Analytiker mener regnestykket bak flere av Equinors prosjekter har endret seg. Her er oversikten over planer for utbygging og drift Equinor planlegger å leverere inn før nyttår.
Oljeanalytiker Theodor Sveen Nilsen i Sparebank 1 Markets mener Wisting-utsettelsen er en del av et større bilde:
–Når de gunstige vilkårene ved nåværende skatteregime blir innstrammet, vil terskelen for nye prosjekter være høyere, sier Sveen-Nilsen til Ocean24.
Analytikeren mener også at andre prosjekter enn Wisting vil kunne falle i nåverdi.
–Andre prosjekter som for eksempel King, fra Vår Energi, vil også kunne falle litt i nåverdi, legger Sveen-Nilsen til.
Pressetalsperson for Equinor Gisle Ledel Johanessen skriver til Ocean24 at det vil bli levert inn flere planer for utbygging og drift, såkalte PUD-er, fra Equinor før nyttår.
Her er flere ulike prosjekter som ligger i Equinor-pipelinen:
Askeladd Vest
Equinor og partnerne Petoro, Total, Neptune og Wintershall Dea har besluttet å bygge ut Askeladd Vest som ligger i det sørlige Barentshavet. Investeringen er i underkant av 3,2 milliarder kroner. Utbyggingen av Askeladd Vest er en del av den fasede Snøhvit-utbyggingen og vil forlenge platåproduksjonen ved Hammerfest LNG-anlegg med hvertfall to år. Oppstart er planlagt første halvår 2024. Askeladd Vest skal opereres av Snøhvit-organisasjonen som er lokalisert i Hammerfest og Harstad. Havbunnsrammen på Askeladd Vest skal kobles til Askeladd-feltet gjennom en rørledning og en kontrollkabel. Avstanden fra subsea-feltet til produksjonsanlegget på Melkøya er 195 kilometer og den lengste som noen gang er bygget ut.
Breidablikk
PUD for Breidablikk-feltet i Nordsjøen er godkjent av norske myndigheter. Investeringen for feltet er om lag 18,6 milliarder kroner. Planlagt produksjonsoppstart for feltet er første halvår 2024. Equinor og partnerne Petoro, Vår Energi og ConocoPhillips Skandinavia, leverte utbyggingsplaner for området til myndighetene i september 2020. Forventet utvinning fra feltet er omtrent 200 millioner fat olje.
Breidablikk skal bygges ut med en havbunnsløsning som består av 23 oljeproduserende brønner fra fire havbunnsrammer. Feltet vil bli koblet opp mot Grane-plattformen for prosessering før oljen skal ilandføres til Sture-terminalen. Produksjonen skal overvåkes med digitale verktøy fra Equinors operasjonssenter på Sandsli og vil sikre høy verdiskaping fra brønnene.
Halten Øst
Rettighetshaverne Equinor, Vår Energi, Spirit Energy og Petoro har besluttet å investere om lag ni milliarder kroner for å bygge ut flere mindre funn i Åsgard-området i Norskehavet. Halten Øst er en fellesbetegnelse på flere mindre funn og prospekter som hver for seg slet med å finne økonomisk gode utbyggingsalternativer. I 2020 ble derfor rettighetshaverne i fire konsesjoner enige om å samordne en utbygging av området.
Halten Øst innebærer utbygging av i alt seks gass- og kondensatfunn, samt muligheter for utvikling av ytterligere tre prospekter. Produksjonen er planlagt å starte i 2025. PUD for prosjektet ble levert inn 25.mai i år, hvor de utvinnbare reservene er beregnet til om lag 100 millioner fat oljeekvivalenter, hvor om lag 60 prosent er gass som skal sendes til Europa.
Gina Krog
30. juni startet Equinor produksjonen på olje- og gassfeltet Gina Krog i Nordsjøen. Plattformen er knyttet opp til Sleipner A og bruker både prosesskapasitet på plattformen og eksisterende rørledninger for å sende gassen videre til markedet i Europa. Oljen fra feltet blir transportert via et lagerskip som skal ligge på feltet. Gina Krog er et globalt prosjekt med store norske leveranser. For eksempel er boligkvarteret bygget på Stord, mer enn halvparten av utstyrspakkene kommer fra Norge og alle bore- og brønntjenester utføres av norske leverandører.
Cape Vulture
Feltet ligger 200 km vest for Sandnessjøen, utenfor kysten av Nordland, og 7 km fra Norne-feltet. Funnbrønnen påtraff olje og gass i to soner av reservoaret i Nedre kritt i Lange-formasjonen. Den etablerte tilstedeværelsen av petroleumsreserver på Nordlandsryggen i Nordsjøen. Cape Vulture anslås å inneholde mellom 50 og 70 millioner fat utvinnbar olje.
Cape Vulture-oljefeltet er for tiden i en tidlig fase av utbyggingsplanleggingen og er ment å bygges ut gjennom Norne-fartøyet for flytende, produksjon, lagring og lossing (FPSO).Feltet vil gjøre det mulig å forlenge produksjonslevetiden til Norne-feltet til 2036 og doble oljereservene. Potensial for ytterligere reserver fra Cape Vulture-feltet er også forventet, noe som vil bidra til å øke levetiden til Norne-feltet. Plan for utbygging og drift ventes levert sent i 2022.
