SINTEF RAPPORT TITTEL

Konkurrentanalyse haleprodusenter

FORFATTER(E)

Camilla K Tveiten, Geir Langli (SINTEF Petroleumsforskning AS), Helge Sandtorv, Magnus Bjelkerud OPPDRAGSGIVER(E)

SINTEF Teknologiledelse Sikkerhet og pålitelighet Postadresse: 7465 Trondheim Besøksadresse: S P Andersens veg 5 Telefon: 73 59 27 56 Telefaks: 73 59 28 96 Foretaksregisteret: NO 948 007 029 MVA

Statoil ASA

RAPPORTNR. GRADERING OPPDRAGSGIVERS REF.

STF38 A 04416 Åpen Asbjørn Løve GRADER. DENNE SIDE ISBN PROSJEKTNR. ANTALL SIDER OG BILAG

Åpen 82-14-02732-2 384649 42 ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTLEDER (NAVN, SIGN.) VERIFISERT AV (NAVN, SIGN.) T:\384649 Haleproduksjon\Endelig Rapport Haleproduksjon 2.doc Camilla K Tveiten Helge Sandtorv ARKIVKODE DATO GODKJENT AV (NAVN, STILLING, SIGN.)

2004-05-24 Lars Bodsberg (Forskningssjef) SAMMENDRAG

Rapporten inneholder en oversikt over aktører i markedet som driver haleproduksjon innen olje og gass. Det er få selskaper som selv definerer seg som haleprodusent, men felles for de selskapene som omtales her er at de ser muligheter i å tjene penger på å drive felt som til nå er blitt sett på som mindre lønnsomme for de store aktørene. Likeså vil flere av de selskapene som nevnes her være på markedet for leting og utvikling av marginale felt. For de fleste gjelder det at de ikke nødvendigvis skiller vesentlig mellom dette og haleproduksjon i sin strategi. Rapporten er på ingen måte å se på som fullstendig. Det kan eksistere aktører som det ikke har lyktes SINTEF å få kjennskap til og det eksisterer helt klart informasjon om selskapene som ikke er beskrevet her. For eksempel er det en karakteristikk at informasjon om HMS resultater og organisasjon ikke er åpent tilgjengelig for utenlandske selskaper.

STIKKORD NORSK ENGELSK

GRUPPE 1 Bedriftsutvikling Enterprise Development GRUPPE 2 Marked, Olje Marked, Oil EGENVALGTE Konkurranseanalyse Competitor Analysis Markedsanalyse Market Analysis

2

3

INNHOLDSFORTEGNELSE

1 Innledning ...........................................................................................................................5

2 Omfang av haleprodusenter i ulike oljeprovinser ..............................................................7

3 Selskaper på norsk sokkel som har haleproduksjon som kjernekompetanse og marked ...........................................................................................................................9

3.1 Paladin Resources Ltd. .....................................................................................................9 3.2 PERTRA.........................................................................................................................13 3.3 Talisman Energy Inc. .....................................................................................................17 3.4 Lundin Petroleum AB og DNO......................................................................................21 3.5 MAERSK Olie og Gas ...................................................................................................24 3.6 Øvrige selskaper .............................................................................................................26

3.6.1 Aker Kvaerner olje og gass (Aker Maritime)..................................................26 3.6.2 DONG E&P ....................................................................................................26 3.6.3 Det Norske Oljeselskap AS.............................................................................27 3.6.4 Anadarko Petroleum Corporation ...................................................................28 3.6.5 Enterprise Oil/Shell Enterprise........................................................................28 3.6.6 Kerr Mc Gee....................................................................................................29 3.6.7 Marathon .........................................................................................................30 3.6.8 Norske AEDC .................................................................................................30 3.6.9 OER Oil...........................................................................................................30 3.6.10 Revus energy...................................................................................................31 3.6.11 RWE DEA......................................................................................................31 3.6.12 Sumitomo ........................................................................................................31 3.6.13 CNR International (UK) Ltd. ..........................................................................31 3.6.14 Gaz de France..................................................................................................32 3.6.15 Ruhrgas Norge AS ..........................................................................................32

4 Trender .........................................................................................................................35 4.1 Norske rammebetingelser vs andre rammebetingelser...................................................35 4.2 Utviklingen av olje/gass utvinning på norsk sokkel.......................................................36 4.3 Trender innen teknologi .................................................................................................39 4.4 Strukturendringer ...........................................................................................................40 4.5 Kostnadsbildet ................................................................................................................41

4

5

1 Innledning SINTEF refererer til forespørsel fra Statoil ASA v/Asbjørn Løve, der SINTEF ble bedt om å foreta en analyse av aktører innen haleproduksjon vedrørende Økonomi, Drift, Organisasjon, HMS, og Marked. Den tiden SINTEF har hatt til å samle informasjon har vært knapp og SINTEF har dermed basert seg på informasjon som er åpent tilgjengelig. Muligheten til å få tak på folk per telefon har likeledes vært begrenset. Begrepet haleproduksjon er ikke klart definert. Aktørene som markedet regner som haleprodusenter definerer ikke seg selv som haleprodusent. Forskjeller ligger i hvilke fokus som settes og hvordan man organiserer seg for å nå de målene som settes. Tabellen under viser en oversikt over de aktører som er vurdert med noen nøkkeltall:

Aktør Omsetning 2003 i

millioner USD

Antall ansatte

Paladin 496 275, 0 12 ledelse, 39 øvrig

Pertra 121,6 15

Talisman 1 996,9 1758 (totalt)45 (i Norge)

Lundin 150,5 13 (i Norge)

Maersk Olie og Gas 3 150,6

Aker 3 036,7 9717 totalt i Norge

DONG

DNO AS

Anadarko 3400 totalt

Enterprise (Shell)

Kerr McGee 4 185,0

Marathon

Norske AEDC 1,9 (betalt i skatt til Norge i

2003)OER oil 4,3

(inntekt etter skatt)13

Revus Energy 6

RWE DEA 363,2 65

Sumitomo 590,0

CRM

Gaz de France 20 364,7 1200 i E&P

Ruhrgas 14 766,5 2571

Tabell 1: Oversikt over selskaper (registrert i Norge) og noen nøkkeltall.

6

7

2 Omfang av haleprodusenter i ulike oljeprovinser Inntoget av de nye selskapene som har haleproduksjon og utvikling av marginale felt som forretningsområde er ikke noe nytt fenomen selv om det er forholdsvis nytt som tema i Norge. Nedenstående figur gir en oppsummering av omfanget for de såkalte ”independents” i 3 ulike oljeprovinser. Dette viser produksjonsvolumet i mill. bbl o.e. per år for år 2002. Til sammen er det dog langt flere aktører som har fått lisens og/eller operatørstatus enn det som figuren viser (ca. 70 i UK og ca. 30 i Norge).

Figur 1 – Oversikt over såkalte ”independents” i GoM, UK og Norge. Listen er ikke nødvendigvis riktig per dato.

8

9

3 Selskaper på norsk sokkel som har haleproduksjon som kjernekompetanse og marked Kapittelet inneholder informasjon om de selskaper vi vurderer til å være haleprodusenter og som operer eller vil komme til å operere på norsk kontinentalsokkel. Selskapene vil ikke nødvendigvis se på seg selv som haleprodusent selv om andre kan vurdere dem slik. Kjernekompetansen til de aktørene som blir omtalt her er ikke annet enn at de mener at ved å investere i de ”mindre lønnsomme” feltene er det mulig å tjene penger. Kompetansen de sitter på er ikke annerledes enn hos de store. Til slutt i kapittelet finnes et delkapittel om ”andre” selskaper. Disse selskapene vurderer vi til å være interessante i haleprodusjonssammenheng, enten som rettighets-havere eller som aktive innen olje og gass/haleproduksjon, men som ikke har det som uttalt strategi å operere på norsk sokkel.

3.1 Paladin Resources Ltd. Paladin Resources (Norway) Ltd. / Paladin Resources Norge AS er et selskap som er heleid av Paladin Resources plc. I det etterfølgende er Paladin benyttet og det skilles ikke mellom de ulike selskapene.

3.1.1 Strategi og forretningsidé - å øke verdien av aksjen gjennom bade oppkjøp og utforskning med det mål for øye å øke utvinnbare reserver og produksjon på en kommersiell attraktiv basis. Mål (sitat): • To build a geographically diverse reserves base and meaningful exploration portfolio which has the potential to deliver significant value. • To reinvest strong near term cash flow profitably through:

a) "steady" value per share growth from a disciplined approach to acquisitions b) "volatile" value per share growth from exploration

• To capture the resultant value growth in the share price. (Sitat slutt)

3.1.2 Økonomi 1999 2000 2001 2002 2003

Turnover (mill GBP) 170247 268173Gross profit (mill GBP) 72153 95944Proft before taxation (mill GBP) 3.4 17.2 37.8 66 84.8Cash flow from ops (mill GBP) 8.8 22.1 61 96.3 143.1Result per share (pence) 0.38 4.02 4.88 7.76 8.92Net debt at year-end 61.6 110 Tabell 2: Økonomisk oversikt Paladin Resources Ltd.

10

2002 2003 2002 2003 2002 2003 2002 2003Production (Mbbl) 928 4062 7012 8838 1921 1625 9861 14525Production (Bscf) 0.7 1.3 1.6 1.7 2.3 1.9 4.6 4.9Reserves (MMbbl) 10.5 44.6 52.5 45.7 27.2 25.7 90.2 116Reserves (Bscf) 51.9 53.2 10.8 11.8 47.2 35.6 109.9 100.6Investment:- developments/production 24.6 30.3 4.9 26.4 59.8

- exploration 3.6 9.8

UK Scandinavia Indonesia/Tunisia/US Total

Tabell 3: Oversikt over produkasjon Paladin Resources Ltd.

Investeringsprogrammet for 2004 innbefatter GBP 75 mill på utvikling og prosjekter rettet inn mot økt utvinning fra eksisterende felt, GBP 11 mill på leting, samt en økning i produksjonen på 10%. For inneværende år er det planlagt å få Goldeneye og Stine-1 on-stream.

