiss i et spørsmål der mange sterke interesser var involvert. I ettertid ble striden om operatøransvaret på Ormen Lange karakterisert som «en av de tøffeste maktkampene i norsk 
oljehistorie».

Grunnlagsarbeidet for å velge utbyggingsløsning ble omfattende. En rekke geotekniske undersøkelser ble gjennomført for å sikre seg at havbunnen var tilstrekkelig stabil.  Omfattende målinger av strøm, bølger og vind ble gjennomført.  
To utbyggingskonsept ble vurdert, ett alternativ med en plattform med påbygd prosesseringsanlegg og ett alternativ med produksjon fra havbunnsinstallasjoner og ilandføring av gassen.
Det var sterk politisk påtrykk for at gassen burde føres i land i Norge, men en
slik ilandføring ville kreve at en rørledning forserte den den bratte Storegga-kanten mellom feltet og land. Ilandføring ville også bli dyrt, og både Statoil, Shell og BP var skeptiske til lønnsomheten i en slik løsning. 
Hydro annonserte likevel i mai 2000 at selskapet ville gå inn for en utbygging med havbunnsinstallasjoner, rørledning til land og med et prosessanlegg
plassert et sted på Møre-kysten.

Etter å ha vurdert mange ilandføringssteder ble fem kommuner valgt ut som kandidater til plasseringen av et prosessanlegg:  Aure, Averøy, Eide, Aukra og Haram, alle i Møre og Romsdal.
Statoils kjempet hardt for valg av Tjeldbergodden industrianlegg i Aure, ferdigstilt i 1997 for å ta i mot gassen fra Heidrunfeltet.
Etter en intens dragkamp ble det i mars 2002 klart at vinneren ble Nyhavna i Aukra kommune.
Den endelige beslutningen kom da lisenspartnerne gikk enstemmig inn for ilandføring med Nyhavna-alternativet i desember 2002.

Intensjonen var å ha en utbyggingsplan ferdig i 2002, men forsinkelser gjorde at Stortinget først i 2004 kunne godkjenne en PUD for feltet.  Ormen Lange startet produksjon i 2007.

For å selge den prosesserte gassen ble det fra Nyhavna en ny rørledning med navn Langeled via Sleipnerfeltet til Easington i England.  Rørledningen ble offisielt åpnet med en markering i
London i oktober 2006, med statsministrene Tony Blair og Jens Stoltenberg til stede.  Salg av Ormen Lange-gassen bidro til å gjøre Norge til den nest-største gass-eksportørene i verden, etter Russland. 
Gassen fra Ormen Lange bidrar med omkring 20 % av det engelske gassforbruket.

## Oppturer og nedturer på 2000-tallet

### Ny konsesjonsordning

Ordningen med nummererte konsesjonsrunder var blitt innført så tidlig som i 1965. Før tildeling av konsesjon kan bli gitt i et område, må Stortinget ha åpnet området for petroleumsvirksomhet. Etter petroleumsloven av 1985 skal nye områder konsekvensutredes før en åpning kan gjennomføres.  
I 2002 var omtrent 60 % av norsk kontinentalsokkel åpnet for letevirksomhet, mens 9 % av åpne områder var omfattet av utvinningstillatelser.  

I 2003 ble konsesjonsreglene for letevirksomheten endret:  I tillegg til de nummererte konsesjonsrundene ble det nå etablert en ordning med tildeling i forhåndsdefinerte områder, kalt TFO-runder. TFO-runder ble gjort årlige og skulle omfatte *modne* områder, der kunnskap, erfaring og infrastruktur er godt etablert gjennom tidligere virksomhet.
En hensikt med nyordningen skulle være å utnytte eksisterende infrastruktur i kjente områder, før virksomheten her ble stengt ned. Hva som defineres som modent område, utvides gradvis med tiden, basert på et etablert rammeverk og petroleumsfaglige vurderinger.  

De nummererte konsesjonsrundene skulle nå være for *umodne* områder, der risiko og utfordringer i leteprosessen er størst.  I konsesjonsrundene skulle aktørene kunne søke individuelt eller samme med andre i en gruppe.  

I 2021 er store deler av både Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet definert som TFO-områder. Norsk kontinentalsokkel har fremdeles store områder som *ikke* er åpnet for petroleumsvirksomhet.  

### Nye skatteregler gir flere aktører og flere funn

I starten av 2000-tallet ble det boret få brønner på norsk sokkel, og virksomheten var dominert av et fåtall store aktører.
For gjøre det mer gunstig å lete, endret regjeringen i 2005 skattereglene: 78 % av leteutgiftene skulle nå kunne trekkes fra skatten, mens inntekter ble skattlagt med samme prosentsats.
Selskap som gikk med underskudd, fikk dermed penger av staten for å lete.  Kombinert med en jamn stigning i oljeprisen, bidro dette til 
en stor økning i letevirksomheten. Mens tallet på letebrønner i 2005 var 13, steg antallet til 65 i rekordåret 2009. En rekke mindre selskap kom på banen.  
Antall selskap som fikk utbetalt skatteverdien av letekostnadene, økte fra 13 i 2005 til 38 i 2010.
Skatteinntektene fra oljeselskapene som tjente penger, var i 2010 183,6 milliarder kroner, mens selskapene som gikk med underskudd, fikk utbetalt til sammen 10,2 milliarder.  
Tabellen under viser utbetaling til de ti selskapene som fikk mest fra staten i 2010.

 
### Johan Sverdrup

Det svenske selskapet Lundin markerte seg med flere nye funn, inkludert Brynhild-feltet i 1992 og Edvard Grieg-feltet i 2007.  Edvard Grieg var funnet i den geologiske formasjonen Utsirahøyden
i midtre del av Nordsjøen, der flere selskap hadde boret og gitt opp. Journalisten og forfatteren Arnt Even Bøe hevdet i en bok om Lundin at suksessen til selskapet i stor grad bygget på arven 
fra Saga, både i form av medarbeidere, geologisk forståelse og arbeidsformer.    
Høsten 2010 var selskapet også operatør for den første brønnen i Johan Sverdrup-feltet, også dette på Utsirahøyden.

Funnet viste seg raskt å være stort og omfattet både Lundins lisens og nabolisensen, der Statoil var operatør. Lundin kalte sin del Avaldsnes og Statoil omtalte sin del som Aldous. De to selskapene konkurrerte både om hvem som hadde funnet feltet og om hvem som skulle få operatøransvaret for det nye «elefantfunnet». 
I tråd med ny navnepolitikk kunngjorde olje- og energiminister Ola Borten Moe i januar 2012 at navnet skulle være Johan Sverdrup-feltet.  Statoil trakk det lengste strået i kampen om operatøroppgaven,
først for planleggings- og utbyggingsfasen, deretter for driftsfasen.

Feltet er det tredje største norske oljefeltet, målt etter opprinnelig utvinnbar oljevolum.  At det fremdeles var mulig å gjøre store funn på norsk sokkel, skapte optimisme både hos
myndigheter og private aktører.  Ett resultat var at Oljedirektoratets i 2012 økte anslaget over hvor mye olje og gass en trodde var å finne på norsk sokkel.

I tråd med økt fokus på klimaendringer, stilte Jens Stoltenbergs andre regjering krav om at alle feltene på Utsirahøyden skulle få levert elektrisk strøm fra land og ikke bruke gassturbiner montert på
plattformene. Dette ville omfatte feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.
Strømmen kunne leveres via elektrisk kabel fra Kårstø, men dette ville gi en merkostnad på 10 milliarder samlet for alle feltene.    
Da Erna Solbergs regjering overtok i oktober 2013, fulgte det en del usikkerhet om kravet ville bli opprettholdt. Statoil holdt fast på en løsning med elektrifisering fra land for Johan Sverdrup, men Høyre ville ikke kreve at dette skulle gjelde for en 
hver pris for alle feltene på Utsirahøyden.    
De tre andre feltene kunne bli bygget ut slik at de hadde mulighet til å koble seg på en fase 2 i elektrifiseringen, i 2022.    
I mai 2014 holdt de seks partiene Ap, KrF, Miljøpartiet De Grønne, Sp, SV og Venstre en samlet pressekonferanse, der de krevde at samtlige plattformer på Utsirahøyden måtte forsynes med strøm fra land alt fra 
«oppstartsfasen av Johan Sverdrup». I industrien og i LO var det stor motstand mot dette kravet, fordi en var redd for at dette ville forsinke utbyggingene og også utsette oppstart av Johan Sverdrup.  
I et brev til Stortinget skrev oljeminister Tord Lien at en tilkobling for de andre feltene i fase 2, etter departementets vurdering ikke ville forsinke Johan Sverdrup. Ved samtidig å tøye begrepet 
«oppstartsfasen» ga dette Arbeiderpartiet en redningsplanke som gjorde at partiet unngikk konflikt med LO.

