Petroleumsvirksomhet i Norskehavet og nordområdene - Hvilken rolle spiller gassinfrastrukturen? Thor Otto Lohne, Gassco Molde 16. juli 2012
Mange dramatiske hendelser Den arabiske våren startet i januar 2011, Egypt. Libya Yemen Japan treffes av tsunami 11. mars 2011 Europa preges av økonomisk krise
Hovedtrekk ved gassutviklingen på norsk sokkel Norge har vært gjennom en periode med rask vekst i gassproduksjon og tilhørende oppbygging av infrastruktur Produksjon av naturgass og teoretisk eksportkapasitet, 1975-2010 GSm 3 /år 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Frigg transport (Vesterled) Norpipe 1975 1980 Kilde: OD; Gassco Zeepipe 1990 Europipe Europipe II Franpipe 2000 Tampen Link (FLAGS) Snøhvit Langeled Gjøa (FLAGS) 2010 Other ODIN OSEBERG KRISTIN TUNE GULLFAKS SØR VEST EKOFISK HEIMDAL SNØHVIT KVITEBJØRN EKOFISK FRIGG ÅSGARD SLEIPNER ØST ORMEN LANGE TROLL Exit-kapasitet Norge har hatt en rask vekst i gassproduksjon og tilhørende oppbygging av gassinfrastruktur Hoveddelen av uoppdagede gassressurser er forventet å komme i umodne områder med behov for ny infrastruktur Kumulativ fordeling av uoppdagede gassressurser - fra høy til lav sannsynlighet for at ressurser overstiger et visst nivå GSm 3 Eksisterende infrastruktur Grad av åpning 1500 1000 500 0 Høy Lav Forventede uoppdagede ressurser Nordsjøen Norskehavet Barentshavet 1 280 622 Høy Lav Høy Lav Antall undersøkelsesbrønnbaner 194 74 455 520 BACKUP Det er store distanser mellom eksisterende gassinfrastruktur og nye gassregioner 1 Inkluderer ikke Barentshavet Nytt Område Kilde: OD 9 Produksjonen fra eksisterende felt og funn forventes å avta etter 2020 Rom for uoppdagede norske ressurser i det europeiske markedet Milliarder Sm 3 Historisk produksjon og import, EU & Norge Tilbud- og etterspørselsprognose 2 700 IEA Golden Age of Gas WEO 2010 Current Policies 600 Global Insight 2010 493 WEO 2010 New policies 500 WEO 2010 450 ppm LNG import (til EU+2) 18% 400 Import (til EU) 400 Rørimport (til EU+2) 25% 300 300 Lokal produksjon (NOR) 22% Uppdagede Eksisterende 200 ressurser (NOR) felt og funn (NOR) 200 Lokal produksjon (EU+2 ekskl. NOR) 100 36% 100 Lokal produksjon (EU+2 ekskl. NOR) 0 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Europa vil ha ytterligere behov for import av naturgass fremover. Hvor mye? 1 Basert på årlig vekst fra World Energy Outlook 2011 EU, nedskalert med 10% for å reflektere historiske BP data 2 Produksjonsprognoser skalert til BPs historisk data Kilde: Wood Mackenzie, Gas Strategies, IEA 2011 (New Policies Scenario), Global Insight, BP Størrelsen på et typisk gassfunn på norsk sokkkel har falt Sirkelstørrelsen er Regresjon som angir Gjennomsnittlig gassfunn per brønn GSm 3 proporsjonal med samlede langsiktig trend ekskludert gassfunn i 5-årsperioden Troll og Ormen Lange 10 9 8 Incl Troll 7 6 5 4 3 Incl Ormen Lange Excl Troll 2 1 Excl Ormen Lange 0 1966-1970 1971-1975 1976-1980 1981-1985 1986-1990 1991-1995 1996-2000 2001-2005 2006-2010 Tidsperiode Antall brønner i 5-243 197 204 228 137 166 årsperioden 118 51 92 Gassfunnene på norsk sokkel har falt betydelig i størrelse og samordningsbehovet øker Kilde: OD 3
Europa vil ha ytterligere behov for import av naturgass fremover hvor mye? We look forward to strengthening our partnership further, driving investment into a diverse, sustainable energy mix that delivers affordable long term supplies for consumers. Kilder: IEA, BNCC 12 Juni 2012 4
