Operatør Total og feltpartnere på Norvarg jublet denne uken over det som viste seg å være et storslått gassfunn. Nå har jubelen blitt til usikkerhet. Hvordan vil det lønne seg å bygge ut noe så langt nord?

IVRIG: North Energys konsernsjef Erik Karlstrøm ser for seg to mulige utbyggingsløsninger på Norvarg. Operatør Total er ikke like bastante (Foto: Henrik Salthe)

Gassfunnet på Norvarg i lisens 535 i den nordlige delen av Barentshavet er beregnet å inneholde et sted mellom ti og 50 milliarder kubikkmeter naturgass. Tallene kom etter en produksjonstest på feltet, og funnet ligger dermed an til å bli årets største gassfunn på norsk sokkel.

Gode nyheter, egentlig, men når den første jubelen nå har lagt seg, har det store spørsmålet dukket opp: Hvordan kan man få til en lønnsom utbygging av et enkeltfelt lokalisert hele 250 kilometer nord for Melkøya?

Usikkert
Feltpartner North Energy (20% eierandel) mener det er to mulige utbyggingsløsninger i kortene; en subsealøsning med gasseksport til et fremtidig Tog 2 på Statoils Melkøya LNG, eller en egen rørledning som kan bidra til å etablere et nytt feltsenter i Barentshavet.

Operatør Total er derimot ikke like sikker:

– Det er i dag for tidlig å si hvilke utbyggingsløsninger som er mulig. Dette er et gassfunn i et nytt område langt fra land. Dette er utfordrende, men vi har en positiv tilnærming, og vil jobbe aktivt med våre feltpartnere for å få frem en utbyggingsløsning, sier en talsmann for den franske oljegiganten til Upstream.

Uansett hvilken løsning man skulle lande på, vil det utvilsomt bli dyrt. Snøhvit LNG på Melkøy kostet eksempelvis hele 32,4 milliarder kroner å få på plass. Litt av dette var grunnet nybrottsarbeid, men en del kom også som en følge av lange avstander og nordlig plassering.

Enis Goliat-felt, den første selvstendige utbyggingen i Barentshavet, vil som et annet eksempel koste i overkant av 28 milliarder kroner å bygge ut. Og den plattformen kan sees fra land.