PUD for Johan Sverdrup ble godkjent i 2015, og produksjonen startet oktober 2019.  Oljen føres i land via rørledning til Mongstad, og gassen føres til Kårstø.

### Strid om Lofoten og Barentshavet

 
Striden om petroleumsvirksomhet i kystnære områder ved Lofoten, Vesterålen og Senja har røtter tilbake til 1990-årene. Sammen med en strid om utvinning i Barentshavet kom den til å sette sterkt
preg på norsk politikk i store deler av tiden etter årtusenskiftet.

Da Stortinget åpnet for oljeleting i Barentshavet i 1988, ble området Troms II nordvest for Senja holdt utenfor. 
I tillegg foreslo regjeringen Brundtland i stortingsmelding nr. 24 fra 1994 å verne området Nordland VIII vest for Lofoten.  Også Nordland VI, sørvest for Lofoten, ble foreslått vernet 
nær kysten, men Brundtland-regjeringen gikk inn for å bore opp til seks brønner i den ytre delen av dette området.
Spesielle restriksjoner skulle gjelde, slik at seismikk og boring ikke skulle være tillatt i perioder av året der miljøet var spesielt sårbart. 
Regjeringen hadde et flertall i Stortinget med seg i dette synet.  Et mindretall bestående av Kristelig Folkeparti, Senterpartiet og SV ba i Stortinget om at konsekvensanalysen for de nye områdene måtte utvides 
fra å omfatte bare letevirksomheten til også å inkludere konsekvenser av utbygging og drift. Senterpartiet og SV ville også at meldingen skulle sendes tilbake til regjeringen for en ny framlegging med større vekt på miljøhensyn.  
Alle disse tre partiene gikk mot åpning av Nordland VI.

I tråd med regjeringens politikken ble det i 15. konsesjonsrunde i 1999 gitt lisenser i Nordland VI. Aktiviteten kom imidlertid ikke i gang før i oktober 2000, da Statoil startet boring i lisens PL220.
Da Norsk Hydro ville bore en brønn i lisens PL219 i samme område, stoppet miljøvernminister Siri Bjerke i august 2001 aktivitetene på vegne av regjeringen. 
Virksomhet i Barentshavet ble også midlertidig stanset.  Begrunnelsen var at ny forskning viste at kjemikalieutslipp kunne være miljøskadelig for fisk og sjøfugl. 
Regjeringen besluttet å lage en konsekvensanalyse for helårlig petroleumsvirksomhet i området fra Lofoten og nordover til Barentshavet.

I et programutkast for Arbeiderpartiet før kommunevalget i 2003 ble det foreslått petroleumsfrie soner langs kysten, i spesielt sårbare områder. Programkomitéen var ledet av Jens Stoltenberg.
Forslaget vekte stor motstand, både internt i Arbeiderpartiet, i oljenæringen og i NOPEF. 
Landsmøtet i partiet i november 2002 samlet seg om et kompromiss:  Drøfting av petroleumsfrie soner skulle utsettes inntil «en helhetlig konsekvensutredning vil avgjøre hvilke havområder som kan åpnes for petroleumsvirksomhet
og hvilke som skal være petroleumsfrie».

En utredning om helårlig petroleumsvirksomhet i Lofoten og Barenshavet (ULB) fulgte med stortingsmelding nr. 38 (2003-2004) fra regjeringen Bondevik.  I meldingen ble det foreslått å gjenåpne helårsvirksomhet i midlertidig stengte deler av 
Barentshavet. Miljøhensyn gjorde at regjeringen gikk inn for at Nordland VI fortsatt skulle være stengt, inntil en helhetlig forvaltningsplan for Barentshavet var etablert.
Avgjørelsen var igjen et kompromiss, denne gangen mellom de tre regjeringspartiene: Høyre ønsket utbygging, og Venstre og Kristelig Folkeparti ønsket vern.

Fallende produksjon på mange felt gjorde at oljeselskapene argumenterte hardt for tilgang til nye leteareal. 
Nye områder og funn var viktig for å opprettholde aktivitetsnivå, investeringer og sysselsetting.  Synspunktet i næringen var at risikoen for ulykker med miljøkonsekvenser var liten. 
For mange riks- og lokalpolitikere var det også viktig å skape aktivitet og arbeidsplasser nordpå.  Miljøinteresser og fiskeri-interesser gikk tilsvarende hardt inn for vern og fryktet at virksomheten ville skade
fiskebestand, fugleliv og annet kystmiljø.  Lofoten som turistmål var også brukt som argument for vern.

Ved stortingsvalget høsten 2005 sto Lofoten sentralt.  Høyre og Fremskritspartiet ville ha utbygging.  
Kristelig Folkeparti, Senterpartiet, SV og Venstre markerte seg som motstandere. Arbeiderpartiet henviste til landsmøtevedtaket om å vente på en samlet 
forvaltningsplan.
Valgresultatet førte til at «den rødgrønne regjeringen» av disse tre partiene tok over, Jens Stoltenbergs andre regjering.

Miljøverdepartementet la fram forvaltningsplanen for nord-områdene i 2006, men denne ga ingen avklaring for Lofoten. 
Forvaltningsplanen skulle heller ikke endre planer for funn som alt var gjort, og dette omfattet Goliatfeltet, som var oppdaget i Barentshavet i 2000. Nærhet til kysten var én årsak til miljøverninteresser gikk sterkt i mot
utbygging av dette feltet. Stortinget godkjente PUD for Goliatfeltet i 2009.

Ved stortingsvalget i 2009 var Lofoten igjen en viktig stridssak.  Striden skapte splittelse både mellom de sittende regjeringspartnerne og i et mulig regjeringssamarbeid mellom Høyre, Kristelig Folkeparti og Venstre.
Arbeiderpartiet utsatte igjen en avgjørelse, i påvente av en revisjon av forvaltningsplanen, planlagt til 2010.  Den rødgrønne regjeringen ble sittende og lovte etter valget fortsatt stans i leteaktivitetene i Lofoten og
Vesterålen i hele den nye stortingsperioden.

Både den oppdaterte forvaltningsplanen, som kom våren 2010, og stortingmelding nr. 28 fra 2011 konkluderte nok en gang med at ytterligere kunnskapsinnhenting var nødvendig for de uåpnede områdene.  Slik kunnskap skulle inngå i en eventuell
konsekvensutredning for områdene.  
Mange motstandere av utbygging fryktet at en konskevensutredning automatisk ville føre til at virksomheten ble startet, og spørsmålet om en slik utredning skapte strid både i og utenfor regjeringen.  
SV og Sp hadde landsmøtevedtak mot konsekvensutredning.  LO var for.  I Ap var det et internt flertall for utbygging, som inkluderte en sterk kystbastion. Partiet huset også mange motstandere, blant annet var AUF mot.
I mars 2011 vedtok regjeringen at den ville utsette konsekvensutredning i den gjeldende stortingsperioden.

Området tilgjengelig for petroleumsvirksomhet i Barentshavet ble ytterligere utvidet i 2013, da Barentshavet sørøst ble åpnet. Dette er et område som grenser mot russisk kontinentalsokkel.

Før valget i 2013 var de politiske standpunktene relativt uendret, og skillelinjene om utbygging i nord gikk gjennom begge de to blokkene som var mulige regjeringskonstellasjoner.
Da Erna Solbergs regjering overtok høsten 2013, var det Venstre og Kristelig Folkeparti som krevde en blokkering av konsekvensutredning i hele den nye stortingsperioden.
Det var et vedvarende paradoks at flertallet i Stortinget gjennom mange sesjoner hadde vært positiv til utbygging, uten at dette hade ført til vedtak.  Årsaken var både effekten av vippe-posisjonen til de mindre partiene og en oppfatning om at motstanden
i befolkningen var større enn på Stortinget.

### Fall i oljeprisen

Oljeprisen steg jamnt og trutt i hele perioden 2000-2012, men falt de neste årene drastisk. For første gang siden børsnoteringen i 2001, gikk Statoil med underskudd i de to siste kvartalene i 2014.
Underskuddet var forårsaket både av prisfallet og av uheldige internasjonale investeringer.  For å spare penger ble bemanningen
i selskapet redusert med 8 % i 2014, svarende til 1900 stillinger.

I februar 2015 overtok Eldar Sætre som konsernsjef i Statoil.  Han varslet kraftig kostnadskutt, for å gjøre selskapet mer konkurransedyktig.

## Valg av feltnavn

De første tildelte blokkene ble av Phillips i letefasen gitt navn i alfabetisk rekkefølge, og meningen var å gi feltene fiskenavn.  Da det ble gjort funn i blokk *C*, brukte en navnet *Cod*, engelsk for torsk.
Å finne en fisk på bokstaven *E* var imidlertid vanskeligere, da *Eel* (ål) alt var brukt for en struktur på blokk 2/7.  En ansatt ved Phillips-kontoret i London, Earl Walters, foreslo da *Ekofisk*,
og dette navnet ble sittende.

