Store sprik i Barents-estimater

DNB Markets publiserte torsdag sin rapport ”Norsk sokkel: Historie og utsikter,” hvor de har sammenstilt tall og estimater fra forskjellige kilder og av forskjellig alder, og trekker noen konklusjoner om hvordan fremtiden for norsk sokkel ser ut.

Hovedkonklusjonene er forutsigbare; norsk sokkel går inn i en nedkjølingsfase med synkende investeringsnivå fram mot slutten av 2016, mens de lave oljeprisene fører til utsatte prosjekter, som igjen gjør at produksjonsbanen faller raskere enn Oljedirektoratet og Statsbudsjettet har lagt til grunn.

Rapporten opererer også med en oversikt over break even oljepriser for eksisterende og framtidige felt, og når det gjelder Barentshavet legger DNB til grunn tall som spriker voldsomt fra tallene man operer med i miljøene som jobber eksklusivt med nordområdene:

For en potensiell fellesutbygging av Lundins Gotha- og Altafunn, operer DNB med en pris på USD 75-80 per fat, mens de for Statoils Johan Castberg –utbygging opererer med en pris på mellom USD 80 og 85. DNB oppgir Rystad Energy som kilde for break even –tallene.

Ikke enig
Tallene fra DNB overrasker lederen for Nord-Norges største leverandørnettverk og interesseorganisasjon for Petroleumsindustrien, Petro Arctic.

– Tallene for Barentshavet er ikke korrekte, sier direktør for PetroArctic, Kjell Giæver til petro.no, og antyder at DNB må ha brukt utdaterte tall i sin analyse.

– Vi er kontinuerlig i tett dialog med bransjen, og i november publiserte vi for tredje gang den mest grundige analysen som gjøres på dette temaet på norsk sokkel, ”Petro Foresight2030.” Analysen, som Rystad Energy gjør på vegne av oss, Kunnskapsparken Nord, Kunnskapsparken Bodø, Pro Barents og Innovasjon Norge oppdateres hvert år, og tallene her forteller en helt annen historie, slår Giæver rolig fast.

– Analysen viser at for feltene vi her snakker om, store felt med over 500 millioner fat oljeekvivalenter, vil ha en break even –pris på mellom USD 58 og 70 per fat, betydelig lavere enn hva DNB legger til grunn.

– Ned mot USD 50
En viktig årsak til at nevnte felt til tross for større avstand til markedene kommer såpass lavt, er feltenes størrelse, som gjør at man har flere produserte fat til å betale for feltinstallasjoner og infrastruktur. Utenom Johan Sverdrup, er situasjonen en helt annen for felt lengre sør, hvor funnene er betydelig mindre.

– Størrelsen gjør det lettere å få ned prisen per fat, sier Giæver, som mener barentshavfeltene kan bygges ut til en enda lavere kostnad enn det ”Petro Foresight” estimerer.

– Jeg tror det er mer realistisk å snakke om en break even ned imot USD 50, sier han, og forklarer:

– Flere felt i nord vil gi positive synergier knyttet til logistikk og marine operasjoner, og ved aktivitetsøkning i nord vil også en økt permanent tilstedeværelse av leverandørindustri bidra på en positiv måte. Siden datagrunnlaget for analysen ble innhentet, har oljeselskapene kommet betydelig lengre i jobben med å kutte kostnader. Samtidig har vi hatt et betydelig fall i riggrater. I tidligere beregninger utgjorde bore- og brønnkostnadene 30 prosent av utbyggingskostnadene, hvorav deler skyldtes skyhøye riggrater. Nå har disse falt betydelig, i noen tilfeller mellom 30 og 50 prosent, hvilket slår gunstig ut for nevnte utbygginger, sier han.

Giæver vil ikke spekulere i hvorfor DNB går ut med så høye break even –tall for Barentshavet. Han nøyer seg med å gjenta at USD 50 er mer realistisk, og legger til:

– Det er viktig at man har en faktabasert tilnærming.