Zugang zu Pipelines zur Eindämmung der Norwegen-Prognose

Der norwegische Gasspeicher Aasta Hansteen (Foto: Equinor / NPD)

Der jüngste Kommunismus aus Norwegen, der auf die Rückkehr der "guten Zeiten" an Land hinweist, warnt auch vor dem kurzfristigen Termismus nach 2014, der zu Bedingungen beigetragen hat, die ironischerweise mehr Eile erfordern, um die Produktion bis 2025 nicht zu stürzen.

In dem Bericht der norwegischen Mineralöl-Direktion (NPD) am Wochenende wurde die Zahl der Explorationsbohrungen für das Explorationsgebiet von 2018 (53 vs. 36 in 2017) als gut und schlecht angegeben. Die geplante Entwicklung der Ölfelder war sowohl gut als auch schlecht: Die Rekordproduktion zwischen 2020 und 2023 war gesichert. Aber danach gab es nichts, was darauf hindeutete, dass große abgelegene Reserven ausgebeutet würden.

"(Ressourcenwachstum) reicht nicht aus, um ein hohes Produktionsniveau nach 2025 aufrechtzuerhalten", sagte NPD-Direktor Bente Nyland und fügte hinzu: "Mehr rentable Ressourcen müssen bewiesen werden, und die Uhr tickt."

Die Kostenreduzierung seit dem Einbruch des Ölpreises im Jahr 2014 wurde zwar begrüßt, war jedoch auch eine Anspielung auf die größeren Kohlenwasserstofflagerstätten, von denen bekannt ist, dass sie sich von der vorhandenen Infrastruktur entfernen. Die Projekte für die abgelegene Barentssee waren zum einen wieder auf dem Vormarsch.

Die norwegischen Energieunternehmen haben 2018 drei Ölfeld-Projektpläne zur Genehmigung von Oslo vorgelegt: Nova, Troll Phase 3 und Johan Sverdrup Phase 2. Sieben von neun weiteren Entwicklungsplänen beziehen sich auf Ölfeld-Projekte, die an bestehende Infrastrukturen gebunden sind, oder nicht in abgelegenen Gebieten wie die Barents, wo die einzigen Pipelines die eigenen Produktionslinien von Sninvit und Goliat von Equinor und Vår Energi sind.

Trotz ihres Erfolges und ihres ehrgeizigen Namens ist die Polarled-Pipeline immer noch nur die Stammlinie für Volumina aus der neu eröffneten Spal-Entwicklung Aasta Hansted und noch nicht für Volumina aus der Arktis geeignet. Die Pipeline verfügt über ausreichend Kapazität, um mehr Gas aufzunehmen.

Anbaufläche
Ein Teil des „Problems“ könnte Oslos zweimal jährlich stattfindendes Lizenzangebot an Ölunternehmen sein: die Auszeichnungen in vordefinierten Gebieten und jährliche ordentliche Lizenzrunden. Das APA bietet Flächen mit Pipelines in der Nähe für diejenigen an, die so schnell wie möglich nach Produktion suchen.

Die NPD sagte, dass der größte Teil der 85 norwegischen Entdeckungen sich voraussichtlich langsam entwickeln wird und als Unterwasseranbindung an die bestehende Infrastruktur gebaut wird.

Arktische Anbauflächen sind zwar stark gezeichnet, beziehen sich jedoch auf Tief- oder Ölfokussierte. Eine mangelnde Infrastruktur, Entfernungen und strengere Umweltvorschriften schließen eine schnellere Entwicklung in den Barents aus. Dort war die Ressourcenentwicklung in den letzten 15 Jahren nur 60 Prozent der reifen Nordsee.

Die Barents enthalten zwei Drittel der unentdeckten Ressourcen Norwegens. Trotz der Entdeckung von Öl, das Lundin Petroleum anzog, will Norwegen dieses arktische Gas fördern

„In der nächsten Zeit wird es mehr verfügbare Kapazität (Polarled) und andere Infrastruktur für Gas geben. Dies bedeutet, dass es attraktiver ist, nach Gas zu suchen, und es ist wichtig, dass die Industrie diese Chance nutzt “, sagte Nyland.

Zwei von drei 2018-Projekten befinden sich ebenfalls in ausgereiften Gebieten, aber Norwegens Erdgas liegt „gestrandet“. Die Prognose der NPD legt nahe, dass - kurz vor neuen Erkenntnissen - ausgereifte „neue Projekte in produzierenden Feldern“ entscheidend sein werden, um die E & P-Ausgaben „hoch“ zu halten.

Im Jahr 2018 wurden immer noch 87 neue Produktionslizenzen vor der Küste Norwegens vergeben. Zu den neuen Feldentwicklungen zählen Luno II, Krafla und Cara sowie „Decision-Gate“ -Lockmaschinen für die Neuentwicklung älterer Felder, Tor und Hod.

Das ölreiche Johan Sverdrup-Feld in der Nordsee (Foto: Bo B. Randulff, Roar Lindefjeld, Equinor)