3.1.3 Operasjon (driftsform og bruk av teknologi)

Paladin Resources plc (Paladin) er et uavhengig britisk oljeselskap. Selskapet er listet på London Stock Exchange. Selskapet var tidligere kjent som Pittencrieff Resources plc men skiftet navn etter at ex-Clyde Petroleum management team kom inn i september 1997. Hovedkontor: Kinnaird House, 1 Pall Mall East

London SW1Y 5PR Tel +44 (0)20 7024 4500 Fax +44 (0)20 7024 4501 www.paladinresources.plc.uk

Paladin har operasjoner i UK, Norge, Danmark, Indonesia, Romania, Tunisia. Driftsorganisjoner er etablert i Stavanger og Aberdeen. Paladin er – i følge selskapet selv - ikke en tail end specialist, men ser forretnings-messige muligheter i (ofte neglisjerte) modne felt, og utvikler fortjenestemarginer gjennom investeringer og driftseffektiviseringstiltak. Paladin mener at haleproduksjon ikke er kostnadskutt men heller snakk om investering. Paladins primære investeringsområder er:

– Undergrunn o 4D seismikk o nye brønner (infill drilling, near field exploration) o satelittutbygginger

– Produksjonsoptimalisering – Plattform integritet – HSM

Selskapets første operasjon var Montrose/Arbroath (UK) som ble kjøpt av BP/Amerada Hess i desember 2002. På oppkjøpstidspunktet hadde ikke Paladin en organisasjon på plass til å operere installasjonene, men inngikk umiddelbart en JV med Peftrofac og Helix. De to sistnevnte hadde driftserfaring. Paladins filosofi for operasjon av modne felt kan illustreres ved deres egen beskrivelse av Montrose/Arbroath (Monarb) operasjonene:

• Petrofac & Helix onshore support staff located in Paladin office – Paladin management & professional staff (15) – Petrofac onshore (15-20) – Helix-RDS subsurface and well management staff (8-12)

• OIM’s and offshore management positions are Petrofac employees

11

• All other offshore positions as defined in the Safety Case are Petrofac employees (ca. 70%) and contract staff

• Paladin offshore representative present on Montrose • New partner, ‘Energy North Sea’, brings previous Monarb experience • Alignment of Monarb area equities between ENS and Paladin

Paladin opererer i hele verdikjeden fra leting til salg, men fokuserer på leting i kjente strukturer og i nærområdet til felt der de har interesser. Ca. 14% av investerings-budsjettet går til leting. Eierinteresser på norsk sokkel – produksjonslisenser (ikke utbygd eller i operasjon):

Paladin er operatør på tre lisenser: 143 BS, 143 CS og 298. Paladin er medeier i følgende produserende felt: Brage, Huldra, Njord og Veslefrikk. Av disse er Brage, Njord og Veslefrikk i avtrap-pingsfasen. Paladin er medeier i forretningsområdene Brage, Huldra, Njord og SA-SB. Paladin driver ikke teknologi-utvikling, og har ikke noe mål om å være tidlig ute (kan gjerne være først) med å ta ny teknologi i bruk. Men: Når beslutning om teknologi/ løsning er valgt så står man fast ved denne.

Tabell 4: Lisenser på norsk sokkel – Paladin Resources Ltd.

3.1.4 Organisasjon Iflg Paladins årsrapport for 2003 er det 12 ansatte i ledelsen og 39 i drift og administrasjon: Stavanger: 17, Aberdeen: 14, London: 20 Paladin har ingen ansatte ute på norsk sokkel. På britisk sokkel har Paladin 15 ansatte i ledelse og adm/ops på Montrose/Arbroath samt én company rep ute på feltet. Paladin Resources Norge AS bruker egne ressurser i UK så langt det er mulig, men er i stor grad avhengig av kjøp av tjenester. Ifm operasjon av Monarb har Paladin inngått en JV med Petrofac og Helix. I tillegg har de et samarbeid med ENS.

3.1.5 HMS Paladin har utøvende operatørskap for Montrose, Arbroath og Arkwright på britisk sokkel. Selskapet hadde ingen dødsfall i sine operasjoner i 2003, men de hadde én skade som gir en LTA frekvens på 2.3 per million arbeidstimer. Ingen utslippshendelser registrert. Mål for 2004:

• LTA frekvens = 0

Production licence Period Interest 52 24.03.2003 - 27052 B 01.01.2004 - 9053 B 19.03.2002 - 2055 04.03.2003 - 20055 B 04.03.2003 - 20107 24.09.2003 - 15132 24.09.2003 - 15143 06.05.2003 - 65143 BS 01.01.2004 - 65143 CS 01.01.2004 - 65148 30.04.2004 - 50185 04.03.2003 - 20239 27.11.2003 - 25266 24.06.2003 - 10267 24.06.2003 - 10271 14.10.2002 - 20276 24.03.2003 - 27288 11.04.2003 - 30289 11.04.2003 - 30291 11.04.2003 - 20298 12.12.2003 - 100302 12.12.2003 - 20308 12.12.2003 - 40

12

• Utslipp av olje i produsert vann på 40 mg/kg • Etablere planer for videre reduksjoner av utslipp av olje • Etablere planer for maksimal utnyttelse av assosiert gass og videre reduksjon i fakling • Implementere program for forbedring av yrkesmessig helse og sikkerhet

3.1.6 Markedsposisjon – partnere Partnere i pågående operasjoner der Paladin er operatør er Petrofac Facilities Management, Helix RDS og Energy North Sea (ENS). Paladins partnere i lisenser/felt på norsk sokkel er: • OER Oil AS • Petoro AS • Eni Norge AS • Norsk Hydro Produksjon AS • Esso Exploration and Production Norway A/S • Statoil ASA • Talisman Energy Norge AS • Svenska Petroleum Exploration AS • RWE Dea Norge AS • Lundin Norway AS

• DONG Norge AS • ConocoPhillips Skandinavia AS • Ruhrgas Norge AS • Gaz de France Norge AS • Total E&P Norge AS • Mobil Development Norway AS • Norske ConocoPhillips AS • Total E&P Norge AS • Enterprise Oil Norge AS

13

3.2 PERTRA

3.2.1 Strategi og forretningsidé Rasjonale bak etableringen av Pertra: 1. En rekke oppdrag vil utebli dersom ikke små operatørselskap driver dem fram. 2. Oljeserviceindustrien må ta et selvstendig ansvar for å få en rimelig kompensasjon for sin verdiskaping. 3. PGS har en kompetansesammensetning som muliggjør dannelse av et lite oljeselskap. 4. Egen aktivitet innen feltutvikling og produksjon vil øke muligheten for en kontinuerlig sysselsetting av produksjonsflåten slik at den over tid kan tilbys våre kunder til gunstige betingelser. Kan små oljeselskap drifte felt billigere?

• Lavere administrasjonskostnader og enklere driftrutiner gir marginalt billigere drift. • Små selskap vil imidlertid ha bedre ledelsesfokus og faglig fokus på små felt og således få

bedre inntjening. • Små selskap vil fokusere på rammevilkår som faktisk betyr noe for lønnsom drift av små

felt og haleproduksjon. • Adm. Dir. E. Haugane: Billigere? NEI! Mer lønnsomt: JA!

Strategien er å finne/kjøpe felt under 100 millioner fat, og samtidig gå for store andeler i små felt heller enn små andeler i store felt.

3.2.2 Økonomi

2003 2002Capital expenditures 33852 8238Revenue 121640 32697PGS, from Petrojarl Varg 67288 69455

Pertra, ikke-reviderte tall (2003)Tall i 1000 USD

Tabell 5: Økonomisk oversikt PERTRA

3.2.3 Operasjon (driftsform og bruk av teknologi)

Pertra er et heleid datterselskap av PGS. Selskapets hovedkontor er i Trondheim. Selskapet ble godkjent som rettighetshaver og operatør på norsk sokkel i februar 2002. 1 august 2002 overtok Pertra 70% av produksjonslisens 038 (fra Hydro). Pertra overtok også operatøransvaret. PL 038 omfatter Varg og Varg Sør, sistnevnte med et anslått gassvolum på 4 milliarder Sm3. Varg-feltet drives med FPSO’en Petrojarl Varg som eies av PGS1 og opereres av PGS på vegne av Pertra. I tillegg til operasjonell og maritim kompetanse har PGS erfaring med og kompetanse innen feltutvikling, seismikk, reservoarteknologi, produksjonssystemer mv som Pertra gjør nytte

1 Sverre Skogen er adm. Dir og Jens Ulltveit-Moe er styreformann i PGS ASA. PGS’ hovedkvarter er i Oslo.

14

av. PGS går gjerne inn i integrerte team med operatør for å utvikle felt, ta økonomisk risiko og tilpasse/avstemme operative mål. Operasjonelle styrker/egenskaper:

• beslutninger fattes raskt • kort fra beslutning til gjennomføring • stor villighet til å tenke alternativt i kontraktssammenhenger (insentiver) • foretrekker enkle og oversiktlige kontraktsformer, prosedyrer og systemer • minimaliserer alt som ikke er absolutt nødvendig sett fra regelverkssiden

Hva er nytt med Pertra som operatør?

• Pertra er et innovasjons- og påse-selskap som kjøper alle praktiske tjenester: o Driftstjenesten kjøpes av PGS Production AS o Pertra har ingen representanter om bord på produksjonsenheten.

• Pertra vil overføre mer reelt ansvar til serviceselskap • Pertra vil inngå incentivkontrakter som skaper en reell vinn-vinn situasjon med

leverandørene o tariffer, inngått med PGS Production o dele verdiskapingen, inngått med Halliburton for boretjenester o gi tilgang for prøving ny teknologi, inngått med Markland for brønnmonitorering

• Andre sentrale leverandører til Pertra er: o NOFO, Statoil, Navion, Smedvig, Mærsk Contractors, Dynea, Helikopter Service.