Statoil ønsket i startfasen å gi navn som kombinerte ordet «Stat» med norske naturnavn og laget navnet «Statfjord» ut fra denne filosofien. På feltet som vi i dag kaller Oseberg, brukte Statoil først navnet 
«Statvik».  «Statdal» ble brukt om Gullfaks. Myndighetene satte seg imot denne trenden, på grunn av faren for forvekslinger.

Trass noen konstruerte navn, som Ekofisk og Statfjord, så ble det tidlig innført en tradisjon med å gi feltene navn fra vikingtid, norrøn mytologi og norske eventyr.  Etter at Tor ble godkjent som feltnavn i 1973, har over 
sytti felt hentet navn fra norrøn historie og kultur.

Størrelsen på feltet som Shell hadde funnet, gjorde det naturlig å velge navnet Troll.  Statoil hentet navn fra eventyrverden, og feltet i gullblokken 34/10 fikk navnet Gullfaks, omtrent samtidig som en også valgte
navnene Askeladd og Tommeliten.  
Hydro hadde en logo med vikingskip, og da de fikk operatøransvaret i sølvblokken 30/6 i 1982, ga selskapet feltet navnet Oseberg, etter at Statoil først hadde brukt navnet 
Statvik.  Norsk Språkråd var i starten negative til navnet, siden Oseberg er et etablert gårdsnavn i Vestfold.
Visund er oppkalt etter et av skipene til Olav den hellige, og Ormen Lange var Olav Tryggvasons skip.

Språkrådet var også negative til Sagas valg av navnet Snorre, som de mente var knyttet mer til islandsk kulturhistorie enn til norsk.  Navnet ble likevel godkjent i februar 
1985.
Vigdisfeltet har fått navn etter Snorres søster, og Tordis var en datter Snorre fikk utenfor ekteskap.

Da Saga valgte navnet Kristin til et felt på Haltenbanken, var dette etter en konkurranse i samarbeid med Adresseavisen i Trondheim. Navnet var hentet i fra Sigrid Undsets romantrilogi *Kristin Lavransdatter*, og Lavrans var en naturlig oppfølger.

På slutten av 1990-tallet forhåndsgodkjente Norsk Språkråd en rekke navn til bruk på felt på norsk sokkel.  I tillegg til navn fra eventyrverden og mytologi, inneholdt listen også navn på sjøfugler og navn uten spesiell tilknytning, som «Nordlys» og «Stjerne».  De to siste navnene har ikke blitt brukt, men flere felt er blitt gitt fuglenavn, som Albatross, Skarv og Ærfugl.

Olje- og energiminister Ola Borten Moe innførte i 2011 en endring i navnepolitikken, ved at felt skulle bli gitt navn etter sentrale nasjonsbyggere på 1800- og 1900-tallet. Felt ble nå oppkalt etter 
Johan Sverdrup, Aasta Hansteen, Johan Castberg, og Gina Krog.  Også Martin Linge fikk et felt oppkalt etter seg.

Etter gjeldende regler skal lisenshaverne før innsending av PUD foreslå et navn på feltet, og dette skal godkjennes av Olje- og energidepartementet. 
Feltnavnet skal som hovedregel være norsk, passe med eksisterende feltnavn i samme geografiske område og ivareta
sikkerhetshensyn.

## Rørledninger

* Norpipe
* Gassled 
* Langeled

## Katastrofer og ulykker

Petroleumsvirksomheten på norsk sokkel har kostet en rekke menneskeliv, og tabellen under viser data for perioden 
1967-2014.
Den første som omkom på norsk sokkel var en nordsjødykker.

Stålunderstellet til produksjonsplattformen DP-1 på Frigg sank under installasjonsarbeid på feltet, 15. oktober 1974.
Flottørene som skulle holde understellet under installasjonen, var underdimensjonerte, og i ettertid viste det seg at konstruksjonen med en vekt på 6700 tonn var 600 tonn tyngre enn det flottør-konstruktørene hadde fått 
oppgitt.  
En greide raskt å få understellet opp igjen, men en storm som fulgte i dagene etter det første uhellet, gjorde at kranlekteren måtte slippe taket og la understellet gå til bunns.  
Flere forsøk på å heve understellet mislyktes, og understellet ble først fjernet etter at Frigg-feltet ble stengt inn i 2004.

I november 1975 mistet tre personer på Ekofisk Alfa livet og ytterligere tre ble alvorlig skadd.  Ulykken skjedde i en redningskapsel under evakuering etter en 
eksplosjonsbrann.

Boreriggen *Deep Sea Driller* havarerte i mars 1976 vest for Fedje på vei til Bergen, og seks personer omkom.  Det blåste orkan i området da ulykken 
skjedde.
Etter ulykken endret riggen navn til Byford Dolphin.

22. april 1977 var det en ukontrollert utblåsning fra Ekofisk 2/4 B. Bravo-utblåsningen pågikk i åtte døgn før det lyktes amerikanske brønndrepere å stoppe oljestrømmen. 
Utblåsningen forårsaket det største oljeutslippet på norsk sokkel.

Under brann i et skaft på Stafjord A omkom i februar 1978 fem personer.  I juni 1978 skjedde nok en ulykke, da et helikopter på vei til Statfjordfeltet styret i havet, 
og 18 mennesker mistet livet.

På Eddafeltet inntraff 27. mars 1980 den største katastrofen i norsk petroleumshistorie, da boligplattformen 
Alexander L. Kielland kantret i uvær. Av de 212 om bord omkom 123.
Minnesmerket Brutt lenke ble avduket i Stavanger i mars 1986, til minne om ulykken.

Boreriggen Byford Dolphin var involvert i nok en ulykke i november 1983, under arbeid på dykkesystemet om bord. Ulykken kostet fem menneskeliv og førte til at en ble hardt skadet.

Den oppjekkbare plattformen West Gamma sank 21. august 1990, under slep fra Ekofisk til tysk sektor.  Storm og høye bølge gjorde at slepelinen røk, og plattformen kom i drift og kantret. 
Mannskapet måtte hoppe i sjøen, men alle ble reddet.

Tidlig om morgenen 23. august 1991 sank understellet til plattformen Sleipner A under bygging i Gandsfjorden. Årsaken var en konstruksjonsfeil med underdimensjonering av armeringen. 
Ingen menneskeliv gikk tapt i ulykken.  Da understellet traff havbunnen på 200 meters dyp ble dette registrert på seismografen ved universitetet i 
Bergen.

I Norneulykken styrtet et helikopter i september 1997 på vei til Nornefeltet i Norskehavet. Tolv personer omkom.

En gasslekasje på Snorre A 28. november 2004 gjorde at plattformen måtte stenges og evakueres. Nedstegningen varte til 9. februar året etter.

19. mai 2010 mistet Statoil kontrollen over en brønn på Gullfaks C.  Ingen personer ble skadet, men Petroleumstilsynet fastslo at hendelsen var nær ved å ende i en katastrofe.  Statoil ble ilagt
30 millioner kroner i bot.

I helikopterulykken ved Turøy i april 2016 styrtet et helikopter på vei fra Gullfaksfeltet, og 13 personer mistet livet.

28. september 2020 tok det fyr i en gassturbin på Equinors landanlegg på Melkøya.  Ifølge Petroleumstilsynet var det den meste alvorlige brannen på en landanlegg noensinne.
Brannen har ført til nedstengning av anlegget i inntil ett år.

Onsdag 2. desember 2020 brant det i et kompressorbygg på Equinors metanolfabrikk på Tjeldbergodden.  Det ble kraftig røykutvikling, men ingen personer kom til skade.  Brannen var slukket etter en knapp 
time.

## Produksjon og økonomi

### Produksjonsvolum
Fra produksjonsstarten på Ekofisk i 1971 tok det fire år før Norge i 1975 ble nettoeksportør av petroleum. 
I stortingsmeldingen om petroleumsvirksomhetens plass i det norske samfunn la regjeringen Bratteli i 1974 opp til et «moderat tempo» i oljeutvinningen.
Dette ble i Stortinget tallfestet til å kunne være lik ti ganger landets eget forbruk, svarende til 90 millioner tonn oljeekvivalenter i årlig produksjon.  (Med en egenvekt for råolje lik 0.8 tonn/Sm3 svarer dette til
et produksjonsvolum på 112,5 millioner Sm3/år.)  Den politiske diskusjonen kom lenge til å sirkulere rundt dette tallet, som ble oppfattet både som et mål og som et tak for produksjonen.  
Høyre og Arbeiderpartiet argumenterte for at 90 millioner tonn var i samsvar med et «moderat tempo», Kristelig Folkeparti ønsket seg 60-70 millioner tonn, mens Senterpartiet, SV og Venstre alle gikk inn for 50 millioner 
tonn.

