– Overbevist om at det vil bli funnet mer olje

Lundin Petroleum-sjefen har fortsatt knalltro på store oljefunn i Barentshavet, til tross for skuffende leteresultater så langt.


<p><b>KVESSER LETE-KNIVEN:</b> Alex Schneiter, konsernsjef i Lundin Petroleum, på selskapets kaiptalmarkedsdag mandag.</p>

KVESSER LETE-KNIVEN: Alex Schneiter, konsernsjef i Lundin Petroleum, på selskapets kaiptalmarkedsdag mandag.

Etter et hektisk, men også til dels skuffende år, er Lundin Petroleum nå klar for å gi fortsatt gass i 2018.

Selskapet gleder seg over fremdriften på det gigantiske Johan Sverdrup-feltet der de er partner, samtidig som de også må erkjenne at oljeletingen i Barentshavet ga skuffende resultater i fjor.

Selskapet gjorde et funn på Filicudi like ved Alta/Gohta-funnet sitt i Barentshavet, men både avgrensningen av Gohta og Statoils boring på Korpfjell-prospektet var skuffende, blant annet.

Selv om risikoen for at det ikke ville være et funn var stor, gikk både Lundin og mange i næringen og håpet på at strukturen skulle inneholde olje. For den er så stor at det da også ville være snakk om milliarder av fat. I år skal Statoil tilbake til Korpfjell for å bore det som heter «Korpfjell Deep»-prospektet.

Selv om Lundin ikke hadde bilde av en elefant i presentasjonsmaterialet til årets kapitalmarkedsdag (elefant beskriver store oljefunn), har ikke toppsjefen i oljeselskapet endret syn på at det er i Barentshavet fremtiden er for norsk sokkel.

– Nei, absolutt ikke. Det er bare boret litt over 100 brønner i Barentshavet, noe som er relativt lite gitt de store områdene, og det er allerede funnet rundt tre milliarder fat fordelt mellom oss, OMV, Eni og Statoil, sier Lundin Petroleum-sjef Alex Schneiter til E24.

– 2017 var ikke et godt leteår for oss, men aktiviteten i næringen var også lav.

– Blir aktiviteten bedre i Barentshavet når det er bedre tider i næringen igjen?

– Vi endret ikke aktivitetsnivået, men for andre i bransjen vil en styrket balanse føre til mer aktivitet. Jeg er overbevist om at det vil bli funnet mer olje i Barentshavet, med nøkkelaktører som oss, Statoil, OMV og Aker BP, sier Schneiter og skyter inn:

– Man kan heller ikke bare se på et enkelt år.

Lundin Petroleum avholdt mandag sin årlige kapitalmarkedsdag i Oslo, men selskapet har allerede sluppet en rekke nyheter siden nyttår:

Fikk lite uttelling for tilbud

Under kapitalmarkedsdagen mandag fortalte Lundin-ledelsen at de hadde kommet med noen «uoppfordrede bud» til andre aktører på norsk sokkel for å kjøpe seg mer areal.

Selskapet har tidligere kjøpt seg opp på sitt eget Edvard Grieg-felt i en handel der Statoil fikk flere aksjer i Lundin i bytte, i tillegg til enkelte lisenshandler og et nedsalg på Brynhild-feltet. Der var det HitecVision-selskapet CapeOmega som kjøpte.

De uoppfordrede budene var det imidlertid få som bet på:

– Vi kom med et par uoppfordrede bud i fjor, men det er tøft og vi er tålmodige. Så hovedstrategien vår er fortsatt å bore selv for å gjøre funn, selv om vi kan akselerere det gjennom utvalgte oppkjøp, sier Alex Schneiter.

– Er dere mindre interessert i eldre, modne felt, og vurderer dere å kjøpe mer produksjon for å kunne støtte opp om letingen?

– Modne andeler er ikke en kjernevirksomhet for oss, og vi er mer interessert i ikke-utviklede eiendeler eller nye felt, som Edvard Grieg. Problemet er at «alle» elsker denne typen eiendeler.

