«Vindkraftutbygging bidrar til samlet investeringsvekst i 2018», skriver SSB i dag. Virksomhetenes anslag for samlede investeringer tyder på vekst i år, mener de.
Fire ganger i året gjør SSB investeringsundersøkelser for å anslå hvor mye som virksomhetene selv anslår de samlet kommer til å investere i løpet av inneværende år.
Investeringsanslag registrert i 3. kvartal samme år for investeringer i olje og gass, industri og bergverksdrift og kraftforsyning. Illustrasjon: Adrian B. Søgnen / Sysla. Data: SSB
Innenfor segmentene olje, gass, industri, bergverksdrift og kraftforsyning peker tallene nå oppover. Samlede investeringsanslag ligger i august på 224 milliarder kroner – tilsvarende en vekst på 5,7 prosent sammenlignet med fjorårsanslaget på samme tid.
SSB peker på stor investeringsvekst innen kraftforsyning. Her er det særlig vindkraftutbygging som trekker opp veksten. Olje- og gassinvesteringene står imidlertid omtrent stille.
Olje- og gassveksten kommer neste år
For neste år er det totale anslaget på 226 milliarder kroner – en oppjustering på 7 prosent fra samme måling i mai. Dette er en vekst på 16 prosent sammenlignet med 2018 og her ligger store deler av veksten i økte investeringer innen olje og gass.
Anslagene for investeringer på felt i drift summerer seg til 59,1 milliarder kroner for 2019. Dette er 10 prosent mer enn anslagene gitt i forrige kvartal for 2019, skriver SSB.
Tallene er basert på foreløpige budsjetter levert av operatørene på norsk sokkel for neste år.
For feltutbygging er tallet for 2019 nå på 66,6 milliarder kroner – 8,7 prosent høyere enn ved forrige rapportering. Årsaken ligger ifølge SSB i at det er levert enda en plan for utvikling og drift (PUD) siden forrige måling.
Hvis resultater av boringer viser funn som lisenseieren ønsker å bygge ut vil dette heve investeringsnivået øke ytterligere, ifølge SSB. «Det vil høyst sannsynlig bli levert PUD på noen utbyggingsprosjekter til neste år, men det er usikkert hvor mange», skriver de.
Står stille for investeringsveksten i 2018
Investeringene innen rørtransport og utvinning av olje og gass i 2018 blir anslått til 156,3 milliarder. Dette er noenlunde likt anslaget gitt i mai – og også likt investeringene i 2017.
2018-tallene er kun 0,4 prosent høyere enn det samme tallet for året før.
Det er utført investeringer for svimlende 69,5 milliarder kroner på norsk sokkel i år, men hvis anslagene skal slå til gjenstår det investeringer på hele 86,8 milliarder kroner for siste halvår. De siste 17 årene har investeringene i andre halvår vært ni prosent høyere sammenlignet med første halvår.
Om anslagene slår til vil investeringene i andre halvår av 2018 være hele 25 prosent høyere enn første halvår. Dette får SSB til å tvile på om det er mulig at anslagene ikke slår til.
«Det er likevel sannsynlig at vi får en solid økning i investeringsaktiviteten i 2. halvår. Det er innen feltutbygging man venter den største veksten i 2. halvår. Dette har sammenheng med at de mange utbyggingsprosjektene som kom med i undersøkelsen i 1. kvartal i år er ventet å øke investeringstakten i 2. halvår», skriver SSB.
I en operasjonell oppdatering for første halvår 2018 er det en hel del positivitet å spore fra Faroe Petroleum.
Etter ytterligere evaluering av resultatene fra letebrønnen ved Iris/Hades i Norskehavet, øker selskapet ressursanslaget for funnet til mellom 63 og 322 millioner fat oljeekvivalenter.
Det er OMV og Deepsea Bergen som borer på feltet.
På tross av nedsalget av Folgeberg til Dyas på 15 prosent dette halvåret, øker Faroes ressurser med 44 prosent, ifølge selskapet.
Varsler flere nyheter fra feltet
De mener det kan komme flere nyheter fra Iris/Hades-feltet.
– Det er tatt beslutning om å bore en avgrensningsbrønn i et lovende område sør for funnbrønnen, som kan bekrefte funnstørrelsen, skriver selskapet.
I første halvår var produksjonen i gjennomsnitt 12.402 milliarder fat olje per dag.
Neste halvår har Faroe skrudd opp produksjonsforventningene til mellom 12.000 og 14. milliarder oljefat per dag.
Helge Hammer, Faroe Petroleum. Arkivfoto: Ola Myrset
Økte kontantbeholdning
I en kommentar til oppdateringen uttaler Faroe Norge-sjef Helge Hammer at kontantbeholdningen har økt med om lag 95 millioner kroner i løpet av dette halvåret.
