Motstanderne av olje- og gassvirksomhet i Barentshavet har tunge tiår i vente. Regjeringens planer for utviklingen av det nordligste havområdet ser nemlig ut til å bli både omfattende og tidkrevende.
Et eksempel kan vi se gjennom regjeringens nylige forslag til blokker i den 24. konsesjonsrunden. Her er det i all hovedsak blokker i Barentshavet som foreslås.
Lisensene som kommer herfra vil kunne ta svært lang tid å modne frem til kommersielle, produserende prosjekter.
Til midten av 2080-tallet?
Hvis man tar et relativt konservativt fremtidsbilde ut fra 24. konsesjonsrunde, kan man se følgende:
Fra forslagene blir gjort offentlig vil det typisk ta om lag to år til tildeling av lisenser.
Sammen med tildelingen av lisensene forplikter oljeselskapene seg til forskjellige arbeidsoppgaver. Blant disse oppgavene inkluderes enten direkte eller indirekte boring av letebrønner, dersom man velger å gå videre med lisensen. Det vil gjerne ta mellom to og fem år til boringen av de forpliktede brønnene er gjennomført. Da vil man også vite om det er gjort drivverdige funn, og om man skal gå videre med en eventuell utbygging.
Fra et eventuelt funn kan det variere kraftig på hvor lang tid det vil ta før en utbyggingsplan (PUD) er levert inn. I snitt har det tatt rett i overkant av 10 år fra funn til PUD på de siste 17 utbyggingene av flytende produksjon. Dette inkluderer såkalte uteliggere, som Balder og Ringhorne. Det inkluderer også forsinkelser i prosjektene, samt funn som har modnet lenge. Med andre ord: Det vil variere svært mye fra prosjekt til prosjekt, og det er mulig å regne alt fra tre til over ti år på denne prosessen.
Fra PUD til produksjonsstart har det i snitt tatt 3,5 år, inkludert forsinkelser.
I verste fall har vi dermed kommet til midten av 2030-tallet før produksjonen har startet. Om det gjøres gigantfunn med produksjonshorisont som Johan Sverdrup, nærmer vi oss år 2085 før feltet blir avviklet. Dette er dog med konservative anslag.
Både boring av letebrønner, og modning frem til PUD, samt utbygging kan gå betydelig raskere. Poenget er uansett illustrerende: Ting tar tid. Det har historien i Barentshavet vist oss til nå.
Dessuten: Den fossile fremtiden er usikker, særlig hva gjelder transport. Og hvis man i parallell med utviklingen i Barentshavet ser på utviklingen av lavutslippsbiler kan det bli et interessant scenario i lys av hva slags marked det er for olje til transport når funnene fra 23. og 24. konsesjonsrunde har blitt produserende felt.
I søylen under ser man for eksempel hvor mange tusen fat olje som har blitt erstattet hver dag de siste årene på grunn av elbiler og hybridbiler.
Hammerfest: Den guloransje gassflammen fra Melkøya-anlegget i Hammerfest strekker seg mot den svarte himmelen. På det høyeste kan flammen bli nærmere 100 meter høy, avhengig av trykket på gassen som slippes inn i anlegget.
Gassen på Snøhvit hentes opp fra 350 meters dyp, og fraktes i en 140 kilometer lang rørledning inn til land.
Det var dette som skulle bli starten på petroleumseventyret utenfor Finnmark. Gjennom en rekke letebrønner på 80-tallet – deriblant Askeladd, Albatross og Snøhvit – ble det påvist både olje og gass i Snøhvit-feltet. Oljen ligger fortsatt uprodusert og ulønnsom i bakken. Men som gassfelt er Snøhvit blant de fem-seks største på sokkelen.
LNG-fabrikken på Melkøya har gjort mye for Hammerfest-samfunnet. Men i starten var prosjektet trøblete og gikk på store kostnadssprekker. Foto: Anders J. Steensen
Fra første letebrønn i Barentshavet i 1980 tok det 22 år før utbyggingsplanene ble godkjent av Stortinget. Men prosjektet ble ikke godt tatt imot av miljøbevegelsen. Natur og Ungdom-aktivister ble i 2002 arrestert etter aksjoner mot anleggsarbeidet.
Dessuten gikk Snøhvit på store kostnadsoverskridelser. I 2005 ble det meldt om en sprekk på 19 milliarder kroner. Det ble lett etter syndebukker.
Klokka ti over to på natten 21. august 2007 – 23 år etter funn – ble fakkelen tent.
Den første produksjonen i Barentshavet hadde startet.
Oljevirksomhet i Barentshavet er på ingen måte noe nytt. Det har gått 33 år siden Snøhvit-funnet og snart 37 år siden startskuddet gikk for leting. Like fullt fortsetter dette nordlige havområdet å være kontroversielt. Kanskje er det enda mer kontroversielt nå enn noen gang tidligere, spesielt i oppfølgingen av den ambisiøse Paris-avtalen Norge har ratifisert.
