Sokkelåret 2013 Sokkelåret 2013

Save this PDF as:
 WORD  PNG  TXT  JPG

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Sokkelåret 2013 Sokkelåret 2013"

Transkript

1 Sokkelåret 2013 Pressemelding 15. januar 2014

2 # sokkelåret

3 Sokkelåret Oppsummering Rekordmange felt i er drift på norsk sokkel, og det ble funnet halvparten så mye olje og gass i 2013 som det som ble produsert. Det har aldri blitt boret så mange undersøkelsesbrønner, og antallet letebrønner var det nest høyeste noensinne. 20 nye funn ble gjort i Det er sju flere enn året før. Leteaktiviteten var som vanlig størst i Nordsjøen, hvor det til sammen ble påvist sju olje- og gassforekomster. I Norskehavet ble det gjort åtte funn, og i Barentshavet fem. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje og mellom milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I året som gikk la Oljedirektoratet fram resultatet av sin kartlegging av Barentshavet sørøst, som ble åpnet for petroleumsvirksomhet. «Funnene i de siste årene har skapt en fornyet interesse for Barentshavet, som kan komme til å spille en viktig rolle i å opprettholde petroleumsproduksjonen på sikt,» sier oljedirektør Bente Nyland. I 2013 ble det produsert 213,7 millioner Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). Dette er 49,8 millioner mindre enn i rekordåret 2004, og 4,9 prosent mindre enn i Oljeproduksjonen fortsatte å synke, og nedgangen i gassalget var som ventet etter det uvanlig høye nivået i Totalproduksjonen av petroleum antas å bli 215 millioner Sm³ o.e. i 2014, om lag en halv prosent høyere enn i 2013, for deretter å stige svakt i de neste ti årene. Fire nye felt kom i produksjon i 2013, og 13 felt er under utbygging på sokkelen. Oljeselskapene planlegger å levere inn ytterligere 13 planer for utbygging og drift (PUD) i de neste to årene. Ni av disse kan komme i Nordsjøen, tre i Norskehavet og en i Barentshavet, hvor det ikke har blitt godkjent noen PUD siden Goliat-utbyggingen i Det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren ventes å fortsette, men veksten kommer til å stoppe opp. Investeringene for 2014 antas å nå 176 milliarder kroner, 3 milliarder kroner over det foreløpige tallet for Deretter er de ventet å stige til om lag 180 milliarder kroner i 2015, for så å ligge rundt 170 milliarder kroner fram til Til nå har veksten skyldtes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Men det høye kostnadsnivået og usikkerheten om olje- og gassprisene framover innebærer en betydelig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel. Bente Nyland mener oljenæringen står foran mange krevende oppgaver i årene som kommer. Hun understreker også at Oljedirektoratets innsats for å få ut alle lønnsomme ressurser blir stadig viktigere. «Arbeidet med å samordne ressursene og øke utvinningsgraden på sokkelen har gitt selskapene og den norske staten store gevinster,» sier hun. «Bekymringer for kostnadsnivå og oljepris må ikke hindre oss i å ta beslutninger som skal sikre inntektsgrunnlaget vårt i mange år framover.»

4 Sokkelåret Leting Det var høy leteaktivitet på norsk sokkel i 2013, og 20 nye funn ble gjort. Det er sju flere enn i Sju av funnene ble gjort i Nordsjøen, åtte i Norskehavet og fem i Barentshavet. Det er påvist mellom millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje og mellom milliarder Sm 3 utvinnbar gass. 59 letebrønner ble påbegynt 17 flere enn i fjor og 59 avsluttet. 45 av de påbegynte er undersøkelsesbrønner og 14 avgrensningsbrønner. Med 23 påbegynte letebrønner i 2013 er Statoil den operatøren som boret mest, etterfulgt av Lundin med 14 og Wintershall med seks. Nordsjøen Det sju funnene i Nordsjøen er gjennomgående små. Sør i havområdet, like ved grensen mot Danmark, har Dong gjort et mindre olje-/gassfunn i jura reservoarbergarter i undersøkelsesbrønn 3/7-8 S sør for Trymfeltet. Leteaktiviteten har vært størst i området rundt Utsirahøgda i midtre del av Nordsjøen. I likhet med året før har aktiviteten hovedsakelig dreid seg om å avgrense funnet Johan Sverdrup, som ble påvist i I tillegg er det gjort to oljefunn i området. I brønn 16/4-6 S like sør for Edvard Griegfeltet har Lundin påvist en 45 meter oljekolonne i jura til trias reservoarbergarter. Det trenges flere boringer for endelig å avgrense funnet. På selve Utsirahøgda har Statoil gjort et mindre oljefunn i brønn 6/2-18 S i forvitret /oppsprukket grunnfjell. Funnet er lokalisert nordvest for Johan Sverdrup-funnet. Vest i området er Ivar Aasenfeltet, operert av Det norske oljeselskap, avgrenset med brønn 16/1-16 A. Brønnen er boret av Wintershall i nabotillatelsen, og har påvist tilleggsressurser i jura reservoarbergarter til feltet som nå bygges ut. Lenger nord ved Granefeltet har Statoil påvist olje i brønn 25/11-27 i Heimdalformasjonen i paleocene. Sørvest i Osebergområdet er det gjort et mindre gassfunn i brønn 30/11-9 S i nedre del av Heatherformasjonen øvre jura og i Tarbertformasjonen i midtre jura. Nordøst for Visundfeltet nord i Nordsjøen det i undersøkelsesbrønn 34/8-15 S gjort et lite gassfunn. Mellom Vigdis- og Snorrefeltet i samme område er det i observasjonsbrønn 34/7-H-2 påvist en 24 meters oljekolonne i Cookformasjonen i tidlig jura. Lenger øst i Gjøaområdet i Nordsjøen er funnet Skarfjell, påvist i 2012 av Wintershall, avgrenset med brønn 35/9-8. Funnet ble formasjonstestet og størrelsen er etter denne brønnen beregnet til å være mellom millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli ytterligere avgrenset.

