Tidligere i sommer la Oljedirektoratet (OD) fram sin årlige ressursrapport for norsk sokkel.
I rapporten ble det slått fast at funnene på norsk sokkel i snitt er betydelig mindre enn tidligere. Grafen over viser hvordan utviklingen har vært i tiårene det har vært petroleumsaktivitet i Norge.
Giganter skal erstattes
Letedirektør Torgeir Stordal i OD peker på at utviklingen er en naturlig konsekvens av at virksomheten på norsk sokkel har pågått i om lag 50 år. Det aller første funnet ble gjort sommeren 1967, på det som senere ble bygget ut som Balder-feltet. Det første feltet som kom i produksjon, var Ekofisk i 1971.
– I modne områder er det en naturlig utvikling at funnene blir mindre. De fleste storfunnene ble gjort allerede på 70-tallet, sier Stordal.
OD er bekymret over at selskapene ikke vil lete etter gass
Selv om utviklingen er ventet, skaper den utfordringer for norsk oljeindustri. Det skyldes at de store feltene produserer mindre etter hvert som de blir eldre. I dag er det ventet at produksjonen fra eksisterende felt og funn vil nå en topp midt på 2020-tallet, for deretter å falle.
– Det må gjøres store funn for å holde oppe produksjonen etter dette. Det er gigantiske felt som skal erstattes, sier Stordal.
Torgeir Stordal. Foto: Ola Myrset
Viktige småfunn
Som følge av at Nordsjøen og Norskehavet er relativt godt undersøkt, er det mest sannsynlig at nye storfunn ligger i Barentshavet. Ifølge ODs anslag er 47 prosent av de samlede ressursene på norsk sokkel fortsatt ikke funnet. Om lag 60 prosent av dette finnes i Barentshavet.
– Vi håper det snart blir gjort store funn i nye områder, sier Stordal.
OD skal jakte verdifulle mineraler
Letedirektøren peker samtidig på at også små funn blir viktigere framover. Nye teknologi gjøre det nemlig mer lønnsomt å bygge ut stadig mindre forekomster, blant annet ved at de knyttes opp mot felt som allerede er i produksjon.
Oljeanalytiker Tore Gulbrandsøy i Rystad Energy er enig, men er også klar på at stadig mindre funn kan bli et problem for oljeindustrien.
– Ja, det er en utfordring for norsk sokkel at funnene er blitt mindre. Det positive er at kostnadene er betydelig lavere og at mange småfunn kan knyttes opp mot eksisterende infrastruktur. Følgelig ser vi mange små utbygginger som vil bli godkjent for utbygging de kommende årene. Men det trengs store funn for å fylle opp produksjonen på lenger sikt. Derfor er det helt avgjørende å få suksess i mindre utforskede områder, som Barentshavet, sier Guldbrandsøy.
Nye aktører passer inn
I begynnelsen av juli ble det kjent at oljeselskapene Eni Norge og Point Resources skal slås sammen.
Klaus Mohn, professor i petroleumsteknologi ved Universitetet i Stavanger, så den fusjonen som del av en pågående omorganisering på norsk sokkel.
– Dette er en del av omstillingen flere store, utenlandske selskaper har deltatt i. De velger å ha eierandeler i nye, sammenslåtte selskaper istedenfor egne virksomheter i Norge, sa Mohn etter at fusjonen var offentliggjort.
– Det heteste området i Barentshavet for tiden
Han mener det er positivt for norsk petroleumsnæring at en ny type selskaper etablerer seg, spesielt sett i lys av at norsk sokkel er inne i en mer moden fase, der funnene er mindre enn tidligere.
– De nye selskapene er bedre tilpasset utfordringene norsk sokkel står overfor. Et olje- eller gassfunn som oppfattes som veldig lite for de internasjonale gigantene, kan være langt mer interessant å bygge ut for disse nye aktørene, forklarer Mohn.
Test Riggdata her: Riggdata er Syslas nye verktøy som gir full oversikt over riggene i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Her kan du sjekke hvilke rigger som borer ute på sokkelen og hvilke som ligger i opplag uten jobb. I tillegg finner du mye fakta og informasjon om de ulike riggene.
Mandag ble gigantfusjonen mellom oljeselskapene Eni Norge og HitecVision-eide Point Resources offentliggjort.
Det nye selskapet skal hete Vår Energi og blir en av de største aktørene i norsk petroleumsvirksomhet.
Fakta
Den italienske oljegiganten Eni og HitecVision er enige om å slå sammen sine norske oljeselskaper.
Den nye olje- og gassgiganten vil ha om lag 800 ansatte
Selskapet vil ha en daglig produksjon på 180.000 fat oljeekvivalenter og blir dermed en av de største på norske sokkel. Produksjonen er ventet å nå 250.000 fat innen 2023.
Selskapet planlegger å investere 65 milliarder kroner på norsk sokkel de neste fem årene.
Eierandeler i 17 produserende felt på norsk sokkel og ti prosjekter under utvikling.
Vår Energi skal eies av Eni (69,6 prosent) og HitecVision (30,4 prosent).
Selskapet har hovedsete i Stavanger.