Samtidig er det altså her store deler av de gjenværende oljeressursene befinner seg, ifølge Oljedirektoratet. Omtrent halvparten av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel ligger i dette kjølige dypet.
En rekke funn har blitt gjort siden Snøhvit. Men kun ett – Goliat – har med mye bråk på veien kommet seg i produksjon.
Feltet skulle egentlig ha startet opp i 2013, men ble utsatt gang på gang og kom først i produksjon i 2016. Minst 16 milliarder kroner dyrere, med flere liv på samvittigheten, og en mildt sagt ustabil produksjon.
Goliat-plattformen er det første oljefeltet som produserer i Barentshavet. Det har vært en lang og problemfylt vei. Foto: Eirik Helland Urke
– Ja, Goliat har blitt forsinket og møtt på store utfordringer. Det har norsk oljehistorie sett tidligere. Norsk oljehistorie har også vist at det har vært verdt det, uttalte Enis kommunikasjonsdirektør Andreas Wulff til Teknisk Ukeblad i fjor.
Det kan godt være at Wulff har rett og at Goliat vil fremstå som et suksessprosjekt. Det er foreløpig lite som tyder på at det vil skje med det første.
Samtidig er det viktig å påpeke at historien om Snøhvit ikke forble en skandale til evig tid. I dag er Snøhvit ett av Statoils mest lønnsomme felt. Om lag 300 Statoil-ansatte jobber på anlegget. I tillegg er rundt 150 ansatte sysselsatt gjennom kontraktører.
Til sammen har det gått om lag 700 skip med LNG til alle verdenshjørner fra anlegget i Finnmark, ifølge Statoil.
– Dette er i snitt 70 båter i året. Hver skipslast tilsvarer energi tilsvarende produksjonen fra ett Alta-kraftverk i ett år. Vi har beregnet markedsverdien på LNG-en til over 100 milliarder kroner, sier Morten Eek, pressetalsmann i Statoil.
Men Statoil har støtt på andre utfordringer i Barentshavet. Castberg-feltet har vært en berg og dalbane: Fra feiring av fremtidig ilandføring, til utsettelser og kritikk, og tilbake til en ekstrem kostnadsbarbering fra om lag 100 milliarder kroner til nærmere 50 milliarder. På veien forsvant ilandføringen og en god porsjon av den lokale entusiasmen.
En god del andre spennende ting har også skjedd i Barentshavet, som foreløpig ikke har blitt til produksjon. Oljeselskapet Lundin har gjort store funn i både Alta og Gohta, samt at OMV har gjort Wisting-funnet lenger nord.
Samtidig har det vært et stemningsskifte i Barentshavet – også fra oljeindustrien. Giganter som Shell har trukket seg fra havområdet.
Heller ikke ConocoPhillips, Total eller Goliat-operatør Eni ønsket å være med på den Barents-fokuserte 23. konsesjonsrunden.
På miljøfronten går det dessuten mot rettsak mellom Greenpeace og Natur og Ungdom på den ene siden, og staten på den andre siden, knyttet til den kontroversielle konsesjonsrunden.
Miljøbevegelsen mener at 23. runde bryter med grunnlovens §112, der det blant annet heter at «enhver har rett til et miljø som sikrer helse, og til en natur der produksjonsevne og mangfold bevares. Naturens ressurser skal disponeres ut fra en langsiktig og allsidig betraktning som ivaretar denne rett også for etterslekten.»
Et sentralt spørsmål å stille seg er: Hva nå? Hvor går veien videre i Barentshavet? Det korte svaret er: Nordover. Det kan bli en trøblete vei. Og den kommer til å vare i mange tiår.
Påstanden kan begrunnes ut fra minst tre ting:
Den allerede omtalte 23. konsesjonsrunde beveget seg tydeligere inn i farvann som flere enn miljøbevegelsen synes er ugreit. Tre av blokkene er plassert nord for 74. breddegrad. Kommersiell aktivitet her vil kunne få andre stater – særlig Storbritannia og Russland – til å reagere. Det er nemlig ikke alle som tolker Svalbardtraktaten på samme måte som Norge.
Regjeringens forslag til blokker i 24. konsesjonsrunde tyder på ny rekord for kommende tildelinger i Barentshavet. Her beveger man seg tydelig nærmere Bjørnøya.
Inkludering av Barentshavet nord i det norske ressursregnskapet. Ifølge bransjeavisen Upstream kommer Olje- og energiminister Terje Søviknes i april til å jekke opp ressursestimatene på norsk sokkel betraktelig. Bakgrunnen er Oljedirektoratets innsamling av data i det nordlige Barentshavet, som strekker seg helt inn i Svalbardsokkelen. Her kan samme problemstillinger som i punkt 1 dukke opp.
