– 2024 var et veldig godt år, smiler Koji Ochiai, adm.dir. i oljeselskapet INPEX Idemitsu Norge (IIN).
Ochiai beretter om selskapets leteaktiviteter på norsk sokkel, og i 2024 ble det gjort funn i samtlige av de fem letebrønnene IIN tok del i, hvorav tre ble erklært kommersielle: Cerisa nær Gjøa, Rhombi i Fram-området og Haydn/Monn sørvest for Aasta Hansteen i Norskehavet. De to øvrige funnene var gass nær Wisting i Barentshavet, der lisenspartnerne primært ønsker å påvise mer olje.
Direktøren er fornøyd med både volumene og kvaliteten på de kommersielle funnene, ikke minst fordi de kan kobles til eksisterende infrastruktur og således settes i drift relativt raskt.
Gassfunnet Haydn/Monn skiller seg ut som det største på sokkelen i 2024 med opptil 140 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (mmboe) i et relativt umodent område. Dette demonstrerer IINs risikovilje og evne til å oppnå suksess utenfor «etablerte trakter», samtidig som det støtter selskapets mål om å øke gassandelen i porteføljen.
Vil doble produksjonen
INPEX Idemitsu Norge er et resultat av sammenslåingen av INPEX Norge og Idemitsu Petroleum Norge i 2022 – to japanske selskaper med lang fartstid på norsk sokkel. Idemitsu Petroleum Norge ble etablert allerede i 1989.
Selskapet har i 2025 produsert rundt 23–24 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd), hovedsakelig fra felt i den nordlige delen av Nordsjøen som Snorre-området, Fram, Duva og Vega. Dette økte til cirka 27 000 boepd da oppkjøpet av Pandions andeler i Valhall og Hod ble fullført 31. oktober 2025. Fra og med da har IIN eierandeler i ti produserende felt og en omfattende lisensportefølje.
Uten utvikling av nye prosjekter ville produksjonen blitt halvert mot 2030 på grunn av naturlig nedgang i eksisterende felt. Men med pågående og kommende utbygginger, kan selskapet med dagens portefølje nå rundt 30-40 000 boepd innen 2035.
– Ambisjonen vår er imidlertid langt høyere. Vi sikter mot det dobbelte – 60 000 boepd, understreker Ochiai.
Målet skal nås gjennom en kombinasjon av videre leting, utvikling av funn og oppkjøp av produksjonsaktiva. Selskapets fremoverlente holdning gjør seg også til syne i fokuset på operatørskap: I forbindelse med Tildeling i forhåndstildelte områder i 2024 gikk IIN fra 1 til 3 egenopererte lisenser, og på sikt er målet å være operatør for ca. 30 prosent av lisensene selskapet tar del i, fra letefasen til produksjon.
Ser mer potensial i Agat og Vøring
Leting er en viktig del av IINs vekststrategi, og årlig skal selskapet bore tre til fem letebrønner, både med sikte på funn nær eksisterende infrastruktur og i mer umodne områder. Selv om 2024-resultatene ga fornyet selvtillit til leteteamet, har ikke 2025 stått til forventningene – ennå.
Hoffmann, prospektet i samme utvinningstillatelse som Haydn/Monn, var tørr. Niseformasjonen i øvre kritt inneholdt kun spor av gass. F-Sør-brønnen nord for Troll påtraff olje og gass, men volumene er begrenset (opptil 7 mmboe). Funnet ble imidlertid gjort i et område med godt utbygd infrastruktur, noe som åpner for en fremtidig utvikling.
IIN tar også del i letebrønnen Omega Sør, som skal bores øst for Snorre i Nordsjøen før årsslutt. Deretter, i første halvår 2026 skal prospektet Alpehumle bores. Denne letebrønnen retter seg mot Agatformasjonen av nedre kritt alder, som har vært vertskap for flere funn de seneste årene, inkludert Duva, Hamlet, Ofelia og Cerisa.
Ifølge Ochiai har selskapet identifisert flere prospekter i Agat innen sine lisenser, og Alpehumle blir altså den førstkommende som skal bores. Operatør Aker BP har oppgitt et betydelig potensial – opptil 180 mmboe.
Agatformasjonen er for øvrig oppkalt etter gass- og kondensatfunnet Agat fra 1980, beliggende i utvinningstillatelse 1217, som opereres av IIN.
Også Vøringbassenget er høyt prioritert. Selv om Hoffmann skuffet, mener Ochiai like fullt at Haydn-Monn demonstrerer potensialet i Nise- og Springarformasjonene. Nærhet til Aasta Hansteen gjør utvikling enklere dersom de lykkes, men direktøren påpeker at det har vært utfordrende å påvise gode prospekter nær den produserende plattformen, og IIN vil fokusere de videre leteaktivitetene noe lenger sør.
Med oppkjøpet av Vallhall, Hod og funnene Mistral og Slagugle, evaluerer også selskapet fremtidige letemuligheter rundt disse.
Et attraktivt prosjekt
Peon. Norsk Hydro overrasket hele oljemiljøet da det for 20 år siden påviste store mengder hydrokarboner i et usedvanlig grunt prospekt bare 330 meter under havbunnen. Like oppsiktsvekkende var det at funnet ble gjort i et reservoar bestående av kvartære sedimenter.
Gassforekomsten regnes som det største funnet i Nordsjøen som det ikke foreligger utbyggingsplaner for, med ca. 170 mmboe i utvinnbare ressurser. For INPEX Idemitsu Norge, som har en 13 prosent andel i funnet, kan en eventuell utbygging bety mye for selskapets fremtidige produksjonsprofil.