Pertra ser ikke på seg selv som en tail end specialist, men ser forretningsmessige muligheter i modne felt. Pertra er like mye ut etter nye felt med. Pertra mener at haleproduksjon først og fremst er snakk om fokus og riktige investeringer, bl.a. i undergrunnsforståelse, brønndesign og brønner. Pertra driver ikke teknologiutvikling, og har ikke noe mål om å være tidlig ute med å ta ny teknologi i bruk, men bruker det ypperste av teknologi.

3.2.4 Organisasjon Pertra har i dag omlag 15 ansatte. I tillegg til å dra nytte av PGS’ ressurser kjøper de tjenester fra kontraktører og konsulenter. Pertras kjernekompetanse er innen G&G.

15

3.2.5 HMS A summary of PGS’ HSE statistics for the period 2000 – 2004 is shown in the table below2. The figures cover our Geophysical and Production divisions and show annual rolling averages for the group as a whole. Detailed charts are also provided for marine and onshore geophysical business units.

Figur 2: HMS resultater for PGS 2000 – 2004 (kopiert fra PGS’ hjemmeside).

In 2004 the company will focus on Total Recordable Frequency. KPI for TRCF has been set for

• TRCF at < 3. • Marine Geophysical TRCF < 2 • Onshore < 3 • Production < 4.4

LTIF TRCF

Production 0.8 4.4

Geophysical 0.2 2.8

Marine 0.2 1.4

Onshore 0.2 3.4

PGS Group 0.3 2.9

Tabell 6: Årsresultat HMS for PGS 2003 basert på rolling averages.

2 TRCF : total recordable case frequency - MTC : number of medical treatment cases - RWC : number of restricted work cases - LTIF : lost time injury frequency - LTI : number of lost time injuries TRCF: total recordable case frequency = (MTC+RWC+LTIx106) / exposure hours LTIF: Lost time injury frequency = LTIx106 / exposure hours

16

3.2.6 Markedsposisjon – partnere Partnere i pågående operasjoner er PGS og Halliburton på teknologisiden. På lisenssiden har Pertra kun Petoro som partner.

17

3.3 Talisman Energy Inc. Talisman Energy Inc. er et stort, uavhengig oljeselskap med globale operasjoner. Selskapet, som ble etablert i 1992 med utgangspunkt i BP Canada, er verdt US$ 12 milliarder, og har hovedkontor i Calgary i Canada.

3.3.1 Strategi og forretningsidé Hovedelementer i strategien:

• Oppkjøp av selskap og areal/felt (vekst et mål i seg selv for å få nødvendig erfaring og finansiell styrke til å ta større prosjekt).

• Videreutvikling av modne felt gjennom målrettet investering • Boring

Mål:

• Årlig økning i produksjon per aksje på 5-10%. • Fortsatt fokus på Nord-Amerika og store internasjonale utviklingsmuligheter.

3.3.2 Økonomi

2003 2001 2000 1999

Financial (millions of Canadian dollars) Cash flow 1 2 729 2 494 2 413 1 111 Net income 1 007 733 857 255 Exploration and development expenditures 2 180 1 882 1 179 996 Total assets 11 365 10 819 8 625 7 806 Long-term debt 2 203 2 983 1 733 2 195 Shareholders’equity 4 959 4 126 3 614 3 621

Production (daily average production) 2 Oil and liquids (bbls/d)

North America 59 578 66 056 66 374 58 489 North Sea 113 075 110 828 111 902 59 256 Southeast Asia 24 430 20 873 28 852 Algeria 6 594 — — — Sudan 13 039 53 257 45 869 11 726 Total oil and liquids 216 716 251 014 244 351 158 323

Natural gas (mmcf/d) North America 864 809 755 681 North Sea 109 108 122 115 Southeast Asia 117 93 111 108

Total natural gas 1 090 1 010 988 904 Total mboe/d 2,4 398 419 409 309 Total mboe/d(net of royalties) 3,4 334 337 335 259 Shares outstanding at December 31 (millions) 128 134 135 138 Number of permanent employees at December 31 1 758 1 358 1 263 1 113 1Non-GAAP measure. See inside back cover. 2Production numbers are before royalties,unless otherwise indicated. 3Net production (after royalties). 4Six mcf of natural gas equals one boe. Additional information for US Readers can be found on page 76.

2003 2001 2000 1999

Financial (millions of Canadian dollars) Cash flow 1 2 729 2 494 2 413 1 111 Net income 1 007 733 857 255 Exploration and development expenditures 2 180 1 882 1 179 996 Total assets 11 365 10 819 8 625 7 806 Long-term debt 2 203 2 983 1 733 2 195 Shareholders’equity 4 959 4 126 3 614 3 621

Production (daily average production) 2 Oil and liquids (bbls/d)

North America 59 578 66 056 66 374 58 489 North Sea 113 075 110 828 111 902 59 256 Southeast Asia 24 430 20 873 28 852 Algeria 6 594 — — — Sudan 13 039 53 257 45 869 11 726 Total oil and liquids 216 716 251 014 244 351 158 323

Natural gas (mmcf/d) North America 864 809 755 681 North Sea 109 108 122 115 Southeast Asia 117 93 111 108

Total natural gas 1 090 1 010 988 904 Total mboe/d 2,4 398 419 409 309 Total mboe/d(net of royalties) 3,4 334 337 335 259 Shares outstanding at December 31 (millions) 128 134 135 138 Number of permanent employees at December 31 1 758 1 358 1 263 1 113 1Non-GAAP measure. See inside back cover. 2Production numbers are before royalties,unless otherwise indicated. 3Net production (after royalties). 4Six mcf of natural gas equals one boe. Additional information for US Readers can be found on page 76.

20 206

18

North Sea 2003 2002Liquids production (bbl/d) 113075 127486Natural gas production (mmcf/d) 109 122Production wells drilled 17Exploration & development spending (mill C$) 496Proven reserves (mmboe) 299Added reserves (mmboe) 54Operating costs (C$/boe) 11.36 10.08New exploration blocks on the UKCS 4

Acquisition of Gyda 61 % Tabell 7: Årsresultat for Talisman Energy Inc. 2003

3.3.3 Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Talisman Energy Norge AS er et heleid datterselskap av Talisman Energy Inc. Talisman har operasjoner og/eller eierinteresser i blokker i USA/Alaska, Canada, UK, Norge, Nederland, Malaysia, Vietnam, Indonesia, Algeria and Trinidad. Selskapets kontor i Norge ligger i Stavanger. Selskapet er aktiv i leting, utvikling og operasjon av olje og gassfelt på land og offshore. Iht chief executive James Buckee (årsrapport 2003): Talisman plans to participate in more higher risk, high reward exploration drilling. We have built an inventory of prospects in Colombia, Qatar, Trinidad and Alaska and are evaluating larger opportunities in the North Sea. If successful, any one of our larger prospects could be material to Talisman. Although the individual risks are higher, we are of sufficient size to drill enough wells to avoid gamblers ruin, while, on the other hand, maintaining strict capital discipline.

Selskapet driver ikke teknologiutvikling, men bruker gjerne ny teknologi der dette kan gi gevinst.

3.3.4 Organisasjon

Lokasjon Antall ansatte per 15.12.2003 Nord-Amerika Nordsjøen Sørøst Asis Algerie Andre Totalt

1312273168

124

1758

Tabell 8: Antall ansatte i Talisman (kontraktorer og midlertidige ansatte ikke medregnet)

I Norge er Talisman 45 personer, hvorav 18 personer er fast ansatte. I UK sysselsetter Talisman 568 ansatte, inklusive kontraktorer. Talisman Norge bruker egne UK ressurser så langt det er mulig.

19

3.3.5 HMS

Lost time injury frequency (200,000 hours) LA7 Global 0.78 0.49Recycled operational waste EN11 United Kingdom 55 % 54 %

United Kingdom 25.1 20.4Malaysia 8.9 20.8Canada 1 1.18

United Kingdom 0.89 1.21Malaysia - 0.36Canada 97.3 53.7

United Kingdom 0.9 5.7Malaysia - 200.3

Significant health,safety and environmental incidents/accidents EN16 Global Not reported in 2002. See page 28 of 2003

Report.

CanadaUnited Kingdom

Activities and operations in protectedor sensitive areas EN25 Global See pages 23 and 24 of

2002 Report. See page 29-31 of 2003 Report.

Canada 0.243 (2001) 0.237 (2002)United Kingdom 0.372 (2001) 0.458 (2002)

Canada 0.027 (2001) 0.026 (2002)United Kingdom 0.025 (2001) 0.031 (2002)

Reclamation and remediation exp.($/boe) Canada 0.2 0.19Waste intensity (tons/mmboe) Canada 84 81.4

Production carbon intensity (tons CO2E/boe)

See page 31 of 2002 Report.

See page 39 of 2002 Report.

Renewable energy and increased energyefficiency initiatives EN17

Production energy intensity (mmBtu/boe)

Key PerformanceIndicator Description

EN13 Average spill size (barrels)

Spill frequency (number/mmboe) EN13

EN12 Oil discharged in produced water (ppm)

GRI Indicator Number

Areas Reported On 2002 2003

Tabell 9: Talisman – HMS resultater. Kilde: Talisman Energy Inc. 2003 Corporate Responsibility Report (http://www.talisman-energy.com/socialresponsibility/cr_report.html)

3.3.6 Markedsposisjon – partnere Talisman er operator på Gyda (PL 019). Talisman har eierinteresser i følgende lisenser på norsk sokkel: 019B, 019C, 143BS, 143CS, 299, 301. Talisman er operatør på 019B, 019C, 299 og 301. Talismans partnere på de norske lisensene er DOBG Norge AS, Norske AEDC A/S og Paladin Resources Norge AS. På britisk sokkel er Talisman operatør på følgende felt:

• Clyde/Orion/Halley • Buchan/Hanney • Ross/Blake • Beatrice • Flotta Catchment Area (Tartan/Highlander/Petronella, Piper, MacCulloch, Claymore)

I tillegg er de deltager på Brae. Videre har de eierinteresse i et felt på nederlandsk sokkel.

