Fortsatt hjemmekjær

19.05.2009
Selv om StatoilHydros vekst skjer internasjonalt, fastholder konserndirektør Øystein Michelsen at norsk sokkel forblir den viktigste arenaen også de 10 neste årene.
  • Bjørn Rasen / Emile Ashley (foto)

Her er Øystein Michelsen i hyggelig passiar med Anne Aae (t.v.) og Eileen Doig i kaffebaren

Om resultatene på norsk sokkel er gode subsea-utstyr osv. a nok, diskuteres også i StatoilHydro.  Her er Øystein Michelsen i hyggelig passiar med Anne Aae (t.v.) og Eileen Doig i kaffebaren.


Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon, Norge, er ansvarlig for de fleste funnene på norsk sokkel. Relativt små, men dog. Han er den eneste som fortsatt borer letebrønner i norsk del av Barentshavet. Riktignok uttaler han seg nå langt mer forsiktig enn tidligere om fortsettelsen i nord. Men Nordsjøen er han ikke ferdig med, selv om det er mest småpytter igjen. Eventuelle større funn er mest sannsynlige vest i Norskehavet. Kontinuerlig optimist Michelsen ler når det dukker opp spørsmål om hvor mye bærekraft norsk sokkel representerer for StatoilHydro.



StatoilHydros utsagn om norsk sokkel som hjemmebane og viktigste arena, hvor lenge kan vi ta det for gitt?

Jeg tror at den vesentligste delen av vår produksjon de 10 neste årene kommer fra norsk sokkel. Vår ambisjon er å holde produksjonen på 1,5 millioner fat hver dag de neste 10 årene, noe som er en kjempeutfordring. Når vi ser hvordan de modne feltene faller av, så betyr det at vi må inn med mye nytt for å klare det. Vi har en offensiv holdning til, og stor entusiasme for, å utvikle norsk sokkel.

Hva er vektingen mellom norsk og internasjonal sokkel og hvordan ser dette bildet ut om 5-10 år?

Vi må kjempe for å holde produksjonen oppe på norsk sokkel. Og vi må etter hvert kjempe knallhardt for å holde vårt totale produksjonsmål. Veksten i selskapet kommer internasjonalt, det er det ingen tvil om. Det kommer til å prege vår satsing framover. Samtidig er det viktig å si at vi bruker de samme kriteriene og avkastningskrav ute som hjemme, så nei, norsk sokkel sponser ikke de internasjonale prosjektene. Men for hver tjente krone går nok en større del av investeringene til prosjekter ute. Norsk sokkel er vår ryggrad og vår store ressursbase, selv om vi i Mexicogolfen bygger opp en ressursbase som begynner å ligne på den vi har på norsk sokkel.

Produksjonsmessig er Norge suveren. Det samme gjelder for menneskelige ressurser. Det er her vi gjør tingene og utvikler teknologi. Vi har så smått begynt å ta det ut, eksempelvis til Peregrinofeltet utenfor Brasil. Her bruker vi vår erfaring med tyngre olje fra Granefeltet i Nordsjøen.

StatoilHydro erstatter ikke all produsert olje med nye reserver. Hva gjør du for å motvirke en synkende erstatningsrate?

Det stemmer at vår erstatningsrate i 2008, ifølge det amerikanske kredittilsynet SEC, er på kun 34 prosent. Det reflekterer kun rene reserver. Vi hadde en ressurstilvekst i fjor på 850 millioner fat, gjennom funn i Norge og internasjonalt og inklusive oppkjøp. En vesentlig del av dette skal vi klare å modne fram til reserver.

På norsk sokkel produserte vi i fjor tre ganger mer enn vi klarte å erstatte gjennom nye prosjekter. Det er for dårlig for et selskap med en lang tidshorisont. Forklaringen er at vi blør for de årene vi hadde laber letevirksomhet (gjelder både Statoil og Hydro rundt århundreskiftet da oljeprisen var nede i 10 dollar per fat. red.komm). Men nå er utviklingen snudd. De siste tre årene er erstatningsraten cirka 60 prosent. Likevel, det betyr at vi hvert av disse tre årene har tært på det vi har i banken.

Porteføljen vurderes løpende. På norsk sokkel er vi åpen for det som måtte være av gode løsninger; en god kommersiell løsning vil vi alltid vurdere nøye.

Rundt 40 norske prosjekter lagt i skuffen som følge av konjunkturnedgangen. Hva må til for at de hentes opp igjen? Og, er det tidskritiske prosjekter blant disse som kan gå tapt?

Vi har foretatt en prioritering av alle prosjektene som ikke er besluttet. I lys av finanskrisen som vi ikke vet hvor lenge varer, så vi er beredt til å strupe aktiviteten. Dette for å beholde vår finansielle handlefrihet. De tidskritiske prosjektene kjører vi. Vi er opptatt av ikke å miste reservene. Trass i kortsiktige dystre utsikter, tror vi at dette blir gode prosjekter lenger nede i veien. Vi har skjøvet på prosjektene som ligger nederst på prioriteringslisten. Dette er ikke dramatisk. Uansett, langt inn i 2010 så har vi et rekordhøyt aktivitetsnivå. Vi må ikke glemme at vi kommer fra et feberaktig nivå i 2008.

StatoilHydro har vært ute i markedet og lånt 30 milliarder kroner. Hvor mye av disse pengene skal investeres på norsk sokkel?

Vi har hentet inn disse pengene for å sikre vår finansielle posisjon og for å sikre likviditet til å gjennomføre våre prosjekter og strategi for utbytte.

Er dagens oljepris krise for norsk sokkel? (52 USD)

Dagens oljepris kan vi leve med. Men de nye prosjektene våre, med dagens kostnadsnivå, er utsatt med dagens oljepris. Det er utfordringen. Funnene vi gjør er vesentlig mindre, og med det øker kostnadene per fat. De mest lønnsomme prosjektene, og de gjør vi mange av, er nye brønner på eksisterende felt.

