Samarbeidsorganet Konkraft krever snarest konsekvensutredning av Lofoten, Vesterålen og Troms, melder DN.  I Konkraft sitter det representanter fra Norges Rederiforbund, fagorganisasjonen LO og bransjeforeningene Norsk Industri og Norsk Olje og Gass.

BAKGRUNN: Tror du at myndighetene ikke tar grep for å opprettholde aktiviteten på norsk sokkel? Da tar du feil.  For nøyaktig ett år siden kom rapporten der Riksrevisjonen konkluderte med at Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet burde stille hardere krav om framtidig drift og utvikling av felt for å sikre maksimal ressursutnyttelse på norsk sokkel. Samfunnsøkonomi vs. bedriftsøkonomi Eller sagt på en annen måte; når oljeselskapene kutter investeringer og utsetter det ene store prosjektet etter det andre for å pynte på egne kvartalsrapporter, er det myndighetene sin oppgave å sikre at samfunnsøkonomien trumfer bedriftsøkonomien. For det er liten tvil om at statsråd Tord Lien og oljedirektør Bente Nyland lyttet nøye til kritikken fra riksrevisor Per Kristian Foss. I løpet av det siste året har myndighetene nemlig skjerpet tonen betraktelig overfor oljeselskapene. Her er fem prosjekter som viser dette i praksis: Skarfjell Wintershall fikk forlenget Skarfjell-lisensen i Nordsjøen for å kutte kostnader i utbyggingsprosjektet, men OED krever samtidig at partnerskapet leverer utbyggingsplan innen 16. februar 2018. Ellers vil «tillatelsen bortfalle i sin helhet.» Snorre Videreutviklingen av Snorre-feltet er allerede ti år forsinket. Departementet har nylig forlenget konsesjonstiden til den ene utvinningstillatelsen i Snorre-feltet, til slutten av 2016. «En videre forlengelse utover dette forutsetter at rettighetshaverne gjennomfører de nødvendige tiltak for å sikre optimal ressursutnyttelse». Statoil klarer ikke å få økonomi i bygging av en ny plattform på Snorre-feltet og vil derfor videreutvikle feltet ved hjelp av en undervannsutbygging. Zidane Eierne har fått frist til 2. august med å levere utbyggingsplan. Ellers ryker lisensen.  «Zidane-prosjektet er teknisk modent, og det er departementets vurdering at rettighetshaverne i Zidane har hatt tilstrekkelig med tid til å fullføre arbeidet med å levere en utbyggingsplan», skriver departementet i et brev til operatør Dea Norge. Trestakk Statoil besluttet tidligere i år å likevel bygge ut Trestakk-funnet i Norskehavet. Investeringsanlag som er redusert med 30 prosent er nevnt som hovedgrunnen til at prosjektet er tilbake på skinner, men betydelig press fra myndighetene er også en del av forklaringen. Da Trestakk-utbyggingen ble utsatt i fjor, kalte Oljedirektoratet avgjørelsen for et «brudd på petroleumsloven». Hod BP og Hess hadde fått forlenget lisensen sin for Hod-feltet til utgangen av 2021, men til gjengjeld har Olje- og energidepartementet krevd ny seismikk, ny avgrensningsbrønn og beslutning om innsending av Plan for utbygging og drift (PUD). Over 60 milliarder kroner Totalt representerer de fem prosjektene investeringer på over 60 milliarder kroner og kjærkommen aktivitet i et bunnskrapt leverandørmarked. Og enda viktigere; de sender et klart signal om at norske myndigheter ikke godtar utsettelser bare for utsettelsens skyld.

Mer enn to år forsinket og med en kostnadssprekk på over 50 prosent ble oljefeltet Goliat nordvest av Hammerfest offisielt mandag formiddag, skriver DN.