Lavrans og Kristin Q
Equinor og partnerne Petoro, Vår Energi og TotalEnergies har besluttet å bygge ut Lavrans-funnet og Kristin Q-funnet som er en del av Kristin-feltet. Dette er første fase av Kristin Sør-prosjektet. Investeringene i denne første fasen vil være om lag 6,5 milliarder norske kroner. Produksjonen fra Lavrans og Kristin Q skal knyttes opp mot Kristin-plattformen. Det skal installeres en havbunnsramme på Lavrans, mens på Kristin Q gjenbrukes en allerede installert havbunnsramme.
Til sammen er det planlagt å bore fem brønner, fire på Lavrans og én på Kristin Q.Kristin-feltet ble satt i produksjon i 2005. Teknisk levetid for Kristin-plattformen er beregnet til 2034, med muligheter for ytterligere utvidelse av levetiden til 2042.Forventet utvinning fra første fase av Kristin Sør-prosjektet er anslått til 6,2 GSm3gass og 1,9 MSm3 olje (totalt 58,2 millioner fat oljeekvivalenter).
Plan for utbygging og drift omfatter også beskrivelse av mulige framtidige faser av Kristin Sør-prosjektet, inkludert en mulig neste fase for Lavrans, samt mulige utbygginger av funnene Erlend og Ragnfrid.
Melkøya, elektrifisering
Hammerfest LNG er Norges og Europas første storskala produksjonsanlegg for nedkjølt flytende naturgass og har vært i produksjon siden 2007. Anlegget på Melkøya utenfor Hammerfest tar imot gass gjennom 143 kilometer lang rørledning fa Snøhvit-fetet ute i Barentshavet. Partnerskapet består av Equinor Energy AS, Petoro AS, TotalEnergies EP Norge AS, Neptune Energy Norge AS, Wintershall Dea Norge AS. Equinor er operatør for Hammerfest LNG.
Troll B & C (elektrifisering)
Equinor og partnerne Petoro, Shell, Total og ConocoPhillips har besluttet elektrifisering av Troll Vest. Beslutningen omfatter delvis elektrifisering av Troll B-plattformen og full elektrifisering av Troll C i Nordsjøen. Investeringene beløper seg til om lag 7,9 milliarder norske kroner. Prosjektet har fått tilsagn om støtte fra Næringslivets NOx-fond på totalt 520 millioner norske kroner.
– Elektrifisering er avgjørende for at vi skal lykkes med å redusere utslippene fra norsk sokkel, og vi har ambisiøse planer for dette. Partnerskapets beslutning om å elektrifisere Troll B og Troll C vil gi store utslippskutt. Troll-området vil i mange tiår fremover levere enorme mengder energi med lave utslipp og stor verdiskaping for selskapene og for Norge, sier Kjetil Hove, konserndirektør for norsk sokkel i Equinor.
Kabelen som skal sørge for strømforsyning til Troll B og C-plattformene vil ha landfall på Kollsnes i Øygarden vest for Bergen. Fra Kollsnes vil det gå en høyspent sjøkabel til Troll B, og en fra Troll B til Troll C.
Oseberg (økt gassutvinning og elektrifisering)
Oseberg feltsenter omfatter de tre plattformene Oseberg A, B og D, som er bundet sammen med broer i den sørlige delen av Oseberg-feltet, samt den ubemannede plattformen Oseberg H som ligger 8 kilometer nordvest for feltsenteret. Strategien for hovedreservoarene på Oseberg er å balansere oljeproduksjonen med økende gassuttak. Nye produksjons- og injeksjonsbrønner bores kontinuerlig for å øke oljeutvinningen. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land ble levert i 2021. I tillegg skal et prosjekt igangsettes i 2022 med formål å redusere innløpstrykket til Oseberg C-innretningen. Dette prosjektet vil øke utvinningen fra den nordlige delen av feltet. Planen for økt gassuttak ble godkjent 1.desember i år.
Irpa
Irpa, tidligere Asterix, ligger på ca. 1350 meters dyp i Norskehavet, 340 kilometer vest for Bodø, med forventede utvinnbare gassressurser anslått til nesten 20 milliarder standard kubikkmeter samt 0,4 standard kubikkmeter kondensater. Dette vil da til sammen bli ca. 124 millioner f.oe. Irpa vil bli utviklet som en tilknytningsutbygging til Aasta Hansteen. Dette da som den dypeste feltutviklingen på norsk sokkel. Utbyggingen har en totalkostnad på 14,8 milliarder i 2022-kroner, og feltet er planlagt satt i drift fjerde kvartal 2026.
Fram til 2031 vil Irpa og Aasta Hansteen ha felles produksjon, og deretter vil Irpa fortsette å produsere frem til 2039.For Irpa er nåverdien av forventede fremtidige inntekter og kostnader beregnet til om lag 10,8 milliarder 2022-kroner, inklusive avgifter. PUD ble levert for gassfeltet den 22.november.