Skal vi hente ut hele potensialet på norsk sokkel så trenger vi høyere oljepriser enn 50 dollar per fat.

Når det gjelder de store feltene, så skaper ytterligere oljeprisreduksjon i første omgang problemer for Statfjord. Gullfaks skal vi få mye mer ut av, horisonten går mot 2030 og videre. Men om 10 år kan vi selvsagt ha en annen mening om det. De store feltene er det fortsatt mye å gjøre med.

Flere hevder oljeselskapene utøver et utidig press mot leverandørene. Hva er din kommentar?

Deler av leverandørmarkedet er på et nivå som norsk sokkel ikke kan leve med. Vår ambisjon på Troll olje, hvor det er pøst inn store investeringer i nye brønner, får problemer med dagens prisnivå; riggratenivå, subsea-utstyr osv.

Er jobben rundt eksisterende infrastruktur og felter i Nordsjøen gjort?

Alle forpliktelsesbrønnene er gjennomført med et omfattende program i plattformnære områder. Vi gjorde 27 funn i fjor – med vår telling, som ikke er helt lik Oljedirektoratets – og har med det bygget opp en ressursbank. Det er disse fatene som skal holde produksjonsnivået oppe på norsk sokkel.

Etter nyttår har vi gjort flere funn. Et par av disse har betydelig størrelse, eksempelvis Asterix på 100 millioner fat. Men ingen av funnene er store elefanter. Funnene ligger i nærheten av infrastruktur og kan bygges ut raskt. Kostnadene blir ikke så store og det lønner seg å bygge dem ut.

Vi har gjort en kjempejobb i våre områder for å støvsuge – for ikke å si teppebore – det er ikke mange reservoarer som slipper unna. Som et eksempel kan jeg nevne Osebergområdet hvor det ble gjort mange gode funn. Lenger sør har vi suksess med funnene Dagny og Ermintrude.

Jobben i Nordsjøen er ikke gjort. Det gjenstår masse arbeid, eksempelvis innen økt utvinning. Vi har så langt modnet fram 400 millioner fat gjennom tiltak for økt utvinning på og rundt eksisterende felt.

Brenner det et blått lys for Barentshavet?

Vi har ikke gitt opp selv om resultatene fra brønnene i fjor var skuffende. Vi setter vår lit til at vi får nye utvinningstillatelser i 20. konsesjonsrunde slik at vi kan nærme oss Barentshavet med nye innfallsvinkler og fortsette letingen etter store felt.

Det var StatoilHydro som boret samtlige letebrønner der i fjor. Det gav skuffende resultater rundt Tornerose-forekomsten – med tanke på et tog 2 til Snøhvit – og det har satt det arbeidet litt tilbake. Men vi har ikke gitt opp et tog 2 til Snøhvit.

Det har vært mange skuffelser i Barentshavet. Det har vært krevende. Men vi jobber videre med ulike modeller for å gjøre kommersielle funn. Det hjelper oss litt at vi får infrastruktur, en plattform (Goliat, red. komm.) som bygges for å kunne ta inn satellittfelt. Det åpner for muligheter.

Hva med Norskehavet? Ser du muligheter for å gjøre store funn – elefanter?

Vi tror at det finnes små elefanter i alle fall. Langt vest i Norskehavet er en mulighet, samt i de uåpnede områdene. I Nordland 6 og 7 er det potensial for å påvise flere store felt i samme størrelsesorden som Njord og Norne, selv om potensialet totalt sett ikke er det samme som Nordsjøen. Dette er lovende sammenlignet med andre områder vi har å lete på.

Hva er din kommentar til forslag om å stenge av det som betraktes som lovende områder av norsk sokkel?

Som industri har vi vist at vi kan leve i sameksistens med fiskeri og lokalinteresser. Det er ikke funnet noen varige effekter av vår virksomhet på sokkelen. Aktivitet nærmere land betyr å skape mer sikkerhet rundt oljevern.

Jeg tror det er viktig for samfunnet at vi får anledning til å finne ut hva som er der. Hvorvidt vi får tilgang eller ikke er politikernes ansvar. Vi er klar og kan drive forsvarlig og trygg virksomhet også utenfor Lofoten. Vi kan leve med strenge krav til våre operasjoner. Jeg vet ikke om samfunnet har råd til å la være å finne ut hva som finnes på sokkelen utenfor Lofoten og Vesterålen.

Hvis du stiller et retorisk spørsmål om olje eller fisk, så ville også jeg trolig valgt fisk – hvis det var et spørsmål om enten-eller. Men det har jo aldri vært enten-eller for vår industri. Det er faktamessig feil, og en tendensiøs måte å framstille dette på. Det er en kjempefordel for samfunnet og for lokalsamfunn i nord hvis vi får anledning til å utforske disse områdene. Turisme og fisk kan leve veldig bra side om side med oljeindustri som kan bidra positivt til å utvikle de næringene.

StatoilHydro har 80 prosent av porteføljen på norsk sokkel. Hvordan sikrer selskapet at det har ressurser til å jobbe godt og nok med hele porteføljen, både store og små felt?

En god måte å sikre dette på er å roe ned litt som vi gjør nå. Fjoråret viste at våre leverandører ikke klarte å levere nok kapasitet og kvalitet. Nå skal vi gjenvinne kvaliteten i prosjektene våre. Det er ikke en slakt, men en konsolidering og fokusering.

Michelsen sier selskapet ikke har gitt opp Barentshavet, trass i mange skuffelser.

Michelsen sier selskapet ikke har gitt opp Barentshavet, trass i mange skuffelser.