– Vi har praktisk talt aldri lett etter gass i Barentshavet. Alle letebrønner har hatt olje som mål, og alle funn av gass har vært tilfeldige, sa Dag Mustad, Asset Manager i Aker BP da han holdt foredrag under konferansen NCS Exploration – Recent Discoveries på Fornebu i mai.
Snøhvit er det eneste gassfeltet i drift i Barentshavet, men også oljefeltene Goliat, Johan Castberg og Wisting har tilstedeværelse av gass i reservoarene. Goliat er i drift, Johan Castberg skal etter planen starte utvinning i fjerde kvartal 2024, og Wisting kan bli den neste store utbyggingen. Partnerne bak det store oljefunnet jobber mot en investeringsbeslutning innen utgangen av 2026.
Med unntak av Snøhvit, regnes gassressursene som til nå har blitt påvist i Barentshavet som verdiløse. Årsaken er mangelen på eksportinfrastruktur. For der vi i Nordsjøen og Norskehavet har et utstrakt nettverk av gassrør (8 600 km!) som kobler feltene til Storbritannia og det europeiske fastlandet, finnes det i Barentshavet kun én rørledning. Den går fra Snøhvit til Hammerfest LNG-anlegg på Melkøya. Fra anlegget eksporteres gassen i flytende form via tankskip.
Det er ventet at gassen fra Snøhvit alene vil dekke LNG-anleggets kapasitet frem til 2040. Om Goliat-partnerne går videre med planene om en gassrørledning fra Goliatfeltet, kan kapasiteten forbli full ytterligere noen år.
Mustad forklarte at dagens begrensninger i gasskapasitet ikke bare bidrar til å gjøre eksisterende gassfunn til stranded assets – manglende infrastruktur avskrekker også selskapene fra å lete etter gass.
Dagens situasjon representerer dårlig ressursforvaltning all den tid Sokkeldirektoratet mener at halvparten av de uoppdagede gassressursene på norsk sokkel befinner seg nettopp i Barentshavet. Sokkeldirektoratet har gjentatte ganger mant til mer leting og utvikling i vår nordligste petroleumsprovins.
Skal lete etter gass fra 2025/2026
Den åpenbare løsningen på problemet er å øke eksportkapasiteten, og selv om dette har vært diskutert over flere år, har lite blitt gjort. Inntil nylig.
– I 2023 ble industrien utfordret av energiminister Terje Aasland til å begynne å lete etter gass, og også jobbe med å modne en løsning for økt eksportkapasitet, sa Mustad.
Dette var kanskje det nødvendige sparket bak som selskapene trengte. De hadde stått fast i en høna eller egget-situasjon. For samtidig som mer eksportkapasitet er nødvendig for å utvikle gassressursene i Barentshavet, må vi også finne mer gass før investeringene kan gjøres.
Løsningen vil bli å jobbe med utfordringene parallelt.
– For første gang skal vi begynne å lete etter gass, slo Mustad fast.
Aker BP-representanten kunne fortelle at de største aktørene i Barentshavet nå har gått sammen i et trilateralt samarbeid der målet er å påvise nye gassforekomster for å kunne forsvare potensielle fremtidige investeringer i økt eksportkapasitet. De tre selskapene er Equinor, Vår Energi og Aker BP.
Under TFO-runden (Tildeling i forhåndsdefinerte områder) i 2023 samarbeidet de tre selskapene om å sikre seg nye utvinningstillatelser i Barentshavet, og de sitter nå kollektivt på fire lisenser med utelukkende gassprospektivitet.
Mustad forventet at selskapene vil starte boringer på disse lisensene i 2025 eller 2026. Høsten 2023 meldte Vår Energi at de sammen med Equinor hadde sikret seg en borerigg som øremerkes boringer i Barentshavet i perioden 2024 – 2026. Avtalen inkluderte en opsjon for ytterligere tre år, slik at de i beste fall kan drive leteboringer frem til 2029 (geo365.no: «Øker tilstedeværelsen i Barentshavet»).
