I den månedlige offshore-rapporten til skipsmeglerselskapet Lorentzen & Stemcoco kommer det frem at det globalt er godkjent 45 nye offshore-prosjekter, så langt i 2018. Selskapet siterer Rystad Energy.
Subsea tie-backs stikker seg ut som det mest foretrukne prosjektformen i 2018. Tilsammen har det blitt godkjent subsea tie-back-prosjekter for 26 milliarder dollar til nå i år – omtrent 218 milliarder norske kroner.
I tillegg forventer analytikerne at kontrakter for ytterligere 7 milliarder dollar skal deles ut i løpet av resten av året.
Totalt beregner selskapet at det vil bli disponert 92 milliarder dollar – omtrent 774 milliarder kroner – offshore i løpet av året.
Tilbudsside-bekymringer
Lorentzen & Stemcoco skriver også at bekymringer for at et krympende tilbud av olje overgår bekymringer for handelskrig og medførdende lavere BNP – noe som kan gi en svakere etterspørsel etter olje.
– Disse tilbudsside-bekymringene er tydelig mer i fokus enn noe reduksjon i etterspørsels-siden som følge av handelsfriksjon, skriver Lorentzen & Stemcoco.
Ifølge analytikerne i selskapet synker den Iranske oljeeksporten raskere enn ventet. Ved hjelp av å spore oljetankere er det beregnet en omtrentlig nedgang i oljeeksport fra Iran på mellom 0,5 og 0,6 millioner fat per dag.
Forsiktig oppgang i oljeproduksjon
I USA synker oljelagrene, og produksjonen har vært svakere enn ventet de første to ukene av august. Produksjonen tok seg imidlertid opp i siste halvdel av måneden, og landets produksjon ligger nå på 11 millioner fat olje per dag, skriver Lorentzen & Stemcoco.
Oljeeksporten fra OPEC viser en svak oppgang i august, fra 32,2 millioner fat olje per dag til 32,4 millioner fat per dag i slutten av måneden. Saudi Arabia var predikert til å stå for en økning på 0,1 millioner fat per dag.
Onsdag ettermiddag kommer det meldinger fra OPEC som mener at etterspørselen etter olje komme til å overstige 100 millioner fat per dag, det skriver E24.
I den månedlige offshore-rapporten til skipsmeglerselskapet Lorentzen & Stemcoco kommer det frem at det globalt er godkjent 45 nye offshore-prosjekter, så langt i 2018. Selskapet siterer Rystad Energy.
Subsea tie-backs stikker seg ut som det mest foretrukne prosjektformen i 2018. Tilsammen har det blitt godkjent subsea tie-back-prosjekter for 26 milliarder dollar til nå i år – omtrent 218 milliarder norske kroner.
I tillegg forventer analytikerne at kontrakter for ytterligere 7 milliarder dollar skal deles ut i løpet av resten av året.
Totalt beregner selskapet at det vil bli disponert 92 milliarder dollar – omtrent 774 milliarder kroner – offshore i løpet av året.
Tilbudsside-bekymringer
Lorentzen & Stemcoco skriver også at bekymringer for at et krympende tilbud av olje overgår bekymringer for handelskrig og medførdende lavere BNP – noe som kan gi en svakere etterspørsel etter olje.
– Disse tilbudsside-bekymringene er tydelig mer i fokus enn noe reduksjon i etterspørsels-siden som følge av handelsfriksjon, skriver Lorentzen & Stemcoco.
Ifølge analytikerne i selskapet synker den Iranske oljeeksporten raskere enn ventet. Ved hjelp av å spore oljetankere er det beregnet en omtrentlig nedgang i oljeeksport fra Iran på mellom 0,5 og 0,6 millioner fat per dag.
Forsiktig oppgang i oljeproduksjon
I USA synker oljelagrene, og produksjonen har vært svakere enn ventet de første to ukene av august. Produksjonen tok seg imidlertid opp i siste halvdel av måneden, og landets produksjon ligger nå på 11 millioner fat olje per dag, skriver Lorentzen & Stemcoco.
Oljeeksporten fra OPEC viser en svak oppgang i august, fra 32,2 millioner fat olje per dag til 32,4 millioner fat per dag i slutten av måneden. Saudi Arabia var predikert til å stå for en økning på 0,1 millioner fat per dag.
Onsdag ettermiddag kommer det meldinger fra OPEC som mener at etterspørselen etter olje komme til å overstige 100 millioner fat per dag, det skriver E24.