I 1983 var produksjonen steget til å utgjøre omtrent åtte ganger det innenlandske forbruket.  Tanken om et tak på produksjonen ble forlatt i første halvdel av 1980-årene og erstattet av et ønske om å styre produksjonsvolumet
etter økonomiske målsetninger.

Norge var i 1995 blitt verdens nest største oljeeksportør, etter Saudi Arabia.  
Funn av en rekke gassfelt gjorde at Norge i 2001 var vokst til å bli den nest-største gass-eksportøren i verden, etter Russland. 
Oljeproduksjonen nådde et maksimum i 2001, med 181 millioner Sm3 produsert.  Totalproduksjonen av olje og gass nådde toppen i 2004.

I 2019 var Norge listet som nummer 16 i offisiell amerikansk statistikk over petroleumsproduserende land i verden, rangert etter årlig produsert volum av råolje.
Rangert etter produksjon av tørrgass var Norge nummer 8 på verdensbasis.

### Nasjonal oljeøkonomi

Den norske petroleumsskatteloven ble vedtatt i 1975.  I tillegg til alminnelig selskapsskatt betaler virksomhet på sokkelen en særskatt. 
Skattesatsene fastsettes årlig av Stortinget, men den total satsen (selskapsskatt + særskatt) har vært nokså uendret lik 78 %.  I tillegg får den norske staten
inntekter fra SDØE og gjennom eierandeler i Equinor. Sammen med avgifter knyttet til virksomheten gir dette staten store inntekter.

I de første årene betalte petroleumsvirksomheten produksjonsavgift til staten.  Denne avgiften ble fjernet for petroleumsforekomster som fikk godkjent PUD etter 1. januar 1986.

Frykt for en «Kuwait-økonomi» preget av ensidig avhengighet av petroleumsinntekter, høye lønninger og tilsvarende kostnadsnivå, har gjennom hele oljehistorien fått mange til å uttrykke uro for tradisjonelle næringer.  
Dette var også et viktig argument for regjeringen Bratteli i 1974 for å gå inn for et «moderat tempo» i utvinningen.

Regjeringen Willoch ga i mars 1982 et utvalg under ledelse av Hermod Skånland i oppgave å vurdere omfanget av virksomheten på norsk sokkel.  Tempoutvalget, også kalt Skånlandutvalget, konkluderte i oktober 1983 med at det var stor usikkerhet
forbundet til framtidige oljeinntekter, knyttet til både produksjon, oljepris og valutakurser.  Det ble foreslått å oppnevne et statlig oljefond som kunne fungere som en buffer mot svingningene i inntektene til staten.
Også den borgerlige regjeringen mante til forsiktig bruk av oljepengene, ikke minst fordi myndighetene fryktet en nokså snarlig nedgang i de framtidige 
inntektene.

Oljeprisen falt dramatisk både i 1986 og i 1998, begge ganger som følge av at høy arabisk produksjon destabiliserte markedet. OPEC hadde i desember 1985 erklært at medlemslandene ikke lenger ville ha eneansvaret for å balansere
tilbud og etterspørsel etter olje.  Fallet i oljeprisen i 1986 gjorde at norske myndigheter om sommeren for første gang siden 1980 måtte ut på det internasjonale lånemarkedet, for å ta opp et lån på 500 millioner dollar.
Da oljeprisen falt igjen i 1998, lovet olje- og energiminister Marit Arnstad OPEC at Norge skulle redusere oljeproduksjonen med 3-6 %, for å bidra til å stabilisere 
oljeprisen.

De samlede inntektene til staten var spesielt store i perioden 2000-2014, i gjennomsnitt på mer enn 12 % av brutto nasjonalprodukt (BNP).  Toppåret var 2008, da staten hadde netto inntekter på 416 milliarder kroner fra petroleumsvirksomheten.
I 2014 kom et nytt fall i oljeprisen, med tilsvarende fall i inntektene.  Et bunnår var 2016, da inntektene tilsvarte 4 % av BNP.  Etter dette tok prisnivået seg gradvis opp igjen.

I revidert nasjonalbudsjett for 2019 var statens petroleumsinntekter anslått til 263 milliarder kroner.

I juni 2020 vedtok Stortinget endringer i skattelovgivningen, for å hjelpe petroleumsnæringen under influensapandemien.  Endringene ga selskapene større muligheter til avskrivninger og skattefrie
inntekter i en begrenset periode.  Pandemien ga et økonomisk tilbakeslag og lavere oljepris.  Sammen gjorde dette at statens oljeinntekter sank kraftig i 2020, til 106,8 milliarder kroner.  Det var i hovedsak skatt fra selskapene og inntekter fra statens direkte økonomiske engasjement som sviktet.

### Statens pensjonsfond utland
Statens pensjonsfond utland, ofte kalt «Oljefondet», ble opprettet i 1990 for å ivareta langsiktige hensyn i bruken av petroleumsinntektene til staten.  Alle investeringer fra fondet skal gjøres i utlandet. Pengene skal i hovedsak brukes til å finansiere framtidige pensjonsutgifter.  Det første innskuddet ble gjort i mai 1996, med et beløp på knappe to milliarder kroner.

Jens Stoltenbergs første regjering innførte i 2001 handlingsregelen for bruk av midler fra fondet til dekning av underskudd på statsbudsjettet. Ifølge den opprinnelige formuleringen av regelen skulle maksimum 4 % av fondet kunne overføres til det årlige statsbudsjettet.  Dette skulle svare til forventet realavkastning fra fondet. I 2017 ble maksimumsgrensen redusert til 3 %.

Omtrent på femtiårsdagen for åpningen av Ekofiskfeltet, i oktober 2019, passerte verdien av fondet  milliarder norske kroner.

## Sysselsetting og arbeidsliv

### Arbeidstakere i petroleumsnæringen

De første årene var petroleumsvirksomheten helt avhengig av utenlandsk arbeidskraft. Mange kom fra USA, men Elf bidro også med en stor pulje franskmenn.  Særlig satte de mange nye
tilflytterne preg på Stavanger, som fikk tilført både penger og kulturelle impulser.  En amerikansk skole ble opprettet i byen i 1966 og hadde i 1979 fått 550 elever.  En fransk skole ble
opprettet i 1972, med 100 elever i 1977. Ut over 1980-årene ble virksomheten mer og mer norsk, selv om innslaget av utenlandsk arbeidskraft har vært tydelig.

Den første styreformannen i Statoil, Jens Christian Hauge, anslo da selskapet ble startet i 1972 at det antagelig ville trenge 40 ansatte.  I 2019 hadde Equinor vokst til over  ansatte, 
fordelt over hele verden.

Svanhild Rolfsen var den første kvinne som fikk fast arbeid på norsk sokkel, ansatt som sykepleier i Elf i 1977.  Etter en redningsaksjon på Friggfeltet i mai 1981 ble Rolfsen tildelt Carnieges Heltefonds medalje i gull.

I 1980 hadde petroleumsnæringen vokst til å være - i antall ansatte - like stor som sjøfartsnæringen og dobbelt så stor som fiskerinæringen.  Denne veksten hadde skjedd på litt mer enn ti 
år.

Selv om mange arbeidsplasser i petroleumsvirksomheten kom til å bli plassert i de store byene, tillot mange av jobbene at arbeidstakerne kunne være bosatt i distriktet.  I 2010 ble det rapportert
421 bostedskommuner for sysselsatte i næringen.
Størst andel av sysselsatte i petroleumsrelaterte næringer hadde Stord kommune (21 %), fulgt av Sola og Stavanger (rundt 15 %).

I toppåret 2013 var hele  sysselsatte i Norge knyttet til petroleumsnæringen, som ansatte i næringen eller tilknyttet leverandører eller underleverandører til næringen.
Dette svarte til 8,6 % av den samlede sysselsetningen. Dette året var  registrert som direkte sysselsatte i næringen.  
På ganske få år, fram til 2016, gikk antallet direkte og indirekte sysselsatte i næringen ned med .

### Interesseorganisasjoner
Utenlandske selskap som etablerte seg i Norge, var ikke umiddelbart samarbeidsvillige overfor norske arbeidslivsorganisasjoner.  Det ble tidlig dannet en rekke «husforeninger» for ansatte, tilknyttet enkelte operatørselskap.  
Ekofisk-Komiteen for Phillips-ansatte var den første av slike husforeninger, etablert i 1973.

For å gi et bredere tilbud til ansatte i alle typer bedrifter tilknyttet petroleumsvirksomheten, ble Norsk Olje og Gassmedarbeiderforbund (NOGMF) dannet i 1976.  Foreningen tilbød medlemskap til ansatte i operatørselskap, 
i basevirksomhet og på supplyskip.  Året etter skiftet foreningen navn til Norsk Olje- og Energimedarbeideres Fellesorganisasjon (NOEMFO) og sluttet seg til Yrkesorganisasjonenes Sentralforbund 
(YS).
I 1981 hadde NOEMFO rundt 2600 medlemmer som jobbet i Nordsjøen.  Etter Alexander Kielland-ulykken var foreningen en aktiv forkjemper for å snu plattformen.  
Foreningen greide imidlertid ikke å holde på tilslutningen, og i juni 1984 gikk foreningen konkurs,
da med om lag 1400 medlemmer.

