Oljedirektoratet (OD) mener det meste av de gjenværende ressursene («yet to find») på norsk sokkel finnes i Barentshavet. Derfor skriver OD i sin siste ressursrapport (Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 2018) at «nye funn i Barentshavet blir stadig viktigere etter hvert som produksjonen i sør begynner å falle fra rundt 2025», samt at «mulighetene for at å gjøre større funn er størst i lite utforskede områder».
Denne «sannheten» om mulighetene i nord har blitt en gjenganger i media, og derfor er det naturlig å tro at oljeselskapene satser målrettet i dette store området.
Men i den 24. konsesjonsrunden var det kun 9 selskaper som fikk tildelt areal i Barentshavet (basert på 11 søknader), og bare 8 hvis vi tar med at DEA og Wintershall slår seg sammen til ett selskap. Trekker vi også fra Petoro (den norske stat), er vi nede i 7.
Det hører også med til historien at 2 av lisensene er et bitte lite tilleggsareal (rundt funnet Wisting, med Idemitsu og OMV), og disse fikk ikke tildelt annet areal (om de søkte, vites ikke). Altså er det kun følgende 5 selskaper som har vært pågående i 24. runde: Equinor, Aker BP, Lundin, Wintershall/DEA og Spirit Energy.
Listen over tildelte lisenser viser altså at ingen av de multinasjonale selskapene viste interesse for Barentshavet i denne runden. Det vitner ikke om at verdens oljeindustri er overveldende entusiastisk med hensyn på mulighetene i norsk del av Arktis. Eller er det andre forhold enn prospektivitet som er avgjørende?
Antall tildelte lisenser i 24. runde må sees opp mot interessen for TFO 2018. Olje- og energidepartementet mottok i september søknader fra til sammen 38 ulike selskaper. «Disse selskapene utgjør et bredt mangfold – fra de store internasjonale oljeselskapene til de mellomstore selskapene og de mindre leteselskapene,» skrive departementet i en kommentar. Blant søkerne finner vi ConocoPhillips, Eni og Total. Ingen av dem søkte i Barentshavet. Senere har også Chevron trukket seg ut av Korpfjell-lisensen hvor Equinor gjorde et ikke-kommersielt gassfunn i fjor.
Interessen for Barentshavet står derfor i sterk kontrast mot interessen for de modne områdene i Nordsjøen og utenfor Midt-Norge.
På den nært forestående strategikonferansen den 14.-15. november i Stavanger («The 2nd Exploration Strategy Conference») vil «yet to find» i Barentshavet bli et gjennomgående tema. Oljedirektoratet vil få anledning til å forsvare sine tall, og gjennom 16 selskapspresentasjoner vil deltakerne få høre hvilke strategier og planer industrien har for å finne de «offisielt antatte» ressursene, både i Barentshavet og resten av norsk sokkel, herunder Vøringbassenget. Vedrørende Barentshavet vil 5 av selskapene som fikk lisens holde presentasjoner. I tillegg vil RN Nordic (Rosneft) presentere sine planer for Barentshavet. Rosneft sitter som kjent på store arealer på russisk side inntil den norske grensen.
Konferansedeltakerne vil også få presentert uavhengige, geologiske vurderinger av ressurspotensialet på norsk og britisk sokkel. Disse vil kunne settes opp mot det tallmaterialet som OD publiserer.
Samtidig skal det bli interessant å høre hvordan to av verdens større analyseselskaper (Wood Mackenzie og Westwood Global Energy Gropup) vurderer Norges posisjon opp mot de globale ressursene, og hvordan Norge kan hevde seg i den globale konkurransen om å tiltrekke oljeselskapenes investeringsbudsjetter.
