Statoil er i dag det ledende selskap innenfor leting og produksjon
på den norske kontinentalsokkelen, og Norge vil fortsatt
være konsernets viktigste arena for oppstrømsvirksomhet.
Statoils internasjonale leting og produksjon er imidlertid sterkt økende,
og det er bygget opp en betydelig reservebase i felt utenfor Norge.
Lave oljepriser fører nå til en omfattende
restrukturering i hele oljeindustrien. Kravene til å sikre lønnsomhet
både på norsk sokkel og i de internasjonale operasjoner
er sterkt skjerpet. Gjennom kostnadseffektiv drift og teknologiutvikling
vil Statoil sikre sin posisjon som en betydelig og langsiktig aktør
i norsk og internasjonal olje- og gassvirksomhet.
Konsernets virksomhet på norsk kontinentalsokkel har
de senere år vært preget av et meget høyt
aktivitetsnivå. Nye teknologiske løsninger, redusert kostnadsnivå og
endrede samarbeidsformer, som var et resultat av NORSOK-prosessen,
har bidratt til denne utviklingen. Prisfallet på råolje
i 1998, samt til dels betydelige kostnadsøkninger i de
siste prosjektene, har imidlertid svekket inntjeningsgrunnlaget
på norsk sokkel. Som følge av endrede prisforventninger
er driftsresultatet for 1998 belastet med 1,5 mrd. kroner knyttet
til avsetninger for forventede tap vedrørende virksomheten
på norsk sokkel og nedskrivning av verdien på oljefeltene
Varg og Yme.
I likhet med andre oljeselskaper, står Statoil overfor
betydelige utfordringer med sikte på å skape tilfredsstillende
lønnsomhet. Konsernet går derfor inn for å utsette
flere prosjekter. Etter styrets oppfatning er det nødvendig å etablere
et kostnadsnivå som gir lønnsomhet for nye prosjekter
med et oljeprisnivå på USD 10-12 pr. fat. Dette
vil kreve fortsatt utvikling av nye teknologiske løsninger,
samt
sterkere fokus på håndtering
av risiko ved prosjektutvikling og utbyggingsbeslutninger,
økt kvalitet i prosjektgjennomføringen,
fortsatt restrukturering og fokusering av virksomheten,
forbedring av rammevilkårene på norsk
sokkel.
I 1998 var Statoils tilgang på egenolje fra norsk sokkel
408 000 fat pr. dag mot 421 000 fat pr. dag året
før. Årsaken er dels at produksjonen fra de store feltene
Statfjord, Gullfaks og Oseberg er fallende, dels at nye felt har
kommet senere i produksjon enn forventet. I løpet av 1998
startet produksjonen på de to første Gullfaks-satellittene.
I første halvdel av 1999 vil oljeproduksjonen starte på Åsgard,
mens gassproduksjonen nå er utsatt i 2 år med
bl.a. begrunnelse i de politiske rammebetingelser.
For å kartlegge hvorfor investeringene i en rekke prosjekter
på norsk sokkel har økt i forhold til den opprinnelige
planen, nedsatte Regjeringen et eget utvalg.
Dette investeringsutvalget har etter Statoils oppfatning lagt
fram en rapport som gir et godt grunnlag for videre forbedringsarbeid
knyttet til feltutbygginger på norsk sokkel. Statoils prosjekter
følger samme mønster som andre utbyggingsprosjekter.
På Åsgard-feltet er 40 pst. av kostnadsøkningen
knyttet til feltinstallasjoner og 60 pst. til boring og undervannsinstallasjoner.
Statoil har allerede satt igang en rekke tiltak for å unngå tilsvarende
kostnadsøkninger i framtiden. Blant disse er å sikre
kvalitet i tidligfasen og unngå endringer i prosjektgjennomføringen.
Statoils salg av egenprodusert gass fra norsk sokkel økte
fra et gjennomsnitt på 17,2 mill. kubikkmeter pr. dag i
1997 til 17,6 mill. pr. dag i 1998.
Konsernets innsats for å øke utvinningen fra
felt i produksjon viser fortsatt gode resultater. For flere felt
er anslagene for utvinnbare reserver økt også i 1998.
Det er derimot kun mindre tilvekst i reservene som følge
av nye funn og modning av prosjekter.
