Gyda er et av flere felt på norsk sokkel som nærmer seg den siste olje. Fakta GYDA Ligger mellom Ula og Ekofisk i Nordsjøen. Bygget ut med en kombinert bore-, bolig- og prosessinnretning med stålunderstell. Eiere er Repsol (61%), Dong (34%), Kufpec (5%). Feltet er planlagt nedstengt i september 2018, men oppryddingen blir ikke billig. Dokumenter operatøren Repsol har sendt norske myndigheter viser at prisen for å stenge ned, plugge brønner og fjerne plattform og infrastruktur er beregnet til 5,7 milliarder kroner. Til sammenlikning planlegger Statoil å bruke 3,5 milliarder kroner på å bygge ut Utgard-funnet i Nordsjøen. Her er hele regnestykket: Arbeidet med å stenge ned Gyda vil omfatte følgende operasjoner: Oljeeksportrør kobles av og blindes ved tilknytningspunktet mot Gyda. Enden gjøres overtrålbar. Alle brønner blir permanent plugget og forlatt. Gasseksportrørledningen blir rengjort for petroleum, koblet av i hver ende og endene blir gjort overtrålbare. Plattformdekk og stålunderstell fjernes ned til havbunnen. Plattformdekk og stålunderstell transporteres til land for demontering med påfølgende gjenbruk/gjenvinning av materialer og behandling / deponering av avfall. Havbunnsrammen under plattformen løftes vekk og fraktes til land for demontering og påfølgende gjenvinning av materialer og behandling og deponering av avfall. Rettighetshaverne vil rette forespørsel til andre operatører i området for å avklare om det foreligger interesse for å ta over gasseksportrørledningen. 10 felt som nærmer seg siste olje Når oljeprisen faller, forsvinner også de økonomiske insentivene til å presse ut de siste dråpene av olje- og gassfelt. Løsningen blir i mange tilfeller å stenge ned produksjonen, heller enn å produsere med tap i påvente av høyere priser. Her er en oppsummering av hvilke felt som nå nærmer seg «den siste olje»! Og her er Gydas historiske produksjon:

Centrica og medeierne i Oda­feltet (tidligere Butch) i Nordsjøen har planer om å levere utbyggingsplan (PUD) innen utgangen av året. Samtidig kompliserer det prosessen at ett av selskapene, Tullow Oil, har kastet kortene og ønsker å forlate Norge. – Vi har gjort det klart at vi ønsker en rask exit fra norsk sokkel. Vår andel i Oda er derfor til salgs, sier pressekontakt George Cazenove i Tullow Oil. ­– Er dere klare til å dekke deres andel av investeringene dersom dere ikke får solgt? – Vi forventer å være ute av norsk sokkel før utbyggingsplanen for Oda skal leveres til myndighetene. Tullow Oil kom til Norge da selskapet kjøpte letesuksessen Spring Energy for rundt 2,1 milliarder kroner. Tross satsingen har det britiske selskapet aldri kommet skikkelig i gang med sin virksomhet i Norge. Solgte Wisting til Statoil I forrige uke kjøpte Statoil Tullows andel i Norges nordligste oljefunn, Wisting. Om selskapet finner en kjøper til Oda-feltet, gjenstår å se. Operatør Centrica ønsker ikke å kommentere hva som er plan B, altså hva som skjer dersom Tullow ikke får solgt sin andel. Men etter det Sysla Offshore kjenner til, skal de øvrige eierne være beredt til å fordele eierposten seg imellom slik at prosjektet ikke blir forsinket. Har spart en milliard kroner En eventuell kjøper kan i det minste glede seg over at prisen for utbyggingen er redusert med en drøy milliard kroner. ­- Opprinnelig investeringsanslag for Oda­-utbyggingen var mellom seks og sju milliarder kroner. Vi har imidlertid arbeidet målrettet for å redusere kostnadene, hovedsaklig gjennom konseptoptimalisering, smartere måter å jobbe på og mer effektive boreoperasjoner. I tillegg kommer effekten av generelt bedre markedsbetingelser. Vi antar dermed at vi skal klare å redusere de totale kostnadene med 15–20 prosent. Det betyr at Oda seiler opp som et av de mest robuste prosjektene på norsk sokkel, sier informasjonssjef Tom Gederø i Centrica Norge. Oda skal bygges ut som en undervannstilkobling til Ula-plattformen. Deler av infrastrukturen fra Oselvar skal også gjenbrukes.

