Equinors nye kvartalsrapport er den første de legger frem etter det mye omtalte navneendringen i vår. Statoil ble til Equinor, og selskapet skulle få bort de umiddelbare assosiasjonene til både stat og olje. Det nye selskapet var et bredt energiselskap.
Resultatene for dette kvartalet viser at Equinors satsinger innen fornybar energi fortsetter å være en utgiftspost for selskapet.
– Vi hadde et veldig bra første kvartal, med mye vind og vindturbinene gikk. I dette kvartalet har det vært noe mindre vind, så det rent operasjonelle resultatet er lavere innen fornybar, sier Hegge.
Fornybar energi er så lite at det ikke har fått sin egen kolonne i det offentlige regnskapet. Under «annet», der fornybar inngår, er det notert et driftstap på 68 millioner dollar i andre kvartal. I fjor var tapet på 80 millioner dollar i samme periode.
– Det er riktig at vi ikke har skilt ut fornybar som et eget segment. Det er en del av totalen. På lang sikt vil dette endre seg, når vi vil investere fremover. I 2030 vil 15 til 20 proesnt av investeringene være innen fornybar, sier Hegge.
Hans Jakob Hegge, konserndirektør i Equinor.
Solgte mye dyrere olje
Equinor kan vise til en økning på 58 prosent i justert driftsresultat mot samme periode i fjor.
– Når vi justerer for sesong og vedlikehold, må vi tilbake til 1. kvartal i 2012 for å finne tilsvarende resultat. Da var oljeprisen på over 100 dollar, sier finansdirektør Hans Jakob Hegge i Equinor.
Derimot viser det totale resultatet en nedgang på 15 prosent sammenlignet med samme periode i fjor.
Etter 2014 dalte oljeprisen, men begynte å øke igjen i fjor. Equinor solgte olje for en gjennomsnittspris på 67,4 dollar per fat i andre kvartal i år, mot 45,1 dollar på samme tid i fjor.
Hegge sier at oljeprisen har mye av forklaringen for det gode resultatet, men at økningen ikke alene kan forklares med økningen i oljepris.
– Vi har hatt så mye lavere kostnader at vi ville også hatt et sterkt resultat med lavere oljepris. Vi har en gjennomsnittlig balansepris på 21 dollar per fat, og er med det også beredt for lavere priser, sier Hegge.
Equinor peker på at det justerte driftsresultatet har økt med 58 prosent, mens oppgangen i oljepris er på 48 prosent.
Les også: Slik spådde analytikerne Equinor-resultatet
if("undefined"==typeof window.datawrapper)window.datawrapper={};window.datawrapper["63b1U"]={},window.datawrapper["63b1U"].embedDeltas={"100":271.011364,"200":247.011364,"300":247.011364,"400":247.011364,"500":247.011364,"700":247.011364,"800":247.011364,"900":247.011364,"1000":247.011364},window.datawrapper["63b1U"].iframe=document.getElementById("datawrapper-chart-63b1U"),window.datawrapper["63b1U"].iframe.style.height=window.datawrapper["63b1U"].embedDeltas[Math.min(1e3,Math.max(100*Math.floor(window.datawrapper["63b1U"].iframe.offsetWidth/100),100))]+"px",window.addEventListener("message",function(a){if("undefined"!=typeof a.data["datawrapper-height"])for(var b in a.data["datawrapper-height"])if("63b1U"==b)window.datawrapper["63b1U"].iframe.style.height=a.data["datawrapper-height"][b]+"px"});
To felt verdsatt mer
Dog spiller oljeprisen inn på andre måter enn rene økte inntekter. Økningen får også effekt for nedskrivingene i regnskapet. Nedskrivinger på to felt på norsk sokkel er reversert, som betyr at Equinor tror feltene er mer verdifulle nå enn de gjorde før.
– Reverseringene er knyttet til endring i langsiktig oljepris og valutaprisforutsetninger, sier Hegge.
Equinor vil ikke si hvilke felt dette gjelder.
For norsk sokkel er produksjonen gått ned med 3 prosent i andre kvartal mot samme periode i fjor. Dette skyldes delvis naturlig nedgang, altså at feltene blir eldre, men også at flere felt har gjennomgått vedlikehold dette kvartalet.
– Vi har hatt ti store revisjonsstanser. Ofte har første og fjerde kvartal høyest produksjon, mens andre og tredje kvartal er i vedlikeholdssesong, sier Hegge.
Kostnadene ved å produsere olje og gass varierer betydelig mellom ulike land.