Antall søknader i TFO 2018 viser tydelig at det fortsatt er stor interesse for å lete etter olje og gass. Pågående kampanjer rettet mot å nedgradere verdien av norsk sokkel som investeringsobjekt lykkes ikke. Dette blir også et tema på konferansen. I hvert sitt foredrag vil PWC og Sparebank 1 Markets vurdere verdien av å lete. Mens det i de siste årene har vært størst interesse for «merger and acquisitions» (M&A) er vi nå, med økte olje- og assetpriser, inne i en fase der leting igjen kan framstå som en god investering.
1 kommentar
Flere faktorer virker klart inn på leteiver og resultater i Barents:
1. Vi har vært gjennom en relativt lag periode med lave oljepriser. Dette virker alltid negativt på risikovilje og leting i områder der «ting ikke er rett frem». Dette er helt naturlig så lenge oljeprisen var lav/moderat og budsjett for 2017 var lagt i 2016. Det er i slike perioder alltid «mergers» og «sparekniv» – dette er klassisk.
2. Det er ikke åpenbart og bred konsensus om hvilke letemodeller som fortsatt kan gi store felt/større funn i Barentsområdet – selv om en del ble luftet igjen på FORCE møtet i Stavanger tidligere denne mnd.
3. En del større aktører kan rotere ut av sokkelen etter mer globale risikovurderinger og prioriteringsprinsipper – spesielt i perioder med lav oljepris og moderat til lav geopolitisk risiko. Slike kan også rotere inn, som det nevnes i artikkelen.
4. Pga manglede infrastruktur vil mange funn fortsatt være marginale. Dette bedres med økende utbygging.
5. POLITISK BAKTEPPE: Vi lever også i en tid der politiske partier og myndigheter knapt har industri-reisningspolitikk, og først og fremst vil fordele» det de åpenbart ser som en uendelig oljeformue – samtidig som svært mange politikere – nærmest daglig taler for en total utfasing av olje, erstattet med en «grønn industri» (som ingen har sett, eller vet hva er). Forestillinger som «togradersmål», som kan vise seg å være en løsning på et «ikke-eksisterende-problem», og tilsvarende tankegods, er i dag «hellige kyr» – hevet over kritikk fra de som vil stille spørsmål, og uaktet at det det innenfor paleobotanikken fortsatt er enighet om at det var varmere i nordeuropa i det postglasiale optimum – 3-4 grader varmere enn i dag.
Det er klart at slik massiv propaganda mot olje også kan virke inn på aktivitetsnivå og investeringslyst hos internasjonale aktører.
PÅ PLUSSIDEN:
På den positive siden er det klart at regionen har god suksessrate og meget lav brønntetthet.
Det kreves ett vår oppfatning 4 ulike letemodeller i regionen – muligens 5 – helt avhengig av hvor man er. Dette er muligens ennå ikke tilstrekkelig implementert i letemiljøer.
Enorme områder er nærmest «virgin ground» og om man regner inn paleozoiske kildebergarter i både perm, karbon og devon – som det er meget gode holdepunkter for, så vil disse petroleumssytemer klart kunne ha bidratt til også kommersielle fremtidige funn.
For devonserien er det mulig at karbonatbankene med Type II-S kerogen, som omdannes til olje c 800m grunnere enn vanlig Type II kerogen, kan gjøre regioner mer prospektive enn det man normalt antar. Det kreves altså også nytenkning/annerledestenkning.
I plattformområdene vil olje i feller ha et mye større oppbevaringspotensiale enn i kompresjonsområder eller i normal-forkastede områder.
Områdene omkring Lopphøyde vil fortsatt gi nye funn. Regionen mot russisk grense virker fortsatt lite utforsket mhp remigrert olje fra russisk side.
Selvsagt vil det også i de sørlige områder som Norskehavet og Nordsjøen bli gjort tallrike funn, både i proksimale områder, plattformområder og som in-fill discoveries» nær eksisterende infrastruktur. Denne trenden vil bare fortsette og kan i perioder som nå fortone seg mer attraktiv enn leting i Barents.
Likeledes er det fortsatt tidlige vedrørende forståelsen av olje fra Kritt versus gass i store strukturer på Midt-Norsk sokkel.