Petoro har som resten av oljebransjen hatt dalende resultater under oljekrisen – først og fremst på grunn av lavere oljepris.
Men i fjor snudde det, og selskapet leverte sitt beste resultat på fem år.
I årets første kvartal var tallene på nivå med samme periode i fjor. 32 milliarder kroner ble overført til staten.
– Vi er fornøyd med å presentere et så godt resultat, men inntektene kunne ha vært høyere med ytterligere forbedring i boreffektivitet, sier Petoro-sjef Grethe Moen i en pressemelding.
Produksjonen var i perioden noe lavere enn i fjor, men høyere olje- og gasspriser kompenserte for nedgangen.
Høyere kostnader
I fjor økte Petoros produksjonskostnader med sju prosent, fra 14,3 til 17,4 milliarder kroner. Moen har tidligere uttrykt uro for denne utviklingen og gjentar bekymringen etter årets første måneder. Også i første kvartal økte kostnadene.
Frykter at høye kostnader går ut over gamle oljegiganter
– Vi må ikke miste det fortrinnet norsk sokkel har fått gjennom den imponerende effektiviseringen som er gjort de siste fire årene. For å klare dette må vi fortsatt jobbe med arbeidsprosesser, samarbeidsformer og digitalisering. Dette forutsetter effektivt samarbeid og deling av informasjon. Bare når vi kan lære av hverandre er det mulig å komme videre i forbedringsprosessene. Vi må dessuten innse at dette tar tid, mener Moen.
Økte investeringer
Petoro investerte seks milliarder kroner i første kvartal. Det var én milliard mer enn i samme periode i fjor. Økningen skyldes først og fremst eierandeler i de største feltutbyggingene på norsk sokkel for tiden. Selskapet er medier i både Johan Sverdrup, Johan Castberg og Troll-feltet, som skal utvides.
Denne utviklingen er godt nytt for oljebransjen
– Vår viktigste utbygging er for tiden Johan Sverdrup, der første fase nå nærmer seg driftsstart, sier Moen. – Petoro eier 17.36 prosent av Johan Sverdrup og vil i løpet av utbyggingen investere 22 milliarder kroner i det
største pågående industriprosjektet i Norge, uttaler Moen.
Johan Sverdrup-feltet skal starte produksjonen i november. Utbyggingens andre fase er også i gang. I 2022 skal feltet være i full drift.
Petoro-sjef Grethe Moen var svært fornøyd da hun i går la fram de økonomiske resultatene for fjoråret. Etter flere år i motbakke er tallene nå tilbake på samme nivå som før krisen.
– 2018 var et veldig bra år, konstaterer hun overfor Sysla.
Fakta
Forlenge
Lukke
Petoro
Forvalter statens direkte andeler i olje- og gassvirksomheten, som utgjør en tredjedel av Norges olje- og gassreserver. Eierandelene kalles «Statens direkte økonomiske engasjement» (SDØE).
Petoro ble vedtatt etablert i Stortinget 26. april 2001, da Statoil ble børsnotert, og er et statlig aksjeselskap.
Hovedoppgaven er tredelt: Ivareta statens deltakerandeler i olje og gass, overvåke Equinors salg av olje og gass produsert fra statens andeler, og føring av regnskap for staten.
Partner på 35 felt, men aldri operatør. Eierandeler i 200 letelisenser.
Overførte 120 milliarder kroner til statskassen i 2018.
Petoro overførte i fjor 120 milliarder kroner til statskassen. Det var en økning på 38 prosent fra 87,2 milliarder i 2017. Resultatet har ikke vært bedre siden 2013. Høyere olje- og gasspriser er den klart viktigste årsaken.
Frykter for gamle felt
Det er imidlertid ikke alt som går i riktig retning. Produksjonskostnadene økte med sju prosent, fra 14,3 til 17,4 milliarder kroner. Det var første gang kostnadene gikk oppover siden oljekrisen begynte i 2014. Utviklingen bekymrer Petoro.
– Vi klarer ikke å bli mer effektive i måten vi jobber på, sier Moen, som peker på at høyere strømpris og CO2-avgifter også var en del av forklaringen.
Petoros beste resultat på fem år
Helt siden oljekrisen begynte og alle aktører i bransjen kuttet kostnadene kraftig, har mantraet vært at man må unngå at kostnadene igjen går til værs når oppturen kommer.
– Er det nettopp det som er i ferd med å skje, Moen?
