AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE

Transkript

1 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

2 FRA TRE TIL NI FELT I NORD Basert på analysene i denne rapporten har Rystad Energy utarbeidet tre scenarier for olje- og gassrelatert industri i Nord-Norge i Her kommer det frem at det potensielt kan bli ni aktive feltsentre i basisscenarioet som presenteres her. Aasta Hansteen, Skarv, Goliat og Snøhvit fortsatt i drift Johan Castberg: FPSO Alta/Gohta utbygging: FPSO Grunnet avstand mellom Castberg og Alta, er det i scenariet lagt til grunn at disse blir utbygd som separate feltsentre. Dersom begge aktørene velger en ilandføringsløsning, vil en mer samordnet utvikling være mulig. Norne: ny/oppgradert FPSO (olje) Hoop-området: FPSO (olje) PUD levert innen 2030 Hammerfest LNG: Potensielt nok ressurser i Snøhvit området til å rettferdiggjøre et nytt tog 2, men Rystad Energy ser hverken nok eller samlede ressurser som kan gi et rør ned til Norskehavet før 2030 Barentshavet sydøst: FPSO (olje) PUD levert innen 2030 Figur 1 Basisscenario Norne Foto: Harald Pettersen/Statoil PETRO FORESIGHT

3 NORD-NORGE VIL STÅ FOR NORGES STØRSTE PRODUKSJON AV OLJE OG GASS En nedgang i produksjonen av olje og gass i Nordsjøen samtidig som produksjonen fra Barentshavet og Norskehavet Nord øker, vil medføre at mer enn 50% av norsk olje- og gassproduksjon vil skje på sokkelen utenfor Nord-Norge mot slutten av 2030-tallet. Av total produksjon i Nord-Norge vil hoveddelen komme fra økt aktivitet i Barentshavet. Hoveddelen av produksjonen i Norskehavet vil komme fra Norskehavet Nord. Figur 2 Relativ daglig produksjon i Norge, per provins. Melkøya Foto: Statoil PETRO FORESIGHT

4 INVESTERINGER OG OPERASJONSKOSTNADER ØKER FRA 30 TIL 170 MILLIARDER I NORD Investeringer og operasjonskostnader knyttet til de to områdene i nord forventes å bli over NOK 170 milliarder innen 2030, uten antydning til nedgang senere. Samlet sett vil hele regionen se en kraftig vekst i aktiviteten fremover, med en gjennomsnittlig årlig vekst på rundt 11% frem mot Den sterkeste delen av veksten vil være fra 2017 til Årlig gjennomsnittlig vekst fra vil ligge på ca 10%. Figur 3 Investeringer og operasjonskostnader Norskehavet Nord og Barentshavet Norge. Milliarder NOK nominelt. Helgelandsbase, Sandnessjøen Foto: Statoil PETRO FORESIGHT

5 BETYDELIG ØKNING AV REGIONALE LEVERANSER Figur 4.1 Mulig marked for regionale leveranser forventes å øke med nesten 40% i Norskehavet Nord fra 2014 til I Barentshavet forventes en dobling frem mot Det regionale markedet er opp mot 25% av de totale innkjøpene fra oljeselskapene. Mulig marked for regionale leveranser Norskehavet Nord. Milliarder NOK nominelt Figur 4.2 Mulig marked for regionale leveranser Barentshavet. Milliarder NOK nominelt Installasjon telemast for kommunikasjon med Goliat på Sørøya i Finnmark Foto: Eni Norge PETRO FORESIGHT

6 FORTSATT HØYT NIVÅ PÅ PLANLAGTE BRØNNER I NORD Boring i Barentshavet har vært kampanjebasert. Fremover antas det å bli en mer stabil boreaktivitet i området. Nivået på boring i Norskehavet Nord har vært jevnt økende siden 1995, med en topp i Etter noe redusert boreaktivitet frem til 2015, forventes en økning i antall brønner igjen. Det ligger an til permanent høy borevirksomhet i Barentshavet og Norskehavet Nord med opptil 5-7 rigger totalt årlig fram mot Figur 5.1 Antall lete- og produksjonsbrønner Barentshavet. Figur 5.2 Antall lete- og produksjonsbrønner Norskehavet Nord. Polar Pioneer Foto: Harald Pettersen/ Statoil PETRO FORESIGHT