Tall Sysla har fått fra analysebyrået Rystad Energy viser den gjennomsnittlige driftskostnaden (Opex) ved å produsere et fat oljeekvivalenter i verdens 25 største olje- og gassprodusenter:
Fakta
Opex (Operating expense)
I økonomisk teori skilles det mellom driftskostnad (Opex) og kapitalkostnad (Capex)
Driftskostnad er de løpende kostnadene knyttet til produksjon og drift
Kapitalkostnader er investeringer i eiendeler, for eksempel en maskin eller plattform, og vedlikehold
Driftskostnadene i denne saken er funnet ved å dele Opex i amerikanske dollar på total produksjon av olje og gass i oljeekvivalenter
Kilde: Investopedia.com, Rystad Energy.
– Dette er driftskostnadene på felt som er i produksjon i dag. Tallene omfatter altså ikke kostnader relatert til vedlikehold, boring av nye brønner og feltutbygginger, forklarer analytiker Tore Guldbrandsøy i Rystad Energy.
Tore Gulbrandsøy. Foto: Ola Myrset
– Oppsiktsvekkende lavt
Han synes det er interessant at norsk sokkel ligger så lavt på listen.
– Det er imponerende at vi scorer så bra i global sammenheng og er nummer to etter Algerie hvis vi ser bort fra produsentene i Midtøsten, mener Gulbrandsøy.
Norsk sokkels plassering på listen er også det første sjeføkonom Kyrre Knudsen i SR-Bank bemerker.
– Norge ligger oppsiktsvekkende lavt, mener Knudsen.
– Det er veldig positivt på lang sikt og reduserer avhengigheten av høy oljepris. Dette betyr at norsk sokkel er svært robust, legger han til.
Store felt = billig produksjon
Knudsen peker imidlertid på at Norge har noen svært store felt som er med på å trekke ned. Store felt gir lavere enhetskostnader.
– Uten de fire største feltene ville bildet sett annerledes ut, sier sjeføkonomen.
På den andre siden av Nordsjøen er kostnadene langt høyere. Snittkostnaden for et produsert fat på britisk sokkel var i 2017 16 dollar, mot 6 dollar på norsk sokkel.
– Britene har mindre og mer modne felt, og ikke så god infrastruktur. Men de har hatt betydelige kostnadsreduksjoner senere år, sier Tore Gulbrandsøy.
I 2015 var snittkostnaden per fat 24 dollar på britisk sokkel. Dermed har den falt 33 prosent på to år.
Også de fleste andre landene på listen har redusert kostnadene de siste årene.
Statfjord i Nordsjøen er et av de store feltene som presser kostnadene ned. Foto: Fredrik Refvem.
– Bare å stikke spydet i jorden
Det er flere årsaker til de store forskjellene mellom ulike land. Blant annet er ressurstype og produksjonsmetode sentralt. Det er dyrt å utvinne oljesand og ressurser langt til havs og på store havdyp. Derfor ligger land som Brasil, Canada og Angola høyt på listen.
I den andre enden av skalaen ligger landene i Midtøsten. Der finnes store deler av ressursene i enorme felt på land.
– Det er veldig enkelt å hente opp disse ressursene. Det er nærmest bare å stikke spydet i jorden, så flommer oljen opp, sier Kyrre Knudsen.
Hans Jakob Hegge. Foto: Pål Christensen
Laveste på ti år
Også for Norges oljegigant Statoil har driftskostnadene gått betydelige ned de siste årene.
– På norsk sokkel leverte vi i fjor de laveste driftskostnadene på ti år. Samlet sett har selskapet redusert driftskostnadene med 30 prosent siden 2014, forklarer pressekontakt Morten Eek.
Statoil har mer penger og mindre gjeld
På Statoils kapitalmarkedsdag i London i forrige uke sa finansdirektør Hans Jakob Hegge at driftskostnadene ble redusert med 6 prosent fra 2016 til 2017 og nå ligger på om lag fem dollar per fat for selskapets globale virksomhet.
– Målet er å opprettholde dette nivået fram mot 2020, sa Hegge.
Statoil har fått mye oppmerksomhet for sitt arbeid med å presse balanseprisen, eller break even, langt ned både på Johan Castberg i Barentshavet og Oseberg Vestflanken 2. Balanseprisen på sistnevnte har kommet ned på under 20 dollar per fat etter at konstruksjonen er strippet ned til det minimale og ikke en gang har et pissoar om bord.
Les også: Her tjener Statoil penger selv om oljeprisen blir under 20 dollar
Prosjektleder for den ubemannede brønnhodeplattformen, Terje Masdal, har tidligere sagt til Sysla at arbeidet har gitt mersmak. Konserndirektør for økonomi og finans i Statoil, Hans Jakob Hegge, kunne under Energikonferansen i Oslo tirsdag avsløre at selskapets break even-arbeid langt ifra er over.
