Fremtiden for norsk petroleumsvirksomhet og Petoros rolle i lys av fusjonen Statoil-Hydro Sveinung Sletten, informasjonsdirektør Petoro AS, Rotary, Haugesund 15.09.07
Hva jeg vil snakke om Del 1: Olje- og gassmarkedet Del 2: Muligheter og utfordringer på norsk sokkel Del 3: Virkninger av StatoilHydro Del 4: Hva er Petoro og hva skjer nå?
33 29 24 6 6 5 25 7 6202 5 34 1 6203 15 16 17 18 35 31 26 8 2 6204 36 32 27 9 3 19 10 4 Fra PETroleum til ORO og til enda mer gull 7 4 1 6 1 8 2 0 2 2 2 4 2 6 2 8 3 0 3 2 Norges Bank - NBIM 7 2 7120 7122 7 0 1 4 1 2 Harstad 1 0 6 8 67 65 2 4 Årlig kontantstrøm: ~100 mrd. NOK Trondheim K r istian su n d 6205 62 Ber g en Oslo 60 Stavanger 5 8 11 12
Markedet - etterspørsel Økonomisk vekst Miljøhensyn og politikk Energietterspørsel Befolkningsvekst Teknologi og alternative energikilder
Befolkningsøkning til 8.1 mrd ved 2030 Kilder: World Bank, IEA 10 8 6 4 2 0 2004 2015 2030 Population, bln
Politikk, miljøhensyn og teknologi Energipolitikk: økonomisk vekst forsyningssikkerhet miljøhensyn Økende fokus på klimagasser - spesielt CO 2 alternativ teknologi tar tid internasjonale bindende avtaler tar tid reduksjon av CO2-utslipp tar tid..men EU vil redusere 20% innen 2020 Få alternativer til olje i transportsektoren Flere alternativer ved stasjonær energibruk: Gass, kull, kjernekraft, fornybare energikilder Politikk kan påvirke valg av energibærere
Globalt energikonsum 33% 35% 26% 25% 21% 10% 6% 3% 23% 10% 5% 4% Kilde: IEA, World Economic Outlook 2006, Reference scenario
Oljeforsyning 300 250 200 150 100 50 0 Saudi Arabia Iran Iraq Kuwait UAE Venezuela Russia Kazakhstan Libya Nigeria USA Canada China Qatar Mexico Algeria Brazil Norway Angola Azerbaijan Sudan India Oman Ecuador Indonesia Malaysia Australia UK Kilde: IEA, World Economic Outlook 2006 Kilde: BP Statistical Survey Sju land har 2/3 av reservene Non-Opec flater ut mer avhengig av Opec De enkle fatene er utvunnet - mer kostbar produksjon Fokus på ukonvensjonell olje men kostnader høye Økt fokus på forsyningssikkerhet
Europeisk gass tilbud/etterspørsel Historisk og antatt etterspørsel etter gass Mrd. kubikkmeter Kontraktsfestet gassforsyning til Europa
Fra regionalt til globalt gassmarked USA Europa Asia
Hva skjer med oljeprisen? Sterk økonomisk vekst til tross for trendskifte i oljeprisnivå. 90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 Historisk oljepris Brent Dated 0.00 Aug-92 Aug-93 Aug-94 Aug-95 Aug-96 Aug-97 Aug-98 Aug-99 Aug-00 Aug-01 Aug-02 Aug-03 Aug-04 Aug-05 Aug-06 USD per fat (nominell) Brent Dated Prompt pris med levering innefor 15 dager
Utviklingstrekk, norsk sokkel
Produksjonen like høy i 2025 som i 1995? Kilde: Oljedirektoratet
Produksjonsnivå avhengig av store felt Source: NPD/MPE
Nye funn i nye (åpne/ikke-åpnede) områder Norskehavet Vest for Lofoten Barentshavetnord??? Barentshavetøst? Jan Mayen Skagerrak?