–  Presser private equity-aktørene (oppkjøpsfond) opp prisene i markedet?

– De kan være konkurrenter til oss, men de fleste er ikke operatører og de trenger en partner for å kunne kjøpe. Vi ser at de fisker i vannet, men jeg synes ikke det var vært så mye aktivitet foreløpig.

– Det er jo også Aker BP (Det Kjell Inge Røkke-dominerte oljeselskapet, journ.anm.), men vi er egentlig ikke konkurrenter fordi vi ser etter forskjellig typer eiendeler, sier Schneiter.

Han peker på at de årlige lisensrundene (TFO) har vært Lundins viktigste kilde til vekst historisk, og han viser til at både lisensene til Edvard Grieg og Johan Sverdrup kom inn til Lundin gjennom denne ordningen.

– Og så har jo noen aktører ønsket å trekke seg fra enkelte lisenser, og der har vi gladelig tatt en del.

Vil betale stabile utbytter

Lundin Norway-sjef Kristin Færøvik peker også på at selskapet er svært opptatt av at de ikke «eser» ut i størrelse og bemanning bare fordi produksjonen stiger:

– Budskapet om at vi ikke må miste entreprenørånden har vært drevet fra toppen hele tiden Alex har vært der, sier Færøvik om Lundin Petroleum-sjefen.

– Vi kjøper heller ikke noe bare fordi vi har råd, og vi har mange alternativer, enten det er snakk om investeringer i ny teknologi, en ekstra letebrønn eller annet, fortsetter hun.

Saken fortsetter under annonsen.

– Dere annonserte nylig at dere vil starte med å betale utbytter. Hvordan har dere veid det opp mot leting og andre ting dere kan bruke penger på?

– Utbyttene vil på ingen måte påvirke leteaktiviteten eller vekststrategien vår, og vi vil fortsette å være like aktive. Det at vi nå starter med utbytter handler om at selskapet vokser og at Johan Sverdrup-produksjonen snart er i gang. Da klarer vi både å bære utbytter, nedbetale noe av gjelden og opprettholde aktiviteten vår, sier Schneiter.

Selskapet legger opp til et utbytte på 175 millioner dollar etter 2017 og en dobling etter det:

– Vi skal også ha et bærekraftig nivå. Dette er et utgangspunkt og vil vokse med tiden, vi kommer ikke til å sette et nivå hvor vi kunne risikert å måtte kuttet det senere, sier Schneiter.

Rakk en egen letebrønn i år likevel

Etter flere år med en omfattende letevirksomhet og mange letebrønner i egen regi, så det ut til at 2018-kampanjen ville bli ganske annerledes for Lundin.

Selskapet presenterte tidligere i år leteplanene for 2018, og der kom det frem at selskapet ikke skulle bore en eneste letebrønn i egen regi.

Isteden prioriterte selskapet avgrensningsbrønner, i tillegg til en rekke partneroperererte letebrønner.

Da materialet for kapitalmarkedsdagen ble lagt frem mandag kom det imidlertid frem at Lundin får til en letebrønn på norsk sokkel i egen regi likevel: Nemlig Silfari-prospektet i Norskehavet.

Dette er den første letebrønnen som Lundin borer på Frøya Høyden (også kalt Froan-bassenget) som er et nytt kjerneområdet for selskapet, i tillegg til Barentshavet og Utsirahøyden ved Edvard Grieg-feltet deres.

Lundin Norway er operatør for lisens PL830 der Silfari ligger med en eierandel på 40 prosent, mens Statoil, Petoro og VNG sitter på 20 prosent hver. Lisensen ble tildelt i TFO 2015-lisensrunden.

– Hvordan fikk dere Silfari-brønnen inn nå siden den ikke sto i leteplanen etter nyttår?

– Etter at vi presenterte planene i starten av året, så fikk vi klarert i partnerskapet at brønnen var moden nok til å ta en beslutning, sier Færøvik om brønnen i Norskehavet.