5 Norskehavet I Norskehavet er gjort åtte funn i feltnære boringer. Sør i området, like vest for Njordfeltet, har Statoil gjort to oljefunn i brønn 6407/8-6 S og i brønn 6407/8-A, som ble boret som sidesteg. Lenger vest i dette området har Norske Shell påvist mindre mengder gass i brønn 6406/9-3 i Ileformasjonen i midtre jura. Det ligger i nærheten av funnet Linnorm, operert av samme selskap. I Åsgardområdet er det gjort tre funn. Sør i området har Wintershall gjort to mindre funn. I brønn 6407/1-6 S er det påvist gass/kondensat i Langeformasjonen i kritt. Det er stor usikkerhet knyttet til funnets utstrekning, og funnet er planlagt avgrenset i I brønn 6406/6-3 er det gjort et lite gassfunn i Garnformasjonen i midtre jura. Nord i området har Statoil påvist en kolonne på 40 meter med gass/kondensat i samme nivå i brønn 6506/9-3. Nord i området har Statoil gjort to mindre funn. Sør for Alvefeltet er det påvist et lite oljefunn i brønn 6507/3-10 i Garnformasjonen i midtre jura. Nordøst for Nornefeltet har selskapet i brønn 6608/10-15 påvist olje i Melkeformasjonen i øvre jura og i Åreformasjonen i tidlig jura. Det er boret en letebrønn i Norskehavet i de mindre utforskede områdene nordvest for Nornefeltet. Brønn 6608/2-1 S, boret av RWE Dea, ble avsluttet i senkritt alder (Shetlandsgruppen) uten å nå boremålet i Fangstgruppen i midtre jura. Barentshavet I Barentshavet er det gjort fem funn i I området ved funnet Johan Castberg har Statoil gjort tre mindre funn i borekampanjen som ble startet med brønn 7220/5-2 (Nunatak). I denne brønnen ble det påvist mindre mengder gass i Knurrformasjonen i kritt i et svært dårlig reservoar med høy vannmetning. I den påfølgende brønnen 7219/8-2 (Iskrystall) ble det også påvist gass i Støformasjonen i jura. I den siste brønnen 7220/7-2 S (Skavl) som nylig er avsluttet, ble det påvist olje og gass i Tubåenformasjonen i jura og olje i Fruholmenformasjonen i trias. Nord for Snøhvitfeltet har Lundin påvist olje i brønn 7120/1-3 (Gohta) i Røyeformasjonen i perm. Funnet ble gjort i kalksteinsbergarter. Det er ikke tidligere påtruffet bevegelig olje i denne typen bergarter på norsk side i Barentshavet. Lenger nord i Barentshavet avgrenset Total funnet 7225/3-1 (Norvarg), påvist i 2011, med avgrensningsbrønn 7225/3-2. Det er her påvist hydrokarboner i Kobbeformasjonen i trias, og det ble gjennomført en fullskala formasjonstest. Resultatene fra denne testen har nedjustert ressursgrunnlaget og også de forventningene man i utgangspunktet hadde til størrelsen på dette funnet. Det nordligste funnet i Barentshavet ble gjort i brønn 7324/8-1 (Wisting Central) av OMV. Brønnen, som er lokalisert om lag 310 km fra Hammerfest, påviste en meter oljekolonne i et grunt nivå i Realgrunnengruppen i jura. Funnet er gjort i et lite utforsket område (Hoop). Boreresultatene i 2013 i Barentshavet viser at området byr på flere interessante letemodeller.

6 Utvinnbare ressurser i nye funn Foreløpige ressurstall: lavt-middels-høyt estimat Brønn Operatør Hydrokarbon typer Olje/-kondensat Mill Sm 3 Gass mrd Sm 3 3/7-8 S Dong E&P Norge AS olje/gass 1< 0,5-0,8-1,05 16/4-6 S Lundin Norway AS olje/gass 6, /2-18 S Statoil Petroleum AS olje 2,3-2,6-3 1< 25/11-27 Statoil Petroleum AS olje /11-9 S Statoil Petroleum AS gass/-kondensat 1< 1,7-2,2-2,8 34/8-15 S Statoil Petroleum AS gass 1< 1,1-1,23-1,35 34/7-H-2 Statoil Petroleum AS olje 1< 6407/8-6 S og A Statoil Petroleum AS olje/gass 7-9,3-11,5 2,3-3,1-3,8 6406/9-3 A/S Norske Shell gass 0,8-1,2-1,5 6407/1-6 S Wintershall Norge AS gass/-kondensat ,2-7, /6-3 Wintershall Norge AS gass 1< 6506/9-3 Statoil Petroleum AS olje 0,8-1,1-1,6 2,7-3,6-4,8 6507/3-10 Statoil Petroleum AS olje 1-1,3-1,7 1< 6608/10-15 Statoil Petroleum AS 2-2,3-3 1< 7220/5-2 Statoil Petroleum AS gass 1< 7219/8-2 Statoil Petroleum AS gass 1,5-2,3-3,2 7220/7-2 S Statoil Petroleum AS olje 4, ,7-0,9-1,1 7120/1-3 Lundin Norway AS olje/gass /8-1 OMV (Norge)AS olje <

7 Sokkelåret 2013 Petroleumsproduksjon Det ble produsert 213,7 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.) i Dette er 49,8 millioner Sm³ o.e. mindre enn i rekordåret 2004, og 4,9 prosent mindre enn i Nedgangen var som ventet etter det rekordhøye nivået på gassalget i Oljeproduksjonen fortsatte å synke. Totalproduksjonen av petroleum i 2014 antas å bli 215 millioner Sm³ o.e, om lag en halv prosent høyere enn i 2013, for deretter å stige sakte. I femårsperioden ble det produsert 1127 millioner Sm³ o.e. For femårsperioden fram til 2018 er produksjonen ventet å bli 1094 millioner Sm³ o.e Gass NGL Kondensat Olje Millioner Sm³ o.e Millioner fat/dag Figur 1. Faktisk og prognosert salg av petroleum Gass I 2013 ble det solgt 108,7 milliarder Sm³ gass (107,2 milliarder Sm 3 40 megajoule gass). Det er en reduksjon på nesten seks milliarder Sm 3 fra 2012 (fem prosent). Nedgangen er noe mindre enn antatt, og salget ble 0,7 milliarder Sm 3 (0,6 prosent) høyere enn prognosen. Prognosen i figur 2 viser en stabilt produksjonsnivå, før gassproduksjonen igjen øker gradvis.

8 Figur 2. Faktisk og prognosert gassalg til og med Olje Oljeproduksjonen i 2013 ble 84,9 millioner Sm³ (1,46 millioner fat per dag), mot 89,2 millioner Sm 3 (1,53 millioner fat per dag) året før. 72 felt bidro til oljeproduksjonen i 2013, i tillegg til et funn som ble prøveprodusert. Fjorårets oljeproduksjon ble 0,6 prosent lavere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten Produksjonen fra 2012 til 2013 sank med litt under fem prosent, en nedgang som er noe mindre enn den har vært i de seneste årene. Oljedirektoratet utarbeider prognoser med et 80-prosents konfidensintervall. Det vil si at det er 10 prosent sannsynlig at produksjonen blir lavere enn lavt anslag og 10 prosent sannsynlig at produksjon blir høyere enn høyt anslag. For 2014 anslår Oljedirektoratet at fallet i oljeproduksjonen vil stanse, slik at vi venter en liten økning til 85,5 millioner Sm³ (1,47 millioner fat per dag). De neste årene er oljeproduksjonen forventet å bli relativt stabil. Usikkerheten i 2014 er anslått til å være +18/-18 prosent. Usikkerheten er særlig knyttet til reservoarenes leveringsevne, boring av nye utvinningsbrønner, oppstart av nye felt og regulariteten på feltene i drift.

9 Figur 3. Usikkerhet i framtidig oljeproduksjon. For 2014 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis 3,2 millioner Sm³ og 9,9 millioner tonn. Total væskeproduksjon er derfor anslått til 108 millioner Sm 3 o.e. (1,85 millioner fat o.e. per dag). Tabellen under viser prognosen for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene. Olje / Oil (mill Sm 3 ) NGL / NGL (mill Sm 3 o.e.) Kondensat / Condensate (mill Sm 3 ) Væske / Liquid (mill Sm 3 o.e.) Væske / Liquid (mill fat o.e. per dag) Gass / Gas (mrd Sm 3 ) ,5 86,5 86,7 87,0 85,9 18,9 19,4 19,9 19,4 19,6 3,2 2,8 2,6 2,9 3,5 107,6 108,8 109,3 109,3 109,1 1,85 1,87 1,88 1,88 1,88 107,0 106,3 107,7 113,3 115,8

10 I perioden anslås oljeproduksjon å nå 432 millioner Sm³. Det er 59 millioner Sm³ mindre enn i forrige femårsperiode. Oljeproduksjonen ventes å komme fra felt i drift eller fra felt som er godkjent for utbygging. Dette inkluderer tiltak for økt utvinning på de samme feltene. Produksjon som er vedtatt, står for 91 prosent av volumet i femårsperioden. Figur 4. Oljeproduksjon fordelt på modenhet.

