Tysk trio har inntatt Norskehavet: Investerer titalls milliarder på få år

Statoil, Lundin Norway og Aker BP får ofte mye av æren for at norsk olje- og gassproduksjon holder trykket oppe, men inntoget av en tysk trio har også sørget for investeringer på mange titalls milliarder på få år.

VARM VELKOMST: I mai i år dro (fra venstre) konserndirektør for leting og produksjon i Europa og Midtøsten, Martin Bachmann, i Wintershall, olje- og energiminister Terje Søviknes og konsernsjef Mario Mehren ut på Deepsea Stavanger for å ta Maria-feltet nærmere i skue.
  • Marius Lorentzen
Publisert: Publisert:

I 2004 skjedde det en liten revolusjon i norsk oljepolitikk som siden har satt betydelige fotavtrykk i historien.

Tiltakene som ble innført den gang har bidratt til at tre tyske olje- og industriselskaper rettet blikket mot Norge og satset.

Etter «ankomsten til landet» og med noen funn i ermet, var de tre selskapene klare for å ta steget videre. Siden 2015 har nemlig Wintershall, DEA og VNG satt i gang tre egenutbygginger som til sammen gir investeringer på 32 milliarder kroner:

  • I 2015 kom Wintershall med søknaden om å få bygge ut Maria-feltet til rundt 15 milliarder kroner. For få dager siden ble det annonsert at feltet nå er i produksjon, ett år før planen og tre milliarder billigere enn opprinnelig anslått.
  • Deretter overleverte DEA i oktober 2016 søknaden om å få bygge ut Dvalin-feltet til 10 milliarder, med produksjonsstart i 2020.
  • Til slutt kom søknaden fra VNG nå i desember om å bygge ut subsea-feltet Fenja (tidl. Pil & Bue) for 10 milliarder, med produksjonsstart i 2021.

Disse tre utbyggingene er langt ifra de eneste lisensene de tre selskapene er involvert i, så deres totale investeringer på norsk sokkel er langt over det disse tre feltene koster. Wintershall kom for eksempel inn og overtok operatørskapet på Vega-feltet i 2015 og er også operatør på Brage.

Egentlig bør man også ta med Statoils utbygging av Bauge-feltet til rundt fire milliarder hvis man skal se på tyskernes bidrag. For på Bauge er både DEA og VNG blant partnerne som er med på å dele regningen med Statoil og de andre.

I tillegg skal både Bauge og VNGs Fenja-utbygging kobles opp mot Statoils Njord A-plattform, og disse feltene bidrar til å forlenge levetiden for Njord med sine nye ressurser.

Levetidsforlengelsen av Njord A har bidratt til at Statoil har sendt plattformen inn til en massiv oppgradering og overhaling på Kværners verft på Stord. Den oppgraderingen er beregnet til å koste rundt 16 milliarder.

Regner man alle disse sammen spytter Statoil, de tre tyske selskapene og de andre partnerne inn over 52 milliarder i Norskehavet for tiden.

Til sammenligning er investeringsrammen for Statoils utbygging av det nye Johan Castberg-feltet i Barentshavet estimert til 49 milliarder. Statoils utbygging av Aasta Hansteen-feltet i tyskernes nabolag i Norskehavet er estimert til å koste 38 milliarder.

Les også

Nå har dekket til verdens største Spar-plattform ankommet Norge

En stortingsmelding fikk snøballen til å rulle

Selv om det er flere faktorer som har bidratt til at nye aktører kom inn på norsk sokkel, og at det ble gjort nye funn utover 2000-tallet, så peker de fleste E24 har snakket med i bransjen gjennom årene på Stortingsmelding nummer 38 (2003-2004).

Meldingen ble lagt frem av daværende olje- og energiminister Einar Steensnæs våren 2004. Kort fortalt innebar stortingsmeldingen to viktige faktorer.

For det første kom den med en dyster prognose for fremtiden på norsk sokkel (som senere har blitt gjort til skamme – se grafer lenger ned).

For det andre introduserte norske myndigheter en pakke av tiltak for å stimulere til økt aktivitet, både hos eksisterende selskap, men også for å få inn nye aktører:

  • Man innførte den såkalte leterefusjonsordningen, som hadde som mål å likebehandle oljeselskap med produksjon og nye selskap som ikke har egen produksjon.
  • Den årlige konsesjonsrunden (TFO) ble innført, som sørger for tildelinger i allerede åpnede områder jevnt og trutt hvert år
  • Man åpnet for at oljeselskaper kunne prekvalifisere seg som aktører på norsk sokkel
  • Barentshavet Sør ble gjenåpnet for helårsaktivitet, som igjen gjorde Goliat-feltet og andre utbygginger mulige

På toppen av dette dro norske oljemyndigheter på turné for å informere og prøve å få flere internasjonale aktører til å komme til Norge.