20

Objectives from Talisman’s 2002 Annual Report The sale of the interests in the Sudan properties

was expected to close in the first quarter of 2003. The Company’s objective was to grow production

per share by 5-10% in 2003 and 2004 (excluding Sudan). Talisman expected to participate in 700

exploration and development wells, spending $2.1 billion. Significant production increases were expected

from Malaysia, Vietnam and Algeria in the second half of 2003. Unit operating costs were expected to average

approximately $7.00/ boe. The Company expected cash flow per share of

over $21 in 2003, based on US$28.50/bbl WTI oil and US$5/mcf NYMEX gas.

Performance in 2003 Talisman completed the sale of its indirect interest in the Sudan properties for $1.1 billion on March 12. In the fourth quarter of 2003, production per share was up 15% (excluding Sudan), compared to fourth quarter 2002. In the three quarters following the sale of its interest in the Sudan assets, Talisman’s production per share increased 6% over the corresponding period in 2002. Talisman participated in 702 wells, with exploration and development spending of $2.18 billion. Fourth quarter 2003 production from these areas averaged 31,000 boe/d, compared to 6,000 boe/d a year earlier. Unit operating costs averaged $7.15/boe. Cash flow per share was $21.21. Although oil and gas prices were higher than expected in US$ terms, this benefit was offset by the stronger Canadian dollar.

2003 in Review (North Sea) Liquids production averaged 113,075 bbls/d, compared to 127,486 bbls/d in 2002; however, fourth quarter liquids

production recovered to 128,697 bbls/d. Natural gas production averaged 109 mmcf/d, compared to 122 mmcf/d in 2002. Talisman drilled 17 successful oil and natural gas wells. Exploration and development spending was $496 million. Talisman added 54 mmboe of proved reserves and had 299 mmboe of proved reserves at year end (84% developed). Operating costs averaged $11.36/boe, up from $10.08/boe in 2002. First oil from the Blake Flank development started on schedule at 5,200 bbls/d. Talisman participated in three successful exploration wells. The J5 well, adjacent to the Buchan field, tested at 7,100

bbls/d, the Tartan North well tested at 8,100 bbls/d and the Affleck well, east of the Orion field, tested at 4,000 bbls/d. The Drum, Dunnottar and Eta-2 wells were unsuccessful. The Company acquired an entry position in Norway with the purchase of a 61% operated interest in two blocks in the

Norwegian North Sea containing the producing Gyda field and platform facilities and 61% of the Gyda gas export pipeline. Talisman was awarded four new exploration blocks in the UK North Sea.

In 2004 ... Talisman’s production is expected to average between 415,000-445,000 boe/d. The Company expects to participate in approximately 640 North American and 118 international gross

exploration and development wells. Talisman plans to spend $2.3 billion on exploration and development. With the recent strength in the pound sterling, unit operating costs are expected to increase 5-10%. Talisman expects to generate $17-22 cash flow per share. This is based on US$25-30/bbl WTI oil prices,

US$4.75-5.50/mmbtu NYMEX gas prices and a Canadian dollar exchange rate of US$0.73-0.77.

21

3.4 Lundin Petroleum AB og DNO Lundin Petroleum er et nytt selskap på norsk sokkel. De ble dannet i 2001 og har vokst fra KNOK 100 i aksjekapital i starten til KNOK 2 500 i slutten av 2003. De har kjøpt seg inn på en del norske blokker samt blokker i diverse andre land. De har også solgt blokker i bl.a. Sudan. De har hovedkontor i Stockholm som flg.: Sverige Hovedledelse i Geneve Lundin Petroleum AB Hovslagergatan 5 SE-111 48 Stockholm Tel.: 46-8-440 54 50

Lundin Petroleum AB 6 Rue de Rive PO Box 3410 CH-1211 Geneva 3 Tel.: 41-22-319 66 00

Selskapet er registrert på Stockholmsbørsen.

3.4.1 Strategi og forretningsidé Den er uttrykket som flg.: Å lete etter, bygge ut og utvinne olje og gass på den mest økonomiske effektive, samt sosialt og miljømessige måte til fordel for aksjeeiere, ansatte og land de opererer i. Selskapet har så langt drevet et betydelig oppkjøp av andeler i blokker på mindre felt, men også solgt slike andeler med god fortjeneste bl.a. tjent 720 mill. SEK på salg av ei blokk i Sudan. Spesielt på engelsk side har de kjøpt seg inn i haleproduksjon for feltene Thistle og Heather. Disse produserer for tiden henholdsvis 5 000 bbl/dag og 3 500 bbl/dag. For norsk virksomhet uttaler de på sin hjemmeside (sitat): “The company has been recognised as a competent independent oil company by the Norwegian licensing authorities, and is actively seeking additional interests that will become available as the major oil companies rationalise their portfolios in the Norwegian sector”.

Figur 3: Lundin: “Value Drivers”

22

3.4.2 Økonomi For 2004 har de som mål å ytterligere øke veksten både i form av oppkjøp av blokker inkl. haleproduksjon samt delta i utvinninger. De planlegger å investere 144 mill. USD i 2004 hvorav 34 på utvinning. De forventer å tjene 50 mill USD basert på en gjennomsnittlig oljepris på 25 USD/bbl. I 2003 omsatte de for 1 120 mill. SEK og med kostnader på 614 mill. Beregnede produksjonskostnader per fat olje var 13.7 USD og tilsvarende salgspris per fat var 27.35 USD. Totalt hadde de en fortjenste på 930 mill. SEK etter skatt. Dette inkluderer salg av ei blokk i Sudan med 720 miil. SEK fortjeneste. Kostnader til administrasjon var ca. 148 mill. SEK. (Detaljert årsregnskap finne på deres hjemmesider). I Norge produserte de 778 012 boe for 2003 som ga et bruttoresultat på ca. 98 mill. SEK, og de forventer en sterk økning i 2004. Nedenfor er vist noen forventede nøkkeltall for 2004: Finance and production

Average 2003 production 16 000 boepd Forecast 2004 average production 29 000 boepd Forecast production end 2004 40 000 boepd Forecast 2004 net profit Forecast 2004 operating cash flow

USD 50 million USD 125 million

Tabell 10: Forventede nøkkeltall Lundin 2004

Key information

Shares Outstanding Fully Diluted

251 million 257 million

Current Market Capitalization Approx SEK 10 billion (USD 1,30 billion) Trading Symbol LUPE Listed on 0 – list Stocholmsbørsen Number of shareholders 32 000 approx Major shareholders Lundin family & management – over 35% Employees Approx 250 Tabell 11: Nøkkeldata Lundin

3.4.3 Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) Lundin har engasjementer i flg. land: Albania, Frankrike, Nederland, Tunis, Indonesia, Sudan, Norge og Venezuela samt kontorer i Sveits. I Norge har selskapet i 2003 kjøpt 75.8 % av aksjene i OER Oil AS. Dette selskapet ble dannet for å komme seg inn på den norske sokkel da det ble gitt bedre muligheter for uavhengige selskaper å få utvinnings-tillatelsr på norsk sokkel. I November 2003 kjøpte OER 100% av aksjene i Aker Energy AS. I tillegg har Lundin også kjøpt store andeler av DNO’s lisenser på norsk og britisk sokkel (England + Irland). Selskapet forventer produksjonen etter overtagelsen vil ligge på 40 000 fat olje per dag og reservene vil være 137 mill. fat olje i slutten av 2004.Lundin vil åpne sitt norske kontor i Oslo 1. Juni 2004. Lundins andeler på norsk sokkel er vist i nedenstående figur.

23

Figur 4: Lundins andeler på norsk sokkel

3.4.4 Organisajon Det har ikke lyktes SINTEF å finne ut noe mer spesifikt om dette bortsett fra at selskapet har kontorer i de fleste land de er representert i inkludert Norge f.o.m. 2004 som nevnt. Vi har tolket det dit at de primært har fokusert på den finansielle siden av virksomheten så langt primært ’hengt seg på’ selskaper som har operatøransvar. De har dog operatøransvar for noen felt s.s. det planlagte Broom-feltet i UK som er planlagt satt i drift i 2004. Dette skal knyttes opp mot Heather via satellitt-brønner. Totalt er de 1463 ansatte, derav 13 så langt i Norge. Vedrørende bruk av innleide personer og bruk av teknologi har vi ingen spesifikke informasjoner.

3.4.5 HMS Selskapet sier å legge stor vekt på sikkerhet, miljø, og konskevensanalyser. De har utformet en såkalt ’grønn bok’ som inneholder prinsippene og målsettingen for disse områdene. For FSPO-skipet de operer i Tunis hadde de i 2003 255 skadefrie dager sammenhengende.

3.4.6 Markedsposisjon/partnere Selskapets ledelse og Lundin-familien har ca. 35% av aksjene. Totalt er antall aksje-eiere 32 652. Selskapet har så langt hatt en svært sterk vekst og synes å ha fordelt risikoen på mange ulike land og felt. For 2004 har selskapet planer om å delta i 7 bore-prosjekter, derav en boring på Hamsun-strukturen i Norge. I tillegg vil de delta i 3 utbygginger, derav 2 kun på planleggingsnivå. I Norge deltar de i planlegging av utbygging for ”Alvheim” der Marathon er operatør. 3 Dette stemmer ikke med tallet gitt innledningsvis så dette tallet må enten være feil eller inkludere innleide. Tallet 146 er vist hvordan fordelingen er på de enkelte land og ansees derfor å være troverdig.

24

3.5 MAERSK Olie og Gas MAERSK Olie og Gas er en del av AP Møllergruppen med hovedkontor i Danmark.

3.5.1 Strategi og forretningsidé A.P. Møller - Mærsk Gruppen har vært involvert i olje og gass industrien 1962, da skipsreder A.P. Møller fikk konsesjon for leting etter og produksjon av olje og gass i Danmark. Mærsk Olie og Gas er direkte involvert i leting og produksjon av olje og gass, mens andre Maersk selskap betjener internasjonal oljeindustri, offshore og onshore.