11 Sokkelåret 2013 Feltutbygginger I 2013 er det godkjent fire planer for utbygging og drift (PUD): Tre i Nordsjøen og en i Norskehavet. Nordsjøen Oljefeltet Ivar Aasen, operert av Det Norske, skal bygges ut med en bunnfast produksjonsinnretning og en havbunnsramme. Det Norske har tidligere bygget ut Jettefeltet, og Ivar Aasen blir den første utbyggingen med en bunnfast produksjonsinnretning som selskapet får ansvar for. I tillegg til Ivar Aasen-funnet, omfatter utbyggingsprosjektet de to funnene 16/1-7 «West Cable» og 25/10-8 «Hanz». Sistnevnte bygges ut med en havbunnsramme som fase to i prosjektet. I slutten av 2012 ble det påvist ressurser i utvinningstillatelse 457 nær Ivar Aasen-funnet. Olje- og energidepartementet (OED) har bestemt at disse ressursene er en del av samme forekomst. Når en forekomst strekker seg over flere utvinningstillatelser har rettighetshaverne plikt til å fordele og samordne ressursene (unitisering). Unitiseringsavtale og oppdatert plan skal sendes til OED innen 30. juni i år. Produsert olje og gass fra Ivar Aasen skal overføres til Edvard Grieg-plattformen for endelig prosessering. Ivar Aasenfeltet skal også få strømtilførsel fra Edvard Grieg. Eksport av olje og gass fra Edvard Grieg- og Ivar Aasenfeltene krever nye rørledninger fra Edvard Grieg-plattformen. Rettighetshaverne på de to feltene har levert planer for anlegg og drift (PAD) av begge eksportrørledningene i Statoil-opererte Gina Krog skal bygges ut med en bunnfast produksjonsinnretning. Oljen skal transporteres til et lagerskip og fraktes videre med skytteltankere. Gassen skal sendes til Sleipner A for prosessering. For å øke utvinningsgraden er det lagt opp til gassinjeksjon de første årene. Gina Krog og Ivar Aasen er lokalisert ved eller på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, rett vest av Rogaland. I samme område er feltene Edvard Grieg og Gudrun tidligere besluttet bygget ut med bunnfaste produksjonsinnretninger. I tillegg forventes Johan Sverdrup-funnet å bli bygd ut med flere bunnfaste produksjonsinnretninger. I 2013 ble det også levert PUD for Statoil-opererte Oseberg Delta 2, som er planlagt bygget ut med to havbunnsrammer tilknyttet Oseberg feltsenter. I tillegg skal Mærsk-opererte 1/5-2 Flyndre knyttes opp mot den britiske produksjonsinnretningen Clyde. Størstedelen av ressursene i Flyndre er på britisk side. Norskehavet Statoil-opererte Aasta Hansteen, som ligger om lag 140 kilometer nord for Njordfeltet og 300 kilometer vest for Bodø, fikk godkjent PUD i juni Havdypet i området er omlag 1300 meter. Rettighetshaverne har besluttet å utvikle feltet med en flytende produksjonsenhet av Spar-typen, med innebygd kondensatlager, samt havbunnsrammer. Aasta Hansteen blir den største Spar-innretningen som bygges, og den første i Norge.

12 Gassen planlegges eksportert i en ny rørledning til landanlegget Nyhamna i Møre og Romsdal. Utbyggingen forutsatte godkjenning av PAD for Polarled (481 kilometer lang rørledning fra Aasta Hansteen til Nyhamna) og utvidelser på landanlegget. Aasta Hansteen og Polarled legger godt til rette for utbygging av eksisterende og nye funn i området, og kan få stor betydning for interessen for å lete etter nye gassressurser i Norskehavet. Flere utbygginger framover Oljeselskapene legger opp til å levere om lag 13 planer for utbygging og drift i de neste to årene. Av disse kan det komme om lag ni i Nordsjøen, tre i Norskehavet og en i Barentshavet, hvor det ikke har blitt godkjent noen PUD siden Goliat i 2009.

13 Sokkelåret 2013 Investerings- og kostnadsprognoser Det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren ventes å fortsette, men veksten opphører. Et høyt aktivitetsnivå de nærmeste årene skyldes dels høy leteaktivitet, dels utbygging av flere funn, hvorav Johan Sverdrup og Johan Castberg er de største, i tillegg til en rekke større og mindre prosjekter som er planlagt på felt i drift. Investeringsveksten ventes å opphøre etter mer enn ti år med vekst, og om en korrigerer for utviklingen i kostnader ventes en noe redusert aktivitet. Veksten til nå skyldes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Høye olje- og gasspriser har ført til en internasjonal oppgangskonjunktur innenfor petroleumssektoren med en betydelig kostnadsvekst som konsekvens. Det høye kostnadsnivået kombinert med usikre olje- og gasspriser de nærmeste årene innebærer en betydelig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel. Dette kan gjøre det utfordrende å oppnå tilstrekkelig lønnsomhet i prosjekter på felt i drift og nye feltutbygginger til at de besluttes av partnerskapene. Strengere kapitaldisiplin i selskapene som følge av krav til avkastning i kapitalmarkedet er en del av dette bildet. Flere prosjekter er derfor utsatt i den senere tid, og Oljedirektoratets investeringsprognose for de nærmeste årene er derfor nedjustert fra i fjor. INVESTERINGER Samlet investeringsanslag Investeringene for 2014 er forventet å bli 176 milliarder kroner, 3 milliarder kroner over foreløpig tall for 2013 (se figur 2). De antas å stige til om lag 180 milliarder kroner i 2015 for deretter å ligge rundt 170 milliarder kroner i perioden (se figur 1). I tillegg kommer letekostnader anslått til i underkant av 34 milliarder kroner per år i prognoseperioden. Det er lagt til grunn 50 letebrønner per år. Investeringer inklusiv letekostnader Leting Rør og landanlegg Nye bunnfaste og flytende innretninger Nye undervannsinnretninger Eksisterende innretninger Utvinningsbrønner NOK 2013, KPI regulert Milliarder NOK Figur 1: Historiske investeringstall for perioden og prognose for

14 Sammenlignet med forrige prognose er investeringsanslagene for perioden redusert (se figur 2). Nedgangen skyldes utsettelser av flere prosjekter. I tillegg medfører nytt konsept for Snorre 2040 betydelig lavere investeringer de nærmeste årene sammenlignet med det konseptet som ble lagt til grunn for forrige prognose, selv om det nye konseptet innebærer høyere investeringer samlet sett Milliarder kroner (2013-NOK) Figur 2: Prognose for investeringer eksklusiv leting Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene og er anslått å ligge rundt 90 milliarder kroner de nærmeste årene. Årsaken til reduksjonen i investeringer på felt i drift fra 2013 til 2014 er i hovedsak sluttføringen av utbyggingsprosjektene Eldfisk II og Ekofisk Sør. På felt i drift er den største posten boring av nye utvinningsbrønner, dernest modifikasjoner og videre utbygging av eksisterende innretninger. I tillegg kommer planer om bygging av nye innretninger på flere av feltene i drift. 13 nye felt er under utbygging, tre med flytende innretning og seks med bunnfast innretning. De øvrige fire er havbunnsutbygginger. Dette medfører betydelige investeringer. For 2014 er investeringene i disse feltene anslått til vel 65 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter hvert som feltene settes i drift. 200 Prognose 2013 Prognose Milliarder kroner (2013-NOK) Felt Pågående feltutbygginger Funn Rør og landlanlegg Figur 3: Investeringsprognose fordelt på prosjekttype.

