I 2013 hadde Johan Castberg-utbyggingen en balansepris på 80 dollar fatet. Da utbyggingsplanen ble levert inn i fjor var den redusert til 35 dollar fatet. Nå er planen godkjent.
I 2013 hadde Johan Castberg-utbyggingen en balansepris på 80 dollar fatet. Da utbyggingsplanen ble levert inn i fjor var den redusert til 35 dollar fatet. Nå er planen godkjent. (Illustrasjon: Statoil)

Johan Castberg PUD

Har fått balanseprisen ned fra 80 til 31 dollar fatet: Nå er planen for barentsfeltet oversendt til Stortinget

Har redusert prisen ytterligere. 

I 2013 var balanseprisen for Johan Castberg-utbyggingen på 80 dollar fatet. Med andre ord ville ikke feltet tjent penger med den oljeprisen vi har i dag. 

Tre år og et solid stykke arbeid senere var balanseprisen nede i 45 dollar fatet. Da Statoil leverte utbyggingsplanen i desember i fjor hadde de skrelt av ytterligere ti dollar fatet, altså godt under halvparten av utgangspunktet. Nå er balanseprisen enda lavere.

Det andre oljefeltet i Barentshavet satt langt inne, men tirsdag ble planene for å bygge ut 47 milliardersprosjektet oversendt Stortinget.

Godkjennes prosjektet i Stortinger,  blir det den nordligste oljeutbyggingen på norsk sokkel. 

Verdt 74 milliarder

– Johan Castberg-utbyggingen er et strålende eksempel på den utviklingen vi har hatt i olje- og gassbransjen de siste årene, hvor vi har fått ned kostnadene og økt lønnsomheten, sier olje- og energiminister Terje Søviknes på en pressekonferanse i forbindelse med fremleggelse av proposisjonen for feltutbyggingen.

Ifølge forslaget til stortingsvedtak som tirsdag ble godkjent i statsråd er det nå ventet at Johan Castberg-utbyggingen vil få en prislapp på 47,2 milliarder kroner, med en forventet nåverdi på 74,2 milliarder 2017-kroner. Utbyggingen er altså lønnsom på 31 dollar fatet, som er enda lavere enn da utbyggingsplanen ble levert i fjor. 

– Dette er en balansepris som er dramatisk mye lavere enn de første estimatene som ble gjort for bare få år siden. Da snakket man om en mulig investering i størrelsesorden på 100 milliarder kroner, understreker ministeren.

Utbyggingen er ventet å syssselsette 47.000 årsverk i norske bedrifter, 1750 av dem i Nord-Norge, fordelt over perioden 2017–2024. I driftsfasen av feltet er det ventet at det i et normalt driftsår vil sysselsette 1700 årsverk, omkring 500 av dem i nord. 

Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er beregnet til 558 millioner fat olje. Planlagt produksjonsstart er fjerde kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. 

Jobber videre med terminal

Større utbygginger på norsk sokkel legges fram for Stortinget før de godkjennes av Olje- og energidepartementet. Regjeringen legger i dag Castberg-utbyggingen fram for Stortinget og anbefaler at utbyggingsplanen godkjennes med enkelte vilkår knyttet til god ressursforvaltning og sikker drift.

Blant det Søviknes trakk frem er den mye omtalte oljeterminalen på Veidnes, som er utredet, men ikke funnet samfunnsøkonomisk lønnsom. 

– De ulike aktørene som har funn og felt i drift i Barentshavet har jobbet med dette og konkludert med at det ikke er samfunnslønnsomhet i å etablere en stor oljeterminal, som foreløpig er utredet. Men operatørene knyttet til Castberg, Goliat, Alta/Gotha og Wisting jobber videre med en mulig terminalløsning eller en nedskalert løsning, forklarer Søviknes.

Løsningene kan være en mindre terminal eller en løsning for omlasting skip til skip.

– Jeg legger til grunn i innstillingen i dag at Castberg-prosjektet skal knytte seg til en sånn omlastingsterminal dersom den til slutt viser seg til slutt viser seg å være samfunnsøkonomisk lønnsom, sa oljeministeren.

Tilrettelegger for kraft fra land

Også kraft fra land ble nevnt, en annen del av prosjektet som er ofret for å få ned kostnadene.

– Det er en forutsetning fra regjering og storting at man i alle nye utbyggingsprosjekter skal vurdere kraft fra land. I dette tilfellet har man konkludert med at dette ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Man har en merkostnad med en eventuell elektrifisering av Johan Castberg-prosjektet i størrelsesorden 8-12,5 milliarder kroner, sa Søviknes.

I stedet for er det valgt en løsning med gassturbiner med virkningsgrad på 63 prosent.

– Men skipet blir tilrettelagt for en mulig fremtidig elektrifisering, dersom det i området skal utvikles løsninger og ny teknologi som gjør at det blir lønnsomt å gå over til elektrisitet på et senere tidspunkt, poengterte han.