Tidligere i sommer la Oljedirektoratet (OD) fram sin årlige ressursrapport for norsk sokkel.
I rapporten ble det slått fast at funnene på norsk sokkel i snitt er betydelig mindre enn tidligere. Grafen over viser hvordan utviklingen har vært i tiårene det har vært petroleumsaktivitet i Norge.
Giganter skal erstattes
Letedirektør Torgeir Stordal i OD peker på at utviklingen er en naturlig konsekvens av at virksomheten på norsk sokkel har pågått i om lag 50 år. Det aller første funnet ble gjort sommeren 1967, på det som senere ble bygget ut som Balder-feltet. Det første feltet som kom i produksjon, var Ekofisk i 1971.
– I modne områder er det en naturlig utvikling at funnene blir mindre. De fleste storfunnene ble gjort allerede på 70-tallet, sier Stordal.
OD er bekymret over at selskapene ikke vil lete etter gass
Selv om utviklingen er ventet, skaper den utfordringer for norsk oljeindustri. Det skyldes at de store feltene produserer mindre etter hvert som de blir eldre. I dag er det ventet at produksjonen fra eksisterende felt og funn vil nå en topp midt på 2020-tallet, for deretter å falle.
– Det må gjøres store funn for å holde oppe produksjonen etter dette. Det er gigantiske felt som skal erstattes, sier Stordal.
Torgeir Stordal. Foto: Ola Myrset
Viktige småfunn
Som følge av at Nordsjøen og Norskehavet er relativt godt undersøkt, er det mest sannsynlig at nye storfunn ligger i Barentshavet. Ifølge ODs anslag er 47 prosent av de samlede ressursene på norsk sokkel fortsatt ikke funnet. Om lag 60 prosent av dette finnes i Barentshavet.
– Vi håper det snart blir gjort store funn i nye områder, sier Stordal.
OD skal jakte verdifulle mineraler
Letedirektøren peker samtidig på at også små funn blir viktigere framover. Nye teknologi gjøre det nemlig mer lønnsomt å bygge ut stadig mindre forekomster, blant annet ved at de knyttes opp mot felt som allerede er i produksjon.
Oljeanalytiker Tore Gulbrandsøy i Rystad Energy er enig, men er også klar på at stadig mindre funn kan bli et problem for oljeindustrien.
– Ja, det er en utfordring for norsk sokkel at funnene er blitt mindre. Det positive er at kostnadene er betydelig lavere og at mange småfunn kan knyttes opp mot eksisterende infrastruktur. Følgelig ser vi mange små utbygginger som vil bli godkjent for utbygging de kommende årene. Men det trengs store funn for å fylle opp produksjonen på lenger sikt. Derfor er det helt avgjørende å få suksess i mindre utforskede områder, som Barentshavet, sier Guldbrandsøy.
Nye aktører passer inn
I begynnelsen av juli ble det kjent at oljeselskapene Eni Norge og Point Resources skal slås sammen.
Klaus Mohn, professor i petroleumsteknologi ved Universitetet i Stavanger, så den fusjonen som del av en pågående omorganisering på norsk sokkel.
– Dette er en del av omstillingen flere store, utenlandske selskaper har deltatt i. De velger å ha eierandeler i nye, sammenslåtte selskaper istedenfor egne virksomheter i Norge, sa Mohn etter at fusjonen var offentliggjort.
– Det heteste området i Barentshavet for tiden
Han mener det er positivt for norsk petroleumsnæring at en ny type selskaper etablerer seg, spesielt sett i lys av at norsk sokkel er inne i en mer moden fase, der funnene er mindre enn tidligere.
– De nye selskapene er bedre tilpasset utfordringene norsk sokkel står overfor. Et olje- eller gassfunn som oppfattes som veldig lite for de internasjonale gigantene, kan være langt mer interessant å bygge ut for disse nye aktørene, forklarer Mohn.
Test Riggdata her: Riggdata er Syslas nye verktøy som gir full oversikt over riggene i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Her kan du sjekke hvilke rigger som borer ute på sokkelen og hvilke som ligger i opplag uten jobb. I tillegg finner du mye fakta og informasjon om de ulike riggene.
