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

• høy utvinningsgrad,

• reduserte produksjonskostnader,

• forbedret evne til å påvise nye funn til lavere kostnader.

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.

4.1 Utbyggingsprosjekter og forretningsutvikling

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.