I LO var det i den tidlige fasen mye fram og tilbake om hvilke forbund som skulle organisere oljearbeidere og hvilket forbund som skulle ha hovedansvaret.  
Det LO-tilsluttede Norsk Olje- og Petrokjemisk Fagforbund (NOPEF) ble stiftet 31. januar 1977 for å organisere alle lønnstakere i petroleumsnæringen, uansett yrkesbakgrunn. Første formann var
Lars Anders Myhre.  Det nye forbundet skulle samle lønnstakere som tidligere hadde vært organisert i flere andre LO-forbund.
NOPEF ble det første LO-forbundet som vedtok å ikke ha tilknytning til Arbeiderpartiet, forbundet ønsket å være partipolitisk nøytralt.
I september 2006 gikk NOPEF sammen med Norsk Kjemisk Industriarbeiderforbund i det nye forbundet Industri Energi.

Ekofisk-komiteen gikk i 1977 sammen med husforeningen SAF (StatfjordAnsattes Forening) i Mobil  og EANOR (Elf Aquitaine Norway Offshore Forening) i Elf og dannet paraplyorganisasjonen Operatørfagforeningenes samarbeidsutvalg (OFS).
Dette var en frittstående fagforening, uten tilknytning verken til LO eller YS.  I 1982 ble foreningen reorganisert og åpnet opp også for kontraktøransatte.  Foreningen skiftet også navn til
Oljearbeidernes Fellessammenslutning (OFS).  I 2005 gikk OFS likevel sammen med YS og etablerte Sammenslutningen av Fagorganiserte i Energisektoren, SAFE.

Selv om NOPEF og OFS etter hvert ble de to viktigste aktørene, var arbeidslivet på sokkelen preget av en stor oppsplitting i ulike arbeidstakerorganisasjoner som sloss om medlemsmassen.  
I 1981 var det 15 og i 1986 over 20 ulike organisasjoner for arbeidstakere i petroleumsnæringen.

På arbeidsgiversiden ble det etter hvert et sterkere behov for felles organisering.  North Sea Operators’ Committee ble etablert i 1965, som en sammenslutning av de syv daværende operatørselskapene
på sokkelen. Komitéen skulle samordne tekniske og næringspolitiske interesser, og også arbeidsgiver-relaterte interesser.  I 1979 ble arbeidsgiver-delen skilt ut som en egen organisasjon, 
Norske Operatørselskapers Arbeidsgiverforening (NOAF).  Etter flere opprivende konflikter med arbeidstakere ble foreningen ble i 1981 medlem av Norsk Arbeidsgiverforening.  
I 1989 ble NOAF en del av det nyetablerte Oljeindustriens Landsforening (OLF),
tilsluttet Næringslivets Hovedorganisasjon.  OLF skiftet igjen navn i 2012 til Norsk olje og gass.
I dag er Norsk olje og gass en sammenslutning av 47 olje- og gass-selskaper og 58 leverandørbedrifter.  Organisasjonen skal ivareta felles interesser overfor både myndigheter, arbeidstakerorganisasjoner 
og andre samfunnsinstitusjoner.

Norsk Petroleumsforening ble grunnet i 1972 som en medlemsorganisasjon for alle med interesse for petroleumsvirksomheten.  Formålet var å skape nettverk og møteplasser for kunnskapsutveksling, 
blant annet gjennom organisering av konferanser.  Foreningen var en av initativtakerne til etablering av konferansen Offshore Northern Seas (ONS), som har vært arrangert i Stavanger annet hvert år siden 1974.

### Arbeidsvilkår i Nordsjøen

Operatørene i Nordsjøen argumenterte i 1966 overfor myndighetene at arbeidstidsordningene på sokkelen måtte være mer fleksible enn det som var fastlagt i arbeidervernloven.
Selskapene ønsket å kunne bruke en turnus som ga en årlig gjennomsnittlig arbeidstid på over 50 timer i uken. LO satte seg i mot forslaget, som også ble avvist av myndighetene.
Det var imidlertid kun arbeidstidsbestemmelsene i arbeiderloven som ble gjort gjeldende for sokkelarbeid.

I et utkast til arbeidsmiljøloven i 1974 ble det forutsatt at denne ikke skulle omfatte arbeid på sokkelen. Dette synet var støttet av både Oljedirektoratet og Industridepartementet, men møtte motbør
fra Sosialdepartementet, fra en rekke aviser og fra arbeidstakerorganisasjonene.  Et utvalg ledet av Kåre Halden fikk i 1976 i oppgave å vurdere hvilke unntak fra loven som skulle bli gjort gjeldende for oljevirksomheten.   
Halden-utvalget la fram sin første innstilling 22. juli 1976, og en ytterligere presisering kom 13. juni 1977.  Da arbeidsmiljøloven ble innført 1. juli 1977 var det ennå ikke ferdig klarlagt hva som skulle gjelde for 
kontinentalsokkelen. Først 22. juli ble loven - med unntak beskrevet av Halden-utvalget - gjort gjeldende for faste installasjoner på kontinentalsokkelen.  Flytende installasjoner var unntatt fra
loven, men var underlagt sjømannsloven.

### Arbeidskonflikter
I 1978 kom en av de første større arbeidskonfliktene i Nordsjøen, da mellom sju hundre og tusen arbeidere gikk til streik på Statfjord A.  Streiken grunnet i dårlige arbeidsforhold og irritasjon over en amerikansk lederstil.  
En utløsende faktor var en innstramming av regelverket for å kunne ta seg en røyk på plattformen!

Konfliktnivået i Nordsjøen var i 80-årene markant høyere enn i landbasert virksomhet og også høyere enn vanlig i internasjonal petroleumsvirksomhet. Dette er blitt forklart med stor makt gitt til små grupper, militant lederskap og svakt oppbygde institusjoner for samhandling mellom myndigheter, arbeidsgivere og arbeidstakere.  Lønningene ble generelt betraktet som gode, og streikene var ofte knyttet til arbeidsmiljø.

Store streiker på kontinentalsokkelen førte raskt til store inntektstap for staten, og streiker fikk derfor vanligvis ikke lov til å vare lenge, før staten grep inn. Mellom 1990 og 2004 ble ni streiker igangsatt av OFS stoppet med tvungen lønnsnemnd.

I 1986 gikk Catering Ansattes Forbund, tilsluttet OFS, til streik for høyere lønn.  Arbeidsgiverorganisasjonen NOAF svarte med lock-out for 3500 ansatte på faste installasjoner.  Dette førte til full stans i oljeproduksjonen.
Etter tre ukers streik bestemte kommunalminister Arne Rettedal at saken skulle til tvungen lønnsnemnd.  Argumentet var sikkerhetsrisikoen ved å ha installasjonene stående uten produksjon.

Tariffavtalen mellom OFS og OLF gikk ut 1. juli 1990, uten at partene greidde å bli enige om en ny avtale.  OFS tok ut vel 4000 medlemmer i streik, og dette førte til at all virksomhet i norsk sektor av Nordsjøen 
stoppet opp. Etter bare 36 timers streik vedtok regjeringen Syse tvungen lønnsnemnd.  OFS sentralt tok beslutningen til etterretning, men mange medlemmer nektet å godta avgjørelsen, og 
streiken fortsatte på flere plattformer. Flere oppsigelser fulgte, fordi ansatte nektet å arbeide. OLF og NHO stevnet OFS inn for Arbeidsretten, som i samme måned avgjorde at streiken var tariffstridig og ulovlig.
I løpet av høsten ble det klart at oppsagte både i Phillips, Statoil og Smedvig fikk jobbene tilbake, mens OFS tok på seg ansvaret for de ulovlige streikene.

OFS varslet på nytt streik i 1993, for 38 arbeidere på Frigg. OLF svarte med å varsle lockout for 3400 ansatte.  Et vedtak om tvungen lønnsnemnd kom før streiken var i gang. 
Det samme gjentok seg året etter.

I mai 1996 gikk OFS-medlemmer i Nordsjøen til sympatistreik for vedlikeholdsarbeidere på land.  Streiken stanset produksjonen på sju plattformer, men ble avblåst etter ganske få dager. OFS-ledelsen fikk mye kritikk, både internt i organisasjonen og eksternt, for å stoppe aktiviteter til sjøs, når striden dreidde seg om virksomhet på land.  Senere i samme måned gikk oljeservice-arbeidere i NOPEF til streik, etter at mekling med arbeidsgiverorganisasjonen brøt sammen. Streiken varte i tre uker og førte til stans i all lete- og produksjonsboring.

