Håper på stabil produksjon mot 2030: – Kommer til å etterspørre i mange tiår

Irpa-feltet til 15 milliarder skal sikre mer gass til Europa fra 2026. Olje- og energiminister Terje Aasland håper at nye prosjekter kan bidra til å opprettholde produksjonen frem mot 2030. – Det er målet vårt, sier Aasland.

Det var en fornøyd statsråd som tirsdag tok mot Equinor og partnerne Petoro, Wintershall Dea og Shell på sitt kontor tirsdag.

Selskapene leverte utbyggingsplanen for gassfeltet Irpa i Norskehavet, som tidligere het Asterix. Feltet til 14,8 milliarder kroner skal kobles opp mot Aasta Hansteen-feltet.

Aasland er fornøyd med at det kommer nye volumer inn på sokkelen i en periode hvor gassproduksjonen er ventet å avta.

DNV la tirsdag frem rapporten Energy Transition Norway, hvor selskapet anslår at den samlede norske olje- og gassproduksjonen vil falle fra 2025.

– Er det noe Europa kommer til å etterspørre i mange tiår fremover, så er det nettopp gass fra en stabil, trygg leverandør. Dette er også viktig i innfasingen av mer fornybar energi i kraftsystemet i Europa totalt sett, sier Terje Aasland til E24.

PS! Irpa er en mytisk kvinneskikkelse i islandske sagaer, ifølge Store norske leksikon.

Håper å bremse fall mot 2030

På et pressemøte tirsdag sa Aasland at han kanskje blir den olje- og energiministeren som mottar flest utbyggingsplaner (PUD).

Det er ventet en rekke PUD-er før nyttår, som er fristen for å bli omfattet av de gunstige midlertidige skattereglene som Stortinget vedtok etter coronakrisen i 2020.

– Det kommer mange planer, men det er ventet et fall i produksjonen etter 2025, og det er der fortsatt?

– Ja, det er jo det. Og jeg håper de prosjektene vi får inn er nok til å bidra til at vi kan opprettholde produksjonsvolumet frem mot 2030. Det er målet vårt, sier Aasland.

– Men for å lykkes med det trenger vi denne type prosjekter, som er godt gjennomarbeidet og utnytter etablert infrastruktur og tar ut de ressursene som er der, legger han til.

Mange av de største funnene på sokkelen ble gjort tidlig i oljehistorien, og størrelsen på funnene har generelt avtatt. Samtidig har antallet felt økt. Rundt år 2000 var det om lag 35 felt på sokkelen, og produksjonen toppet seg i 2004. Ved årsskiftet 2021–2022 var det 94 felt i produksjon på norsk sokkel, ifølge Oljedirektoratet.

– Vil gi påfyll

Geir Tungesvik er Equinors konserndirektør for prosjekter, boring og anskaffelser. Han er fornøyd med at Irpa-feltet skal bidra med gass til Europa fra 2026 til 2039.

– Det viser at vi ivaretar vårt ansvar som stabil og trygg gassleverandør til Europa, og knytter opp nye felt når det lar seg gjøre, sier Tungesvik til E24.

– Produksjonen på sokkelen er ifølge DNV ventet å falle etter 2025, er det håp om å bremse det fallet?

– Dette er ventet å starte opp i 2026. Dette vil gi påfyll til det fallet som eventuelt kommer senere. Det er et bra bidrag til å forlenge levetiden på Aasta Hansteen med hele syv år, som blir viktig, og ikke minst skaffe mer gass til Europa, sier Tungesvik.

– Aktiviteten og produksjonen kommer til å gå ned, er det behov for disse nye funnene?

– Jeg tror det er veldig viktig, og jeg tror historien har vist at vi trenger en balanse mellom olje- og gassproduksjon, fornybar og lavkarbonløsninger. Det er den balansen vi hele tiden prøver å oppnå, sier Tungesvik.

– Veldig uenig

– Det er partier som mener at de 15 milliarder kronene i investeringer vi får gjennom dette feltet heller burde vært brukt til det grønne skiftet. Hva vil du si til dem?

– Jeg er veldig uenig. Dette er ressurser som kan være med på å legge et grunnlag for det grønne skiftet. Vi trenger energistabilitet og energisikkerhet, sier Aasland.

Han peker på at Europa skal bygge ut mye fornybar energi som sol- og vindkraft fremover, og at det er behov for å balansere varierende fornybar energi med stabil kraft som gasskraft. I tillegg er mye europeisk industri avhengig av gass som innsatsfaktor, og de har slitt det siste året fordi kutt i russiske gassleveranser har sendt gassprisene i været.

– Vi ser hvordan europeisk industri sliter om dagen og stenger ned aktivitet, som har stor betydning for norsk industri. Det er viktig at vi har nok energi, og så skal vi selvfølgelig både dekarbonisere og sørge for investeringer i fornybarsektoren så raskt som overhodet mulig, sier Aasland.

– Men grunnlaget ligger i energistabiliteten og forutsigbarheten, det er da man kan tenke langsiktig og planlegge også for den fornybare fremtiden, legger statsråden til.

– Ser en økning i kostnadene

Equinor utsatte nylig Wisting-utbyggingen til frem mot 2026. Dette er ett av de største prosjektene hvor det var ventet utbyggingsplan i høst, men selskapet vil gå en ny runde for å redusere kostnadene. Prislappen for Wisting regnes til 104 milliarder kroner.

Selskapet skyldte utsettelsen på økende kostnader i leverandørindustrien.

– Vil høyere kostnader påvirke også andre utbygginger?

– Vi ser en økning i kostnadene på samtlige prosjekter. Men det at vi har brukt veldig mye tid på å standardisere og velge kjente løsninger for industrien, det får vi nå betalt for, sier Tungesvik.

– Kan flere prosjekter enn Wisting bli utsatt?

– Foreløpig kjører vi på med alle prosjekter og modner dem frem til beslutningstidspunktet, sier konserndirektøren.

– Det er mye motstand mot leting, men jeg regner med at du ønsker å fortsette med letingen?

– Vi har moden infrastruktur og plattformer som det er investert mye penger i på norsk sokkel, og det ønsker vi å utnytte. Så vi gjør veldig mye leting nær eksisterende infrastruktur, så vi kan utnytte det som enda eksisterer på norsk sokkel, sier Tungesvik.

– En lønnsom utbygging

– Hvor lønnsom er Irpa-utbyggingen sammenlignet med andre på sokkelen?

– Dette er en lønnsom utbygging. Det at Europa trenger gass, og at gassprisen ifølge prognosene kommer til å vedvare, gjør dette til et enda mer robust prosjekt. Men det er et robust prosjekt utenom det også, sier Tungesvik.

Felt som kan bygges ut nær eksisterende infrastruktur krever normalt mindre arbeid enn større utbygginger med egne plattformer. Men også på disse øker kostnadene, påpeker Tungesvik.

– Alle disse subsea tieback-prosjektene har en prisøkning slik verden er i dag. Men det er mindre gjenværende risiko i disse prosjektene. Det er mer stabile og tradisjonelle løsninger, og det er lettere å håndtere enn på større enkeltprosjekter (standalone) der dette kanskje får en større effekt, sier han.