Mange faktorer påvirker virksomheten Gassmarked Aldring av anlegg Ressurser på norsk sokkel Gassinfrastrukturløsninger på norsk sokkel skal bidra til å maksimere verdien av norske petroleumsressurser Gass i klimapolitisk forstand Nye infrastruktureiere Nye aktører på norsk sokkel 5
Gassmarked Zeebrugge kompressor prosjektet Europas to prisregimer; oljeindeksert langtidskontrakter og «spottprismarked» Zeebrugge kompressor prosjektet tilfører fleksibilitet i det kortsiktige «spottprismarkedet» Investeringsbeslutning; januar 2014 - oppstart oktober 2016 Investeringer; ~1 mrd NOK Zeebrugge terminalen og Fluxys målestasjon 6
Aldring av anlegg Gassco Emden prosjektet Mottaksterminalen i Emden har mer enn 30 års drift og oppgraderes for å kunne drives sikkert og med høye regularitet Investeringsbeslutning; desember 2012 - oppstart oktober 2016 Investeringer; ~ 6 mrd NOK 7
Aldring av anlegg Robustgjøring Kårstø og Gudrun feltutvikling Anleggsarbeid på Kårstø for å moderniseres for fortsatt sikker og effektiv drift pågår - Investeringer; ~10 mrd NOK Gudrun-feltet settes i drift i 2014 og anleggene på Kårstø skal oppgraderes for å behandle lettoljen - Investeringer på Kårstø; i underkant av 1 mrd NOK 8
Ressurser på norsk sokkel Vurdering av Kollsnes kapasitetsoppgradering Økt kapasitet i verdikjeden Kvitebjørn, Kollsnes og Vestprosess vil gi mulighet til akselerering av Kvitebjørn produksjon, samt gi økt langsiktig transport- og prosesseringskapasitet for fremtidige volumer i Troll-området Investeringsbeslutning; oktober 2013 og oppstart januar 2015 9
Ressurser på norsk sokkel På Utsira høyden er noen av de største ressursene på sokkelen påvist etter 40 års leting Draupne og Edvard Grieg funnene har behov for olje og gass løsning innen 2015 (Draupne i 2016) Johan Sverdrup kan være det tredje største oljefeltet i Norge (900 2.500 mill fat). Planlagt oppstart er i 2018 Olje- og gasstransportløsningene for regionen er ikke avklart. Gassco samordner de ulike interessentene i området og utreder ulike infrastrukturløsinger WEST CABLE DRAUPNE APOLLO LUNO 10 10
Ressurser på norsk sokkel Norskehavsprosjektet (NSGI) Ny gassinfrastruktur er under etablering for å få produsert ressursene i eksisterende felt og nye funn i Norskehavet Investeringsbeslutning; desember 2012 med oppstart i 2016 Investeringer; nye estimat ved årsskiftet Den nye gassinfrastrukturen blir integrert i det eksisterende gasstransportsystem på norsk sokkel Det tilrettelegges for betydelig kapasitet utover de påviste ressursene i området Asterix Aasta Hansteen (Luva) Zidane Linnorm Nyhamna 11 11
Det tilrettelegges for betydelig kapasitet utover de påviste ressursene i området Røralternativ Rørkapasitet 1 MSm 3 /dag Investeringskostnad for NSGI-rør 2 NOK milliarder Lite 35 15 Mellomstort 55 17 Stort +100% 70 +15% 17 Ekstra stort 85 18 Skalaøkonomi gjør at rørkapasiteten fra Norskehavet kan økes betydelig uten tilsvarende økning i kostnaden 1 Kapasitet om tilleggsressurser kommer inn ved kilometerpost 60. Kommer tilleggsressursene inn ved Aasta Hansteen er kapasiteten noe lavere. 2 Inkludert Nyhamna oppgradering på rundt 6,5 milliarder NOK 12
Utlyste blokker i Norskehavet i 22. konsesjonsrunde 13