### Nordsjødykkerne
Yrkesdykkerne utgjorde en viktig gruppe i Nordsjøen, og de måtte ofte arbeide i lange perioder under vanskelige forhold på store dyp.  
Særlig i tidligfasen kunne både kompetanse, regelverk og kontroll være mangelfull.  
I 1978 ble det gjennomført et demonstrasjonsdykk til 300 meters dyp i Skånefjorden, men forsøket endte med at en amerikansk dykker omkom.
Senere ble det utført dykk i Nordsjøen betydelig dypere enn dette.

Fagforeningen NOPEF kjempet lenge og iherdig for at dykkere med helseskader skulle få økonomisk erstatning.  En uformell sammenslutning med navn Nordsjødykker Alliansen (NSDA) ble dannet i 1998 for å 
arbeide for dykkernes sak. Intern strid i alliansen førte til opprettelsen av interesseorganisasjonen OffshoreDykkerUnionen (ODU) i 2004.

Dykkerne fikk støtte fra blant annet Siv Jensen og Øyvind Vaksdal i Fremskrittspartiet.  Regjeringen Bondevik besluttet i januar 2000 å gi opp til  kroner til alle dykkere
som kunne vise til varige helseskader.

I mars 2001 ble det etter vedtak i Stortinget oppnevnt en granskningskommisjon som fikk i oppgave å undersøke alle forhold omkring dykkerarbeid i Nordsjøen i «pionertiden» 1965-1990.  Kommisjonen la fram sin rapport i 
desember 2002.
Antallet kjente dødsfall knyttet til arbeidsdykking i norsk del av Nordsjøen var 17, og fire av disse var nordmenn.  365 nordmenn hadde vært registrert som dykkere i den aktuelle perioden, og 63 av disse var uføretrygdet, 
inkludert uføretrygdet etter arbeidsskade.  En «ikke ubetydelig del sliter med alvorlige medisinske problemer». 
Andelen av selvmord var også unormalt høy blant tidligere dykkere.  Kommisjonen anbefalte en statlig økonomisk kompensasjon for nordsjødykkere med helseskader.

Statoil besluttet høsten 2001 å gi inntil  kroner i kompensasjon for dykkerrelaterte helseskader. Beløpet ble gitt uavhengig av om dykkeren hadde vært i arbeid for 
selskapet.
 
Stortinget besluttet i mars 2004 å gi alle nordsjødykkerne  kroner hver i oppreisning.  I tillegg skulle det kunne gis et individuelt erstatningsbeløp på 2,4 millioner 
kroner.
Mange av dykkerne var imidlertid ikke fornøyd og gikk i 2008 til rettssak mot staten. Tingretten avgjorde i september 2008 at staten ikke var pliktig til å betale ytterligere erstatning, selv om 
«menneskelige hensyn taler for at det objektive erstatningsansvaret utvides».
Også i lagretten og i høyesterett tapte dykkerne.  I en senere dom i den europeiske menneskerettsdomstolen ble dykkerne tilkjent erstatning.  Etter en langvarig strid fikk dykkerne i 2014 2,2 millioner kroner hver
i tilleggserstatning fra staten, mot å frafalle videre krav.

Et minnesmerke over innsatsen til nordsjødykkerne ble avduket november 2014 ved Oljemuseet i Stavanger.  Avdukingen ble foretatt av de to FrP-statsrådene Siv Jensen og Robert Eriksson.

## Natur, miljø og klima

### Offentlig organisering

Statens Forurensningstilsyn (SFT) ble opprettet i 1974 som en etat under Miljøverndepartementet.  Oljevernrådet ble overført til SFT i 1975.
Tilsynet er i ettertid omorganisert og er i dag en del av Miljødirektoratet.  Ikke minst bidro Bravo-utblåsningen i 1977 til at SFT gjorde beredskap mot oljeforurensning til et hovedsatsningsområde.
SFT fikk som en av oppgavene å gi utslippstilatelser til petroleumsvirksomheten.

Oljedirektoratet hadde ved etableringen i 1972 kun ansvar for borevirksomheten og ikke for plattformer og landanlegg.  Regelverket var uoversiktlig, og ansvaret var delt mellom mange
offentlige kontrollmyndigheter.  De første bunnfaste produksjonsplattformene ble for eksempel betraktet som «maritime innretninger», der Sjøfartsdirektoratet hadde et betydelig ansvar.  
Ulykken med Alexander Kielland-plattformen i 1980 førte til en revurdering av ansvarsforholdene på sokkelen.
I 1985 ble Oljedirektoratet gitt et overordnet ansvar for å følge opp petroleumsvirksomheten.

Fra og med 1. januar 2004 ble Petroleumstilsynet (Ptil) skilt ut fra Oljedirektoratet som en selvstendig etat. Den nye etaten fikk ansvaret for forvalting av sikkerhet og arbeidsmiljø.

### Natur- og miljøvernorganisasjoner

Miljø- og naturvernhensyn har gjort at en rekke organisasjoner gjennom hele petroleumshistorien har vært kritiske og negative til virksomheten.
Motstanden har vært uttrykt ved deltakelse i det offentlige ordskiftet, gjennom høringsuttalelser, gjennom markeringer og aksjoner og også ved politianmeldelser for det 
en har oppfattet som ulovelig virksomhet.

WWF-Norge ble stiftet så tidlig som i september 1961, og Norges Naturvernforbund ble opprettet i 1963.  Natur og Ungdom etablerte seg i
september 1967 og vokste raskt til å bli den viktigste miljøorganisasjonen for ungdom.  I 1969 ble Samarbeidsgruppen for natur og miljøvern (SNM) etablert, for det meste av unge akademikere.  
Fra første halvdel av 1970-årene markerte alle disse organisasjonene seg som motstandere av petroleumsvirksomheten.  I begynnelsen var hensynet til fisk og fiskerier en viktig drivkraft,
og et mye brukt slagord var «Olje eller fisk?».  
																										  
Stemmer som talte mot tradisjonell vekstfilosofi dukket også mer tydelig opp i starten av 1970-årene, for eksempel Erik Damman med organisasjonen Framtiden i våre hender. 
Disse stemmene ble imidlertid ikke særlig sterke i striden mot petroleumsvirksomheten, der en tankegang om «vekst med vern» skulle bli mer dominerende.  
Mer dominerende ble debatten omkring bruk av energi, både fra vannkraftutbygging og fra fossile brennstoffer.  Oljekrisen i 1973 bidro til å synliggjøre hvor sterkt samfunnet var blitt 
avhengig av fossile energikilder.

Motstanden mot petroleumaktivitetene ble forsterket da virksomheten begynte å flytte seg nordover.  Naturverneinteressene ønsket å forby all petroleumsvirksomhet nord for 62. breddegrad,
hovedsakelig ut fra hensynet til fiskebestanden og fiskeriene.  Denne kampen kunne synes tapt i mars 1977, da Stortinget ga grønt lys for å virksomhet nord for 62. breddegrad.  Bravo-utblåsingen i april
samme år førte til økt fokus på manglende oljevernberedskap og til stigende motstand mot å ta virksomheten nordover. 
Internasjonale hendelser fikk også mye oppmerksomhet: I 1978 gikk tankeren
«Amoco Cadiz» på grunn utenfor kysten av Bretagne, med et gigantutslipåp av råolje.  I Mexico-gulfen 
førte en utblåsning i juni 1979 på plattformen Ixtoc I til en av de største forurensningskatastrofene i historien.  Et mindre oljeutslipp i Varangerfjorden i Finnmark i 1979 
førte til at mellom  og  sjøfugl ble drept, og ulykken viste at selv små utslipp kunne ha store konsekvenser.  
«Folkeaksjonen mot boring nord for 62. breddegrad» ble stiftet i Harstad høsten 1979, blant annet med Natur og Ungdom som pådriver. 
Motstanden og alle ulykkene førte til en utsettelse av virksomheten i nord, men ikke til en full stans.

Stiftelsen Bellona ble opprettet i juni 1986 og markerte seg i 1990-årene med flere uortodokse aksjoner mot petroleumsvirksomheten. 
Grunnstøtingen til «Exxon Valdez» utenfor kysten av Alaska i mars 1989 viste igjen hvor katastrofale følgene av oljeforurensning kunne være.

Etter at petroleumsvirksomheten hadde startet nord for 62. breddegrad, kom naturvernorganisasjonene til å kjempe hardt mot åpning av Lofoten og Vesterålen og også mot virksomhet i Barentshavet.  
Bellona fikk medhold i en klage til Miljøverdepartementet på en utslippstillatelse fra SFT, gitt til Norsk Hydro i forbindelse med boring i PL219 utenfor Lofoten.  Miljøvernminister Siri Bjerke
stoppet da virksomheten, i påvente av en samlet forvaltningsplan.