For det kommer prosjekter hvor kostnadene er presset enda lenger ned.
– Må tenke nytt
– Det er et prosjekt jeg liker veldig godt, og det er Troll Future, som har en balansepris på det jeg må kunne beskrive som langt, langt, langt under 20 dollar, sa Hegge under sitt innlegg på konferansen.
Future er bare ett av flere milliardprosjekter på gang hos selskapet. I tillegg kommer både nevnte Johan Castberg, Johan Sverdrup fase 2, Snorre Expansion, Askeladd/Snøhvit og Krafla/Askja.
Tidligere er det kjent at partnerskapet på Troll-feltet, bestående av Petoro (største eier), Shell, Total og ConocoPhillips, har besluttet at det skal benyttes et subseakonsept. Dette skal videre kobles opp til plattformen Troll A.
Ifølge Hegge, som blant annet har vært ansvarlig for driften på Troll og Oseberg, kan utviklingen som er i ferd med å skje være med på å endre bransjen for godt.
– Vi vet at det ikke er noe alternativ til å være konkurransedyktig. Industrien og Statoil må evne å tenke nytt, med fokus på effektivisering og det å gjøre ting smartere, sier finansdirektøren.
Færre store plattformer
Økt boreeffektivitet er blant annet det som har bidratt til å ta kostnadene på norsk sokkel ned til det som er det laveste nivået på de siste ti årene, legger Hegge til. Og fremtiden vil ifølge direktøren ikke bli som i dag.
– Vi er i gang med et teknologisk skifte som vil endre bransjen vår for alltid. De neste tre årene vil Statoil bruke 1-2 milliarder på digitalisering, og vi er forberedt på å øke dette fremover. Jeg tror de store plattformenes dominans snart kan snart være forbi. Fremtidens utvinning vil være mye mer dominert av havbunnsløsninger, lettere installasjoner, ubemannede, robotiserte og fjernstyrte løsninger, slår Hegge fast.
På kort sikt spår finansdirektøren en stor og bred prosjektportefølje. På lang sikt tror han imidlertid en portefølje med få store prosjekter er mer realistisk.
Les også: Statoil vurderer ny flyter på Troll
Derfor mener Hegge leting er veldig viktig – også i tiden fremover.
– Det krever også en bevissthet om at det fra funn til produksjon kan ta både ti og femten år. Akkurat nå står vi overfor de kanskje største utfordringene som bransjen har sett. Vi støtter selvfølgelig Parisavtalen, og vi vil være en del av løsningen i et lavutslippssamfunn. Det betyr at mye fossilt brensel må forbli i bakken, også oljeressurser. Men ser vi frem mot 2050 produserer vi fremdeles olje og gass, selv om volumet realistisk sett nok vil være mindre enn i dag, sier Hegge.
– Med de planene vi har nå, er vi optimister på at vi skal klare å legge dette fram til investeringsbeslutningen og få det gjennom. Det ser veldig bra ut, sier Hegge til Aftenbladet.
Han holdt et innlegg på Statoils kapitalmarkedsdag i London på tirsdag.
– Beslutningen på Johan Castberg-prosjektet kommer sent i året, og det er det mange i leverandørindustrien venter på nå. For der er det mye arbeid, så det kommer til å bli viktig for norsk leverandørindustri å få dette oppdraget og vinne den konkurransen når de kommer så langt, sier Hegge.
– Kan du love industrien at dette prosjektet kommer?
– Nei, dessverre, det kan jeg ikke. Men vi er offensive.
Fra 80 til 35 dollar
Hegge var selv nordnorgesjef i Statoil på den tiden da balanseprisen på dette prosjektet var på 80 dollar per fat.
Les også: Utbyggingskostnadene har blitt enda lavere på Johan Sverdrup
– At vi nå har kommet under 35 dollar er en fantastisk prestasjon fra organisasjonen. Hvis vi kobler det med at norsk leverandørindustri viser seg konkurransedyktige og vinner i den konkurransen, kan det bli en kjempegod historie for oss og for flere.
Også konserndirektør for norsk sokkel, Arne Sigve Nylund, sier at de «jobber knallhardt med Johan Castberg-prosjektet».
Det er estimert at det i prosjektfasen vil gi cirka 23.000 arbeidsplasser, og så vil driftsfasen vare i rundt 30 år. Planlagt oppstart er i 2022.
Les også: Utenlandske investeringer trekker ned Statoil-resultatet
Men det er ikke bare opp til Statoil å gi grønt lys til milliardinvesteringen, minner Nylund om.
– Det er et partnerskap av selskaper som skal ta den beslutningen, og det er først når beslutningen er tatt at prosjektet blir gjennomført.
Les hele saken hos Stavanger Aftenblad (abo)