15 Investeringsanslagene kostnadsnivå og inflasjon Prognosen er i faste 2013-kroner. Det vil si at investeringsanslagene for det enkelte prosjekt er korrigert for antatt konsumprisvekst. Anslagene inkluderer antatt vekst i sektorspesifikke markedspriser ut over generell prisvekst. I figur 4 er prognosen både vist i løpende kroner og som et grovt anslag for hva prognosen blir om kostnadsnivået i 2013 legges til grunn. Prognosen i løpende kroner inkluderer antatt vekst i konsumpris og sektorspesifikke markedspriser. For 2018 vil anslåtte investeringer være på 190 milliarder kroner. Dersom prognosen korrigeres for all framtidig forventet prisvekst, gir dette et investeringsanslag på rundt 150 milliarder kroner i For 2018 spenner derfor investeringsanslaget fra om lag 150 milliarder kroner til rundt 190 milliarder, avhengig av om det er løpende kroner eller kostnadsnivået i 2013-kroner som legges til grunn. Figur 4: Investeringsprognose ulike forutsetninger om prisvekst LETEKOSTNADER Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. Utviklingen i letekostnader følger utviklingen i leteaktivitet. I 2013 ble det påbegynt 59 letebrønner. For 2014 er det lagt til grunn 50 letebrønner. Letekostnadene for 2014 er anslått til 33,6 milliarder kroner. Dette nivået er lagt til grunn også for årene fram til Den fortsatt høye leteaktiviteten skyldes mange og dels store funn de siste årene, betydelig tildelt areal og bedre riggtilgang. DRIFTSKOSTNADER Ved utgangen av 2013 var det 78 felt i produksjon. Driftskostnadene ventes å stige fra vel 60 milliarder kroner i 2012 til opp mot 70 milliarder kroner i 2018 (se figur 5). Hovedårsaken til dette er oppstart av flere nye felt, samtidig som få eksisterende innretninger fases ut. De ordinære driftskostnadene, vedlikehold av innretninger og brønnvedlikehold utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.

16 80 70 Ordinære driftskostnader Brønnvedlikehold Øvrig drift og støtte Vedlikehold Driftsmodifikasjoner Logistikk Milliarder kroner (2013-NOK) Figur 5: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser) SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN I tillegg til investeringer og driftskostnader omfatter Oljedirektoratets prognoser leting, kostnader knyttet til nedstengning og disponering og andre generelle kostnader. Med unntak av en liten økning i , er de samlede kostnadene anslått til rundt 290 milliarder kroner. Figur 6: Samlede kostnader, historiske tall for og prognose for

17 USIKKERHET KNYTTET TIL UTVIKLING I PETROLEUMSINVESTERINGENE Investeringsprognosen er basert på dagens pris- og kostnadsbilde. Endringer i disse forutsetningene vil gi endringer i investeringsnivået. Dette vil også være tilfelle dersom selskapenes krav til lønnsomhet i enkeltprosjekter endres, blant annet som følge av økt kapitaldisiplin. Til tross for en betydelig økning i olje- og gassprisene over tid, har kostnadsveksten i ulike leverandørmarkeder spist opp mye av gevinsten. Dette har vært en internasjonal trend som også har bidratt til høyt kostnadsnivå på norsk sokkel. I 2005 var oljeprisen rundt 55 USD/fat. I 2013 var gjennomsnittsprisen det dobbelte. Selv om det er vanskelig å anslå nøyaktig hvor sterk kostnadsveksten har vært i den norske petroleumsvirksomheten, er et konservativt anslag rundt en dobling (se figur 7). Etter 2005 har derfor kostnadsveksten vært minst like sterk som økningen i oljeprisen. Det høye kostnadsnivået har bidratt til at prosjekter er blitt utsatt i den senere tid, med for lav lønnsomhet som en viktig begrunnelse. Dersom olje- og gassprisene faller og kostnadene holder seg stabile eller øker, vil dette få betydning for beslutning om oppstart av nye prosjekter og medføre lavere investeringer enn det som ligger i prognosen. Dette gjelder både for utbygging av nye felt og prosjekter på felt i drift. Motsatt vil høyere oljepris, kombinert med moderat kostnadsvekst, bidra til høyere investeringsnivå. 250 Internasjonal kostnadsindeks (investeringer) for offshoreprosjekter Oljepris (Brent) 200 Indeks 2005= Figur 7: Indeks for utvikling i oljepris og kostnadsnivå Kilde: kostnadsindeks: IHS CERA For felt i drift er antallet nye utvinningsbrønner en betydelig usikkerhetsfaktor. Det er mange årsaker til dette, men en viktig forutsetning for at flere brønner skal bli boret på sikt, er at det bygges nye innretninger på en rekke felt. Dersom beslutninger om nye innretninger blir utsatt, vil det bli boret færre nye utvinningsbrønner enn det som ligger til grunn for prognosen. Tidligere har knapp riggkapasitet begrenset boring av utvinningsbrønner på felt i drift. Betydelig kapasitetsøkning av nye rigger på norsk sokkel har endret dette. Nå er det kostnadsnivået innenfor boring og brønn, en følge av tidligere knapp riggkapasitet, som er hovedutfordringen.

18 Figur 8: Sammensetning av investeringsprognose Kostnadsøkninger i pågående utbyggingsprosjekter er et annet usikkerhetsmoment for investeringsanslagene de nærmeste årene. I prognosen er det ikke tatt hensyn til at investeringene i nye utbygginger kan være underestimert, slik det har vært tilfelle på en del tidligere feltutbyggingsprosjekter.

Sokkelåret 2014 Pressemelding 15. januar 2015

Sokkelåret 2014 Pressemelding 15. januar 2015 Sokkelåret 2014 Pressemelding 15. januar 2015 Sokkelåret 2014 - Oppsummering Høye kostnader og fallende oljepriser kan etter Oljedirektoratets mening drive fram nødvendige omstillinger som vil styrke petroleumsnæringen

Detaljer

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Sokkelåret 2009 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Innhold Produksjon Utbyggingsplaner Investeringer Leting Seismikk Karbonfangst og -lagring Klimakur Utslipp til vann og luft 20.01.2010

Detaljer

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Sokkelåret 2010 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Innhold Leting Utbygging Produksjon Ressursregnskap Investeringer CO 2 -lagring på norsk sokkel Framtidsutsikter 2 Oljeprisutviklingen

Detaljer

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Funnresultater Fremtidig leting 5 Avgrensning antall brønner 3 Undersøkelse 197 1975 19 195 199 1995 Figur.1 Letebrønner avsluttet per år etter reklassifisering.