– Det er til tross for at vi er inne i en tung investeringsfase, sier Hammer.
Han mener selskapet ligger godt an i henhold til planen om å øke produksjonene til 35.000 fat om dagen på norsk sokkel senest i løpet av 2022.
I april solgte Faroe Fenja-feltet til Suncor Energy med en pris på omtrent 429 millioner kroner.
De endelige halvårsresultatene slippes 18. september.
Podcast link
Aker BP har avsluttet boring av undersøkelsesbrønn i Barentshavet.
Nær funnbrønnen Langlitinden (7222/11-2) har de oppdaget en mindre mengde gass, melder Oljedirektoratet.
Selskapet er operatør for utvinningstillatelse 659, og undersøkelsesbrønnen ble boret om lag 20 kilometer vest for Langlitinden. Det er cirka 175 kilometer nordvest for Hammerfest.
Hensikten med brønnen var å finne petroleum i øverste del av Snaddformasjonen.
Her traff brønnen, med nummer 7221/12-1, en total gasskolonne på rundt 20 meter, hvorav til sammen syv meter tykke sandsteinlag med god til moderat reservoarkvalitet.
Opp mot 3,5 milliarder
Klikk for større bilde. Illustrasjon: Oljedirektoratet
Gass-vann-kontakt ble påtruffet om lag 555 meter under havflaten. Foreløpige resultater fra gassprøver indikerer at gassen kan være i gasshydrat-fase. Dette vil bli forsøkt avklart ved videre analyse, skriver Oljedirektoratet.
Dersom det er fri gass i reservoaret, viser foreløpig beregning at størrelsen på funnet er mellom 2 og 3,5 milliarder standardkubikkmeter utvinnbar gass.
Se oversikten: Slik har boreriggene lykkes så langt i år
Per i dag anses ikke funnet som drivverdig. Aker BP skal nå vurdere resultatene fra brønnen i den videre evalueringen av området.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking.
Plugges og drar videre til Alvheim
Dette er den andre letebrønnen i utvinningstillatelse 659. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2011, og Aker BP boret totalt 700 meter under havflaten i Snaddformasjonen. Her er havdypet 346 meter.
Det var Deepsea Stavanger som sto for boringen. Nå blir brønnen permanent plugget og forlatt, og riggen skal videre for å bore avgrensingsbrønn i Nordsjøen. Nærmere bestemt 25/4-12 S i utvinningstillatelse 203.
Også denne jobben er for Aker BP og gjelder avgrensingsbrønner for Gekko-funnet i lisens 203, om lag 8 kilometer sørøst for Alvheim-feltet.
Wintershall Norge AS er i ferd med å avslutte boring av undersøkelsesbrønnen Balderbrå. Det melder Oljedirektoratet.
Her anslår de å ha funnet mellom 7 og 10 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass og mellom 1 og 3 millioner kubikkmeter utvinnbart kondensat.
Brønnen ligger omlag 115 kilometer sørvest for Aasta Hansteen-feltet nord i Norskehavet.
Ifølge Oljedirektoratet påtraff brønnen tre brutto gasskolonner på til sammen rundt 190 meter, hvorav reservoaret er på 90 meter.
– Rettighetshaverne vil vurdere funnet sammen med andre funn og prospekter i området med hensyn til en mulig videre utbygging, skriver direktoratet.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 894, og ble boret av West Phoenix, som nå skal til Invergordon for reklassifisering.
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
Aker BP er snart ferdig med å bore ut Frosk-brønnen i Nordsjøen. En foreløpig analyse viser at brønnen har betydelig mye mer olje enn først antatt.
I forkant av boringen var det estimert at Frosk-brønnen ville kunne gi 3 til 21 millioner fat oljeekvivalenter. Mandag melder Aker BP at det estimatet var noe pessimistisk. En foreløpig analyse viser nå at det er mellom 30 til 60 millioner fat oljeekvivalenter i brønnen, skriver E24.
– Frosk-funnet øker volumet og verdien av ressursene i området, og utgjør et ideelt utgangspunkt for andre lønnsomme prosjekter. Dette vil optimalisere bruken av infrastruktur i Alvheim-området i mange år, sier visedirektør Gro G. Haatvedt i Aker BP i en børsmelding.
Frosk-brønnen ligger i lisensområdet PL340, som også inneholder Bøyla-feltet. Dette er satellittfelt knyttet opp til Alvheimfeltet i midtre del av Nordsjøen.
Olje- og energidepartementet tilbyr hele 75 utvinningstillatelser på norsk sokkel i årets tildelingsrunde. Antallet tildelinger er det høyeste noen gang.
– Det er med stor glede jeg i årets TFO-runde kan tilby tildeling av hele 75 nye utvinningstillatelser på norsk sokkel. Antall utvinningstillatelser i årets TFO-tildeling er dermed det største noensinne i en konsesjonsrunde på norsk sokkel. Tilgang på nytt, attraktivt areal er en bærebjelke i regjeringens politikk, sier olje- og energiminister Terje Søviknes (Frp).