3.5.2 Økonomi

Tabell 12: Økonomisk oversikt MAERSK Olie og Gas 2002-2003

3.5.3 Operasjon (driftsform og bruk av teknologi) I følge Maersk Oils hjemmeside stammer hoveddelen av Mærsk Olie og Gas sin produksjon fra kalksteinsreservoarer med lav permeabilitet og høy porøsitet - reservoarer som før i tiden ble betraktet som uøkonomiske på grunn av lave produksjonsrater. Nyskapende bruk av moderne seismiske prosesseringsteknikker som en del av en omfattende reservoarkarakterisering, kombinert med svært lange vannrette brønner, samt Mærsk Oljes ferdiggjørings- og stimuleringsteknikk, har vært nøkkelen til selskapets tekniske suksess med å bygge ut disse kalkfeltene. En organisasjon med fokus på optimering av ressurser samt en kostnadsbevisst drift ligger til grunn for den kommersielle suksessen.

25

Det er Maersk Oljes strategi å fortsette utvinning av olje og gass i felt der de har unik kompetanse og der deres kunnskap om effektiv drift kan utnyttes. Nordsjøen og drift i senfase er dermed interessant for MAERSK

3.5.4 Organisasjon A P Møllergruppen, som MAERSK er en del av, har mer enn 60 000 ansatte i hele verden. SINTEF har ikke lyktes med å skaffe tall for ansatte i Norge eller i MAERSK Olje for seg.

3.5.5 HMS SINTEF gjorde i 2002 en analyse av sikkerhetsmessige forhold på Gorm C plattformen (dansk sokkel) etter en gasseksplosjon den 20. mai 2001 og de diskusjonene som ble reist i etterkant av denne eksplosjonen. Det ble avdekket flere områder der Maersk Olje og Gas AS hadde betydelig forbedringspotensiale. Mye ble gjort for å forbedre sikkerheten i etterkant av dette arbeidet. Likevel ble det avdekket en del grunnleggende forhold som vekker bekymring. Blant annet har (sitat fra SINTEF rapport) … Maersk Olje og Gas AS etter SINTEFs vurdering en lite offensiv holdning i forhold til å selv definere krav til sikkerhet på Gorm feltet. (Sitat slutt). Det kom også frem at det er en generell oppfatning at Maersk Olje og Gass søker å tilfredsstille et minimumsnivå innen HMS, noe SINTEF sa seg til dels enig i etter gjennomgangen på Gorm feltet. Det understrekes fra SINTEFs side at denne informasjonen er hentet fra det arbeidet SINTEF gjorde i 2002 og at denne rapporten ikke inneholder vurdering av de forbedringer som kan ha kommet innen HMS for Maersk Olje og Gass i tiden etter dette.

3.5.6 Markedsposisjon – partnere I Norge har MAERSK 40% andel i produksjonslisens 296. Norsk Hydro er operatør og har de resterende 60%.

26

3.6 Øvrige selskaper

3.6.1 Aker Kvaerner olje og gass (Aker Maritime) Olje- og gassområdet i Aker Kvaerner representerte i 2003 51 prosent av konsernets omsetning,og besto av fire rapporteringsenheter: Field Development Europe, MMO Europe, Subsea & Oilfield Products og Oil, Gas & Process International. Aker Kværners olje- og gassvirksomhet er til stede i de fleste steder i verden der leting etter og produksjon av olje og gass foregår til havs. Aker Kværner er inne i store omstillingsprosesser som også berører de strategiske satsningene som det tidligere har vært uttalt at Aker Kværner har. Det er trolig at haleproduksjon vil være et satsningsområde for Aker Kværner, men hvorvidt de vil satse på operatørskap er usikkert etter at Aker Maritime ble lagt ned. Aker Kværner hadde i 2003 en omsetning på 20 309 millioner NOK. Det var 9717 ansatte i Norge, 845 i UK og 3521 øvrig internasjonalt. LTi for 2003 var 3 per en million timer.’

3.6.2 DONG E&P DONG er et dansk energiselskap med hovedsete i Hørsholm, Danmark. DONG har eget satsningsfelt innen leteboring og produksjon, kalt DONG Efterforskning og Produktion A/S. De har hovedsete i Birkerød, Danmark. I Norge har DONG kontor i Stavanger. DONG har vært aktiv i leteboring fra tidlig 1980. I 1984 deltok de for første gang i en anbudsrunde. DONG er i dag med i alle lisenser (20 totalt), tildelt på dansk sokkel siden 1984 (typisk andel på 20 %). I de senere år har DONG også engasjert seg i aktiviteter utenfor dansk sokkel, fortrinnsvis i Nordsjø-området (Norsk, britisk og færøysk sektor). De har andeler i Ula, Gyda, Tambar og Glitne. DONG vurderer fortløpende mulighetene for å erverve andeler i eksisterende felter i Nordsjø-området, hvor det er mulig å utnytte den erfaring og kunnskap om de geologiske forhold, som er ervervet i det danske området. DONG deltar i og støtter en rekke forskning og utviklingsaktiviteter innenfor produksjon, transmission, lagring og anvendelse av kulbrinter. Dette skjer ved deltagelse i en rekke forskningsprogrammer og gjennom samarbeid med danske forskningsinstitutt og internasjonale organisasjoner DONG er involvert i hele olje- og gassverdikjeden.De er med i SAM (Synergi Alliance for Marginale Felter).

27

239 Company Interest [%]Paladin Resources Norge AS 25 RWE Dea Norge AS 35 DONG Norge AS 40 274 Company Interest[%] DONG Norge AS 100 288 Company Interest [%]Paladin Resources Norge AS 30 Statoil ASA 30 DONG Norge AS 40 289 Company Interest [%]Paladin Resources Norge AS 30 DONG Norge AS 70 Tabell 13: Lisenser DONG er operatør på i Norge, med oversikt over partnere og eierandel.

3.6.3 Det Norske Oljeselskap AS

DNO er et internasjonalt uavhengig oljeselskap som er engasjert i leting, utvikling og produksjon av olje og gass. DNO opererer diverse produksjons – og leteområder på norsk kontinentalsokkel og i Yemen, Equatorial Guinea og Mosambikk. DNO opererer også et lite offshore- og service selskap som et tillegg til sin kjernevirksomhet.

DNO leter etter olje og gass I regioner med etablert produksjon og infrastruktur. Med sin strategi, hevder de å ha bevist at de kan forlenge levetiden på felt (eksempel fra Heather og Broom feltene), og at de har demonstrert suksessrik leting i Nordsjøen og Yemen, der de også har utviklet et lite felt

I November 2003 solgte DNO alle aksjer i DNO Britain Limited og Island Petroleum, samt enkelte andeler i Det Norske Oljeselskap AS til Lundin Petroleum AB.

28

DNO har i dag følgende lisenser i Norge: Lisens DNO andel (%) Andre (%) 305 40 60 Revus Energy AS Tabell 14: Lisenser i Norge der DONG har operatørskap

Lisens DNO andel (%) Andre (%) * = Operatøskap 035 25 Svenska Petroleum Exploration AS

(25), Norsk Hydro AS* (50) 048 B 10 DONG Norge (9,3), Total E&P Norge

AS (21,8), Statoil ASA* (58,9) 229 15 Statoil ASA (20), Eni Norge* (65) 272 25 Svenska Petroleum Exploration AS

(25), Norsk Hydro AS* (50) Svenska Petroleum Exploration AS (25), Norsk Hydro AS* (50)

Tabell 15: Lisenser i Norge der DONG er medeier

3.6.4 Anadarko Petroleum Corporation Anarkando er et amerikansk olje og gass selskap med hovedsete i Texas. Anadarko har søkt og fått pregodkjenning fra OD om operatørskap på norsk sokkel. De har per i dag ikke eierandeler på norsk sokkel, men driver leteboring ved Færøyene. Andarko presenterer seg som teknologidrevet. I 2003 var Andarko rangert som det 11. største olje og gass selskapet i verden, de var rangert som nummer 34 av raskest voksende selskap av Fortune magazine og produserte 192 millioner BOE. De ser seg som ledende i å tilføre nye reserver gjennom boring (av marginale felt (SINTEFs kommentar)). De har 3400 ansatte totalt og har hoveddelen av produksjonen sin i USA, Canada og Algerie.

3.6.5 Enterprise Oil/Shell Enterprise Enterprise Oil er nå et rent datterselskap av A/S Norske Shell. Det ble kjøpt opp i 2002. Shell har mange felt på britisk sektor der haleproduksjon er i gang. Shell og BP, som er de største på britisk side, eier mange gamle felt som går mot slutten. Shell har derimot ingen strategi om å ta over marginale felt. Isteden selger de ut småfelt til andre mindre selskap, der de finner det økonomisk lønnsomt. For eksempel er Murchison blitt solgt til selskapet CNR. Ellers nevner Norske Shell feltet Draugen som et felt som nærmer seg haleproduksjon. Om Shell skal operere dette selv eller selge det ut er fortsatt uvisst.