Statoil vil videreutvikle sine olje- og gassreserver på norsk
sokkel gjennom aktiv porteføljeoptimalisering med sikte
på å styrke virksomheten i utvalgte kjerneområder.
Dette vil skje i områder hvor selskapet har en ledende
rolle og i områder hvor selskapet ser muligheter for å finne
og utvikle nye forekomster. Effektiv utnyttelse av etablert infrastruktur
vil være en del av dette arbeidet.
Et annet viktig prosjekt for verdiskapningen i Statoils olje-
og gassvirksomhet er rørledningen som skal binde sammen
de tre mottaksanleggene for olje og gass i Hordaland. Prosjektet
har navnet Vestprosess, og vil etter driftstart høsten
1999 knytte sammen Mongstad, Kolsnes og Sture.
Statoil har fortsatt store ambisjoner på norsk sokkel.
Sikker drift med god regularitet har høyeste prioritet,
sammen med utvikling og utnyttelse av ny teknologi som kan sikre
Norsk kontinentalsokkel er imidlertid etterhvert blitt en moden
petroleumsprovins hvor fremtidige funn forventes å være
mindre og mer kompliserte enn de feltene som nå er i produksjon
og under utvikling. Det vil bli en stor utfordring å finne
og utvikle et tilstrekkelig antall nye lønnsomme felt på norsk sokkel
i årene fremover. Dette vil, etter styrets oppfatning, øke
behovet for strukturendringer og for tilpasninger i myndighetenes
rammevilkår.
Statoil deltar i en rekke utbyggingsprosjekter i og utenfor Norge,
både som operatør og som partner.
Statoils investeringer innenfor leting og produksjon var i 1998
på 13,5 mrd. kroner, fordelt med 8,8 mrd. kroner på norsk
sokkel og 4,7 mrd. utenfor Norge.
Den største utbyggingen på norsk sokkel skjer
i dag på Åsgardfeltet i Norskehavet. Utbyggingen skjer
i to faser. Oljeproduksjon fra Åsgard A starter våren
1999. Gassproduksjonen fra Åsgard B vil starte i oktober
2000. I plan for utbygging og drift i 1995 ble utbyggingskostnadene
for Åsgardfeltet anslått til 29,7 mrd. løpende
kroner. Anslaget er senere øket til 35,5 mrd. kroner. Kostnadene
er blitt oppjustert som følge av økt arbeidsomfang
og et langt mer komplisert boreprogram enn opprinnelig antatt.
Utbyggingen omfatter også bygging av rørledning
for transport av rikgass til Kårstø samt utbygging
av mottaks- og fraksjoneringsanlegg på Kårstø. Anleggene
på Kårstø vil som følge av utbyggingen på Åsgard
bli utvidet med et fraksjonerings- og ekstraksjonsanlegg. I tillegg
til dette vil det også bli igangsatt utbygging av etanfraksjoneringsanlegg
på Kårstø. Investeringsrammen på Kårstø er
8 mrd. kroner. Det opprinnelige anslag var 2,9 mrd. kroner.
Transportsystemet Europipe II skal frakte gass fra Åsgard
fra Kårstø til Dornum i Tyskland. Gassleveransene
starter 1. oktober 2000. For å øke fleksibiliteten
i transportsystemene til Kontinentet, planlegges det ferdigstillelse
innen 1. oktober 1999.
Statoil deltar med 1/3 andel i Naturkraft, sammen med
Hydro og Statkraft. Naturkraft planlegger bygging av ett gasskraftverk
på Kårstø og ett på Kolsnes. Statens
Forurensningstilsyn (SFT) har gitt utslippstillatelse
på betingelser som ikke gjør det lønnsomt å starte
bygging av gasskraftverkene, disse planene er derfor utsatt i 2 år.
Statoils leting og produksjon utenfor den norske kontinentalsokkelen
startet for alvor i 1990. I dette året inngikk Statoil
og BP en allianse om felles internasjonal oppstrømsatsing
utenfor Nordsjøområdet. Alliansen har hatt stor
betydning for begge selskapene. Etter at BP har inngått
avtale om fusjon med det amerikanske oljeselskapet Amoco, ble alliansen
mellom BP og Statoil formelt avviklet med virkning fra den 14. februar
1999. Samarbeidet med BP Amoco fortsetter imidlertid innenfor de
lisenser der begge selskaper er med.