Krever tid – og letesuksess
Det er et ambisiøst mål selskapene har satt seg. For de må finne store gassressurser for å muliggjøre utbygging av transportinfrastruktur.
Mustad fremholdt også at avstand til infrastruktur er avgjørende for lønnsomhet – nye gassfunn bør gjøres i nærheten av utbygde felter eller kommende utbygginger («hubs»). Gassfunnet Lupa, gjort av Vår Energi og partner Aker BP i 2022, er et godt bidrag i så måte.
Forekomsten ble påvist på Finnmarksplattformen nær Goliat, og var det største funnet på norsk sokkel i 2022 med 9 – 21 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass, tilsvarende 57 – 132 millioner fat oljeekvivalenter.
Mustad kunne ikke gi et konkret tall på hvor mange og hvor store funn som må gjøres, men var tydelig på at dagens kjente gassressurser (ca. 70 milliarder Sm3 i betingede/ikke utbygde ressurser i funn/felter) langt ifra er tilstrekkelig.
Vi må altså finne flere «Lupaer» de kommende årene.
På spørsmål om hvor lang tid det tar fra et gassfunn kan settes i produksjon (med forbehold om tilstrekkelig kapasitet for eksport), mente Mustad at vi minimum må regne tre-fire år for avgrensning/detaljstudier og deretter ytterligere tre-fire år fra investeringsbeslutning til produksjonsstart.
Det nye trekløveret er også i dialog med den statlige gasstransportøren Gassco for å legge planer og premisser for å modne frem ny infrastruktur.
I 2023 la Gassco frem en rapport som undersøkte ulike alternativer for økt gasstransport fra Barentshavet. Konklusjonen var at en gassrørledning i kombinasjon med en mindre kapasitetsøkning på LNG-anlegget på Melkøya var den beste områdeløsningen med høyest samfunnsøkonomisk lønnsomhet. En eventuell gassrørledning er tenkt å være en forlengelse av Polarled som går mellom Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet vest for Sandnessjøen og Nyhamna utenfor Kristiansund.
Tydelig behov for norsk gass
Norsk gasseksport stod høyt på agendaen da politikere, næringsliv og forskningsmiljøer samlet seg under OG21-forum høsten 2023 (geo365.no: «Nå er det gass som gjelder»).
For i kjølvannet av Russlands invasjon av Ukraina har Norge tatt rollen som Europas største leverandør av gass, og vi dekker om lag 25 – 30 prosent av EU og Storbritannias etterspørsel.
Sokkeldirektoratet-direktør Torgeir Stordal minte oss om at gassen fra norsk sokkel er konkurransedyktig med lave utslipp og kostnader, samtidig som Norge regnes som en pålitelig leverandør med stabile rammebetingelser og en betydelig eksportinfrastruktur.
Han mente bestemt at det er plass til mer norsk gass i den europeiske energimiksen i årene som kommer fordi Europas egenproduksjon synker, samtidig som de i dag importerer mye gass i flytende form (LNG). LNG er dyrt og forbundet med høyere klimagassutslipp. Eventuell økt fremtidig norsk gasseksport kan fortrenge noe av denne gassen, med positivt utfall for både europeiske lommebøker og klimaet.
Stordal forventet at produksjonen ville ligge på 2022-nivået (ca. 120 milliarder standard kubikkmeter) for de neste fire-fem årene, og deretter avta. Avhengig av nivået av leting og utbyggingsaktivitet, kan produksjonen (av både olje og gass) på norsk sokkel falle raskt mellom 2030 og 2040.
Rystad Energy presenterte en studie om energisikkerhet som de hadde gjennomført i samarbeid med OG21. Rapporten bekreftet at norsk gass vil spille en viktig rolle gjennom energiomstillingen i Europa, og at det er rom for mer norsk gass blant Europas importvolumer.