29

3.6.6 Kerr Mc Gee Hovedkontor: Kontor/adresse i Norge

Kerr McGee, grunnlagt i 1929 i Oklahoma, USA, er et ledende energi- og kjemi selskap. De operer innen leting og produksjon av olje og gass i Meksikogulfen, onshore USA og i UK sektor i Nordsjøen. De utvikler et nytt kjerneområde innen for olje og gass i Bohai bay i Kina. Leteaktivitet foregår også i offshore Alaska and Brasil, og i dypvanns offshore Australia, Bahamas, Benin, Canada og Marokko. Kerr McGee sier de skal primært vokse gjennom funn på dypt vann som et resultat av lav – risiko leting og utnyttelse, med bruk av innovativ og kostnadseffektiv teknologi for å maksimere verdier. Kerr McGee har vært ledende innenfor innovativ bruk av teknologi som har hatt stor innvirkning på dypvanns leting. I sin strategi sier de at tiden som kommer, med økt andel av marginale felt og senfase i mange felt, vil Kerr McGee ha en fordel med sin teknologi (subsea tiebacks) med fokus å forlenge levetid og maksimere inntjening på eldre felt. Eksempel her fra britisk sektor er Gryphon FPSO som nå også håndterer produksjon fra Tullich og Maclure feltene. Norge 018C (39)

(Conoco Phillips er operatør. Øvrige partnere er Statoil, PETORO, N Hydro, Eni Norge)

UK (andel i parentes. * betyr at Kerr McGee er operator)

Brae Area (5) Buckland (33,3) Gryphon* (86,5) Harding (30) Janice* (75) Leadon* (100) Maclure (33,3) Skene (33,3) Tullich* (100) Wytch Farm (7,4)

Tabell 16: Lisenser i Norge og UK – Kerr McGee

Økonomi Resultat 2003: $ 4,185 mill totalt for selskapet. Har ikke egne tall for olje og gass, men budsjett 2003 var på $800 mill, letebudsjett $300 mill

123 Robert S. Kerr Avenue Oklahoma City, Oklahoma 73102 United States Phone: 405-270-1313 Fax: 405-270-3029

Olav Kyrresgate 11 c/o Marinelaw AS 5811 BERGEN 55 21 52 00

30

3.6.7 Marathon Ut fra informasjon fra deres årlige rapport fra 2003, kan det se ut til at Marathon er mest interessert i å bore nye brønner, enn å ta over gamle. Deres satsning på norsk sokkel er imidlertid til stede. Lisens Marathon andel (%) Andre (%) 036 C 65 Lundin (15), Conoco Phillips Norge (20) 088 BC 65 Lundin (15), Conoco Phillips Norge (20) 150 65 Lundin (35) 203 65 Lundin (15), Conoco Phillips Norge (20) 307 100 311 100

Tabell 17: Lisenser der Marathon har operatørskap i Norge

Lisens Marathon andel (%) Andre (%) * = Operatørskap 025 28,2 Gaz de France (12,5), BP Norge (12,5),

Stataoil ASA * (46,8) 036 46,9 AS Uglands Rederi (0,322), Total (24,243),

Norsk Hydro * (28,531) 036BC 23,798 Total (16,759), Norsk Hydro * (19,274),

Stataoil ASA (20), Petoro (20) 088 50 Total * (50) 102 20 Norsk Hydro (10), Petoro (30), Total * (40) 187 10 Gaz de France (12,5), BP Norge* (12,5),

Statoil ASA (65) 249 46,904 Total (24,243), Norsk Hydro * (28, 853) 304 40 Esso * (60)

Tabell 18: Øvrige lisenser der Marathon har eierandel i Norge

3.6.8 Norske AEDC Startet i 1988 som et heleid datterselskap av AOC Energy Development Company, Ltd, som nå er en del av AOC (Arabian Oil Company). Selskapet ble startet for å delta i utbyggingen av Gyda, der AOC har 5% (DONG Norge A/S har 34% og Talisman Energy Norge A/S har operatørskap og 61%). Norske AEDC betalte NOK 12 300 624 i skatt til norske myndigheter i 2002. Selskapet er registrert som rettighetshaver på Norsk sokkel og har ikke søkt om rettigheter som operatør.

3.6.9 OER Oil OER Oil produserer olje fra små og mellomstore felt som partner og/eller operatør. Selskapet fokuserer på forlenget levetid gjennom nye metoder for sikker og effektiv produksjon og operasjon. Spesialiteten ligger i å anvende ”4 level concept” i optimaliseringen av felt. I 2003 hadde OER en inntekt etter skatt på 29 millioner NOK. Lundin Petroleum AB (se eget kapittel i denne rapporten) eier 75 % av aksjene i OER. I desember 2003 godtok olje og energidepartementet OERs overtakelse av samtlige aksjer i Aker Energy. OER nevner sine nøkkelpartnere som. OER hadde 13 ansatte ved utgangen av 2003. OER har 4,4% i Brage og

31

2,5% i Njord. Paladin (se eget kapittel i denne rapporten) er med i alle lisenser der OER deltar på Brage og Njord.

3.6.10 Revus energy Revus Energy ble etablert i 2002 og har som strategi å lete og produsere modne felt. De har en klar strategi i å få tilgang på de feltene som de store oljeselskapene (Hydro og Statoil nevnes mest) sitter på og ikke produserer selv, aller helst på annen måte enn på åpent marked slik må i dag. Ambisjonen er å produsere 50 000 bpod innen 5 år. Revus Energy deler en produksjonslisens på norsk sokkel – Revus har 40% og det Norske Oljeselskap AS har 60% (Lisens 305; aktiv fra 12. 2003 til 12. 2008). De har seks ansatte (kun ledelse) og har kontor i Stavanger. Ingen resultater på økonomi eller HMS å vise til så langt. Det er likevel viktig å merke seg at Revus Energy på mange måter representerer den typiske haleoperatør i sin tenkning og holdning til det markedet de opererer i slik at Revus kan bli viktig å følge fremover med tanke på å dra erfaringer og lære å forstå den nye verdenen innen olje og gass produksjon.

3.6.11 RWE DEA RWE Dea Norge AS er et datterselskap av RWE Dea AG, Hamburg, som er oppstrømsselskapet i kjerneområdet gass i RWE-gruppen. RWE Dea Norge AS har vært aktiv på den norske sokkelen i 30 år. Selskapet er operatør for tre letelisenser og har andeler i 16 andre produksjons-og letelisenser. RWE Dea Norge AS har sterkt fokus på miljøspørsmål og teknologi og kan dra nytte av den kunnskapen morselskapet har opparbeidet seg gjennom sine operatørskap på felt utenfor kysten av Tyskland. RWE Dea ønsker å styrke selskapets posisjon i Norge. Dette skal skje gjennom kjøp eller bytte av eksisterende utvinningstillatelser, samt ved deltagelse i fremtidige konsesjonsrunder. RWE Dea Norge AS har hovedsete på Sjølyst i Oslo. Omsetning i 2003 var på 2492 millioner NOK. RWE DEA har 65 egne ansatte

3.6.12 Sumitomo Sumitomo er prekvalifisert for å være rettighetshaver på norsk sokkel av OD. Selskapet er Japansk og er å oppfatte som et energiselskap. Hovedfokus innen olje og gass er LPG og i de siste årene også innen LNG, DME og GTL. Selskapet hadde resultat på 66 milliarder YEN (i overkant av 590 millioner dollar) i fjor (fjoråret i Japan endte i mars 2004). Sumitomos interesser i Norge er uklare, men deres søknad om godkjenning vitner om en viss interesse for norsk kontinentalsokkel. SINTEF antar at disse interessene er økonomiske.

3.6.13 CNR International (UK) Ltd. “Canadian Natural Resources Limited is a senior independent oil and natural gas exploration, development and production company based in Calgary, Alberta. Our operations are focused in Western Canada, the North Sea and offshore West Africa.”

32

CNR vurderes av enkelte i Shell som en typisk haleprodusent. De er i Nordsjø-området involvert i et felt, Murchison Unit, der de kjøpte ca. 70 % interesser fra Shell. Andre partnere i dette feltet er Enterprise Oil Norge /Norske Shell, Conoco Phillips, Esso, Ranger Oil (UK) Ltd. Og Statoil ASA. I tillegg har CNR 100 % lisens eierskap i blokk 280 og 280s nordøst for Murchison.

3.6.14 Gaz de France Gaz de France Norge AS er ble etablert i 2003, og er et heleid datterselskap av Gaz de France (GdF). GdF eier 39 selskap og er medeier i 41 andre selskap. 27 av selskapene sorterer under E&P, 27 innen transmisjon og distribusjon, og halvparten av de gjenværende er service selskap. GdF er et integrert energiselskap, med fokus på gass, og dekker hele kjeden fra letting og produksjon til salg/distribusjon og tilhørende aktiviteter gruppert innen

• Energiforsyning og relaterte tjenester • Infrastruktur

Selskapet vil være blant de største i Europa. Vekst skal skje organisk og gjennom oppkjøp. GdF Norge har eierinteresser i fire felt på norsk sokkel. På Gjøa er de kvalifisert som driftsoperatør. GdF har som mål å produsere 15% av eget salg – i dag er andelen 9%. Per 1.1.2004 har GdF 670 mmboe i reserver. 41 mmboe er produsert, av dette utgjør gass 28.7 mmboe. Selskapet er verdens 4. største kjøper av naturgass. GdF er ikke å betrakte som en haleprodusent. GdF har F&U aktiviteter (2003: 89 mill €; 2002: 118 mill €) på gasstransmisjon og tilhørende fasiliteter, CO2 capture og sequestration, ny miljøvennlig teknologi, fornybare energikilder, ny anvendelse av gass (inkl. hydrogen). Noen tall er gitt i tabell 16 under.

3.6.15 Ruhrgas Norge AS Ruhrgas Norge AS er et heleid datterselskap av Ruhrgas AG som kjøper og selger gass. Ruhrgas’ kunder er regionale selskap, lokale distribusjonsfirma, industri og kraftstasjoner over store deler av Europa. Ruhrgas’ forsyningssystem består av mer enn 11000 km rørledninger, 12 undergrunns lager og 26 kompressorstasjoner. Ruhrgas kjøper gass fra Nederland, Russland, Norge, Danmark og UK. I 2003 kjøpte Ruhrgas 15% av Njord (produksjonslisens 107 og 132). Ruhrgas’ inntreden på norsk sokkel er for å sikre forsyninger av gass. Ingen ambisjon om å lete, bygge ut eller operere felt selv. På teknologisiden er Ruhrgas tung innen rørbasert transport av gass, lagersystemer uner bakken og kompresjon. Totalt hadde Ruhrgas 2578 ansatte ved utgangen av 2003. Noen tall er gitt i tabell 17 under.

33

Omsetning

2003

(mill €)

Profitt

2003

(mill €)

Gasseksport ‘03

(109 kWh)

Lisenser

Partnere/allianser Egne

ansatte

LTI

Norge Gjøa (PL153)

Fram (PL090)

Snøhvit (PL064, 077, 078,

099, 100, 110)

Njord (PL101, PL132)

BP Norge, Marathon Petroleum Norge,

Statoil, Petoro, Total E&P Norge, Idemitsu

Petroleum Norge, Norsk Hydro Produksjon,

Mobil Development Norway, RWE Dea

Norge, Amerada Hess Norge, Ruhrgas

Norge, OER Oil, Paladin Resources Norge,

Norske Shell, Eni Norge

Land:

Hav: 0

Mål: ?