45 av utvinningstillatelsene er i Nordsjøen, 22 i Norskehavet og 8 i Barentshavet. Til sammen får 34 ulike oljeselskaper tilbud om andeler i én eller flere av tillatelsene, og 19 blir tilbudt operatørskap. TFO-konsesjonsrundene – tildeling av forhåndsdefinerte områder – omfatter de mest utforskede områdene på norsk sokkel.
Arbeidsplasser
– Vi opprettholder med dette et forutsigbart og høyt nivå på tildelinger av nytt leteareal til et bredt mangfold av oljeselskaper. Vår tildelingspolitikk danner grunnlaget for at oljeselskapene kan gjøre funnene vi trenger for å skape aktivitet og lønnsomme arbeidsplasser, oppnå effektiv ressursforvaltning, høy verdiskaping og finansiering av velferdsstaten, sier Søviknes.
DEA er godt fornøyd
Letesjef Svend Erik Pettersson i DEA Norge er godt fornøyd på selskapets vegne:
– Vi fikk de områdene vi på forhånd rangerte som de mest spennende. Til tross for at områdene er godt modne, ser vi potensial for kommersielle funn. Med over 40 år på norsk sokkel, har DEA bygd opp kunnskap og ekspertise på norsk sokkel. Det, sammen med ny teknologi, gjør meg trygg på at vi har det som skal til for å finne og utvikle nye muligheter, sier Pettersson i en pressemelding.
DEA Norge har i løpet av de siste årene gjort flere kommersielle funn, og har vokst til å bli en sentral aktør i norsk olje- og gassindustri. Administrerende direktør i DEA Norge, Hans-Hermann Andreae mener resultatene fra årets TFO-tildeling styrker lisensporteføljen til DEA.
– Med tildelingen anerkjenner norske myndigheter DEA sitt arbeid med å finne, og utvikle, nye muligheter på sokkelen. Med de nye lisensene vil DEA fortsette å vokse, noe som er i tråd med vår overordnede forretningsstrategi, forteller Andreae.
DEA Norge har fra før en solid og lovende lisensportefølje bestående av lisenser lokalisert over hele sokkelen; fra den sydlige delen av Nordsjøen til Barentshavet i nord. Totalt har DEA Norge andeler i 54 lisenser.
– Vi må lete for å erstatte det naturlige produksjonsfallet. Derfor er disse TFO-rundene viktige for DEA som selskap og industrien som helhet, sier Kjetil Hjertvik, Kommunikasjonsdirektør i DEA Norge til enerWE.
Spirit Energy øker aktivitetsnivået kraftig
– Dette er et svært godt resultat for oss. Vi ønsker å vokse på norsk sokkel, og dette er et fint tilskudd til vår norske lisensportefølje, sier letedirektør Steinar Meland i Spirit Energy i en pressemelding.
Spirit Energy øker aktivitetsnivået kraftig på norsk sokkel, og planlegger å bore fire letebrønner inneværende år.
– Vi har sterke leteresultater på norsk sokkel gjennom mange år, og vi kommer til å fortsette å lete etter nye olje- og gassressurser. I så måte er nye lisenser avgjørende for fortsatt å kunne skape verdier, sier Meland.
Nykommeren Pandion Energy har også grunn til å smile
Jan Christian Ellefsen, Administrerende direktør i Pandion Energy, sier følgende i en kommentar:
– Vi er meget fornøyd med tildelingen av disse to lisensene i TFO 2017. Pandion Energy anser de årlige konsesjonsrundene i modne områder som en viktig kilde til attraktivt leteareal. Det svært lønnsomme Cara-prosjektet i PL 636, et av de største olje- og gassfunnene i 2016, ble tildelt i tildelt i TFO 2011 og er et godt eksempel på verdiskapingspotensialet i modne områder. Vi har i vårt søknadsarbeid i utstrakt grad fokusert på teknisk kvalitet og balansert risiko og ser nå frem til å modne frem letekandidater i disse lisensene sammen med våre nye partnere.
Selskaper
Følgende selskaper får tilbud om operatørskap (antall operatørskap i parentes):
A/S Norske Shell (2), Aker BP (14), ConocoPhillips (4), ENGIE (2), Faroe Petroleum (4), INEOS (1), Lundin (6), MOL (2), OMV (3), Petrolia (1), Point (2), Repsol (2), Spirit (3), Statoil (17), Suncor (2), Total (3), VNG (2), Wellesley (2) og Wintershall (3).
