Norwegen erteilt 19 Genehmigungen für neue Öl- und Gas-Projekte auf dem norwegischen Festlandsockel

Öl- und Energieminister Terje Aasland übergab am 28. Juni 2023 Vertretern mehrerer Betreiber und Lizenznehmer im Energieministerium die Genehmigung für 19 neue Projekte auf dem norwegischen Festlandsockel.©Jo Henrik Jarstø / OED

Oslo, 28. Juni 2023. Norwegens Regierung hat grünes Licht für die Umsetzung von 19 Öl- und Gasprojekten auf dem norwegischen Festlandsockel gegeben. Die Gesamtinvestitionen belaufen sich auf über 200 Milliarden NOK. Die Projekte bestehen aus Neuentwicklungen, der Weiterentwicklung bestehender Felder und Investitionen in Projekte zur Steigerung der Gewinnung auf bestehenden Feldern.

„Dies sind Projekte, die zu einer weiterhin hohen und stabilen Produktion auf dem norwegischen Festlandsockel sowie zur Beschäftigung und Wertschöpfung für die gesamte Gesellschaft beitragen. Wir entwickeln das Erdölgeschäft weiter, damit Arbeitsplätze und große Einkommen für die Gemeinschaft entstehen“, sagt Öl- und Energieminister Terje Aasland.

Im ersten Halbjahr 2020 ging die Ölnachfrage weltweit infolge der Pandemie stark zurück und es habe große Unsicherheit über die weitere Entwicklung geherrscht, teilt das Energieministerium mit. Daraufhin verabschiedete das norwegische Parlament Storting Im Juni 2020 vorübergehende Änderungen des Erdölsteuergesetzes, um den Ölunternehmen die Umsetzung geplanter Investitionen zu erleichtern.

Von links: Kristin Kragseth (Petoro), Mario Mehren (Wintershall Dea) und Nikolai Lyngø (Sval Energi) bei der Entgegennahme des Entscheidungsschreiben.©Jo Henrik Jarstø / OE

Projekte, die im Zeitraum 2020–2022 angenommen wurden und unter die vorübergehenden Steueränderungen (Aktivitätspaket) fallen, umfassen Gesamtinvestitionen von rund 440 Milliarden NOK. Es wird erwartet, dass etwa 290 Milliarden an norwegische Unternehmen fließen. Die Investitionen sollen die Grundlage für rund 158.000 Vollzeitarbeitsplätze im Zeitraum 2020 bis 2029 schaffen.

Die Projekte seien auch ein wichtiger Beitrag zur Energiesicherheit Europas, erklärt Aasland weiter. Norwegen sei der einzige Nettoexporteur von Öl und Gas in Europa. Mit der Realisierung dieser 19 Projekte stelle das Land eine zusätzliche Produktion ab der zweiten Hälfte der 2020er Jahre sicher, sodass hohe norwegische Lieferungen aufrechterhalten werden können.

Nordsee (Betreiber in Klammern)

Yggdrasil (Aker BP)

Das größte genehmigte Projekt ist Yggdrasil, eine großflächige Entwicklung im mittleren Teil der Nordsee. Lizenznehmer sind Aker BP (Betreiber), Equinor und PGNIG. Die Investitionen in Yggdrasil werden auf rund 115 Milliarden NOK und die gewinnbaren Ressourcen auf rund 650 Millionen Barrel Öläquivalent (oe) geschätzt. Die Lizenznehmer planen, im Jahr 2027 mit der Produktion zu beginnen.

Valhall PWP und Fenris (Aker BP)

Die Entwicklung umfasst eine Weiterentwicklung des Valhall-Gebiets, wo eine neue unbemannte Plattform auf dem Fenris-Feld mit einer neuen integrierten Prozessplattform in Valhall verbunden wird. Der Gesamtinvestitionsrahmen beläuft sich auf rund 50 Milliarden NOK, wovon etwa 65 Prozent voraussichtlich von norwegischen Lieferanten bereitgestellt werden. Die gewinnbaren Ressourcen werden auf 367 Millionen Barrel Öläquivalent geschätzt, die Produktion soll im dritten Quartal 2027 beginnt. Die Lizenznehmer sind Aker BP (Betreiber), Pandion und PGNIG.

Symra (Aker BP)

Das Symraut-Gebäude ist eine Meeresbodenanlage, die mit der Ivar-Aasen-Plattform und der Edvard-Grieg-Plattform verbunden wird. Die Gesamtinvestitionen werden auf rund neun Milliarden NOK, die erwartete Produktion wird auf 48 Millionen Barrel ÖE geschätzt. Der voraussichtliche Produktionsstart ist im Jahr 2027. Lizenznehmer sind Aker BP, Equinor und Sval.