Spørsmålet om global oppvarming og menneskeskapte klimaendringer har gradvis blitt mer viktig etter tusenårsskiftet og har gitt nye argumenter mot petroleumsvirksomheten.

### CO2-utslipp og elektrifisering

Energibehovet på svært mange plattformer blir dekket gjennom drift av små gasskraftverk, og forbrenningen av gass produserer CO2.  Petroleumsvirksomheten bidrar med en stor andel av norsk CO2-produksjon, og andelen har gjennom mange år vært økende. Virksomheten har også et betydelig utslipp av andre typer klimagasser.  I 2021 er det anslått at petroleumsvirksomheten bidrar med 28 % av samlede utslipp av klimagasser. Idéen om å tilføre plattformer strøm fra land for å redusere utslippene har derfor vært diskutert lenge.

I 1991 innførte regjeringen Brundtland CO2-avgift på utslipp fra petroleumsvirksomheten. Norge undertegnet Kyoto-avtalen i 1997 og var dermed forpliktet til å redusere utslipp av klimagasser.  Klimakvoter er et viktig nasjonalt og internasjonalt virkemiddel for å redusere utslipp av CO2, og petroleumsvirksomheten har inngått som en del av dette systemet siden 2008. Reduksjon av nasjonal produksjon av karbondioksid ble en viktig pådriver for et politisk krav om å elektrifisere felt på sokkelen.

Troll A-plattformen fikk strøm i fra land i 1996, men dette hadde en teknisk motivasjon og var ikke basert på klima-argument.  Samme år vedtok Stortinget at alle nye utbygginger skal legge fram en oversikt over kostnaden med å gjennomføre en elektrifisering fra land.  Gjøafeltet fikk strøm fra land i 2010 og Valhallfeltet i 2013.  Generelt var det stor motstand fra både oljeselskaper og fra LO og NHO mot å gjennomføre elektrifisering, i frykt for både økte kostnader og forsinkelser i gjennomføring av prosjekter.

Økende avgiftsnivå og varsel om ytterligere økninger, sammen med et ønske om en grønnere profil, har gitt selskapene egeninteresse i å gjennomføre elektrifisering, og holdningen er langt på vei snudd til positiv interesse.  
Når feltene blir mer modne, vil produksjonsmetodene ofte være mer energikrevende, og CO2-avgiften kan bli styrende for levetiden til feltene. I 2018 la Equinor fram planer for å elektrifisere de to andre Troll-plattformene samt Sleipner.  I 2020 gikk selskapet ut med et løfte om å redusere samlede utslipp fra plattformer og landanlegg med 40 % innen 2030, 70 % innen 2040 og mot nær nullutslipp i 2050. 
Havvindparken Hywind Tampen skal bidra med en tredjedel av energibehovet til feltene Snorre og Gullfaks.

Mens interessen for strøm i oljeselskapene har snudd til det positive, har elektrifiseringen fra andre hold blitt møtt med stigende skepsis. Elektrifiseringen reduserer *nasjonale* utslipp, mens den *globale*
klimaeffekten kanskje er tvilsom.  Elektrifiseringen kan bidra til forlenget levetid for feltene og en forlengelse av petroleumsalderen.

### Klimasøksmål
Greenpeace og Natur og Ungdom saksøkte i 2016 staten for brudd på Grunnlovens paragraf 112, etter at det ble åpnet for oljeproduksjon i Barentshavet.  
Paragrafen sier at «enhver har rett til et miljø som sikrer helsen, og til en natur der produksjonsevne og mangfold bevares. Naturens ressurser skal disponeres ut fra en langsiktig og allsidig betraktning som ivaretar denne rett også for etterslekten». Senere stilte også Besteforeldrenes klimaaksjon og Naturvernforbundet seg bak søksmålet.  I Oslo tingrett i januar 2019 tapte saksøkerne og ble ilagt saksomkostninger på over en halv million kroner.  En ankesak startet i Borgarting lagmannsrett i november 2019, men retten konkluderte i januar 2020 enstemmig med at staten ikke hadde brutt miljøparagrafen. Saken ble til slutt behandlet i Høyesterett, der elleve dommere stemte for frifinnelse for staten.  Et mindretall på fire dommere ville erklære vedtaket om å åpne Barentshavet for ugyldig.

## Nyere tid

Nordøst Frigg var det første feltet som ble stengt inn, i mai 1993, og havbunnsrammene som var brukt til produksjonen ble fjernet i 1996.  Det langt større
Friggfeltet ble stengt i oktober 2004.  Aker Solutions fikk i oppdrag å fjerne mye av installasjonene, men 
understellet til noen av betongplattformene blir stående som kulturminner.  I 2020 er over 20 felt stengt inn, de fleste mindre felt.

I 2017 var over 6000 brønner boret på norsk sokkel.
Brønn nummer 6000 var *31/2-Y-21 AY2H* på Troll-feltet.

I 2019 var 88 felt i produksjon.  I tillegg var utbyggingsmuligheter for over 90 funn under vurdering.

### Videre strid om Lofoten

Høsten 2019 ble Wintershall Dea gitt tillatelse til å bore i en lisens kalt Toutatis, i området Nordland V omtrent 80 kilometer sør for Røst i Lofoten.  
Boringen ble gjennomført 7,5 kilometer fra korallområdet Trænarevet og ga igjen opphav til sterke protester fra miljøvernorganisasjoner.  
Brønnen fant litt olje, men er av Oljedirektoratet pr. januar 2021 karakterisert som «utbygging lite sannsynlig».

### 2020 - et vanskelig år for Equinor
I 2020 forårsaket influensapandemien et kraftig fall i oljeprisen.  Fra omkring 68 dollar fatet ved nyttår, falt prisen til under 20 dollar i april, den laveste oljeprisen siden 1999.  Prisen gikk noe opp igjen,
men den lave prisen ga motbakke for alle oljeselskapene.  Det ble et spesielt vanskelig år for Equinor, med mye negativ oppmerksomhet. Det ble kjent at selskapet hadde tapt store penger på satsing i USA, etter Equinors egne tall 161 milliarder kroner.  Equinor-sjef Eldar Sætre måtte i november møte på Stortinget til høring om tapene.   To branner på landanlegg fikk mange til å stille spørsmål til Equinors holdning til sikkerhet: 28. september tok det fyr i en gassturbin på Melkøya, og 4. desember brant det i metanolfabrikken på Tjeldbergodden.  På Mongstad måtte selskapet pumpe opp over  liter olje fra grunnen, etter at Miljødirektoratet i desember påpekte store oljelekkasjer til grunn og sjø.  Flere prosjekter rapporterte store kostnadsoverskridelser: Johan Castberg-utbyggingen med 3,4 milliarder kroner, videreutvikling av Njordfeltet med 4 milliarder kroner og Martin Linge-prosjektet med 3,6 milliarder.

### Iskanten
Striden om oljeboring i nord krystalliserte seg i 2020 i en strid om iskanten.  Iskanten markerer overgangen mellom havis og åpent hav i Arktis, men er også en politisk vedtatt grense for hvor langt nord det 
skal være lov å bore etter olje.  Uenigheten om hvor den grensen burde defineres 
gikk både gjennom det politiske landskapet og gjennom regjeringens ekspertgruppe, som skulle utarbeide et faglig grunnlag for avgjørelsen.
Ekspertene var enige om at et varmere klima hadde medført at den observerte iskanten i de siste årene hadde trukket nordover og at denne trenden ville fortsette.  Uenigheten gikk på hvilke konsekvenser dette burde få. 
Miljøhensyn talte for å flytte iskanten sørover, mens muligheter for petroleumsfunn var argument for å flytte grensen nordover, i tråd med de nye observasjonene.

Regjeringen Solberg la fram sitt forslag til definisjon 24. april, i 
«Helhetlige forvaltningsplaner for de norske havområdene - Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten, Norskehavet, og Nordsjøen og Skagerak».
Forslaget avviste en iskant som flytter seg nordover med klimaendringene.  Grensen for oljeleting ble flyttet sørover, uten at dette skulle få
konsekvenser for gitte konsesjoner.
Etter debatt i Stortinget i juni, endte det med et kompromiss: «Stortinget ber regjeringen ved eventuelle grenseoverskridende funn, nord for områder der det i dag er åpnet for petroleumsvirksomhet, 
om å raskt vurdere hvordan man best ivaretar norske interesser, herunder behovet for å starte en åpningsprosess for relevante områder.»

### Barentshavet et tapsprosjekt?
I oktober 2020 ble det kjent gjennom NRK at olje- og energidepartementet i 2013 hadde visst at utvinning i Barentshavet kunne bli et tapsprosjekt, dersom oljeprisen falt med 30 %.  
Under drøfting av virksomheten i Barentshavet samme år, ble Stortinget ikke gitt denne informasjonen.  Ola Borten Moe var olje- og energiminister. 
Ifølge NRK ble informasjonen holdt tilbake for at ikke «prosjektet skulle snakkes ned».  Da nyheten ble kjent, hevdet Borten Moe at Stortinget fikk «all relevant informasjon».  Aftenposten krevde på lederplass en åpen høring 
i Stortinget for å belyse saken.