Uten for mye skvis

Statoil har med andre ord klart å redusere balanseprisen for prosjektet med hele 61 prosent. 

Prosjektdirektør for Johan Castberg i Statoil, Knut Gjertsen, påpekte under Subsea valley-konferansen tidligere i vår, at dette ikke er noe de har oppnådd kun ved å skvise leverandørenes marginer. 

– Noen føler seg nok skvist, men sammenligner vi prisene til leverandørene med kostnadsreduksjonen, så ser vi at prisene ikke har gått ned på langt nær like mye som kostnadene har, forklarte han. 

I stedet for har de forenklet der de kan. Statoil har blant annet redusert antall brønner fra 40 til 30 og fra 15 bunnrammer til 10, med to satellittstrukturer.

Det har de gjort samtidig som de mener de skal få like mye olje ut av reservoaret. 

Tilbake til før kostnadsboomen

Gjertsen forklarer at de også har hatt en omfattende gjennomgang av subseakostnadene. 

– Vi startet med å se på hva disse subseainstallasjonene hadde kostet før kostnadene på sokkelen skjøt i været. Vi så på tidligere prosjekter og fant frem til det vi mente var det «perfekte prosjektet», altså hva vi mente det nå burde koste, hvilke nivå vi burde ligge på. Det var nok en oppvekker for den del leverandører, sa han. 

Deretter gikk de ut til leverandørene, og ba dem se på egne løsninger, og hva som eventuelt kunne gjøres bedre. De måtte på sett og vis konkurrere med seg selv, forklarte Gjerseth. 

– Det handler mye om kreativitet, og vi var imponert over hva de fikk til.

For den flytende produksjonsinnretningen gjorde de mye av det samme. De så på alle de valgte løsningene sammen med leverandør Aker Solutions, for å finne ut hva de trengte og ikke

– Dermed gikk den fra å være veldig kompleks til en langt enklere flyter. Vi tok noen viktige avgjørelser, poengterte Gjerseth.  

Tidlig involvering

Gjerseth trekker dessuten frem at de valgte mange av samarbeidspartnerne på et tidlig tidspunkt.

Aker Solutions ble tidlig tatt inn i prosjektet, og ble også belønnet med kontrakten for å designe flyteren

Det er dessuten 70 store utstyrpakker i prosjektet, og de viktigste ble valgt et helt år før Statoil tok investeringsbeslutningen. 

– Vi tok dem inn tidlig, fordi vi trodde dette ville gjøre oss så bra som vi kunne bli. Det var viktig å få til en forpliktelse om at de ville være med på å forbedre prisnivået. I tillegg kan hovedkontraktøren gjøre jobben sin, uten å hele tiden måtte endre når nye leverandører og teknologi kommer inn, sa Gjerseth. 

Han påpekte dessuten at til tross for at selskapet har kuttet både i kompleksitet og antall brønner og subseainstallasjoner, har de ikke måtte ofre noe på utvinning.

– Nei, vi har ikke trengt å inngå noen kompromisser her, og det har vært veldig viktig for oss.  

– Vil trolig gjelde for oss også

Med endelig godkjenning fra norske myndigheter på plass, er det dermed klart for den andre oljeutbyggingen i Barentshavet, den tredje utbyggingen totalt. 

Men det er ikke bare medeierne i Johan Castberg-feltet som har ventet i spenning på myndighetenes behandling av utbyggingsplanen. For det er flere selskaper som jobber med å utvikle funn i Barentshavet. 

Lundins Alta/Gotha-funn er fremdeles et godt stykke unna en investeringsbeslutning, men de følger tett med på behandlingen av Castberg-PUD-en. 

– Castberg-feltet ligger litt nord for Alta/Gotha, så alt som blir bestemt for Castberg vil trolig gjelde for oss også. Så vi er ivrige etter å se konklusjonene for Castberg, opplyste Lundin på samme konferanse.  

Det kommer med andre ord til å bli svært viktig for selskapet å lære av Castberg-planen, og myndighetenes behandling av den. 

Arbeidet i gang

Mye av arbeidet med Johan Castberg er alt i gang. Skroget bygges i  Singapore ved verftet Sembcorp Marine Rigs & Floaters.

Kværner er tildelt kontrakten om å levere modulene til plattformdekket på produksjonsskipet og sammenkopling av dekksmodulene med skroget.  

Johan Castberg, som tidligere var kjent som funnene Skrugard og Havis, ligger omkring 100 kilometer nord for Snøhvit-feltet i Barentshavet.

Det estimeres at det ligger mellom to og tre Goliat-felt i bakken på Castberg, altså mellom 400 og 650 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

Driften av Castberg ivaretas med forsynings- og helikopterbase i Hammerfest og med driftsorganisasjon i Harstad.

Det er forventet at oljefeltet vil produsere i om lag 30 år.

Kommentarer (0)

Kommentarer (0)