En ringvirkningsrapport fra Agenda Kaupang viser at Johan Castberg-prosjektet som har et investeringsanslag på mellom 50 og 60 milliarder kroner, kommer til å utgjøre en betydelig del av investeringsnivået for norsk sokkel i perioden 2018-2022. Agenda Kaupangs rapport viser at forventet verdiskaping i norske vare- og tjenesteleveranser til Johan Castberg utgjør 29 milliarder kroner, over halvparten av totalinvesteringene i prosjektet. Fakta Påviste ressurser: 450 – 650 millioner fat olje. Samlet inntekt av produksjonen på Johan Castberg er beregnet av Agenda Kaupang til 290 milliarder 2015 kroner. Sysselsettingsvirkningene i Nord-Norge under utbyggingen av Johan Castberg utgjør 1000 årsverk. (Kilde Agenda Kaupang) Johan Castberg prosjektet vil bidra med 125 milliarder kroner på skatter og avgifter til staten. (Kilde Agenda Kaupang) Investeringsanslag på mellom 50 – 60 milliarder kroner. Nasjonal sysselsetting under utbygging: 23 000 Partnere i Johan Castberg: Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 %, Petoro 20 % Den nordnorske verdiskapingen i utbyggingen er anslått til å utgjøre 1,7 milliarder kroner. – Gjennom vårt forbedringsarbeid har vi skapt nye muligheter for Johan Castberg-feltet i nord. Vi har endret konsept og tenkt nytt om løsninger for å kunne realisere prosjektet. Men vi er fortsatt sårbare for økte kostnader og vedvarende lav oljepris, sier Margareth Øvrum konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil i en pressemelding. Sendes til høring Forslag til program for konsekvensutredning, er en viktig del av arbeidet mot å levere inn en endelig utbyggingsplan for Johan Castberg som etter planen skal leveres i løpet av 2017. Der blir utbyggingen, aktuelle utbyggingsløsninger og antatte virkninger for andre næringer og miljø presentert. Forslaget til programmet sendes i dag til høringsinstansene som gjennom høringsprosessen kan melde inn problemstillinger som ønskes behandlet i arbeidet med konsekvensutredningen av Johan Castberg. – Johan Castberg-prosjektet kan bli et viktig prosjekt for videreutviklingen av norsk sokkel og nordområdene. Feltet vil bidra til betydelige skatteinntekter. I tillegg vil utviklingen og driften av feltet gi nye muligheter for både norsk og nordnorsk industri, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge. – Johan Castberg-feltet kommer til å produsere i over 30 år, og det er i den lange produksjonsfasen de største ringvirkningene fra prosjektet skapes. Castberg vil skape betydelige aktiviteter for norsk leverandørselskaper og gi ringvirkninger i Nord-Norge, både i utbyggings- og i driftsfasen. I et normalt driftsår vil Johan Castberg-feltet generere 1200 årsverk i Norge. 300 av årsverkene er forventet å være i Nord-Norge, sier Nylund. Milliarder til strøm Statoil har på vegne av partnerskapet gjort en omfattende analyse av mulige kraftløsninger for Johan Castberg. Aker Solutions, Aibel, ABB, Unitech, Pöyry og Thema Consulting har vært bidragsytere i kraftanalysene. Kraftløsningene omfatter hel og eller del-elektrifisering med kraft fra land, og kraft generert fra gassturbiner. Lang avstand og tekniske utfordringer gjør at tiltakskostnadene knyttet til en del-/helelektrifisering blir høy, fra i overkant av 5000 kroner per tonn CO2 til i overkant av 8000 kroner per tonn CO2. Investeringskostnadene for en hel/del-elektrifisering spenner fra over 4 milliarder til i overkant av 12 milliarder. Arbeidet med kraftløsninger for Johan Castberg viser at kostnadene knyttet til kraft fra land inkludert de tekniske utfordringene, representerer en risiko for både tidsplan og gjennomførbarheten til prosjektet. – Vi har utviklet en svært energieffektiv løsning for bruk av gassturbiner til kraftgenerering på Johan Castberg. Ved bruk av varmegjenvinning får vi hele 64 % virkningsgrad fra turbinene, noe som er unikt for gassturbiner på plattformer. Vurdering fra partnerskapet, er at kraft fra gassturbiner blir den mest hensiktsmessige og samfunnsøkonomiske løsningen for utbyggingen, sier Øvrum, Leverandørnettverket Petro Arctic jubler over en viktig milepæl som ble annonsert i dag. – Dagens gladnyhet om innholdet i konsekvensutredning for Johan Castberg, er et viktig og riktig signal om økte ringvirkninger i Nord -Norge fra utbygging og drift av Johan Castberg, sier direktør Kjell Giæver i Petro Arctic.