### Koronapandemien og petroleumsøkonomi
Koronapandemien i 2020 og 2021 kom til å endre arbeidsliv og reisevirksomhet på mange måter. Petroleumsforbruk, økonomi og finans ble sterkt påvirket av pandemien. 
Lavere aktivitet globalt førte til reduksjon i etterspørselen etter petroleumsprodukter og fallende oljepris.  
Da Russland i forhandlinger med Opec i mars 2020 nektet å gå med på produksjonskutt for å holde oljeprisen oppe, truet Saudi Arabia med priskrig. Dette førte til at 
oljeprisen over natten falt fra over 45 dollar til rundt 33 dollar fatet, det største prosentvise prisfallet siden Gulfkrigen. 
Børsene verden over registrerte kraftige kursfall, Oslo Børs med nær 30 % i februar og mars.  Den norske kronen var også svekket til et rekordlavt nivå.     

Smitteverntiltak og pandemi-restriksjoner ble gitt noe av skylden for store overskridelser på en rekke prosjekt, både i Nordsjøen og i Barentshavet.
Størst overskridelse hadde utbyggingen av Martin Linge, der kostnadene i 2020 viste seg å bli dobbelt så store som antatt i PUD-en.  
Feltet kom i produksjon sommeren 2021.

For å avhjelpe situasjonen for både produksjonsselskap og leverandørindustrien vedtok Stortinget våren 2020 en midlertidig endring i 
skattesystemet for petroleumsnæringen. For gjennomføring av prosjekter i 2020 og 2021 ble skatten kraftig redusert, mens den ble øket omtrent tilsvarende på lang sikt.  
Samtidig ble et spesialfradrag redusert, og dette bidro til å øke skattegrunnlaget.  
Ved innføringen anslo Finansdepartementet at endringene ville gi oljeselskapene rundt 100 millioner kroner mer å rutte med i de to årene. 
Mange mente at endringene i skattesystemet ville føre til gjennomføring av samfunnsøkonomiske ulønnsomme prosjekter.  Oljenæringen på sin side hevdet at de
opprinnelige skattereglene hadde hindret gjennomføring av lønnsomme prosjekter. 
Skatte-endringene ble fulgt av en kraftig økning i investeringene i petroleumssektoren.

Både i Norge og Brasil var Equinor i 2021 i strid med skattemyndighetene om svært store beløp. 
I Norge dreide striden seg om internprising, det vil si hvilken pris et selskap i Equinor tar når det selger varer og tjenester til andre selskap i konsernet.
Et annet stridstema var bokføring av utgifter til forskning og utvikling.  I Brasil var selskapet i strid om kildeskatt på utbetalinger tilbake til Norge. 

I september 2021, like før stortingsvalget, meldte olje- og energiminister Tina Bru at regjeringen ville legge fram forslag om endringer i skatteregimet for 
petroleumsvirksomheten.  Bakgrunnen var et ønske om nøytral skattelegging, det vil si skattelegging som ikke endrer lønnsomheten i et prosjekt.
Ny-ordningen skulle redusere eller fjerne risiko for staten og også sørge for at skattesystemet ikke gir insentiver til ulønnsomme prosjekter. 
Leterefusjonsordningen, som var innført innført i 2005, ble avviklet. Skattesystemet skulle nå behandle inntekter og utgifter i petroleumssektoren  
når de oppstår, ved en kontantstrømskatt. Det samlede skattenivået skulle forbli uendret, 78 %.
Reaksjonene på skatte-endringene var delte:  Fremskrittspartiet og noen arbeidstakerorganisasjoner var negative, naturvernorganisasjoner var splittet i synet, 
mens bransjeorganisasjonen Norsk olje og gass var positiv.  Det private analyseselskapet Rystad Energy mente at endringene ville bety lite for selskap med skattbare inntekter,
men ville ha en negativ effekt på leting utført av selskap uten et slikt inntektsgrunnlag. Utbetalinger fra staten etter leterefusjonsordningen hadde ifølge Rystad Energy vært fallende over 
flere år.

### Klimaendringer og oljestans
Etter årtusenskiftet har det vokst fram en økende forståelse av en pågående global oppvarming og av at tiltak er nødvendig for å redusere effektene av denne.
En internasjonal klimaavtale, Parisavtalen, ble inngått i 2015, med mål om å begrense gjennomsnittlig temperaturøkning til 1,5 grader C.  
FNs klimapanel la i 2018 fram en spesialrapport om klimaendringene, med en konklusjon om at menneskeskapte utslipp av klimagasser er en viktig årsak til 
oppvarmingen. I 2021 publiserte Det internasjonale energibyrået (IEA) en rapport som slo fast at for å kunne nå 
målene i Parisavtalen, må verden umiddelbart å slutte å investere i nye kilder for utvinning av fossil energi.  
Også i Norge tok mange til orde for å innføre en stans i petroleumsvirksomheten, en «oljestans».  

Disse rapportene bidro til at det var bred politisk enighet om at en omstilling fra petroleumsvirksomheten mot en mer naturvennlig næringsvirksomhet var nødvendig, men det 
var stor uenighet om virkemidler og tempo i denne omstillingen. «Det grønne skiftet» ble et ofte brukt politisk slagord.  

Holdningsendringen påvirket også 
petroleumsselskapene:  Equinor har annonsert at halvparten av investeringene i 2030 skal være innen fornybar energi.  
Selskapet har også satt seg som mål å redusere utslipp av CO2 med 40 % innen 2030 og med nær null utslipp i 2050.  En viktig driver for
dette er CO2-avgiften. 
Elektrifisering av plattformer blir framholdt som er et viktig tiltak for å nå målet. Dette tiltaket er imidlertid kontroversielt, fordi strømproduksjon til lands har 
mange uheldige effekter på naturen og fordi elektrifisering kan føre til at gassen bare blir brent et annet sted, også der uten karbonlagring.

Før stortingsvalget høsten 2021 vedtok landsstyret i Miljøpartiet De Grønne at partiet ikke skulle støtte en regjering som fortsatte leting og utbygging i 
petroleumssektoren.
Partiet krevde full stans i leting, all ny utbygging og i alle utvidelser i eksisterende felt.  Andre parti var mindre kategoriske, men også Venstre, SV og Rødt gikk til valg 
med en politikk for å stanse leting etter olje og gass.  

Stortingsvalget førte til skifte av regjering, og Jonas Gahr Støre tok i oktober over som statsminister i en regjering fra Arbeiderpartiet og Senterpartiet.  
I bytte mot å støtte budsjettet til den nye regjeringen, fikk SV gjennomslag for at det i 2022 ikke skal gjennomføres en 26. konsesjonsrunde.

## Framtiden

Alt i stortingsmelding nr. 26 om petroleumsvirksomheten fra 1994 ble Nordsjøen karakterisert som en «moden oljeprovins», det vil si et område som har hatt virksomhet over lengre tid og har god infrastruktur,
mens de største petroleumsforekomstene trolig er funnet.
 
Oljedirektoratet anslo i 2020 at over halvparten av det produserbare petroleumsvolumet fremdeles er igjen i undergrunnen.  To tredjedeler av uoppdagede ressurser ligger antagelig i Barentshavet, og bare halvparten av dette igjen ligger i områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet.
Direktoratet venter at oljeproduksjonen øker fra 2020 og framover mot 2023, opp i mot produksjonen i rekordåret 2004.

I desember 2020 bestemte Folketinget i Danmark at landet ikke skal starte nye leteaktiviteter og at oljeutvinning skal avvikles innen 2050.
Tilsvarende vedtak er gjort i New Zealand, Costa Rica, Belize og Frankrike.  Klimautfordringer gjør at det også i Norge er flere røster som taler for en nedtrapping av oljevirksomheten.

IEA mener at oljeforbruket i verden vil øke de neste årene og nå toppen i 2030.

## Se også

* Norsk oljeteknologisk utvikling

## Referanser


## Litteratur

### Generell litteratur
*

*

*

*

*

*

*

*

*

### Stortingsmeldinger

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

## Eksterne lenker

* Norsk petroleum «Alt du trenger å vite om norsk petroleumsvirksomhet».  Besøkt 13. mars 2020
* Norsk oljemuseum Stavanger.  Besøkt 13. mars 2020
* Norsk Oljemuseum Industriminne. Industriminne Draugen, Ekofisk, Frigg, Statfjord og Valhall. Besøkt 12. januar 2021.
* Oljedirektoratets årsberetninger Forvaltningsdatabasen.  Besøkt 9. januar 2021.