Norwegisches Meer

Irpa (Equinor)

Es ist geplant, Irpa mit einer Unterwasseranlage auszubauen, die an die Aasta Hansteen-Plattform angeschlossen wird. Die erwarteten förderbaren Ressourcen werden auf etwa 125 Millionen Barrel Öläquivalent geschätzt, wovon 98 Prozent Gas sind. Die Gesamtinvestitionen belaufen sich auf 14,8 Milliarden NOK. Geplanter Produktionsstart ist im vierten Quartal 2026 mit voraussichtlicher Produktion bis 2039. Lizenznehmer sind Equinor (Betreiber), Wintershall DEA, Petoro, A/S Norske Shell.

Verdande (Equinor)

Verdande ist eine Unterwasserentwicklung, die mit dem Produktions- und Lagerschiff auf dem Norne-Feld (Norne FPSO) im Norwegischen Meer verbunden wird. Die Erschließung von Verdande soll dazu beitragen, die Lebensdauer von Norne zu verlängern, das seit 1997 produziert. Die gewinnbaren Ressourcen werden auf rund 36 Millionen Barrel ÖE geschätzt, die Gesamtinvestitionen belaufen sich auf 4,7 Milliarden NOK. Der Produktionsstart ist für das vierte Quartal 2025 geplant, die Produktion wird voraussichtlich bis 2030 laufen. Eine längere Lebensdauer bei Norne könnte zu einer erhöhten Ausbeute von 11 Millionen Barrel ÖE führen, wenn die Produktion bis 2035 möglich wird. Lizenznehmer sind Equinor (Betreiber), Petoro , Vår Energi, Aker BP , PGNIG.

Dvalin Nord (Wintershall Dea)

Dvalin Nord liegt im Norwegischen Meer rund 270 km nördlich von Kristiansund und soll voraussichtlich rund 84 Millionen Barrel Öl, hauptsächlich Gas, fördern. Die Investitionen belaufen sich auf knapp acht Milliarden NOK. Dvalin Nord wird mit einem Unterwasserrahmen entwickelt, der über einen Bodenrahmen auf dem bestehenden Dvalin-Feld mit der Heidrun-Plattform verbunden wird. Das Gas wird über die Polarled-Pipeline nach Nyhamna exportiert und dann auf den Markt gebracht. Geplanter Produktionsstart ist das vierte Quartal 2026, das Feld soll rund 13 Jahre produzieren. Lizenznehmer sind Wintershall DEA (Betreiber), Petoro, Sval.

Kormoran-Satelliten (Aker BP)

Die drei separaten Meeresgrundentwicklungen Alve Nord, Idun Nord und Ørn sollen vor der Küste Helgelands mit dem Produktionsschiff Skarv verbunden werden. Die Gesamtinvestitionen werden auf ca. 17 Milliarden NOK geschätzt, die geschätzten Ressourcen betragen 120 Millionen Barrel Öläquivalent, hauptsächlich Gas. Die Produktion soll im dritten Quartal 2027 beginnen und sechs bis zehn Jahre dauern. Es wird erwartet, dass etwa 60 Prozent der Zulieferungen von norwegischen Lieferanten stammen. Lizenznehmer sind Aker BP (Betreiber), Wintershall DEA, Equinor, PGNIG.

Mary (Dea von Wintershall)

Die Entwicklung ist eine Weiterentwicklung des Maria-Feldes, das seit 2017 in Produktion ist. Die Investitionen sollen vier Milliarden NOK betragen, die geschätzten Reserven belaufen sich auf 22 Millionen Barrel oe. Der Produktionsstart ist für das zweite Quartal 2025 geplant, mit einem angenommenen Produktionszeitraum bis 2040. Lizenznehmer sind Wintershall DEA (Betreiber), Petoro, Sval. 

Berling (OMV)

Das Berling-Feld besteht aus zwei separaten Entdeckungen im Norwegischen Meer und soll mit einem Unterwassergerüst erschlossen werden, das mit der Anlage Åsgard B verbunden ist. Die Gesamtinvestitionen werden auf rund neun Milliarden NOK geschätzt, die erwarteten Ressourcen betragen etwa 44 Millionen Barrel oe, die hauptsächlich aus Gas bestehen. Der Produktionsstart ist für 2028 geplant, bei einer angenommenen Produktionsdauer von fünf Jahren. Lizenznehmer sind OMV (Betreiber), Equinor und DNO.

Darüber hinaus hat sich das Ministerium mit Projekten befasst, bei denen eine Entscheidung über Investitionen zur Steigerung der Förderung in bestehenden Feldern getroffen wurde, insbesondere in Solveig Phase 2 und Andvare.

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