Administrerende direktør Philip Hemmens skrev dette i et brev fra Eni Norge til Petroleumstilsynet i midten av juli, etter en arbeidsulykke i juni. – I samarbeid med tillitsvalgte og vernetjenesten har vi i igangsatt et omfattende arbeid for å styrke samarbeidet, kommunikasjonen og sikkerhetskulturen internt i bedriften, som et resultat av erkjennelsen av behovet for forbedret risikoforståelse, sier kommunikasjonsdirektør Andreas Wulff i Eni Norge til avisen. Fredag ble det klart at Goliat forblir stengt i flere uker. Eni evakuerte og stengte ned Goliat-plattformen etter et strømbrudd 26. august. I mai ble Phil Hemmens er ansatt som administrerende direktør i Eni Norge etter Ruggero Gheller. Han har fått ros av tillitsvalgte for å ta deres bekymringer mer på alvor enn forgjengeren. Under byggingen av Goliat-plattformen i Sør-Korea døde tre arbeidere. Prosjektet har vært preget av forsinkelser og budsjettsprekk, og bare siden oppstarten i april er det rapportert inn tolv hendelser og kommet inn flere bekymringsmeldinger.

Lien måtte onsdag i forrige uke trekke utlysningskartene for den 24. konsesjonsrunden tilbake etter at oljetidsskriftet Upstream avslørte at han hadde invitert til nominasjon av områder utenfor Lofoten og Møre – områder som ifølge regjeringens samarbeidsavtale med Venstre og KrF ikke skal åpnes for noen petroleumsvirksomhet i denne stortingsperioden. Nå skriver VG at Lien i sitt opprinnelige brev til oljeselskapene 29. august ba dem om å nominere interesse for en rekke stengte områder langs hele kysten. – Aldri aktuelt å utlyse områdene Områdene det dreier seg om er den petroleumsfrie sonen 35 kilometer fra kysten av Nord-Troms og Finnmark, en sone på 65 kilometer rundt Bjørnøya, flere områder utenfor Trondheimsfjorden og områder i Skagerrak mellom Norge og Danmark. – Dette er helt nye opplysninger for oss. Selvsagt skal ikke oljeselskapene inviteres til å nominere blokker i områder som er unntatt gjennom forvaltningsplanene, sier Ola Elvestuen, nestleder i Venstre og leder i Stortingets energi- og miljøkomité. Oljeministerens politiske rådgiver Elnar Remi Holmen (Frp) skriver i en epost til avisen at «Nominasjonsprosessen er et verktøy for å hente inn oppdatert kunnskap om geologien på norsk sokkel fra oljeselskapene. Det har aldri vært aktuelt å utlyse de områdene som er begrenset gjennom forvaltningsplanene eller samarbeidsavtalen. For å skape ro rundt arbeidet med denne viktige konsesjonsrunden har vi senere presisert at vi heller ikke ønsker nominasjoner fra selskapene i disse områdene».

