Petoros beste resultat på fem år
STAVANGER: Oljeselskapet overførte
120 milliarder kroner til statskassen i fjor. Men økende kostnader bekymrer. Petoro-sjef Grethe Moen var svaert 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.
Selskapene på norsk sokkel håver inn mer penger enn på lenge, og det gjelder også statens eget oljeselskap. Høyere olje- og gasspriser er den klart viktigste årsaken.
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 vaert bedre siden 2013.
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.
Helt siden oljekrisen begynte og alle aktører i bransjen kuttet kostnadene kraftig, har mantraet vaert at man må unngå at kostnadene igjen går til vaers 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.
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.
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 vaere 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.