– Nei, jeg ser ikke noen tegn til at kostnadene nå slippes helt løs og at vi går inn i en ny spiral. Men dette er noe vi må holde øye med framover.
– Vi er nødt til å få ned kostnadene ytterligere. Det gjelder spesielt for oss som sitter på mange gamle og store felt som har produsert i 20–30 år, sier Moen.
Petoro er aldri selv operatør, men er partner på 35 produserende felt på norsk sokkel. Det gjelder blant annet flere gamle giganter som Troll, Gullfaks og Ekofisk. Gamle felt kjennetegnes av dalende produksjon. Dermed koster det mer å hente ut de siste fatene.
– Hvis vi ikke får ned kostnadene, klarer vi ikke å holde disse feltene i gang så lenge som ønsket. Det vil gå ut over inntektene vi kan levere til staten, sier Moen.
– Ekstremt lavt
En annen pil som pekte i feil retning i fjor, var tilførselen av nye olje- og gassreserver. Petoros erstatningsrate var på bare 16 prosent, altså utgjorde nye reserver 16 prosent av det som ble produsert i løpet av fjoråret.
– Det er ekstremt lavt, vedgår Moen.
Denne utviklingen er godt nytt for oljebransjen
Hun peker samtidig på at olje og gass fra Troll fase 3-prosjektet ikke ble regnet med, fordi disse reservene ble bokført allerede da Petoro ble etablert i 2001. Selskapet eier 56 prosent av Troll-feltet.
– Dermed ville dette utgjort en forskjell og bedret tallet noe, sier Moen, som for øvrig trekker fram innleveringen av utbyggingsplanen (PUD) for Troll fase 3-prosjektet som fjorårets høydepunkt.
Til sammenligning hadde Equinor i fjor en rekordhøy erstatningsrate på 213 prosent.
– En forskjell er at vi bare har aktivitet på norsk sokkel, mens Equinor også har betydelig virksomhet i utlandet, forklarer Moen.
Produksjonsfall i vente
I 2017 var Petoros erstatningsrate 78 prosent, som ifølge Moen er et mer normalt nivå. Over tid er imidlertid heller ikke det nok. For å opprettholde produksjonen må tallet overstige 100.
– Det er det vi bør ha, sier Moen.
Så mye mindre har funnene på norsk sokkel blitt
Det begynner etter hvert å haste. De neste årene kommer oljeproduksjonen på norsk sokkel til å stige når felt som Johan Sverdrup og Johan Castberg starter produksjonen. Men fra 2023 kan det bli et dramatisk fall. Uten nye storfunn kan produksjonen bli halvert på 15 år fra 2025 til 2040, ifølge tall fra analytikere i Rystad Energy.
– Derfor må vi få mer ut av de feltene som allerede er i drift og være veldig aktive i letingen etter ny olje og gass. I år er vi partner på 16 letebrønner, sier Moen.
I fjor var Petoro med på seks av tolv funn på norsk sokkel. Mange av dem var imidlertid relativt små.
Tidligere denne uken ble det kjent at Equinor har funnet olje i brønnen Skruis i Barentshavet. Funnet kan øke ressursene på Johan Castberg-feltet med mellom 12 og 25 millioner fat.
Equinor øyner nytt håp i nord etter skuffelse i fjor
– Funnet er viktig. Det bidrar til å avklare ressursgrunnlaget for Johan Castberg-feltet som nå er under utbygging. Leting etter ressurser nær infrastruktur er en sentral del av Equinors ambisjon og strategi for norsk sokkel, uttalte Equinors letedirektør for norsk og britisk sokkel, Nick Ashton, da funnet ble kjent.
Innfridde ikke
På forhånd var imidlertid Skruis pekt ut som årets mest spennende letebrønn i Barentshavet. Håpet var å finne så mye at det kunne forsvare en selvstendig utbygging. Petoro-sjef Grethe Moen vedgår at funnet derfor var en skuffelse.
– Resultatet var på ingen måte det vi hadde håpet på. Det gjør oss imidlertid ikke motløse med tanke på fortsettelsen i Barentshavet, sier Moen.
Johan Castberg-utbyggingen vil gi titusener av nye oljejobber
Petoro er partner i Skruis-lisensen med en eierandel på 20 prosent. Operatør Equinor eier 50 prosent, mens Eni eier 30 prosent.
Petoro har en rekke eierandeler i de nordligste områdene på norsk sokkel.