7 Scarabeo 8 i Hammerfest Foto: Eni Norge HØY FUNNRATE I BARENTSHAVET SIDEN 2010 Figur 6 Kumulativt teknisk funnvolum siden 2010*. Milliarder fat o.e. * Letebrønnbaner siden 2010, Johan Sverdrup ikke inkludert Kilde: Oljedirektoratet År 2010 Jevnt gode leteresultater i Barentshavet siden 2010 med rekorduttelling per brønn. I 2014 er spesielt Lundins siste funn i Alta prospektet interessant. Funnet ligger rett ved fjorårets Gohta funn. Uten Johan Sverdrup har letesuksessen i Nordsjøen siden 2010 vært begrenset. PETRO FORESIGHT

8 UTBYGGING I BARENTSHAVET FRA 60 DOLLAR FATET Basert på separate analyser rundt ulike kostnadselementer og -drivere, kan man forklare forskjellen i balansepris, såkalt «break-even oljepris», mellom en utbygging i Nordsjøen og en tilsvarende utbygging i Barentshavet. Det bør være mulig å bygge ut felt i Barentshavet med en balansepris fra ca 60 USD/fat og opp mot 70 USD/fat. Ved økende aktivitet vil det bygges større kapasitet i lokal leverandørindustri og gi mulighet for mer effektiv utnytting av ulike støtte- og forsyningsfartøy. Dette kan redusere balanseprisen med 2-4 USD per fat. I tillegg vil økt standardisering innen subsea og vinterisering redusere kostnadene ytterligere. Figur 7 Sammenligning av balansepris for en utbygging i Nordsjøen og Barentshavet. USD/fat olje. Polar Pioneer borerigg i Barentshavet Foto: Harald Pettersen/Statoil PETRO FORESIGHT

9 West Hercules i Barentshavet Foto: Ole Jørgen Bratland/Statoil PRODUKSJON I LOFOTEN/VESTERÅLEN I 2035? Ved en åpning av det Nordøstlige Norskehav i 2018 kan det forventes produksjon rundt I Nordland VI og Nordland VII er det forventet å finne mest olje, mens det i Troms II er forventet å finne mest gass. I det Nordøstlige Norskehavet forventes det å finne 43 % av ressursene i Nordland VI. Ressursene her er helt avgjørende for aktiviteten i området! Gassproduksjon fra Nordøstlige Norskehavet kan utløse forlengelse nordover av eksisterende infrastruktur. Figur 8 Statoils skisse for feltutvikling, inkludert subsea-to-shore og gassrør sydover. Plassering av landanleggene er valgt kun for illustrasjonsformål. PETRO FORESIGHT

10 Leting i området har hatt høy funnrate på omlag 55%. AASTA HANSTEEN VERDENS STØRSTE SPAR PLATTFORM Med infrastruktur på plass er det ventet at leteaktiviteten vil øke og ikke være like kampanjebasert som tidligere. Det er kommunisert 3 letebrønner som skal bores, og ytterlige 3 letebrønner forventes bores mot 2017 basert på arbeidsforpliktelsene i lisensene. Rekordmange selskaper har interesser i Aasta Hansteen området. Nye selskaper med interesse i området er Repsol, Atlantic, E.On, Centrica og Wintershall. Figur 9.1 Letebrønner i Aasta Hansteen området. Antall letebrønner. Figur 9.2 Kumulativt teknisk funnvolum. Millioner fat oljeekvivalenter. Aasta Hansteen Foto: Statoil PETRO FORESIGHT

11 Petro Arctic er en interesseorganisasjon for bedrifter som ønsker å posisjonere seg som leverandør til eksisterende og framtidige petroleumsrelaterte utbyggingsprosjekter i Nord-Norge og Barentshavet. Pro Barents er en regional industriinkubator for leverandørindustri rettet mot olje og gassbransjen med geografisk virkeområde Finnmark og Nord-Troms. Kunnskapsparken Nord er en regional industrirettet inkubator for utvikling av leverandørindustri innen olje og gass, oljevern og oljevernberedskap i Nordland og Troms til og med Tromsø. Kunnskapsparken Bodø arbeider for nyskaping og vekst i næringslivet. Dette gjør vi gjennom å hjelpe etablerere med oppstart av bedrift, samt bidrar til utvikling av eksisterende virksomheter. Innovasjon Norge bidrar til nyskaping i næringslivet, utvikling i distriktene og utvikling av konkurransedyktige norske bedrifter. Innovasjon Norge profilerer norsk næringsliv og Norge som reisemål. Goliat Foto: Eni Norge Denne brosjyren er en kortversjon av en omfattende analyse gjort av Rystad Energy. Mer info om den fullstendige rapporten kan fåes hos de aktuelle aktørene, ProBarents, PetroArctic, Kunnskapsparken Nord, Kunnskapsparken Bodø eller Innovasjon Norge.