– Vi har flere uavhengige prospekter i regionen, men de ligger lenger frem i tid, sier hun videre.

 <p>Tidligere Norge-sjef (nå digitaliseringsdirektør) Ann-Christin Andersen i TechnipFMC (t.v.) inngikk i oktober subsea-allianse med Lundin Norway. Oljeserviceselskapet jobber nå med å finne løsninger for at Lundin Norway-sjef Kristin Færøvik kan få bygget ut de nye satellittene til Edvard Grieg-feltet så effektivt som mulig.</p>

Tidligere Norge-sjef (nå digitaliseringsdirektør) Ann-Christin Andersen i TechnipFMC (t.v.) inngikk i oktober subsea-allianse med Lundin Norway. Oljeserviceselskapet jobber nå med å finne løsninger for at Lundin Norway-sjef Kristin Færøvik kan få bygget ut de nye satellittene til Edvard Grieg-feltet så effektivt som mulig.

Sender inn ny utbyggingssøknad før nyttår

E24 omtalte mandag morgen de rekordlave produksjonskostnadene til Lundin, som er mye takket være Edvard Grieg-feltet som selskapet fant i 2007 og satte i produksjon i 2015.

Mandag annonserte Lundin at de øker ressursestimatene (2P-ressurser) fra 223 til 274 millioner fat oljeekvivalenter. På toppen av dette kommer det nye mulige satellittutbygginger til feltet, i tillegg til en ytterligere oppside i selve Grieg-feltet.

Allerede til høsten regner Lundin med å sende inn en utbyggingssøknad for Luno II, som er et nytt funn som er gjort like sør for Edvard Grieg.

– Det forutsetter naturligvis at avgrensningsbrønnen vi skal bore i sommer på Luno II kommer inn omtrent som ventet, sier Færøvik.

Hun er ordknapp når E24 spør hva utbyggingen kommer til å koste.

– Men det blir jo en havbunnsutbygging (subsea tie-back, journ.anm.) knyttet tilbake til Edvard Grieg.

Det vil også trolig bli TechnipFMC som får kontrakten med å bygge ut Luno II etter at de to selskapene i fjor inngikk en subsea-allianse for Lundins subsea-satellittutbygginger på norsk sokkel.

– Gjør de en god jobb i den fasen vi nå er, så går det den veien. Akkurat hva prislappen ender på avhenger også av hvor flinke de er, sier Færøvik.

Etter Luno II vil det etter alt å dømme bli Rolvsnes som blir bygget ut med en tilkobling tilbake til Edvard Grieg.

Utviklingen der er imidlertid noe annerledes fordi man jobber med en oppsprukket fjellformasjon der trykket ofte faller ganske fort ved oljeutvinning. På land er ikke det så utfordrende fordi man relativt enkelt kan bore nye brønner og holde produksjonen oppe. Det går ikke på samme måten offshore, og dermed må Lundin knekke den geologiske koden først.

Selskapet skal bore en horisontal brønn med en konvensjonell produksjonstest

– Så er tanken å gjøre en langsiktig produksjonstest for å teste dette ordentlig. Det er etter det vi kan gå videre med hva slags infrastruktur som trengs for en utbygging, sier Færøvik.

En slik langsiktig test vil bli gjort med en egen rigg (Trolig COSL), mens den første testen bores fra Grieg-plattformen.

– Men fase én av Rolvsnes trenger ikke komme så lenge etter Luno II, sier hun og legger til at andre fase, kalt Goddo, vil avhenge av fremdriften i første fase.

Vis kommentarer

Kjære kommentarfeltbruker!

Vi ønsker dine argumenter og meninger velkommen. Vær saklig og vis omtanke, mange leser det du skriver. Gjør debatten til en bedre opplevelse for både andre og deg selv.

Les mer om våre regler her.

Per Valebrokk, ansvarlig redaktør E24

På forsiden nå