Det er etter denne reformen at selskaper som DEA, Wintershall og VNG kom inn på norsk sokkel, i tillegg til aktører som Lundin Petroleum og det som i dag har blitt til Aker BP.

Noen av selskapene som kom inn på 2000-tallet har siden forsvunnet igjen eller solgt seg ut, og Aker BP er blant dem som har kjøpt ut flere aktører. I tillegg har flere av de store internasjonale oljegigantene, som BP og ExxonMobil forlatt norsk sokkel, henholdsvis gjennom fusjonen med Akers Det norske og et salg til Point Resources.

Den langsiktige utviklingsbanen het denne prognosen fra Stortingsmelding nr. 38 (2003-2004). Fasiten skulle vise seg å bli langt mer positiv.

Når vi i dag vet fasiten, vet vi også at tiltakene som ble satt i gang virket. Selv om norsk oljeproduksjon er omtrent halvert siden 2000, så har den samlede produksjonen holdt seg relativt godt, og milevis over prognosene til norske myndigheter på starten av 2000-tallet.

Det har også etablert seg en rekke nye aktører som er med å drive utviklingen fremover.

Denne grafen fra Oljedirektoratet viser produksjonsutviklingen fra 1970 og frem til i dag, med prognoser frem til 2021:

GASSENS INNTOG: Oljeproduksjonen er markert i grønt, mens gassproduksjonen er markert i rødt. NGL- og kondensatproduksjonen er markert i henholdsvis gult og blått i midten.

Bransjetopper bekymret for tiden etter 2020

Selv om Norge og oljenæringen har klart å holde den samlede produksjonen på norsk sokkel relativ jevn siden 2000, er det ikke bare solskinn i horisonten. For skal produksjonen opprettholdes må det gjøres nye funn.

Rystad Energy kåret nylig 2017 som det mest begredelige leteåret for oljenæringen i manns minne. Selv om Norge kom på andre plass internasjonalt i tredje kvartal, må det mange funn til for å opprettholde produksjonen. Dette gjenspeiler seg også i investeringsprognosene til bransjen selv.

Norsk Olje og Gass presenterte nemlig tidligere i desember en prognose om at investeringene nå vil øke frem mot 2020, men at vi vil se et fall etter det. Bransjeforeningen peker blant annet på at det ikke er noen flere store utbygginger som ligger klare etter at Statoil har bygget ut Johan Castberg, Lundin har bygget ut Alta/Gohta og OMV har bygget ut Wisting.

Alle disse vil trolig stå klare før 2025, og etter det er det stopp, hvis ikke det gjøres nye, store funn. Dermed risikerer man å sitte igjen med mindre satellittutbygginger og prosjekter for økt utvinning på eksisterende felt.

Statoil-sjef Eldar Sætre har tidligere uttrykt den samme bekymringen.

Da Aker BP-sjef Karl Johnny Hersvik overleverte tre utbyggingssøknader til olje- og energiministeren den 15. desember understreket han hvor viktig det er at bransjen klarer å holde kostnadsnivået i sjakk, slik at man fortsatt vil klare å få lønnsomhet i utbygginger fremover:

– At norsk oljenæring står overfor en omstilling har vi visst en stund og det er ingen nyhet. Det som jeg tror er viktig er at vi som industri evner å levere kostnadseffektive prosjekter, med lav break-even (lønnsomhetspris, journ.anm.). Klarer vi det er jeg ganske overbevist om at det vil komme mange prosjekter, sa Hersvik til E24, og la til:

– Det som nok er riktig er at vi neppe får så mange flere store prosjekter hvis det ikke gjøres store funn, og da vil det bli mer små og mellomstore utbygginger.

Publisert:
Gå til e24.no

Her kan du lese mer om

  1. Oljebransjen
  2. Wintershall
  3. Norsk olje og gass
  4. Equinor
  5. Terje Søviknes

Flere artikler

  1. Nye utbyggingssøknader på norsk sokkel: Bygger ut Fenja og gjenoppliver Yme

  2. Vil investere 7,8 milliarder på Troll-feltet

  3. Aker BP bygger ut tre felt i slengen: Investerer over 15 milliarder

  4. Analysebyrå: Norsk sokkel på lønnsomhetstoppen

  5. Betalt innhold

    Halv milliard til Kværner for mer Njord-arbeid