Anders Wittemann, Wittemann E&P Consulting

Forventer ny produksjonstopp

Ettersom de store utbyggingsprosjektene nå endelig fullføres, blir fokus å modne fram og beslutte nye investeringer i mindre prosjekter.

Norsk sokkel har potensial for å nå en ny produksjonstopp de neste årene. Den historiske produksjonstoppen for olje og gass var i 2004 med 4,6 mrd. fat o.e. per dag (65 % olje). En mulig ny topp kan komme i perioden 2022-2024 (ca. 50 % olje).

Equinors nylig uttalte ambisjon om å opprettholde sin egenproduksjon på dagens nivå from mot 2030 er en svært realistisk ambisjon. Ressurspotensialet er opplagt tilstede, og Equinors mål ligger allerede implisitt i Oljedirektoratets (OD) forventning til framtidig produksjon.

Den forrige syklusen med høye oljepriser, og dermed vedtak om nye utbygginger, toppet seg i 2013 med Ivar Aasen, Gina Krog og Aasta Hansteen. Sistnevnte, sammen med Martin Linge som ble vedtatt i 2012, forventes å komme i produksjon i løpet av 2018/2019, etter betydelige forsinkelser og kostnadsoverskridelser. Deretter kom Johan Sverdrup med utbyggingsplaner i 2015, og på slutten av 2017 en rekke nye prosjekter, inkludert Johan Castberg som en selvstendig utbygging, Fenja og i 2018 Nova som skal tilknyttes eksisterende feltsenter, og andre tilleggsprosjekter til eksisterende felt som Snorre Expansion, Valhall flanker, samt Ærfugl/Skarv.

Forventinger til framtidig produksjon.

Utsiktene til nye, store selvstendige utbygginger er imidlertid begrensede (dersom det ikke gjøres nye, store funn, snart). De nærmeste mulighetene for selvstendige utbygginger med nye feltsentre er NOAKA («Nord for Alvheim», Krafla/Askja) i Nordsjøen og Wisting i Barentshavet. Andre prosjekter vil være som tilknytning av funn til eksisterende felt, for eksempel Cara til Gjøa, Brasse til Brage, Fogelberg til Åsgard, eller tilleggsprosjekter i eksisterende felt, typisk med infill-brønner eller oppgraderinger for levetidsforlengelser, eller nedblåsing av gassvolumer.

Allerede i 2021 kan andelen av investeringer i prosjekter som i dag ikke er vedtatt være større enn de som i dag er vedtatt. Eller, dersom det ikke skulle gjøres noen flere beslutninger om investeringer, vil nivået falle betydelig allerede fra 2020. Investeringene i 2020-2022 kan være på nivå 145 til 150 mrd. kr (2018 kroner) årlig, til sammenligning med den elleville toppen i 2013 som var på 193 mrd. kr (2018 kroner) eller 163 mrd. kr nominelt, uansett opp fra bunnen i 2017 på 122 mrd. kr.

Investeringer som er nødvendige for å realisere framtidig produksjon som skissert ovenfor.

Slike mindre prosjekter vil kreve nye arbeidsformer, sannsynligvis vil oljeselskapene selv måtte delta enda mer aktivt i prosjekter framfor outsourcing av store prosjekter til leverandørselskapene, eller omvendt, at leverandørselskapene jobber mer aktivt internt med oljeselskapenes porteføljer. Tidligere Statoil hadde en suksess med sine «fast track» prosjekter. Fram til 2015 var 12 prosjekter med til sammen 700 millioner fat o.e. vedtatt bygget ut og etter hvert satt i produksjon. Tilsvarende muligheter og potensial kan igjen forventes.

At norsk sokkel har potensial til å produsere på en ny historisk topp de neste årene, gitt at de nye investeringene faktisk skjer, er et interessant poeng i seg selv. Det viktigste er imidlertid at det finnes betydelige ressurser i eksisterende felt og funn som kan modnes fram og bygges ut. Selv om prognosene og grafene lett viser dette, så kreves det betydelig arbeid og innsats fra oljeselskapene og leverandørene for å realisere dette. Og, selvsagt en oljepris som er tilstrekkelig høy og stabil.

ANDERS WITTEMANN

Wittemann E&P Consulting

“While the market for asset acquisitions in Norway has become highly competitive and fully valued, investing in exploration is now all the more attractive as a means for portfolio development.”
ANDERS WITTEMANN, WEPC

The 2nd Exploration Strategy Conference, Stavanger, November 14-15

Det viktigste fra de siste dagene

PGS to collect plastic

Sjødeponi bedre enn landdeponi

Kan ikke sprenges bort


geo365 Nyhetsbrev



0 Comments