Oljedirektoratet har samlet inn seismikk i Barentshavet Nord og Barentshavet Nordøst. Innsamlingen går helt til den russiske grensen, samt så langt nord som til 81. breddegrad. Svalbardsokkelen kan i denne forbindelse bli problematisk ved en eventuell kommersiell åpning. Foto: Oljedirektoratet
Forsker ved Fridtjof Nansens Institutt, Arild Moe, sier til Teknisk Ukeblad at temaet om Svalbardsokkelen, inkludering av ressurser fra Barentshavet nord og eventuelle internasjonale protester skal bli spennende å følge.
Han forklarer at i utgangspunktet er denne kartleggingen av ressurser på norsk sokkel helt normal.
– Men problemstillingen dukker opp dersom man setter i gang kommersiell virksomhet i området rundt Svalbard – det vi gjerne kaller Svalbardsokkelen, sier Moe.
– Det er det nok en del stater som vil protestere på, og enkelte vil mene at det her er Svalbardtraktaten som gjelder, og ikke havretten.
Moe understreker at det ikke er noen uenighet om at sokkelen i nord er underlagt norsk jurisdiksjon.
– Akkurat det er veldig viktig å gjenta, for det er ikke det som er spørsmålet. Spørsmålet er hva som er grunnlaget for jurisdiksjonsutøvelsen. Er det Svalbardtraktaten eller er det Havretten som gir kyststaten ubegrensede ressursrettigheter? Det er der saken står, sier han.
Moe sier videre at det ikke er noen stater som har noe å si på at Norge kartlegger sokkelen.
– Det er det ingen stater som har noe imot. Innsigelsen vil først oppstå den dagen det settes i gang virksomhet som noen vil hevde ikke er i tråd med Svalbardtraktaten.
– Dessuten: Dersom det nå blir et inntrykk av at det er veldig store muligheter for petroleumsforekomster, så vil dette tiltrekke seg oppmerksomhet og posisjonering fra andre nasjoner, sier han.
Forskeren peker på at det foreløpig ikke er så mange som eksplisitt har uttalt seg mot det norske synet. Samtidig henger det sammen med at det har vært en klar usikkerhet knyttet til hva slags verdier det faktisk er i denne delen av Barentshavet.
– USA har reservert seg og har ikke sagt det ene eller det andre. Når man får et mer konkret inntrykk av mulighetene så vil flere antakelig posisjonere seg.
Vil lyse ut rekordmange blokker i 24. konsesjonsrunde: – Et frontalangrep
Oljepris. Klimarisiko. Infrastruktur
Så hva er utsiktene for aktiviteten i Barentshavet? Det er et spørsmål med mange svar, og svarene handler om alt fra seismikk til leteboring, utvikling av eksisterende og kommende felt.
Først av alt vil både Johan Castberg, Alta/Gohta og Wisting bli bygget ut. Hvor mange år det vil ta før feltene kommer i produksjon er foreløpig ikke spikret. Men at Castberg kommer til å bli en flytende løsning er hevet over enhver tvil.
Her er blokkene (rosa) som myndighetene foreslår å åpne for leting i 24. konsesjonsrunde. De grå feltene er allerede åpnet. Foto: Olje- og energidepartementet
Det som kanskje er enda mer interessant er hva man kan forvente av prospektene fra både 23. og 24 konsesjonsrunde. Konkrete kommersielle resultater herfra kan som nevnt komme til å ta lang tid.
Da lisensene fra 23. runde ble tildelt, fulgte det med et fastsatt arbeidsprogram for hver av lisensene. Her forplikter selskapene seg til å gjøre forskjellige undersøkelser, eksempelvis reprosessering av seismikk, drill-or-drop-beslutning, og til slutt eventuelt boring av brønner.
I lisens 859 har Statoil og partnerne forpliktet seg til å bore tre letebrønner. Dette skal være fullført i løpet av fem år. Det vil si i 2021.
Om man legger det konservative snittet til grunn med 10 år for utbygging av en flytende produksjonsløsning, er vi i 2031. Med ytterligere 3,5 år fra PUD til produksjonsstart er vi i midten av 2030-tallet før produksjonen i det hele tatt har startet.
Mest sannsynlig vil det ikke ta så lang tid som dette. Samtidig er det viktig at man ikke glemmer poenget: På snart 40 år er det altså kommet to utbygginger på plass. Infrastrukturen er skral. Oljeprisen er – som alltid – usikker. Og klimarisikoen for de neste tiårene må regnes inn.
Det vil si at uansett om man tar utgangspunkt i de minst eller mest konservative anslagene for utviklingen av oljefunnene fra 23. og 24. konsesjonsrunde, vil det være duket for en fortsatt langvarig kamp om oljen i nord.
Med en miljølobby og en oljelobby som på ingen måte nærmer seg hverandre, med en kommende klimarettssak om olje og gass i nordområdene, samt nye områder nærmere både Bjørnøya og Svalbard kan det bli noen lange, kalde år man nå går i møte.
.png){kind=logo}