Det norske har inngått en avtale med Centrica om å overta deres lisenser i funnene Frigg Gamma Delta og Rind. Som kompensasjon vil Det norske dekke lisenskostnadene fra og med effektiv dato 1. januar 2016. Porteføljen består av lisensandeler på 30% i PL 442, PL 026B og PL 026, inkludert operatørskapet på Frigg Gamma Delta. Mer om Det norskes kjøpsraid på norsk sokkel får du i denne podcasten:

Zidane-eierne har fått frist til 2. august med å levere utbyggingsplan. Ellers ryker lisensen.  Dea Norge og medeierne kom nylig et stort steg nærmere realisering av Zidane-utbyggingen i Norskehavet da lisensen ble enig med eierne av Heidrun-feltet om vilkårene for en tilknytningsavtale. FaktaZidane Gassfunn i Norskehavet. Dea Norge er operatør med en 40 prosents eierandel. Medeiere er OMV, Maersk Oil og Edison, hver med 20 prosent. Ressursanslaget er 17,1 milliarder standard kubikkmeter gass og 0,4 millioner kubikkmeter kondensat. Men samtidig har myndighetene sett seg lei av å vente på en utbyggingsplan for feltet. Da partnerskapet søkte om ett års utsettelse av fristen for innlevering av PUD, var svaret fra Olje- og energidepartementet klart: «Zidane-prosjektet er teknisk modent, og det er departementets vurdering at rettighetshaverne i Zidane har hatt tilstrekkelig med tid til å fullføre arbeidet med å levere en utbyggingsplan», skriver departementet i et brev til operatør Dea Norge. Lisensen har nå fått frist til 2. august med å levere en utbyggingsplan. Dersom det ikke skjer, vil eierne bli fratatt hele feltet. – Vi er klar over at det har vært vanskelige forhandlinger, men Zidane-eierne vet at klokken tikker, sier direktør Bente Nyland i Oljedirektoratet. Uenighet i eiergruppen Den største utfordringen for prosjektet er nå, etter det Offshore.no kjenner til, at én eller flere av medeierne ikke ønsker å være med på utbyggingen. Problemet er adressert i brevet fra departementet: «Dersom det ikke fattes vedtak om innsendelse av en utbyggingsplan for den aktuelle forekomsten, men én eller flere rettighetshavere likevel ønsker å sende inn en utbyggingsplan, må de berørte andeler enten overtas av utenforstående tredjemann eller øvrige rettighetshavere for å sikre 100 prosent deltakelse i utvinningstillatelsen». – Hensikten er å realisere prosjektet Lisensen har fortsatt ikke tatt en investeringsbeslutning, opplyser Dea Norge til Offshore.no. – Zidane-lisensen ble enige med Heidrun-lisensen med den hensikt å realisere prosjektet, men det er vanlig å ta investeringsbeslutningen rett i forkant av innsendelse av PUD, når all informasjon er på bordet. Dette vil også skje i Zidane-lisensen, sier pressekontrakt Nicoline Skrent-Ellingsen i Dea Norge. 10-13 milliarder kroner 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. Investeringsanslaget var tidligere på mellom 10 og 13 milliarder kroner, men med fallende leverandørpriser er det naturlig at dette anslaget nå er betydelig redusert.

Leteaktiviteten holder seg fortsatt høy på norsk sokkel, med en forventning om 30 nye letebrønner i år. Men det er ikke de internasjonale gigantenes fortjeneste. Oljedirektorates grafer viser at selskapene som dominerte norsk sokkel fram til 2005 mer eller mindre har gitt opp oljejakten i Norge de siste fem årene. Gruppen «store utenlandske selskaper», som består av BP, ConocoPhillips, Eni, ExxonMobil, Shell og Total, scorer lavest på både antall brønner, leteinvesteringer og påviste ressurser i perioden. – Disse selskapene er fortsatt viktige for norsk sokkel, men grafene viser samtidig at det var nødvendig at vi fikk inn nye oljeselskaper på norsk sokkel som følge av skatteendringer og innføring av årlige tildelinger på 2000-tallet, sier letedirektør Sissel Eriksen i Oljedirektoratet. – Er det ikke et paradoks og et problem at selskapene med mest penger leter minst? – Jeg nøyer meg med å si at dette viser viktigheten av å få inn nye aktører og et større spenn av selskaper på norsk sokkel.   Investering i leting siden 2000 fordelt på selskapstyper. Akkumulert ressurstilvekst i perioden 2010 til 2015 fordelt på selskapstyper. Funn som per i dag ikke antas å bli bygd ut, er ikke inkludert Kilde / grafer: Oljedirektoratet    