– Dette er bra for norsk sokkel, sier sjeføkonom Kyrre M. Knudsen i SR-Bank.
– Det er positivt at selskaper slås sammen til større enheter. Det gjør at Equinor ikke blir fullt så dominerende.
Tronarvinger
Knudsen peker på Aker BP som et tilsvarende eksempel. Selskapet ble etablert da Det norske fusjonerte med britiske BPs norske virksomhet sommeren 2016.
– Nå har vi to kronprinser bak Equinor, som vil bygge opp sine egne kongeriker. Begge selskapene framstår som veldig offensive, sier han.
Det er imidlertid lang vei til kongetronen for de to. Mens Vår Energi og Aker BP har en daglig produksjon på henholdsvis 180.000 og knapt 140.000 fat oljeekvivalenter, produserer Equinor 1,2 millioner fat på norsk sokkel.
Klaus Mohn. Foto: Kristian Jacobsen
Enklere exit?
Klaus Mohn, professor i petroleumsøkonomi ved Universitet i Stavanger, ser den ferske fusjonen som ledd i en pågående omorganisering av norsk sokkel.
– Dette er en del av omstillingen flere store, utenlandske selskaper har deltatt i. De velger å ha eierandeler i nye, sammenslåtte selskaper istedenfor egne virksomheter i Norge, sier Mohn, som også viser til Aker BP som en parallell.
Toppsjef i nytt oljeselskap varsler at det blir flere oppkjøp
Mohn er imidlertid ikke overbevist om at denne strukturen velges utelukkende for å satse i Norge.
– Det er lettere å trekke seg ut av norsk sokkel med en slik organisering enn om man har datterselskaper her, sier han.
– Historie om vekst
Administrerende direktør Philip D. Hemmens i Eni Norge, som også blir styreleder i Vår Energi, avviser at det ligger slike hensikter bak nyetableringen.
– Hvis det var slik, ville vi aldri brukt så mye penger, sier Hemmens.
Investoren får ros av oljeministeren
Han viser til at Vår Energi skal investere 65 milliarder kroner de neste fem årene. Av dette står Eni for 70 prosent, som tilsvarer eierandelen i det nye selskapet. Det utgjør 45,5 milliarder kroner.
Kristin F. Kragseth, som blir toppsjef i Vår Energi, er enig.
– Dette er en historie om vekst. Det passer ikke inn i en fortelling om at de store selskapene bygger seg ned innen olje og gass i Norge. I vårt tilfelle er det helt motsatt, mener Kragseth.
Kristin F. Kragseth og Philip D. Hemmens. Foto: Jan Inge Haga
Mer interessert i småfunn
Kyrre M. Knudsen viser til at det ikke bare er Eni som vil ha fleksibilitet til å selge seg ut med modellen som er valgt.
– Normalt er det jo HitecVision som vil ha som strategi å være med på eiersiden en avgrenset periode, sier Knudsen.
HitecVision er Europas største oppkjøpsfond rettet mot oljenæringen og investerer i selskaper som ikke er børsnotert. Selskapet har vanligvis en tidshorisont på fem til syv år på sine investeringer.
Professor Mohn mener uansett det er positivt for norsk petroleumsnæring at en ny type selskaper etablerer seg. Han peker på at norsk sokkel er inne i en mer moden fase etter mange års produksjon. Det betyr blant annet at funnene i snitt er mindre enn tidligere.
– De nye selskapene er bedre tilpasset utfordringene norsk sokkel står overfor. Et olje- eller gassfunn som oppfattes som veldig lite for de internasjonale gigantene, kan være langt mer interessant å bygge ut for disse nye aktørene, sier Mohn.
Han er kommet til at statens samlede nettoinntekter blir 133 milliarder kroner over hele utvinningens levetid. Oljefondet får dermed 4 milliarder kroner mer i avkastning hvert år. Dette tilsvarer drøyt 750 kroner ekstra per innbygger, sier han til Aftenposten.
– Hvis en i tillegg tar hensyn til miljøeffekter, klimaeffekter og indirekte virkninger i norsk næringsliv, er det slett ikke opplagt at oljevirksomheten i disse områdene er lønnsomt for samfunnet, mener Mohn.
Han peker på at verdiene i oljevirksomheten i nord fra næringens side ofte blir illustrert med det største tallet, nemlig salgsverdien av oljen og gassen.
– Men dette tallet sier lite om lønnsomheten og hva nordmenn flest får igjen i form av varig økt pengebruk på statsbudsjettet, sier Mohn.
Nå er han professor i petroleumsøkonomi ved Handelshøgskolen ved Universitetet i Stavanger. Mohn viser til at Oljedirektoratets forventninger til ressurser i det såkalte LoVeSe- området og en oljepris på 60 dollar per fat gir en samlet salgsverdi av ressursene på i overkant av 500 milliarder kroner.
Men kostnadene ved leting og utvinning må trekkes fra, oljeselskapene skal ha sin fortjeneste og inntekter og utgifter på ulike tidspunkter må regnes om til dagens verdi.
– Samfunnet og Finansdepartementet vil sitte igjen med mye mindre enn salgsverdien av oljen og gassen, sier Mohn.