Ressurser på norsk sokkel Hvordan etablere en god helhetlig gassinfrastrukturløsning for Barentshavet? Snøhvit vurderer to alternative kapasitetsutvidelser: - utvidelse av LNG anlegget (Tog II) - nytt duggpunktsanlegg samt et nytt 1.000 kilometer langt gassrør til eksisterende gassinfrastruktur i Norskehavsområdet Mulig oppstart er 2019-2021 avhengig av transportløsning Begge alternativene vil kreve betydelige investeringer både onshore og offshore Gassco har vært ansvarlig for studien av et mulig gassrør, samt vurdere den helhetlige infrastrukturløsningen ut fra formålet om å maksimere verdiskaping fra mulige petroleumsressursene på norsk sokkel 14
Alternativene for transport av gass fra Snøhvit må vurderes både fra et prosjekt- og et sokkelperspektiv Snøhvit perspektiv Sokkelperspektiv LNG Pris LNG Kostnad på transport og regassifisering Rør Investeringer og driftskostnader Melkøya Innvirkning på leting og utvikling Enhetskostnad for ny gassinfrastruktur (skalaøkonomi) Investeringer rør Investeringer og driftskostnader Melkøya Enhetskostnad og økonomisk utvinnbare ressurser Tariffer Vedlikehold av eksisterende anlegg Pris NV Europa 15
Valg av løsning blir et spørsmål om nedstrøms markedsfleksibilitet ved en LNG som kan nå det marked som til en hver tid er mest attraktivt i verden, versus oppstrømsfleksibilitet ved en overdimensjonert rørløsning som bedre legger til rette for utvikling av ressursene nordområdene NCS2020 Resursbilde Høy NCS2020 Resursbilde Medium Volumbasis for Barentsrøret Maksimum produksjon, MSm 3 /d 140 120 NCS2020 Resursbilde Lav Snøhvit Kapasitet LNG Tog I Kapasitet L32 til ÅT Kapasitet 42 til ÅT Kapasitet LNG Tog II Kapasitet 42 til ÅT inkl kompressor 100 80 60 40 20 0 2020 2025 2030 2035 2040
Etter Gasscos vurderinger er røralternativet den beste helhetlige løsningen Prosjektøkonomisk er det vanskelig å skille LNG Tog II (LNG-premie inkludert) og røralternativet (32 ) I et sokkelperspektiv vil det imidlertid være ytterligere tema som må belyses: - Et røralternativ (42 ) vil gi bedre insentiver til økt leteaktivitet for både olje og gass - Et røralternativ (42 ) vil bidra til bedre økonomi for fremtidige gassutbyggingsprosjekter (skalaøkonomi effekten), samt at assosiert gass tilknyttet oljefunn vil få tilgang til kapasitet - Tilkobling av en rørløsning fra nordområdene til eksisterende gassinfrastruktur vil bidra til å gjøre større andel ressurser i påviste felt og funn økonomisk utvinnbare og dermed bidra noe til å øke ressursgrunnlaget også i modne deler av norsk sokkel (kostnadsdeling)
Stor interesse for Barentshavet
Petroleumsaktivitet er basisen for å skape ringvirkninger Petroleumsvirksomhet skaper store direkte og indirekte ringvirkninger lokalt og regionalt Økt petroleumsvirksomhet i nord vil på denne måten føre til økt sysselsetting på tvers av mange sektorer Sysselsatte i Norge direkte og indirekte knyttet til etterspørselen fra petroleumsvirksomheten 2009, i 1000 personer Petroleumsvirksomhet Økt produksjon for leverandører Økt sysselsetting Økt omsetning for forbruksnæringer Økt investering i privat næringsliv lokalt 1000 personer 0 20 40 60 Vekst i de fleste av disse sektorer kan forventes i nord som følge av økt petroleumsutvinning Kilde: Norut NIBR Finnmark (Rapport 2007:04), Møreforskning (Figur 2 i rapport 0713, 2007); SSB; Petroleumsmeldingen (Meld. St. 28 (2010-2011)) For å skape et grunnlag for størst mulig ringvirkninger må det legges til rette for kostnadseffektive løsninger som sikrer leteaktivitet og utbygging av utvinnbare oljeog gassressurser