Oljedirektoratet oppjusterer sine anslag for uoppdagede ressurser i Barentshavet. Ressursestimatet økes med 125 millioner Sm3 o.e, tilsvarende 786 millioner fat. De totale uoppdagede ressursene er estimert til 2 920 millioner Sm3 o.e. Om lag halvparten av dette ligger i Barentshavet. Det oppdaterte estimatet er om lag det samme som forrige estimat i 2013. – Oppdatering av estimatet for uoppdagede ressurser bekrefter at de totale gjenværende ressursene gir grunnlag for olje- og gassproduksjon i mange tiår framover, heter det i en pressmelding. De uoppdagede ressursene er estimert til å være mellom 1.350 i et lavt anslag og 5.490 millioner Sm3 o.e. i øvre anslag. Estimatet omfatter hele norsk sokkel med unntak av området i Barentshavet nordøst. – Estimatene for de uoppdagede ressursene er svært usikre. Dette reflekteres i forskjellen mellom det høye og det lave estimatet. Usikkerheten er størst i områder med lite informasjon og kort letehistorie som i store deler av Barentshavet. I Nordsjøen, og i den godt utforskede delen av Norskehavet, er usikkerheten betydelig mindre. Utvinnbare uoppdagede ressurser for hvert havområde fordelt på væske og gass. Forventningsverdiene er angitt i figurene Utvinnbare uoppdagede ressurser totalt og for hvert havområde. Forventningsverdiene er angitt i figurene – Det kreves fortsatt høy leteaktivitet for at de uoppdagede ressursene skal bidra til å opprettholde produksjonen fra om lag 2025 og skape verdier for næringen og for samfunnet i et langsiktig perspektiv.

Det norske planlegger å bore letebrønnen Rovarkula sentralt i Nordsjøen med Jack Up-en Maersk Interceptor. Brønnen ligger omtrent 19 kilometer nord for Ivar Aasen og 15 kilometer sørvest for Balder. Vanndypet er om lag 117 meter. Borestart er planlagt tidligst 1. juli 2016. Dersom det blir gjort funn av hydrokarboner vil det bli tatt kjerneprøver, boret inntil to sidesteg og gjennomført en formasjonstest. Prospektet ligger i lisens 626, som har Det norske som operatør. Andre eiere er Tullow Oil, Fortis Petroleum og MOL Norge.

Lisenser for oljeleting står ikke særlig høyt i kurs for tiden. Trond Mohn og Lars Moldestad er blant dem som kjøper billig når andre nå selger seg ut. Gjennom selskapet M Vest har de to partnerne skaffet seg sju lisenser hittil. Den billigste ga de bare én krone for, skriver Bergens Tidende. Mer om kjøp og salg av oljelisenser i denne podcasten: – Om det er mulig, ønsker vi å skape et bidrag til Olje-Bergen, sier Lars Moldestad om investeringene de to har gjort den siste tiden. Han mener det er riktig å gå inn i et marked mange nå vil ut av. – Rundt år 2000 var oljeprisen bare en firedel av det den er nå. Får vi kontroll på kostnadene, er olje-?og gassektoren levedyktig i flere tiår fremover, mener han. Moldestad sier mange av dem som nå selger lisenser, og i noen tilfeller gir dem bort, har inngått avtaler den gangen et fat olje kostet over 100 dollar. Med fallende priser må de prioritere hardere. Moldestad kontrollerer 20 prosent av M Vest. De øvrige 80 står Trond Mohn for.

Mindre og eldre felt er viktige årsaker til at britisk sokkel er tre ganger dyrere per fat. Kostnadene ved å produsere olje og gass varierer betydelig mellom ulike land. Tall Sysla har fått fra analysebyrået Rystad Energy viser gjennomsnittskostnaden ved å produsere et fat oljeekvivalenter i verdens 25 største olje- og gassprodusenter: – Dette er driftskostnadene på felt som er i produksjon i dag. Tallene omfatter altså ikke kostnader relatert til modifikasjoner, boring av nye brønner og feltutbygginger, forklarer analytiker Tore Guldbrandsøy i Rystad Energy. Han mener det er spesielt interessant å se at kostnadene  på britisk sokkel er tre ganger større enn på norsk sokkel. – Det kommer blant annet av at britene har modnere og flere mindre felt som resulterer i mange plattformer. I tillegg har de ikke prioritert vedlikehold like høyt som Norge, og dette gir færre dager med produksjon per år. Følgelig blir effektiviteten lavere og kostnad per enhet høyere enn på norsk sokkel, sier Guldbrandsøy.