Detaljer

Johan Sverdrup. Illustrasjon: Statoil. Sokkelåret 2015

Johan Sverdrup. Illustrasjon: Statoil. Sokkelåret 2015 Johan Sverdrup. Illustrasjon: Statoil Sokkelåret 2015 Pressemelding 14. januar 2016 Sokkelåret 2015 - Oppsummering Lave oljepriser har gitt betydelige utfordringer for petroleumsnæringen i året som gikk.

Detaljer

Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime

Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime Kjell Agnar Dragvik - OD 3. Mai 2016 2 Et kort tilbakeblikk 2012-2013 3 Skuffende avkastning til tross for høye priser De neste fem åra vil det skje

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Gunnar Berge. Oljedirektoratet, 12. januar 2006

Sokkelåret Oljedirektør Gunnar Berge. Oljedirektoratet, 12. januar 2006 Sokkelåret 2005 Oljedirektør Gunnar Berge Oljedirektoratet, 12. januar 2006 Leteåret 2005 12 påbegynte letebrønner Ni undersøkelsesbrønner og tre avgrensningsbrønner Seks nye funn To oljefunn og ett gassfunn

Detaljer

12. januar 2017 Sokkelåret Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016.

12. januar 2017 Sokkelåret Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016. 12. januar 2017 Sokkelåret 2016 Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016. Innholdsfortegnelse Godt rustet for framtiden... 1 1

Detaljer

Leteboring. Seismiske undersøkelser. Nye funn

Leteboring. Seismiske undersøkelser. Nye funn 9 Letevirksomhet 6 5 Avgrensning Undersøkelse 4 Wells 3 2 66 68 7 72 74 76 78 8 82 84 Figur 13.1 Letebrønner avsluttet per år etter reklasssifisering 86 88 9 92 94 96 98 2 9 Siktemålet med letevirksomheten

Detaljer

9 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting. Nordsjøen. Norskehavet. Barentshavet

9 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting. Nordsjøen. Norskehavet. Barentshavet 9 Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Nye funn Fremtidig leting Nordsjøen Norskehavet Barentshavet 60 50 Undersøkelse Avgrensning Antall brønner 40 30 20 10 0 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Sokkelåret 2007 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Leteåret 2007 Det er påbegynt 32 letebrønner: 20 undersøkelsesbrønner og 12 avgrensningsbrønner. 33 letebrønner er avsluttet.

Detaljer

13 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting

13 Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Nye funn. Fremtidig leting 13 Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Nye funn Fremtidig leting Antall brønner 60 50 40 30 20 Avgrensning Undersøkelse 10 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 Figur 13.1 Letebrønner avsluttet

Detaljer

14 Fremtidige utbygginger

14 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger Funn i planleggingsfase (hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt). 2/12-1 Freja...135 3/7-4

Detaljer

Offshore Strategikonferansen 2007. Oljedirektør Gunnar Berge

Offshore Strategikonferansen 2007. Oljedirektør Gunnar Berge Offshore Strategikonferansen 2007 Oljedirektør Gunnar Berge Leteåret 2006 Det er påbegynt 26 letebrønner: 18 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. 23 letebrønner er avsluttet. Barentshavet:

Detaljer

14 Fremtidige utbygginger

14 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja.................................................

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 8. januar 2009

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 8. januar 2009 Sokkelåret 2008 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 8. januar 2009 Innhold Økonomisk bakteppe Leting Produksjon og ressursregnskap Seismikk og sameksistens Utfordringer Oljeprisutvikling Økonomisk

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Jan Rosnes, direktør gassfelt og nye utbygginger Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef

Detaljer

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting

Letevirksomhet. Seismiske undersøkelser. Leteboring. Funnresultater. Fremtidig leting 13 Letevirksomhet Seismiske undersøkelser Leteboring Funnresultater Fremtidig leting Siktemålet med letevirksomheten er å påvise nye, lønnsomme petroleumsressurser, samt bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå.

Detaljer

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Jørgen Bækken underdirektør Olje- og energidepartementet Mai 2014 Norsk sokkel per 31.12.2013. Produsert og solgt: 6,2 mrd Sm 3 o.e. Gjenværende ressurser: 8 mrd

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og

Detaljer

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE Petro Foresight 2030 AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE Spesialtema: AASTA HANSTEEN LOFOTEN / VESTERÅLEN UTBYGGINGSKOSTNADER I BARENTSHAVET Norne Foto: Harald Pettersen/Statoil 2014 FRA

Detaljer

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel

Detaljer

4 RESSURSER Og PROgNOSER

4 RESSURSER Og PROgNOSER PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 29 35 kapittel 4 4 RESSURSER Og PROgNOSER 36 Innledning Hvor mye olje og gass som vil bli produsert fra norsk kontinentalsokkel, er ikke mulig å fastslå

Detaljer

http://www.offshore.no/nyheter/print.aspx?id=34207 Olje og gass verdt opptil 2500 milliarder kroner. Alt om leteåret 2011 her!

http://www.offshore.no/nyheter/print.aspx?id=34207 Olje og gass verdt opptil 2500 milliarder kroner. Alt om leteåret 2011 her! ntitled 1 av 5 02.01.2012 11:30 Vi fant, vi fant Olje og gass verdt opptil 2500 milliarder kroner. Alt om leteåret 2011 her! 2011 er et år for historiebøkene når det kommer til leting på norsk sokkel.

Detaljer

Scenarioer for petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst

Scenarioer for petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst Scenarioer for petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst Konsekvensutredning for Barentshavet sørøst Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og energidepartementet

Detaljer

16 Fremtidige utbygginger

16 Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja... 143 3/7-4

Detaljer

Ordinær generalforsamling Trondheim, 7. april 2014

Ordinær generalforsamling Trondheim, 7. april 2014 Ordinær generalforsamling 2014 Trondheim, 7. april 2014 Alltid videre for å skape verdier på norsk sokkel 22 nd round 23 rd round APA rounds Barents East Norwegian Sea NE &c. Leting, salg av lisenser,

Detaljer

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Rapport nr. 11-2013 Innhold: 1. Produksjon Norge 2. Prognose for produksjon i Norge 3. Petroleumsressurser 4. Produksjon pr. selskap 5. Produksjonsbarometer

Detaljer

Delutredning 9-c: Økonomisk analyse

Delutredning 9-c: Økonomisk analyse 23.05.2003 Scenarier for helårig petroleumsaktivitet i området Lofoten og Barentshavet i 2005-2020 Delutredning 9-c: Økonomisk analyse 1 Bakgrunn Utgangspunktet for delutredningen er scenariene for helårig

Detaljer

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON Stavanger 4. november 2014 Fra Petoro: Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef KPI-er Lavere priser og mindre gassalg ga redusert kontantstrøm

Detaljer

Pressekonferanse 3. kvartal - presentasjon

Pressekonferanse 3. kvartal - presentasjon Pressekonferanse 3. kvartal - presentasjon Fra Petoro: Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef SDØE produksjon (Eks. framtidige funn)

Detaljer

Ressursr appor t 2016 Ressursrapport Professor Olav Hanssensvei 10 Postboks Norge 2016 Telefon:

Ressursr appor t 2016 Ressursrapport Professor Olav Hanssensvei 10 Postboks Norge 2016 Telefon: Ressursrapport 216 1. Innledning og sammendrag 2. Leting på norsk sokkel 3. Uoppdagede ressurser 4. Lønnsomhet av leting 5. Aktørbildet 6. Geologisk kartlegging 5 1 24 34 4 48 2 PETROLEUMSRESSURSENE PÅ