Følgende selskaper får tilbud som rettighetshavere (antall andeler i parentes, inkludert andeler som operatør):
A/S Norske Shell (4), Aker BP (23), Capricorn (4), Concedo (5), ConocoPhillips (7), DEA (5), DNO (10), ENGIE (4), Eni (4), ExxonMobil (2), Faroe (8), Idemitsu (1), INEOS (1), INPEX (1), Lime (1), LOTOS (2), Lundin (14), Maersk (3), MOL (3), OKEA (2), OMV (5), Pandion (2), Petrolia (4), PGNiG (2), Point (10), Repsol (3), Skagen44 (1), Spirit (11), Statoil (31), Suncor (5), Total (3), VNG (8), Wellesley (7) og Wintershall (6).
Statoil og partnerne har bestemt seg for å bygge ut gassfeltet Snefrid Nord, i nærheten av Aasta Hansteen-feltet i Nordsjøen.
Det er nå sendt inn plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene, hvor Statoil tar sikte på produksjonsstart sent i 2019, ifølge en pressemelding torsdag formiddag.
Funnet vil bli koblet på Aasta Hansteen-plattformen, som for tiden rettes opp i Klosterfjorden.
Forutsetter godkjenning
– Vi er glade for å se at Snefrid Nord genererer mer aktivitet langs Helgelangskysten, sier Torolf Kristensen, prosjektdirektør for Snefrid Nord og Aasta Hansteen i en pressemelding.
Subsea 7 skal levere rør og såkalte spools, ekspansasjonsrørsløyfer. I tillegg skal selskapet utføre nødvendig arbeid på havbunnen. Aker Solutons skal levere havbunnsramme og kontrollkabler til utbyggingen.
Kontraktene forutsetter at PUD-en blir godkjent av myndighetene.
5-6 års levetid
Snefrid Nord ble oppdaget i 2015. Det blir anslått at funnet utgjør omtrent fem milliarder kubikkmeter gass. Snefrid Nord skal etter planen kunne produsere omtrent fire millioner kubikkmeter gass daglig, og levetiden vil være fem-seks år.
Statoil er operatør og har 51 prosents eierandel. Wintershall Norge, OMV Norge og ConocoPhillips Skandinavia AS er partnere i prosjektet.
Statoil og partnerselskapene Eni og Petoro har gjort et olje- og gassfunn i Kayak-prospektet i nærheten av Johan Castberg i Barentshavet.
Funnet er på mellom fire og åtte millioner standard kubikkmeter utvinnbar olje, noe som tilsvarer mellom 25 og 50 millioner utvinnbare fat, skriver Statoil i en pressemelding.
– Vi er veldig fornøyd med å ha gjort et godt funn i vår første ferdigstilte brønn i Barentshavet i år. Vi er spesielt fornøyd med å ha påvist ressurser i en type letemål som ikke tidligere har vært undersøkt. Det åpner for flere interessante muligheter, sier Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
Selskapet opplyser at funnet vil bli vurdert for utbygging mot Johan Castberg-feltet. Statoil vil fortsette letingen etter oljeressurser i området, og boreriggen beveger seg tilbake til Blåmann-brønnen før den starter boringen på Gemini Nord allerede fra 10. juli.
I alt har oljeselskapene planlagt å bore hele 13 letebrønner i det omstridte området i 2017.
Faroe Petroleum har testet avgrensningsbrønnen på Brasse. Det ble oppnådd en produksjonsrate på 6187 fat/dag fra et 3,6 m intervall. Dette viser meget god produktivitet i reservoaret. Faroe Petroleum og partner Point Resources borer nå et side-steg.
Boringen av 31/7-2S har pågått siden midten av mai, og det er nå gjennomført en produksjonstest, Drill Stem Test (DST). Det ble oppnådd høye gjennomstrømningsrater i testen som viser at reservoaret er av meget høy produktivitet på denne borelokasjonen.
Les også: Har funnet olje i ny Brasse-brønn
Kvaliteten på oljen er også svært god, tilsvarende oljen i det nærliggende Brage-feltet.
Viktig for fremtiden
– Vi er svært fornøyd med de foreløpige resultatene. Vi går ut med oppdaterte ressursanslag når boringen av sidesteget er avsluttet. Side-steget skal bidra til å ytterligere kartlegge reservoaret og redusere usikkerheten, sier Helge Hammer, sjef for Faroe Petroleum Norge og COO i det britiske morselskapet.
Resultatene av de foreløpige analysene gir viktig informasjon for fremtidig planlegging.
Plugges i juli
– Gjennomstrømning og reservoarkvalitet som dette, i utkanten av feltet, er enestående, og blir viktig for planleggingen av utbygging og drift. Resultatene viser også at Faroe Petroleum har et lete-team i verdensklasse, avslutter Hammer.
Side-steget (31/7-2A) skal bores til en lokasjon omkring 1000 meter vest for 31/7-2S. Når side-steget er boret ferdig, vil brønnen bli plugget og forlatt. Det skjer i siste halvdel av juli.