Det opplyser industrikilder til Sysla Offshore og bekreftes av statsoljeselskapet. – Vi kan bekrefte at Petoro har inngått en avtale om overtakelse av OMVs 20 prosentandel i Dvalin-lisensen. Avtalen er betinget av myndighetenes godkjennelse. Vi vurderer avtalen med OMV som en forretningsmessig mulighet for å øke verdien av SDØE-porteføljen, sier kommunikasjonssjef Christian Buch Hansen i Petoro til Sysla Offshore. Sysla Offshore skrev i april at én eller flere av medeierne ikke ønsket å være med på utbyggingen. Likevel har partnerskapet vært tydelige på at en utbyggingsplan uansett vil bli levert innen myndighetenes frist, som er satt til 3. oktober. – Vi er glade for å få med Petoro i partnerskapet og ser frem til å levere utbyggingsplan og få satt igang prosjektet, sier informasjonssjef Kjetil Hjertvik i Dea Norge. Forhandlet med Maersk Oil Når Petoro nå overtar OMV sin andel, er dette åpenbart med intensjon om å bygge ut feltet. Samtidig kjenner Sysla Offshore til at det også skal ha vært forhandlinger mellom Petoro og Maersk om å overta det danske selskapets andel i feltet, uten at dette resulterte i en handel. Planen er å bygge ut Zidane med en havbunnsramme med tilknytning Heidrun-plattformen. Der skal gassen bli prosessert og eksportert videre til markedet gjennom Polarled-rørledningen. Investerer 10 milliarder kroner Kontrakter verdt 10 milliarder kroner er nå på vei ut i et sulteforet leverandørmarked. Totalt dreier seg om fire større kontrakter. – Halvparten av investeringene går til modifikasjonsarbeid på Heidrun-plattformen. Dette arbeidet ledes av Statoil. I tillegg vurderer vi tilbud på subsea-pakke og rørledninger. Disse tre kontraktene vil bli tildelt kort tid etter innlevering av PUD. Når det kommer til riggkontrakten, vil vi ta oss bedre tid. Boringen skal først starte i 2019, sa direktør Hans-Hermann Andreae i Dea Norge til Offshore.no under ONS. Opprinnelig investeringanslag for utbyggingen var på mellom 10 og 13 milliarder kroner. Når budsjettet nå ender på 10 milliarder kroner, skyldes dette blant annet lavere leverandørpriser.

Operatøren har i fredagens møte orientert Ptil om det pågående arbeidet etter strømstansen 26. august og planene for den totale gjennomgangen av sikkerhetssituasjonen på innretningen. Statoil, som rettighetshaver på Goliat sammen med operatøren Eni Norge, deltok også på møtet. –  Vi er komfortable med at innretningen fortsatt holdes stengt, og svarene vi har fått fra Eni Norge så langt, sier Ptil-direktør Anne Myhrvold. – Eni Norge skal orientere oss om de sikkerhetsmessige forholdene på innretningene før produksjonen på Goliat startes opp igjen. Vi vil ikke spekulere i tidspunkt for oppstart, sier Myhrvold

Fredag er skjebnedag for videre drift av plattformen, skriver Aftenbladet. (krever innlogging) Før milliardinntektene igjen kan strømme inn fra oljeproduksjonen i Barentshavet, må Eni Norge overbevise Petroleumstilsynet (Ptil) om at Goliat-plattformen kan produsere – uten å sette liv og helse i fare.

Prospektet som ble undersøkt var Solaris. Brønnen påtraff om lag 80 meter tykk sandstein i Ulaformasjonen med moderat til dårlig reservoarkvalitet. Reservoaret har kun spor av gass. Brønnen klassifiseres som tørr, melder Oljedirektoratet. Havdypet er 70 meter. Brønnen vil nå bli plugget og forlatt.  Brønn 1/5-5 ble boret med boreriggen Maersk Gallant.