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 2/4-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43506

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 2/4-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43506 Generell informasjon navn EKOFISK Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 2/4-2 Funnår 1969 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Tananger NPDID for felt 43506 Bilde Funn

Detaljer

SDØE-resultater tredje kvartal 2013

SDØE-resultater tredje kvartal 2013 SDØE-resultater tredje kvartal 2013 Stavanger 31.10.2013 Til stede fra Petoro: Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef Fortsatt høy kontantstrøm

Detaljer

12 Felt under utbygging

12 Felt under utbygging 12 Felt under utbygging FAKTA 2009 169 Alve Blokk og utvinningsløyve Blokk 6507/3 - utvinningsløyve 159 B, tildelt 2004 Funnår 1990 16.03.2007 av Kongen i statsråd StatoilHydro ASA Rettshavarar DONG E&P

Detaljer

Verdier for framtiden

Verdier for framtiden Verdier for framtiden Ressursrapport for felt og funn 2017 15. juni 2017 Ingrid Sølvberg, direktør for utbygging og drift Les rapporten på www.npd.no OLJEDIREKTORATETS ROLLE Størst mulig verdi for samfunnet

Detaljer

Årsresultat SDØE 2010

Årsresultat SDØE 2010 Årsresultat SDØE 21 Stavanger 23.2.11 Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef Store bevegelser i olje- og gassprisene Oljepris, Brent

Detaljer

Kortsiktig gevinst eller langsiktig inntektstrøm Petoros dilemma? IOR seminar Tor Rasmus Skjærpe, Lisensdirektør Petoro

Kortsiktig gevinst eller langsiktig inntektstrøm Petoros dilemma? IOR seminar Tor Rasmus Skjærpe, Lisensdirektør Petoro Kortsiktig gevinst eller langsiktig inntektstrøm Petoros dilemma? IOR seminar 30.09.10 Tor Rasmus Skjærpe, Lisensdirektør Petoro Hovedutfordringer for en langsiktig inntektstrøm fra IOR Begrenset levetid

Detaljer

3. kvartalsresultat 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter. Pressekonferanse Stavanger 5. november 2009

3. kvartalsresultat 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter. Pressekonferanse Stavanger 5. november 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter Pressekonferanse Stavanger 5. november 29 SDØE kontantstrøm pr 3. kvartal: 77 milliarder Resultater Pr 3. kvartal 29 Pr 3. kvartal 28 Hele 28 Resultat etter finansposter

Detaljer

Produksjonsutviklingen

Produksjonsutviklingen Et sammendrag av KonKraft-rapport 2 Produksjonsutviklingen på norsk sokkel 3 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Produksjon ( millioner fat o.e./d) Historisk Prognose 0,0 1970 2008 2040 Historisk

Detaljer

Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja

Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja Ressurspotensialet i Lofoten, Vesterålen og Senja (Nordland V, VI, VII og Troms II) Novemberkonferansen Narvik 2014 Stig-Morten Knutsen Oljedirektoratet Harstad 18. Mai 2010 Petroleumsressursene i havområdene

Detaljer

Ressursforvaltningen i Norskehavet - ODs fire scenarier - hva er gjennomførbart?

Ressursforvaltningen i Norskehavet - ODs fire scenarier - hva er gjennomførbart? Produksjon (millioner Sm 3 o.e. per år) 300 250 200 150 100 50 Ressursforvaltningen i Norskehavet - ODs fire scenarier - hva er gjennomførbart? Bente Nyland Oljedirektør Historisk produksjon Basisprognose

Detaljer

KAPITTEL 4. Fra funn til felt

KAPITTEL 4. Fra funn til felt KAPITTEL 4. Fra funn til felt PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 211 KAPITTEL 4. Fra funn til felt 37 Innledning Ressursene i funn som ikke er besluttet utbygd per 31. desember 21 utgjør fem

Detaljer

Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel ISBN 82-7257- 655-4

Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel ISBN 82-7257- 655-4 ISBN 82-7257- 655-4 2 3 Forord Oljedirektoratet skal bidra til å skape størst mulige verdier for samfunnet fra olje- og gassvirksomheten gjennom en forsvarlig ressursforvaltning med forankring i sikkerhet,

Detaljer

VELKOMMEN 10.09.2014. Peter Mikael Høvik, leder av markedsforum i NCEI Offshore. Foto: Kje)l Alsvik - Statoil

VELKOMMEN 10.09.2014. Peter Mikael Høvik, leder av markedsforum i NCEI Offshore. Foto: Kje)l Alsvik - Statoil VELKOMMEN 10.09.2014 Foto: Kje)l Alsvik - Statoil Peter Mikael Høvik, leder av markedsforum i NCEI Offshore AGENDA VELKOMMEN NYHETER FRA OLJEBRANSJEN PLAN FOR MARKEDSFORUM ARRANGEMENT DISKUSJON og DEBATT

Detaljer

-SDØE: Resultat behov for omstilling

-SDØE: Resultat behov for omstilling -SDØE: Resultat 29 -Tema: Moden sokkel behov for omstilling Pressekonferanse 23. februar 21 Resultater 97 milliarder til staten i 29 Resultat 29 Resultat 28 Resultat etter finansposter (milliarder kroner)

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 25/11-1 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43562

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 25/11-1 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43562 Generell informasjon navn BALDER Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 25/11-1 Funnår 1967 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Dusavik NPDID for felt 43562 Bilde Funn

Detaljer

FELT UNDER UTBYGGING FAKTA

FELT UNDER UTBYGGING FAKTA 12 FELT UNDER UTBYGGING 163 Gjøa D B C E Olje Oil til to Troll Troll Oil Oljerør Pipeline ll II Oil to Troll Troll Oil Pipeline II Vega Vega Sør Blokk 35/9 - utvinningsløyve 153, tildelt 1988 Blokk 36/7

Detaljer

Penger på bok og olje i bakken hvordan utnytter vi Norges ressurser best mulig? Finansminister Per-Kristian Foss

Penger på bok og olje i bakken hvordan utnytter vi Norges ressurser best mulig? Finansminister Per-Kristian Foss Penger på bok og olje i bakken hvordan utnytter vi Norges ressurser best mulig? Finansminister Per-Kristian Foss 1 Petroleumssektoren er viktig. Andel av BNP 18,6 Andel av eksport 45,9 54,1 81,4 Andel

Detaljer

Wintershall i Nordsjøen

Wintershall i Nordsjøen Wintershall i Nordsjøen Olje og gassproduksjon i våre nærområder Mer enn halvparten av Europas forbruk av naturgass leveres i dag fra landene rundt Nordsjøen: Norge, Nederland, Danmark, Storbritannia og

Detaljer

Framtidig infrastruktur for gass i Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi

Framtidig infrastruktur for gass i Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Framtidig infrastruktur for gass i Barentshavet Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Petroleumsnæringen er Norges største industri 2013 76 felt i produksjon - over 40% av ressursene

Detaljer

Fremtidige utbygginger

Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger Freja Dagny og Glitne Volve Sigyn Grane Vale Skirne Byggve Tune Kvitebjørn 34/7 25S (STUJ) Gjøa Fram Mikkel Kristin Lavrans Trestakk Tyrihans Heidrun Nord Snøhvit Ringhorne Tambar

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43639

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43639 Generell informasjon navn OSEBERG ØST Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 30/6-5 Funnår 1981 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Mongstad NPDID for felt 43639 Bilde

Detaljer

Felt og prosjekt under utbygging

Felt og prosjekt under utbygging 3 Felt og prosjekt under utbygging (Godkjente utbygginger som betraktes som oppgradering av eksisterende felt er omtalt i kapittel 2. Dette selv om utbyggingen har krevd egen godkjennelse for Plan for

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43699

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43699 Generell informasjon navn GULLFAKS SØR Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 34/10-2 Funnår 1978 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Mongstad NPDID for felt 43699 Bilde

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 165 området området ligger sammen med Snorreområdet og Statfjordområdet på Tampen i den nordlige delen av Nordsjøen. området omfatter feltene, Sør, Gimle og Tordis.