Gir ikke opp
– Selv om Skruis var en skuffelse, har vi god tro på et storfunn i Barentshavet. Mange av brønnene som blir boret der, ligger i helt nye og ukjente områder. Det gir håp. Vi trenger å gjøre store funn i nord, og jeg er sikker på at vi kan utvikle og drive slike funn på en god måte, sier Moen.
Nytt oljefunn styrker håp om oljeterminal i nord
Pressekontakt Morten Eek i Equinor vil ikke bruke ordet skuffelse.
– Det er jo ikke et stort funn, men viktig for å styrke økonomien i Johan Castberg-utbyggingen. I dette området er det boret flere brønner, med vekslende resultater. Man håper jo alltid på storfunn, men også mindre forekomster er betydningsfulle, sier Eek.
Mer leting
Da Petoro la fram årsresultatet for 2017 tidligere i år, var Moen bekymret for letevirksomheten på norsk sokkel. Fra midten av 2020-tallet står ingen nye utbygginger i kø. Derfor må det gjøres nye storfunn hvis produksjonen skal opprettholdes.
Derfor er også Barentshavet så viktig. Ifølge Oljedirektoratets (OD) siste estimater ligger drøyt 60 prosent av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel der.
Dette er årets oljefunn
Nå ser Moen litt lysere på letingen enn tidligere i år.
– Heldigvis er det noe mer leteaktivitet nå. Og framover skal det bores flere spennende brønner, sier Moen.
Hun peker også på at det den siste tiden har kommet noen oppløftende nyheter, og trekker spesielt fram at Cape Vulture-funnet i Norskehavet i oktober ble kraftig oppjustert. Dermed doblet operatør Equinor anslaget for de gjenværende ressursene på Norne-feltet.
Letingen etter olje og gass i Barentshavet pågår for fullt. Er det et økonomisk sjansespill? Hør mer om dette i Sysla-podkasten Det vi lever av. Hør nå:
Les også:
Equinor øyner nytt håp i nord etter skuffelse i fjor
Mener Barentshavet er mer spennende enn noen gang
Oljeoptimisme i Barentshavet
Nytt Castberg-funn i Barentshavet
– Det er et fantastisk resultat. Vi er veldig stolte over det vi får til.
Petoro-sjef Grethe Moen er i strålende humør. Etter noen tøffe år kan hun nå presentere tall på samme nivå som før oljekrisen.
Fakta
Petoro
Forvalter statens direkte andeler i olje- og gassvirksomheten, som utgjør en tredjedel av Norges olje- og gassreserver. Eierandelene kalles «Statens direkte økonomiske engasjement» (SDØE).
Petoro ble vedtatt etablert i Stortinget 26. april 2001, da Statoil ble børsnotert, og er et statlig aksjeselskap.
Hovedoppgaven er tredelt: Ivareta statens deltakerandeler i olje og gass, overvåke Equinors avsetning av olje og gass produsert fra statens andeler, og føring av regnskap for staten.
Partner på 35 felt i produksjon, men aldri operatør. Eierandeler i 200 letelisenser.
Overførte 87 milliarder kroner til statskassen i 2017
Høyere olje- og gasspriser kombinert med lavere kostnader gjør nemlig at oljeselskapene på norsk sokkel tjener mer enn på lenge, og det gjelder også statens eget selskap.
– Økte priser er definitivt den viktigste forklaringen, sier Moen.
I årets ni første måneder overførte Petoro 85,6 milliarder kroner til fellesskapet. Det var 20,8 milliarder mer enn i samme periode i fjor. Økningen kom til tross for at produksjonen var marginalt lavere enn i fjor.
Dermed har selskapet allerede sendt nesten like mye penger til staten som i hele fjor, da det stoppet på 87,2 milliarder kroner.
Høyere kostnader
Likevel kan Petoro-ledelsen også skimte noen mørke skyer på den ellers så blå himmelen.
– Vi har ikke klart å redusere kostnadene ytterligere. Det er det vi er minst fornøyd med så langt i år, sier Mæland.
Etter oljekrisen har bransjen kuttet kraftig og effektivisert driften, noen som er en viktig grunn til at det nå ser lysere ut. Petoros grafer viser imidlertid at produksjonskostnadene i år øker for første gang siden 2014. I forrige uke presenterte også Equinor tall som viste at kostnadene knyttet til administrasjon og drift ble litt høyere i årets tredje kvartal.
– Det er litt tidlig å konkludere med at dette er en trend, men det er absolutt noe vi må være oppmerksomme på, sier Jonny Mæland, som er finansdirektør i Petoro.
– Bruk på teknologi
Han understreker at det er naturlig at nedgangen flater ut.