Resultat: ?

Mål: ?

Resultat: ?

UK

E&P aktiviteter

Anglia, Franklin, Elgin Land:

Hav:

Mål:

Resultat:

Mål:

Resultat:

Internasjonalt

E&P aktiviteter

Nederland, Tyskland, Algerie,

Egypt

Land:

Hav:

Mål:

Resultat:

Mål:

Resultat:

Totalt 16650 910 662 38100

E&P: 1200

Mål:

Resultat: 9%

Mål (‘04): -5%

Resultat:

Tabell 19: Nøkkeltall for Gaz de France

Omsetning

2003

Profitt

2003

Gasseksport ‘03

(109 kWh)

Lisenser

Partnere/allianser Egne

ansatte

Notifiable

accidents4

Utslipp

CO2

Norge Njord (PL109, PL132) OER Oil, Petoro, Paldin, Gaz de France,

Hydro Produksjon, Mobil Dev. Norway

Land:

Hav: 0

Mål:

Resultat:

Mål:

Resultat:

Totalt (mill €) 12073 909 639.5 2578 Mål:

Resultat: 9%

Mål (‘04): -5%

Resultat:

Tabell 20: Nøkkeltall for Ruhrgas 4 Lite sies om HSM i Ruhrgas’ årsrapport for 2003 (http://www.ruhrgas.de/englisch/index2.asp?content=/englisch/unternehmen/erdgasquellen/norwegen/index.htm)

34

35

4 Trender

4.1 Norske rammebetingelser vs andre rammebetingelser

I forslaget til revidert nasjonalbudsjett har regjeringen ikke imøtekommet industriens samstemte forslag om reduksjon av skattenivået for ny virksomhet. Regjeringen foreslår imidlertid noen mindre tekniske justeringer i petroleumsskattesystemet som vil bli fremmet i eget forslag (proposisjon) høsten 2004. Forslagene går ut på at staten vil utbetale skatteverdien av leteunderskudd i forbindelse med ligningen og at staten vil utbetale verdien etter skatt av underskudd ved opphør av virksomheten. Videre foreligger det forslag om forenkling av skattemessige vilkår ved overdragelser av lisenser og at friinntekten forseres til 7,5 prosent over fire år. Det legges også opp til endringer i avskrivningsreglene for investeringer i felt med kortere levetid enn seks år. Dessuten legges det til rette for større fleksibilitet i avtaler mellom oljeselskap og leverandørindustrien (incentivkontrakter) ved at særkrav til deltakerbegrepet i petroleumsskatteloven tas bort. For å styrke den statlige finansieringen av petroleumsforskningen foreslår regjeringen videre å øke kapitalen i Fondet for forskning og nyskaping med 1 milliard kroner fra 1. juli 2004.

Fra flere hold innen næringen inkludert OLF er det krevd at rammevilkårene for haleproduksjon bør være annerledes (bedre) enn for tidligere faser. Det er bl.a. nevnt tiltak som engangsfradrag for bestemte prosjekter eller redusert avskrivingstid for visse typer investeringer. Et vanskelig spørsmål blir her å definere hva man skal betrakte som haleproduksjon eller marginale felt dersom disse skal ha en viss fordelsbeskatning. Uansett så er det også en alminnelig oppfatning at det innen det norske politiske system utredes for mye og handles for seint slik at potensielt interesserte utbyggere ”snur i døra” i mangel av forutsigbare vilkår.

Samtidig er det også uttalt fra sentralt politiske hold (regjeringen) at man ønsker at utvinningsgraden på norsk sokkel skal komme opp i 50% for olje og 75% for gass. Her synes det som målet er på plass men virkemidlene strides man fortsatt om. For å illustrere poenget er det tatt med et par sitater fra aktører i industrien:

…viser til at konkurransen med andre ressursrike områder internasjonalt har hardnet til de senere år.

”Skattereduksjon er et viktig gjenstående virkemiddel for å skape ny aktivitet og realisere mulighetene som fortsatt finnes på sokkelen,”

Sitat Per Terje Vold (direktør OLF):

”Det blir feil å si at denne industrien ønsker å flytte verdier fra staten til selskapenes bunnlinje gjennom skatteendringer. Olje- og gassindustrien er global. Selskapene forsvinner rett og slett fra norsk sokkel og velger andre oljeprovinser for sine investeringer dersom rammebetingelsene fører til at virksomheten på norsk sokkel blir ulønnsom.”

Sitat Anders Mørland ( direktør DONG):

36

4.2 Utviklingen av olje/gass utvinning på norsk sokkel Fra en utredning gjort av OD har vi sakset flg. utdrag (redigert utdrag fra en større trendanalyse): Utfordringer og trender

De første 20 årene med oljevirksomhet i Nordsjøen var preget av store funn og høy utbyggingsaktivitet. Etter nærmere 40 år med leting og produksjon er situasjonen nå annerledes. De siste årene har den samlede årlige oljeproduksjonen vært stabil, men det er forventet et betydelig fall etter 2005. Produksjonsnedgangen påvirkes mest av at de største sandsteinsfeltene Statfjord, Gullfaks og Oseberg går inn i sluttfasen. Mens disse feltene stod for 70 prosent av total oljeproduksjon i 1990, vil andelen være sunket til 35 prosent i 2005 (se Figur 5).

For gassproduksjonen vil toppen komme senere, og produksjonen vil falle langsommere. Først om ca. 15 år, i følge dagens planer, vil leveransene av gass fra felt i Nordsjøen falle under dagens nivå. Den største andelen av gass kommer fra Trollfeltet (se Figur 6).

Figur 5 – Antatte produksjonsnivåer

Figur 7 – Produksjon og enhetskostnader

Figur 6 – Olje/gass reserver NCS

37

Oljevirksomheten i Nordsjøen preges i dag av økende enhetskostnader på de modne feltene. Dette skyldes at produksjonen reduseres uten at kostnadene reduseres tilsvarende (se Figur 7).

Det er et betydelig potensial for ytterligere verdiskaping knyttet til økt utvinning fra de store feltene i Nordsjøen. Realisering av disse verdiene krever imidlertid både investeringer og stor grad av nytenking og teknologiutvikling. Det kan blant annet være behov for endrede utvinningsstrategier, omstrukturering og nybygging av innretninger, og utvikling av nye metoder for å få ut de resterende, vanskelig tilgjengelige ressursene.

Ressurser i funn og uoppdagede ressurser i nærområdene til de modne feltene i Nordsjøen er tidskritiske å påvise og utvinne.

Et nytt trekk i Nordsjøen er nye aktører som ønsker å satse på haleproduksjon og utbygging av små funn. (understreking SINTEF)

STORE VERDIER I MODNE FELT

Norges oljeproduksjon har vært og er dominert av de store oljefeltene i Nordsjøen. Oljefeltene med de største tilstedeværende mengdene er Ekofisk, Statfjord, Troll, Gullfaks, Oseberg, Snorre, Eldfisk og Valhall. Disse feltene har totalt 70 prosent av de tilstedeværende oljemengdene i Nordsjøen, og har stått for over 80 prosent av oljeproduksjonen fra Nordsjøen til nå. Statfjord har allerede produsert 61 prosent av de tilstedeværende mengdene, som tilsvarer 94 prosent av de oljereservene som er besluttet produsert. Gullfaks og Oseberg har produsert nær 90 prosent av de besluttede reservene

Betydelige oljevolumer vil bli liggende igjen i undergrunnen etter planlagt nedstengning av de store feltene Det er derfor av stor betydning å ha fokus på å identifisere og planlegge tiltak for å øke oljeutvinningen fra disse feltene.

ODs kartlegging av potensialet for økt verdiskaping på felt, viser at hele 50 prosent er knyttet til fem store felt, og at 90 prosent kan hentes ut fra halvparten av de feltene som er i produksjon i Nordsjøen i dag

De største potensialene forventes å ligge sør i Nordsjøen. Av alle felt på kontinentalsokkelen har Ekofiskfeltet både de største gjenværende oljereservene, med over 150 millioner Sm3 olje, og det største gjenværende ressurspotensialet.

Dersom alle de identifiserte prosjektene var blitt gjennomført på feltene, ville den gjennomsnittlige utvinningsgraden for olje i Nordsjøen økt fra dagens forventning på 45 prosent til over 50 prosent. En slik gjennomføring er avhengig av at det ikke er faktorer som stanser de enkelte prosjektene.5 Teknologiske utfordringer er ved siden av manglende lønnsomhet i prosjektene, ofte en hindring for realisering av nye prosjekter. Videre er manglende kapasitet i prosessanlegg en årsak til at prosjekter som gir økt produksjon kan bli utsatt. En hovedutfordring i mange gassinjeksjons- prosjekter er å skaffe gass til injeksjon, slik at prosjektet kan bli lønnsomt.

5 SINTEF poengterer at det her er divergerende syn mellom de store og de nye aktørene på norsk sokkel.

38

Figur 8 – Potensiale for øket verdiskaping fra oljefeltene på NCS

Potensialet for økt verdiskaping på feltene kan realiseres gjennom ulike prosjekter og tiltak som vist i Figur 8. Tilleggsbrønner i eksisterende felt utgjør det aller største volumpotensialet. Sammen med tiltak innenfor bore- og brønnteknologi utgjør dette rundt 35 prosent. Dernest er reservoar nedblåsing og ulike injeksjonsprosjekter av stor betydning, i tillegg til utbygging av forekomster nær feltene. En stor andel av potensialet under den største kategorien "tilleggsbrønner", forutsetter teknologiutvikling innenfor boring6 for å bedre lønnsomheten. Totalt ble det registrert at nær halvparten av volumpotensialet for økt olje- og gassutvinning fra feltene er avhengig av teknologiutvikling for å kunne realiseres, og det meste av dette vurderes som tidskritisk. Det er størst potensial knyttet til metoder for økt oljeutvinning, etterfulgt av boring. Teknologiutvikling på området boring er også vurdert som tidskritisk. FELT I SLUTTFASE Av de store feltene som startet produksjonen på 1970- og 1980-tallet er det bare de største kalkfeltene helt sør i Nordsjøen som fortsatt er i en platåfase. Det er stor usikkerhet knyttet til varigheten av sluttfasen (se Figur 9).