Detaljer

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt. Utarbeidet av:

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt. Utarbeidet av: Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt Utarbeidet av: Hovedkonklusjonen i analysen er at den langsiktige petroleumsveksten i Norge vil komme i Nord-Norge. 1 Fremtidig petroleumsvekst

Detaljer

Årsrapport 2009 Vilje AU-EPN ONS MAS-00603

Årsrapport 2009 Vilje AU-EPN ONS MAS-00603 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2011-03-01 Side 1 av 8 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r)... 8 1.4 Overskridelser

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/7-2 Funnår NPDID for felt

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/7-2 Funnår NPDID for felt Generell informasjon navn HEIDRUN Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 6507/7-2 Funnår 1985 Hovedområde Norwegian sea Hovedforsyningsbase Kristiansund NPDID for felt 43771

Detaljer

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Petroleumsnæringen er Norges største industri Dagens aktivitetsnivå: 76 felt i produksjon - over 40% av

Detaljer

Årsrapport 2010 Vilje AU-EPN ONS MAS-00675

Årsrapport 2010 Vilje AU-EPN ONS MAS-00675 Årsrapport 2010 Vilje Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje/gass... 4 1.3 Gjeldende utslippstillatelse(r)... 7 1.4 Overskridelser av utslippstillatelser/avvik... 7 1.5

Detaljer

2011 et jubelår - store framtidige utfordringer

2011 et jubelår - store framtidige utfordringer 2011 et jubelår - store framtidige utfordringer Pressekonferanse 28. februar 2012 Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef 2011 jubelår

Detaljer

Verdisetting. Metoder for verdisetting. Forutsetninger for verdisettingen. Miljø

Verdisetting. Metoder for verdisetting. Forutsetninger for verdisettingen. Miljø Verdisetting O har med bakgrunn i det oppdaterte ressursbildet foretatt en økonomisk verdisetting av de potensielle petroleumsressursene. eregningene er basert på en rekke tekniske og økonomiske forutsetninger.

Detaljer

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 Figurer i offentlig rapport, 20. juni, 2014 Denne rapporten er laget på oppdrag for

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/7-12 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43725

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 34/7-12 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43725 Generell informasjon navn TORDIS Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 34/7-12 Funnår 1987 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Florø NPDID for felt 43725 Bilde Funn inkludert

Detaljer

11Felt under utbygging

11Felt under utbygging fakta_2005_kap11_15 12-04-05 14:48 Side 142 11Felt under utbygging Godkjente oppgraderingar av eksisterande felt er omtala i kapittel 10 fakta_2005_kap11_15 12-04-05 14:48 Side 143 Alvheim Blokk og utvinningsløyve

Detaljer

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon.

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon. NOTAT Økt utvinning på norsk sokkel Bellona stiller seg uforstående til det høye tempoet som åpning av nye områder og tildeling av nye lisenser i kystnære områder og områder langt nord, nå skjer med. Det

Detaljer

13 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA

13 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA 13 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA FAKTA 173 Opplistinga omfattar ikkje funn som er inkludert i eksisterande felt per 31.12.09. Utvinningsløyve: 147, Operatør: DONG E&P Norge AS Gass: 4,2 milliardar Sm 3, Kondensat:

Detaljer

1. kvartal 2008. Det norske oljeselskap ASA Oslo, 8. mai 2008

1. kvartal 2008. Det norske oljeselskap ASA Oslo, 8. mai 2008 1. kvartal 2008 Det norske oljeselskap ASA Oslo, 8. mai 2008 Erik Haugane, administrerende direktør Paul E. Hjelm-Hansen, finansdirektør Torgeir Anda, kommunikasjonssjef Høydepunkter Tildeling av lisensandeler

Detaljer

Det norske mot nye utfordringer. Generalforsamling 12 april Erik Haugane

Det norske mot nye utfordringer. Generalforsamling 12 april Erik Haugane Det norske mot nye utfordringer Generalforsamling 12 april Erik Haugane Det norskes mål Det norske skal skape mer verdier for aksjonærer og for samfunnet. Det norske skal innen 2020 ha en produksjon på

Detaljer

Pressekonferanse - 2014-resultater

Pressekonferanse - 2014-resultater Stavanger 13. mars 2015 Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef Fjerde kvartal: høy produksjon, lave investeringer gode resultater Nøkkeltall

Detaljer

Pressekonferanse årsresultat 2008 Presentasjon til utdeling. Pressekonferanse årsresultat SDØE Stavanger 2. mars 2009

Pressekonferanse årsresultat 2008 Presentasjon til utdeling. Pressekonferanse årsresultat SDØE Stavanger 2. mars 2009 Presentasjon til utdeling Pressekonferanse årsresultat SDØE Stavanger 2. mars 2009 Historisk resultat - høye priser Resultater 2008 2007 Resultat etter finansposter (milliarder kroner) 160 113 Kontantstrøm

Detaljer

Noe historie om norsk olje

Noe historie om norsk olje Noe historie om norsk olje Lite visste vi om hvor betydningsfull petroleumsnæringen skulle bli for norsk økonomi da de første utvinningstillatelsene ble tildelt midt på 1960-tallet. 50 år senere er næringen

Detaljer

Førebuing/ Forberedelse

Førebuing/ Forberedelse Førebuing/ Forberedelse 29.05.2017 REA3009 Geofag 2 Nynorsk/Bokmål Nynorsk Informasjon til førebuingsdelen Førebuingstid Førebuingstida varer éin dag. Hjelpemiddel På førebuingsdagen er alle hjelpemiddel

Detaljer

PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL. npd.no FELT OG FUNN

PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL. npd.no FELT OG FUNN PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL npd.no FELT OG FUNN Ansvarlig utgiver: Oljedirektoratet Professor Olav Hanssens vei 1 Postboks 6 43 Stavanger Telefon: 51 87 6 Telefaks: 51 55 15 71 E-post:

Detaljer

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 100 medlemsbedrifter tuftet på kunnskap og teknologi 44 oljeselskaper Operatører/rettighetshavere

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 87 ULAOMRÅDET området omfatter feltene, Tambar, Blane og Oselvar. Blane, som ligger på både norsk og britisk sokkel, var det andre feltet som ble bygget ut, etter

Detaljer

Pressekonferanse, første kvartal 2014

Pressekonferanse, første kvartal 2014 Til stede fra Petoro: Grethe K. Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef KPI-er Sterke finansielle resultater Høye olje- og gasspriser, god regularitet

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/11-1 Funnår NPDID for felt

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/11-1 Funnår NPDID for felt Generell informasjon navn ÅSGARD Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 6507/11-1 Funnår 1981 Hovedområde Norwegian sea Hovedforsyningsbase Kristiansund NPDID for felt 43765

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 198 Åsgardområdet Åsgard Norge Sverige Russland Finland Åsgardområdet ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 200 km utenfor kysten av Trøndelag og 50 km sør for

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 185 området området ligger ca. 140 km vest for Sognefjorden. I samme område ligger også Statfjord- og Gullfaksfeltene. I området er feltene og Vigdis i produksjon.