To hovedutfordringer på norsk sokkel Troll gass Visund Gjøa Produksjon Snøhvit Ormen Nye Lange funn i nye områder (Petoro-fokus: Norskehavet, Barentshavet) Åsgard Heidrun Grane Kristin Få mest mulig ut av modne områder (Petoro-fokus: Tampen, Oseberg, Troll, Haltenbanken) Kvitebjørn Snorre Vigdis Oseberg Ekofisk Gullfaks Statfjord Nord Norne Tordis Draugen Troll olje Veslefrikk Tune Statfjord øst Leting Utbygging Platå Moden fase Halefase 0-20% 21-50% 51-95% 96-100%
Troll B Prosjekter/investeringsnivå NKS Troll C 70 % av investeringene i felt i produksjon eller under utbygging Produksjonsstart for to store prosjekter Stort press på ressursene globalt nasjonalt regionalt Høyere kostnadsnivå vanskeliggjør nye prosjekter Prosjekter mer sensitive for forandringer og prisutvikling Viktig å sette prosjekter inn i større sammenheng Eks: TFD/GNE - Videreutvikling av Troll og gassrørnettet Troll A Kollsnes
Oljeproduksjonen ned - enhetskostnadene opp 2 000 Produksjon - olje og NGL (kbd - 100 %) 1 500 1 000 500 Produksjonen faller 17% i perioden 2004-2007 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 RNB2003 RNB2004 RNB2005 RNB2006 RNB2007 Virkelig produksjon (kbd) 30 25 Enhetskostnad Enhetskostnadene (NOK/foe) stiger 53% i perioden 2004-2007 20 15 10 5 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 * Analyse av 12 utvalgte felt som utgjør 75 % av væskeproduksjonen i Petoro portefølje RNB2003 RNB2004 RNB2005 RNB2006 Virkelig kostnad RNB2007
Mindre petroleum for borekronene (Mill NOK) 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 0 Investeringer i SDØE porteføljen Rørledninger og landanlegg 100 % Innretning Boring og brønn 80 % Andel boring av totale investeringer 2007 2008 2009 2010 2011 2012 60 % 40 % 20 % 0 % Ca. 40% av investeringene i SDØE porteføljen er knyttet til bore- og brønnarbeid Negativ trend: mer penger, mindre olje og gass Antall dager 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 Oseberg 18 16 14 12 10 8 6 4 mill Sm3 Petoro-prosjekt for å vurdere potensialet og tiltak for økt volum per investert enhet: Risikobalansert planlegging Bruk av teknologi Optimal utnyttelse av rigg 200 2 0 Planlagt Virkelig Budsjett Virkelig 0 Boredager Reserver
Produksjonsøkning gjennom IO NOK 105 milliarder 2003: NOK 45 milliarder OLF-studie: IO-potensial 250 mrd NOK Reservoar- og produksjonsoptimalisering blant verdidriverne Har oppnådd mer enn fem prosent produksjonsøkning gjennom IO Jens Hagen Hydro Brage Sandstad ConocoPhillips Trond Unneland Chevron Kilde: NPF s IO konferanse september 2006 Intelligent fields and integrated operations
Petoros rolle i lys av Statoil-Hydro
Største portefølje på norsk sokkel ENI 2,5 % SHELL 4,7 % DONG 1,2 % CONPHIL 4,7 % TOTAL 7,9 % MOBIL 1,7 % ESSO 4,3 % BP 1,3 % MARATHON 0,7 % PETORO 34,5 % Fakta: 113 utvinningstillatelser 16 interessentskap/selskap for transport og terminaler 37 felt i produksjon Karakteristika: Største portefølje på norsk sokkel og bare på norsk sokkel Statoil markedsfører oljen og gassen HYDRO 11,7 % STATOIL 20,7 % Gjenværende olje- og gassreserver omregnet til oljeekvivalenter Petoro: Proaktiv partner Langsiktig perspektiv Ca 60 ansatte Høy kompetanse
Mål: maks økonomisk verdiskaping
Norsk sokkel viktigst for AS Norge
StatoilHydro blir en dominerende operatør Petoro } = 82 % av produksjon Kilde: Econ
Redusert mangfold i lisensene 120 Eierandeler 100 80 60 40 20 0 Gullfaks Norne Kvitebjørn Troll Visund Oseberg Kristin Tordis & Vigdis Åsgard Heidrun Statoil/Hydro SDØE Andre Grane Ormen Lange Snøhvit Snorre Draugen Andre selskaper involvert: 12 Gjennomsnitt eierandel: 9% Høyest: 26,2% (Draugen, Shell) Lavest: 1,1% (Snorre, AH) I 11 av SDØEs 15 verdimessig viktigste felt mister Petoro Statoil eller Hydro som viktig støttespiller, og andre partnere har begrensede eierandeler
Men mangfold har vi med alle de nye? Kilde: St.prp.60 (2006-2007
Fusjonen krever økt innsats av Petoro St.prop.60 om Petoro: I saker som er sentrale for SDØE, og hvor de øvrige selskapene ikke sammenfallende interesse med Petoro eller velger å ikke sette inn ressursen, må Petoro etter sammenslåingen i større grad vurdere å gjøre selvstendige analyser, etablere alternative forslag, kvalitetssikre operatørens arbeid og gjøre eget arbeid knyttet til utvalgte strategiske problemstillinger. Stortingsbehandlingen: Flertallet mener en konsekvens av dette innebærer en styrking av Petoro. Revidert NB 2007: Taket på maksimalt 60 ansatte personer i Petoro opphevet
Statoil+Hydro=muligheter + utfordringer StatoilHydro selv må beholde sterkest fokus på norsk sokkel Bortfall av mangfoldet i lisensene svekker vår bransjes evne til å finne beste løsning andre aktører må gjøre mer Alternative tiltak som bytte av operatørskap, restrukturering av eierskap eller tildeling av lisenser, er enten langsiktige eller vanskelige å gjennomføre Enkel og rask løsning: Styrk Petoro Kommersiell aktør der avgjørelsene blir tatt Øke teknisk og kommersiell kompetanse og kapasitet Ivaretakelse av SDØE på dagens nivå ikke ny rolle Tilførsel av begrensede FoU-midler