– Man når et punkt der det ikke lenger er mulig å hente mer gjennom ordinære kutt. Da må det gjøres noe helt nytt for å bli enda mer effektive, og det er vanskelig. Men digitalisering kan være et virkemiddel som bidrar til det, sier Mæland.
Grethe Moen mener derfor oljeselskapene nå bør bruke litt av de høye overskuddene til å teste og ta i bruk ny teknologi.
– Det må vi ta oss råd til. Situasjonen vi nå er i, kan brukes som et godt utgangspunkt for å sikre varige kostnadsforbedringer, sier hun.
Petoro er aldri selv operatør, men er partner på 35 produserende felt på norsk sokkel.
Milliarddom
I Petoros rapport for tredje kvartal kommer det også fram at selskapet har satt av to milliarder kroner i forbindelse med en rettssak knyttet til Troll-feltet. I mai ble operatør Equinor og partnerne dømt til å betale milliarder i erstatning til riggselskapet COSL, etter at kontrakten for riggen COSL Innovator ble terminert etter en dødsulykke i 2015. Dommen er anket av begge parter.
– At vi har satt av disse pengene, betyr ikke at vi tror på tap i ankesaken. Hvis du er involvert i en rettssak og er på tapende side, er det god regnskapsskikk å sette av pengene på denne måten, sier finansdirektør Mæland.
Petoro kunne første halvår 2018 levere hele 56 milliarder kroner til statskassen, skriver de i en pressemelding. Dette er en økning på 14 prosent i forhold til samme periode i fjor. – Skal inntektene fortsatt holdes høye må innovasjonsdrivet i bransjen bli enda sterkere, sier administrerende direktør i Petoro Grethe Moen, og legger til at vi må hele tiden være oppmerksomme på og legge til...
Source
I det reviderte statsbudsjettet som ble lagt frem i dag, anslår regjeringen at statens inntekter fra petroleumsvirksomheten totalt vil bringe inn 249,3 milliarder kroner i år. Det er markant mer enn de 194,4 milliardene petroleumsinntekten bidro med i fjor, og de 152,6 milliardene som ble dratt inn i 2016. Høyere oljepris er den naturlige forklaringen, og den høye oljeprisen vil sannsynligvis også...
Source
2018 blir et godt år for oljebransjen, og optimismen er tilbake i norsk industri. NHOs kvartalsrapport viser at oljeleverandørbedriftene ser mest positivt på framtiden, og NHO har oppjustert prognosen for investeringsvekst fra 1 til 7 prosent. – Dette er gledelig. Nå må vi takle oppturen minst like godt som vi taklet nedturen, sier administrerende direktør i Petoro, Grethe Moen. Petoro er...
Source
Denne våren starter arbeidet på Dvalin-feltet i Norskehavet. DEA Norge forteller i en pressemelding at den skal plassers på 400 meters dyp, og at den nå er på vei til feltet fra verftet i Egersund.
Den 280 tonn tunge havbunnsrammen ble løftet fra kaien ved Aker Solutions sitt verft i Egersund til fartøyet «Deep Explorer» i kveldingen tirsdag 17. april. Etter et testløft, som forberedelse til offshore-operasjonen, satte skipet kursen mot Dvalin-feltet som ligger 260 kilometer nord-vest for Kristiansund.
Det er forventet at «Deepsea Explorer» kommer fram til feltet torsdag, hvor TechnicFMC starter arbeidet med å installere rammen på havbunnen hvor Dvalin-brønnene skal bores i 2019.
– Plasseringen av havbunnsrammen på sjøbunnen markerer starten på en aktiv vår for DEA og Dvalin-prosjektet. I løpet av de neste par månedene vil vi også forberede rørledningtraseen, løfte en modul om bord på Heidrun-plattformen og legge gassrørledningen på havbunnen, sier prosjektdirektør Keith O’Donnell.
Løfteoperasjonen i Egersund gikk etter planen, og er et direkte resultat av godt samarbeid og god planlegging av leverandørene og DEA. Dvalin-prosjektet følger både tidsplan og budsjett mot produksjonsstart i 2020.
Dvalin-feltet, som ligger 250 kilometer nord for Kristiansund, er DEAs første opererte utbyggingsprosjekt i Norge. Feltet inneholder utvinnbare ressurser på 18,2 milliarder standard kubikkmeter naturgass.