Det skjedde på seminaret «Consept Symposium on Project Governance» i regi av Finansdepartementet. Her er mytene sammen med Osmundsens kommentarer: Myte 1 – Kostnadsoverskridelsene på norsk sokkel øker Basert på data fra Oljedirektoratet, ser vi at prosjekter i perioden 1970-1984 ble 74 prosent dyrere enn anslått. Det samme tallet for perioden 1985-2015 er på 29 prosent. Og for de siste ti årene; 25 prosent. Konklusjon: Busted (Knust) Myte 2 – Kostnadsoverskridelsene er større i Norge enn i andre oljeregioner – «Spotlight on oil and gas megaprojects» fra EY viser at dette ikke er riktig. Her ligger Norge i nedre sjikt, mens Latin-Amerika og Midt-Østen er verst i klassen. Norge ligger også, i hvert fall de siste ti årene, betydelig under snittet i Europa. Konklusjon: Busted (Knust) Myte 3 – Kostnadsoverskridelsene på norsk sokkel er høyere enn i andre industrier – Den gjennomsnittlige kostnadsoverskridelsen er for elektrisitetsutbygginger er, ifølge en forskningsartikkel fra 2014, på 66 prosent. Tilsvarende tall fra transport viser at jernbaneutbygginger sprekker med 45 prosent og broer og tunneler med 34 prosent. Konklusjon: Busted (Knust) Myte 4 – Kostnadsoverskridelser er knyttet til konjunktursvingninger – Vi har sett på økonomien i 80 prosjekter på norsk sokkel fra 2000 til 2013. Arbeidet viser at den faktorene som i størst grad bidrar til overskridelser er utfordringer med å få tak i kompetent personell i oppgangstider. Konklusjon: Plausible (mulig) Myte 5 – Spotprisen på olje påvirker investeringene – En oljeutbygging har som oftest levetid på ti år eller mer, og da bør langsiktig forventet pris ligge til grunn for investeringsbeslutningen. Men det vi har sett er at selskapene har gått over til å bruke balansepris som beslutningskriterium. Da får du en direkte kobling mellom investeringer og dagens spotpris, noe som gir store svingninger i investeringene. Dette virker forsterkende på konjunktursvingningene. Konklusjon: Plausible (mulig) Myte 6 – Kostnadsoverskridelser skyldes det norske skattesystemet – Prinsippet for skatteutforming er at skatt ikke skal vri selskapenes beslutninger om kostnander og investeringer. Det oppnås når internrenten for prosjekter er den samme før og etter skatt den samme. Vi hadde det, men så kom kuttene i friintekten. Nå har vi insentiver til underinvestering. – Vi har forsket på effekten sammen med forskere på NHH, BI og Universitetet i Aberdeen. Et modellfelt viser internrente på 15,3 før skatt. Denne reduseres til 11,3 med dagens ordning. Dermed er ble reell skattesats for prosjektet 83 prosent og ikke som offisielt 78 prosent. Konklusjon: Busted (knust) Myte 7 – Kostnadene på norsk sokkel vil forbli høye – I flere år gikk riggratene opp og boreeffektiviteten ned. Fra 2013-2014 er denne utviklingen snudd på hodet. Konklusjon: Busted (knust) Myte 8 – Prosjekter på norsk sokkel vil ikke lenger være lønnsomme – De siste årenes kostnadskutt har fått ned balanseprisen, som er påvirkbare, på norske prosjekter. Siste eksempel er Johan Sverdrup, som nå har en balansepris for under 25 dollar fatet for første fase. Balansepris er ikke en prislapp på feltet, men på én bestemt utbyggingsløsning på ett bestemt tidspunkt. Dynamikken i bransjen undervurderes systematisk, både i oppgang og nedgang. Konklusjon: Busted (knust) Myte 9 – Norsk oljeproduksjon og skatteinngang faller bratt og permanent – Det verste eksempelet på misvisende framskrivning er Statistisk Sentralbyrå som, på oppdrag fra Finansdepartementet, ga sine prognoser for fremtidige investeringer, produksjon og skatteinngang uten å ta med Johan Sverdrup og Johan Castberg. Dette arbeidet ble senere brukt og gjentatt av flere av landets ledende politikere og byråkrater. Konklusjon: Busted (knust) Osmundsen baserer seg på «forskning utført sammen med kolleger i faggruppen for industriell økonomi ved Universitetet i Stavanger».