6 I følge Talisman dreier det seg om å bore, mer enn å finne den riktige boreteknologien.

39

For å opprettholde produksjonen finnes det flere muligheter, for eksempel kan nedblåsing gi økt verdiskaping i sluttfasen av de store feltene. Nedblåsing innebærer å legge til rette for at gjenværende og injisert gass i feltet, sammen med medfølgende olje og vann, produseres uten å kompensere med trykkstøtte. Statfjordfeltet er kommet langt i planleggingen av en mulig nedblåsningsfase. Dette kan forlenge levetiden for feltet med rundt ti år. Et nytt trekk i Nordsjøen er nye aktører som ønsker å spesialisere seg på haleproduksjon. Fra britisk sokkel er det flere eksempler på at ny operatør i sluttfasen har klart å revitalisere felt og forlenge levetiden betydelig (understreking SINTEF). (Utklipp fra ODs utredning slutt)

4.3 Trender innen teknologi En del kjente særtrekk vedr. utvikling av teknologien i årene fremover er opplistet nedenfor:

– Videreutvikling og utvidet bruk av 4-D seismikk. Permanent havbunnsseismikk. Raskere prosessering av seismiske data gir mulighet for aktiv bruk data i produksjonsplanlegging. Også større treffprosent under boring.

– Øket bruk av undervannsinstallasjoner både som et resultat av øket vanndyp samt lavere kostnader. Fokus på øket utvinningsgrad fra havbunnskompletterte brønner idet utvinningsgraden for disse i dag er ca. 15 – 20% lavere enn for brønner med tilgang fra plattform

– prosessering i eller nær brønnen (undervanns-separasjon)

– Transport av olje/gass-blandinger over lengre distanser (bedre metoder for flere-fase transport)

– Forbedrede metoder for reservoarstyring og EOR/IOR

Figur 9 – ”Modne” felt på NCS

40

– Økende nedbemanning på plattformene og økende grad av fjerndrift der installasjonene kan overvåkes og styres fra sentrale, gjerne landbaserte, operasjonssentra.

(Eks.: På Ekofisk har ConocoPhillips avbemannet to plattformer, installert en ubemannet plattform og lagt planer for fjernoperasjon av nye, opprinnelig bemannede enheter)

– Økende bruk av mobile produksjonsenheter (FPSO) (dypt vann og marginale felt)

– Mer avanserte metoder for retningsboring, spesifikt boring av horisontale brønner m/avanserte (intelligente) loggeinstrumenter

– Smarte brønner – multi-laterale brønner

– Endrede drifts- og vedlikeholdsformer bl.a. som resultat av nedbemanning og fjerndrift

– Øket bruk av spesialistselskaper som leverer teknologitjenester til operatørselskapene. (Eksempel: POSEIDON som leverer subsea spesialisttjenester, spesifikt til mindre operatører).

De nye ”små-selskaper” vil neppe ha finansielle muskler til å utvikle ny teknologi i særlig omfang og må derfor basere sin virksomhet på en eller flere av flg.:

– Kjøp av teknologi fra spesialistfirmaer (eks. subsea kompetanse)

– Overtagelse av modne felt der teknologien er etablert og der det kun vil være snakk om å vedlikeholde bestående utstyr til lavest mulig kostnad. Herunder vil det også være aktuelt å fokusere på metoder for forlenget levetid av utstyr

– Overlate (”outsource”) alt teknisk ansvar vedr. installasjon og drift av utstyr til leverandør eller serviceselskap som har spesialisert seg på vedlikehold

Av dette mener vi at det fortsatt vil være de større oljeselskapene som må være pådrivere og bidra til utviklingen av ny og mer kostnads-effektiv teknologi. Derimot vil de små selskapene kunne finne fram til bedre driftsmåter for å anvende bestående teknologi. En fare i dette bildet er at de små selskapene i en urimelig stor grad kan komme til å høste fruktene av de større investeringer som de store oljeselskapene vil gjøre i bore- og byggefasen, samt investeringer i utvikling av ny teknologi.

4.4 Strukturendringer Den økede markedsliberalismen ble bl.a. manifistert ved Stortingsmelding 38 (2001 -2002) som åpnet opp porten for første gang for små og spesialiserte selskaper som man mener er godt egnet til å få ut restverdier fra modne områder, gamle felt og marginale prosjekter. Siden denne muligheten ble åpnet har det dukket opp en rekke nye mindre selskaper på arenaen som har søkt om godkjennelse som rettighetshaver, operatør eller begge deler. På engelsk sokkel har denne utvikling kommet enda lenger idet en her ser at en rekke av de nye aktørene s.s. Talisman har tatt over betydelige deler av olje og gassproduksjon på denne sokkelen. Det er så langt intet som tyder på at denne utviklingen vil stagnere. De nye selskapenes strategi har både vært å gå inn som operatør i sluttfasen for etablerte felt, kjøpe opp eierandeler i etablerte felt samt søke om andeler i utlysing av nye blokker. Det synes som de nye aktørene ikke bare er opptatt av haleproduksjon men har også igangsatt mange leteboringer. F.eks er Talisman et av de mest aktive selskaper på boring av nye brønner i UK. Således er det vanskelig å sette et klart skille mellom de aktivitetene disse selskapene ønsker å være aktive på kontra de mer etablerte ”majors”. Den alminnelige oppfatningen at ”haleprodusentene” kun henger seg på allerede utbygde felt for å melke ut ”de siste dråper” synes ikke å være riktig.

41

Et annet særtrekk er at disse selskapene operer med nokså slanke organisasjoner (eks. Pertra bruker 1% av total budsjettet til administrasjon), men leier inn spesialisttjenester etter behov. Dette er det flere nye leverandører av slike tjenester som har sett som et forretningspotensiale, både tidligere etablerte og selskaper av nyere dato. Et eksempel på sistnevnte er det norske selskapet POSEIDON Group i Stavanger. De er utgått fra tidligere SAGA-ansatte og fokuserer på undervannsutbygginger. De har imidlertid profilert seg spesifikt mot haleproduksjon og utnytting av mindre felt. Sitat: ”En stor del av virksomheten vår er basert på felt i drift hvor fokus er på utvinningsgrad og på minst mulig ledig tid”. Siden nå ca. 40% av norsk oljeproduksjon skjer vha havbunns kompletterte brønner er dette et spesialområde som vil være i strek vekst i årene framover. Hva så med de store selskapene? Her har vi ikke funnet at disse har definert en klar holdning til haleproduksjon selv om flere selskaper har solgt seg ut av blokker der produksjonen er sunket til under lønnsomhetsgrensen for selskapet. Dette synes å være mer typisk på engelsk side enn norsk så langt. Mange av de store har dog ved å ta i bruk ny teknologi (enten fra egen FoU eller ved kjøp) øket utvinningsgrad og levetid for enkelte felt langt utover det som var planlagt. Dette blir imidlertid ikke nødvendigvis definert som haleproduksjon. Typiske eksempler her er ConocoPhillips på Ekofisk og Statoil på Statfjord. Et særtrekk ved de nye aktørene er at de har kommet seg i posisjon som oljeselskap ved å kjøpe opp blokker, eller andeler i blokker. Noen synes endog å ha kjøp og salg av blokker som en del av sin forretningsfilosofi. (Eks.: Det svenskeide selskapet Lundin Petroleum AB, som er på vei inn i det norske markedet (oppretter kontor 1. Juni -04), tjente på kort tid 720 mill. SEK på kjøp/salg av ei blokk i Sudan). I tillegg til kjøp av blokker har de også i utstrakt grad kjøpt seg inn i, eller helt kjøpt opp mindre etablerte selskaper, som allerede har andeler i blokker for derved å få tilgang til disse blokkene. Dette har bl.a. vært en av de etter hvert store ”nye” aktørene (Talisman) sin filosofi. Vi synes å ha fått en langt mer dynamisk situasjon med hensyn til både rettighetshavere og operatører. For enkelte selskaper skjer endringer i eierforhold innenfor relativt korte tidsrom. Fra Talisman er det for eksempel hevdet at myndighetene bør bevirke til at slikt oppkjøp skal bli lettere ved at ”de store” som sitter på blokker de ikke finner det lønnsomt å utvinne innenfor sitt eget selskap, skal bli mer eller mindre pålagt å selge slike blokker til de mindre selskapene som mener de kan utvinne olje/gass lønnsomt på disse blokkene. Sistnevnte er dog mer en politisk sak enn en kommersiell sak, innenfor de land der det offentlige har en sterk styring. De store oljeselskapene, slik som Shell og BP, opererer over hele verden og vurderer mulige forretningsmuligheter opp hverandre. Så lenge de finner forretningsmuligheter innen nye prosjekter som gir mer til aksjonærene enn om de skulle optimalisere driften for et modent felt, så vil de gå for disse nye feltene. Om gresset ikke synes grønnere på andre siden av gjerdet vil de fortsette å utvikle sin eksisterende portefølje.

4.5 Kostnadsbildet Hva er det så som gjør at de nye aktørene synes å kunne drive billigere de små felt og sluttfasen av de store felt? Aker Kværner har gjort noen beregninger av hva de store forskjellene ligger i som vist i nedstående figur:

42

Figur 10: Kostnadsbilde for store oljeselskap og haleprodusenter (fra AkerKvaerner)

Som Figur 10 illustrerer har de små selskapene vesentlig lavere kostnader til leteboring, finansiell risiko og FoU, mens kostnader for produkter og tjenester er vurdert å være like store. Slike sammenligninger vil naturligvis variere mye fra selskap til selskap (ref. tidligere kommentarer om satsing på boring), men illustrerer etter vårt skjønn de prinsipielle forskjellene. SINTEF ser at de nye selskapene er mindre risikoaversive enn de store, for eksempel i forhold til boring.