– Peon er et attraktivt prosjekt som potensielt kan knyttes opp til eksisterende infrastruktur, og sammen med operatør Equinor jobber vi med å modne frem konseptvalg. Vi har tro på en rask fremdrift mot en plan for utbygging og drift (PUD), og håper funnet kan settes i produksjon mellom 2030 og 2035, oppsummerer Ochiai.
IIN øyner imidlertid muligheten for å øke ressursene betydelig innen en PUD finner sted. I lisensen umiddelbart nord for Peon viser gassprospektet Bekkeblom potensial for å kunne være like stort som funnet i sør.
Denne lisensen er i en evalueringsfase, og en beslutning om eventuell boring skal tas i første kvartal 2027.
– Om det gjøres et funn i Bekkeblom, kan vi vurdere en felles utbygging.
Det er selvsagt mye som skal klaffe før vi ser en eventuell utbygging av Peon/Bekkeblom, men for IIN, som både har satt seg som mål å doble produksjonen, samt å øke gassandelen, vil dette være drømmescenariet.
Todelt strategi
De overnevnte målene er en del av selskapets strategi fra 2023 om 1) å sikre en stabil kontantstrøm fra selskapets olje- og gassproduksjon, som altså skal økes i årene som kommer og 2) ta steget mot «grønnere» drift og netto nullutslipp i 2050.
Den sistnevnte komponenten i strategien skal IIN løse på flere måter, deriblant gjennom elektrifisering av olje- og gassfelter, mer produksjon av fornybar energi, ta del i karbonlagringsprosjekter (CCS) og ved å øke den relative andelen av gass i produksjonsmiksen fra ca. 35 prosent i dag til 50 prosent i 2035.
INPEX Idemitsu Norge er partner i Hywind Tampen – verdens første flytende vindpark som leverer strøm til olje- og gassplattformer. Med 11 turbiner har den en kapasitet på 94,6 MW og dekker om lag 35 prosent av det årlige elektriske kraftbehovet på de fem plattformene Snorre A og B og Gullfaks A, B og C.
Sent i 2024 tok IIN også steget inn i sitt første CCS-prosjekt – Trudvang, gjennom kjøpet av Sval Energis eierandel. Trudvang ligger øst for Sleipner og kan i henhold til nåværende planer starte injeksjon av CO2 i 2029.
Med Vår Energi som operatør passerte prosjektet DG1 i 2025, med sikte på DG2 (plan for videre detaljering) i 2026.
– Det unike med Trudvang er at akviferen vi vil injisere i, allerede er bekreftet ved Sleipner, som har reinjisert CO2 siden 1996. Det finnes dermed omfattende data og injeksjonshistorikk å bygge videre på.
Ochiai bekrefter dermed at lisenspartnerne ikke vil behøve å bore en undersøkelsesbrønn ved Trudvang, noe som er både tids- og kostnadsbesparende. Ifølge direktøren kan Trudvang lagre minst 10 millioner tonn CO2 per år over en 20-årsperiode, men den potensielle kapasiteten kan være enda høyere.
Han understreker at den kanskje største utfordringen med dette prosjektet er at det dreier seg om å utvikle et nytt marked.
– Northern Lights, som er subsidiert av den norske staten, har skapt momentum, men dette er fortsatt et umodent marked. Å skaffe kunder (utslippere) som kan sende oss CO2, er noe vi må jobbe mye med fremover parallelt med teknisk modning av prosjektet.
Ochiai og hans selskap har ingen umiddelbare planer om å skaffe seg flere vindkraft- eller CCS-prosjekter. Nå handler det om å høste erfaring fra de eksisterende initiativene og se hvordan markedet utvikler seg.
Han understreker imidlertid kunnskapsdelingen med søsterselskapet i Storbritannia, som tar del i flere offshore vindkraftprosjekter, og INPEX-gruppen, som er involvert i flere CCS-prosjekter i Asia og Australia.
Mot nye høyder
Grønne ambisjoner til tross, INPEX Idemitsu Norge er først og fremst et lete- og produksjonsselskap med klare vekstambisjoner. Det er flere utbyggingsprosjekter som skal bidra til veksten, inkludert Fram Sør. Fellesutbyggingen i Fram-området omfatter blant annet funnene Echino Sør og Blasto, men trolig vil flere andre funn i dette prospektive området også kunne kobles til den nye infrastrukturen. Platåproduksjonen er estimert til 50 000 boepd, og IINs andel er 15 prosent.
Vi skal heller ikke glemme at selskapet har en ti prosent eierandel i Wisting – det store oljefunnet i Barentshavet som kan bli verdens nordligste oljefelt. Lisenspartnerne jobber mot en PUD sent i 2027. Andre IIN-prosjekter som modnes frem mot investeringsbeslutning inkluderer Grosbeak, Dugong og Kveikje.
Like fullt vil videre leting være avgjørende for at selskapet skal nå sine produksjonsmål, og letestrategien er klar:
– For oss er det viktig å holde et jevnt aktivitetsnivå med 3-5 letebrønner per år, minst frem mot 2030. Vi har mange nåværende prospekter, både nærfelt- og high impact-muligheter, og vil modne frem nye prospekter gjennom evalueringer og anskaffelse av nye lisenser.
Med rundt 80 ansatte har IIN en organisasjon som er rigget for videre vekst. Det er fortsatt leting og produksjon som er motoren, men ambisjonen om å ta del i en bredere energiverdikjede har blitt en tydelig del av kursen.
For INPEX Idemitsu Norge handler det nå om å levere på begge fronter – og finne de riktige mulighetene på en sokkel som fortsatt har mye å by på.