Detaljer

Hydro vil videreutvikle norsk sokkel

Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Assisterende Direktør Nils Telnæs Hydro Olje & Energi Hydro Oil & Energy 2005-05-31 Hydro vil videreutvikle norsk sokkel Fortsatt førsteklasses prosjektgjennomføring

Detaljer

Scenarioer for petroleumsvirksomhet i havområdene ved Jan Mayen

Scenarioer for petroleumsvirksomhet i havområdene ved Jan Mayen Scenarioer for petroleumsvirksomhet i havområdene ved Jan Mayen Konsekvensutredning for havområdene ved Jan Mayen Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet KU-område Grense norsk sokkel Spesielle

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/5-1 Funnår NPDID for felt

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 6507/5-1 Funnår NPDID for felt Generell informasjon navn SKARV Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 6507/5-1 Funnår 1998 Hovedområde Norwegian sea Hovedforsyningsbase Sandnessjøen NPDID for felt 4704482

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 123 området området omfatter feltene, Skirne og Vale i den nordlige delen av Nordsjøen. I tillegg blir gass fra Oseberg og Huldra transportert via. Det er også

Detaljer

Offisiell åpning Gina Krog

Offisiell åpning Gina Krog Offisiell åpning Gina Krog Program for dagen Tidspunkt Hva skjer 10:40 10:45 Sikkerhetsbrief Gina Krog 10:45 10:50 Velkommen 10:50 10:55 Gina Krog: Prosjektet på 5 min 11:00 11.45 Lunsj 12:00 12:45 Omvisning

Detaljer

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE PETRO FORESIGHT 2030 AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE SPESIALTEMA: FELTSENTER SUBSEA Melkøya Foto: Helge Hansen/Statoil Utarbeidet av: POTENSIELT 8 NYE FELTSENTRE I NORD-NORGE I 2030

Detaljer

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 2/8-6 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43548

ODs Faktasider. Felt. Generell informasjon. Faktakart i nytt vindu. lenke. Funnbrønnbane 2/8-6 Funnår Hovedforsyningsbase NPDID for felt 43548 Generell informasjon navn VALHALL Faktakart i nytt vindu lenke Dagens status Producing Funnbrønnbane 2/8-6 Funnår 1975 Hovedområde North sea Hovedforsyningsbase Tananger NPDID for felt 43548 Bilde Funn

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår DNO ASA Resultat 2. kvartal og 1. halvår 2000 STYRETS BERETNING FOR 2. KVARTAL OG 1. HALVÅR 2000 DNO ASA Den meget positive utviklingen for DNO konsernet fortsetter. Sammendrag (1999 tall i parentes) DNO

Detaljer

Ni felt i drift - Oljen til land i Finnmark

Ni felt i drift - Oljen til land i Finnmark Ni felt i drift - Oljen til land i Finnmark Basert på analysene i denne rapporten er det utarbeidet tre scenarier for olje- og gassrelatert industri i Nord-Norge i 2030. I basisscanriet kommer det frem

Detaljer

Potensielle ressurser Betingede ressurser Reserver Funn som sannsynligvis ikke vil bli bygd ut.

Potensielle ressurser Betingede ressurser Reserver Funn som sannsynligvis ikke vil bli bygd ut. Årlig reserverapport Klassifisering av reserver og betingede ressurser Reserver og betingede ressurser er klassifisert i henhold til Oljedirektoratets klassifiseringssystem (http://www.npd.no/regelverk/r2002/ressursklassifisering_n.htm)

Detaljer

Felt og prosjekt under utbygging

Felt og prosjekt under utbygging 15 Felt og prosjekt under utbygging Fram Vest... 135 Grane... 135 Kristin (Haltenbanken Vest)... 136 Kvitebjørn... 136 Mikkel... 137 Sigyn... 137 Snøhvit (inkl. Albatross og Askeladd)... 138 Tune... 139

Detaljer

Årsrapport 2012 Fram AU-DPN OE TRO-00175

Årsrapport 2012 Fram AU-DPN OE TRO-00175 Innhold 1 Feltets status... 4 1.1 Produksjon av olje/gass... 5 1.2 Gjeldende utslippstillatelser... 7 1.3 Overskridelser av utslippstillatelser... 8 1.4 Status for nullutslippsarbeidet... 8 1.5 Kjemikalier

Detaljer

Exploration Manager RWE Dea Norge, Erik Karlstrøm Leder Utvalget for Lisenspolitikk i Oljeindustriens Landsforening

Exploration Manager RWE Dea Norge, Erik Karlstrøm Leder Utvalget for Lisenspolitikk i Oljeindustriens Landsforening Barentshavet Muligheter og Utfordringer Finnmarkskonferansen Alta 08.09.04 Exploration Manager RWE Dea Norge, Erik Karlstrøm Leder Utvalget for Lisenspolitikk i Oljeindustriens Landsforening Barentshavet

Detaljer

Prognoser for offshore helikoptertrafikk sammendrag. Simen Pedersen - Vista Analyse Petter Lindgren - ECON Consulting Group

Prognoser for offshore helikoptertrafikk sammendrag. Simen Pedersen - Vista Analyse Petter Lindgren - ECON Consulting Group Prognoser for offshore helikoptertrafikk 216 22 - sammendrag Simen Pedersen - Vista Analyse Petter Lindgren - ECON Consulting Group Sammendrag Etterspørselen etter helikopterbevegelser forventes å falle

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 92 er et oljefelt i den sørøstlige delen av norsk sokkel i Nordsjøen på 77-93 meters havdyp. Det er det første oljefeltet på norsk sokkel som blir bygd ut på ny

Detaljer

Saksframlegg. Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet

Saksframlegg. Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet STJØRDAL KOMMUNE Arkiv: U22 Arkivsaksnr: 2012/3462-4 Saksbehandler: Audny Merete Mehammer Saksframlegg Utvalg Utvalgssak Møtedato Komite kultur, næring og miljø Formannskapet Konsekvensutredning PL 475

Detaljer

Utfordringer på norsk sokkel

Utfordringer på norsk sokkel Utfordringer på norsk sokkel Nye funn, infrastruktur, nye områder, Teknologibehov Bente Nyland Oljedirektoratet "DEMO 2000 i 10 år - hva er oppnådd" Årskonferanse 22.10 2009 Viktigste bidragsyter til norsk

Detaljer

Utbyggingar i framtida. qryuip FAKTA 117

Utbyggingar i framtida. qryuip FAKTA 117 12 Utbyggingar i framtida qryuip 2011 FAKTA 117 5 0 5 10 15 6707/10-1 Bodø 65 6608/10-12 65 6407/6-6 6407/9-9 6407/8-5 S Trondheim 34/3-1 S Knarr 60 33/9-6 Delta 34/8-14 S Visund Sør 34/10-23 Valemon 31/2-N-11

Detaljer

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt Ikke for distribusjon

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt Ikke for distribusjon Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt Sammendrag, 11. november 2013 This document is the property of Rystad Energy. The document must not be reproduced or distributed in any

Detaljer