Feltet blir bygget ut med en bunnramme med fire brønner, som blir knyttet til Heidrun plattformen gjennom en 15 kilometer lang rørledning. Fra Heidrun vil gassen bli transport gjennom Polarled til Nyhamna for videre eksport til markedene i Europa. Utbyggingskostnadene er beregnet til 10,26 milliarder kroner. 68 prosent av leveransene til prosjektet kommer fra norske leverandører.
Partnere i feltet er DEA Norge AS, operatør (55%), Petoro (35%) og Edison Norge AS (10%).
Petoro, som skal ivareta statens direkte-eide andeler i norsk olje- og gassvirksomhet, presenterte i dag resultatene for 2017. Driftsresultatet for 2017 ble 99 mrd. kroner, en økning på 73 prosent fra året før og en økning på 11 prosent fra 2015.
Staten kunne hente ut 87 mrd. kroner fra olje- og gasselskapene, noe som tilsvarer omtrent 6 prosent av statsbudsjettet, mot 66 mrd. kroner i 2016.
Hvis vi ser bort fra kriseåret 2016 hvor de samlede eksportinntektene fra olje- og gassproduksjonen var på 352 mrd. kroner, så var inntektene i 2017 de laveste siden 2004. Samtidig er økningen fra 2016 på rundt 17 prosent.
Kilde: SSB. Illustrasjon: Adrian Søgnen / Sysla
De økte inntektene for Petoro skyldes i hovedsak økt oljepris, rekordhøy gassproduksjon og effektivisering.
– Vi er inne i en oppgangstid, nå gjelder det å sikre fortsatt effektiv drift og legge grunnlaget for fremtidig produksjon med å finne mer olje og gass, sier Grethe Moen, administrerende direktørt i Petoro til Aftenbladet.
Europeisk gassetterspørsel fortsetter å øke, dels på grunn av høyere kullpriser og at kullkraftverk blir faset ut. Norge dekker nå 25 prosent av EUs gassetterspørsel.
For lav leteaktivitet
– Leteaktiviteten er for lav og må bli intensivert. Etter at store prosjekter som Sverdrup, Castberg og Snorre trenger vi nye prosjekter, skrev Petoro i forkant av presentasjonen ifølge Reuters.
Prognosene viser at Norge skal produserer fire millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2018, ifølge oljedirektoratet. Videre viser tallene at produksjonen skal øke frem mot 2022, opp mot 2005-nivå med 4,41 millioner fat oljeekvivalenter per dag.
Kilde: Oljedirektoratet. Illustrasjon: Adrian Søgnen / Sysla
Petoro skriver at det er nødvendig å lete etter flere profitable ressurser om oljeproduksjonen skal holde seg på dagens nivå etter 2025.
– Letingen i Barentshavet sommeren 2017 var en skuffelse, men vi er bare så vidt i gang med kartleggingen av dette spennende leteområdet. Størrelsen på nye funn er også fallende, da er det gledelig at det i 2018 er planlagt flere letebrønner enn på mange år. Petoro er med i rundt 20 av disse, sier Moen til Aftenbladet.
Få også med deg:
Total E&P Norge AS satser på å redusere staben med mellom 50 og 70 stillinger når de blir til ett selskap sammen med Maersk Oil Norway.
Selskapet skal i gang med en borekampanje på Mandalhøgda sør i Nordsjøen. Potensialet er på 434 millioner fat. (Petro.no)
Bakgrunnen er en melding fra Finanstilsynet som kom tirsdag kveld hvor det kom frem at Oceanteam ASA har gitt mangelfull informasjon som kan være villedende for investorer i en melding 24. februar, hvor selskapet rapporterte om sitt resultat for 2017. (E24)
Solstad Farstad vil endre vilkårene i et obligasjonslån knyttet til Deep Sea Supply-flåten slik at et eventuelt mislighold ikke skal ramme andre deler av rederiet. (Finansavisen)
Ansatte som er villig til å slutte i oljeselskapet Total i Norge, kan få inntil fem årslønner pluss halvannen million fra arbeidsgiveren som takk. Staten tar det meste av regningen. (DN)
Skulle selge, vil helst beholdeMidt i den verste krisen i olje og offshore på flere tiår har Boa Offshore-reder Ole T. Bjørnevik forsøkt å slanke balansen gjennom å selge gruppens to ankerhåndteringsbåter. Men ingen har vært villig til å betale nok til å dekke gjelden. Og etter hva Finansavisen erfarer vil Bjørnevik egentlig beholde skipene. (Finansavisen)
.mc4wp-form input[name="_mc4wp_required_but_not_really"] { display: none !important; }