Verdien av statens andeler i petroleumsvirksomheten har steget med 283 milliarder kroner siden 2016 og var ved årsskiftet verdsatt til 1.093 milliarder kroner. Verdivurderingen er foretatt av Rystad Energy på oppdrag fra Olje- og energidepartementet. – Rapporten understreker hvilke enorme verdier SDØE-porteføljen representerer for den norske stat. Sammen med skatte- og avgiftsinntektene fra olje-...
Source
En rapport fra Rystad Energy, som ble publisert i fjor høst, viste at fra 2009 til 2013 tildelte oljeselskaper i Norge 11 plattformkontrakter, skriver Aftenbladet. Fire gikk til norske verft og syv til verft i Sør-Korea og Singapore.
Begrunnelsen for tildeling til asiatiske verft var at kontraktprisen var 25 prosent lavere. Konklusjonen i rapporten fra Rystad er at sluttregningen fra asiatiske verft i gjennomsnitt ble 75 prosent høyere enn fra norske verft.
22 prosent av dette er kostnadsoverskridelser, 42 prosent verditap knyttet til forsinkelser og lengre gjennomføringstid, og 11 prosent verditap som følge av produksjonavbrudd på grunn av kvalitetsproblemer på plattformdekket.
70 milliarder
De totale merkostnadene for operatør og samfunn som følge av kostnadsoverskridelser, forsinkelser og lengre gjennomføringstid for asiatiske prosjekter er estimert til 70 milliarder kroner, ifølge Rystad-rapporten.
Rystad fant også at gjennomføringstiden i Asia var i gjennomsnitt 40 prosent lenger enn i Norge.
Etter oppstart har i tillegg flere plattformer hatt driftsavbrudd som følge av kvalitetsfeil relatert til plattformdekket. Fram til i dag har de asiatiskbygde plattformene hatt 13 prosent lavere oppetid.
Til sammenligning hadde Lundins Edvard Grieg-plattform, som ble bygget i Norge, en oppetid på 96 prosent i gjennomsnitt det første året den var i produksjon.
Martin Linge kommer verst ut
Det siste anslaget for Martin Linge-prosjektet er at det sprekker med 12,1 milliarder kroner, eller 42 prosent, ifølge en oversikt over prosjekter på norsk sokkel i statsbudsjettet. Prisen er nå oppgitt til 41,3 milliarder kroner. Dette er etter at valutaeffekt er tatt med.
Prisen i 2011-kroner da prosjektet ble vedtatt av Stortinget i mars 2012, var på 25,6 milliarder kroner.
På denne oversikten er Martin Linge det prosjektet på norsk sokkel som er under bygging som kommer verst ut.
Les hele saken hos Stavanger aftenblad.
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.
Leverandørindustrien gjer det framleis svært godt internasjonalt. Trass i tøffe tider i bransjen, hevder dei norske selskapa seg framleis godt i den internasjonale konkurransen, viser rapporten «Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper». Kilde: OED Olje- og energiminister Tord Lien la fram hovudfunna i rapporten for toppleiarforumet til næringsklynga Subsea Valley på Fornebu tysdag. – Den internasjonale […]
Innlegget Norske oljeserviceselskaper omsatte for 190 milliarder internasjonalt i 2015 dukket først opp på Petro.no.
FNs klimamål kan ryke selv om det ikke blir funnet ett eneste nytt olje-, gass- eller kullfelt i hele verden.
Innlegget Forsker: – Ingen nye oljefelt hvis klimamålene skal nås dukket først opp på Petro.no.
Oljefunnet Carcará i Brasil er ifølge Rystad Energy avhengig av en oljepris på 70-80 dollar fatet om produksjonen skal lønne seg.
Oljeprisen fredag morgen lå på knappe 43 dollar fatet da det ble kjent at Statoil har kjøpt Petrobras eierandel i Santos-bassenget utenfor kysten av Brasil. Andelen de har kjøpt tilsvarer mellom 700 og 1.300 millioner fat oljeekvivalenter. Statoil vil ikke si noe om hvor oljeprisen må ligge for at funnet skal lønne seg, men Rystad Energy har gjort beregninger:
– Hvis de utvinner 1.000 millioner fat oljeekvivalenter og utbygging starter i 2020, vil oljeprisen måtte ligge rundt 80 dollar fatet. Kommer de opp i øvre sjikt på 1.300 millioner fat, så er break-even i underkant av 70 dollar fatet, sier analytiker Audun Martinsen til NTB.
Risikabelt
Martinsen påpeker at selv om oljeprisen er lav nå og framtiden usikker, vil oljeprisen trolig være mye høyere i 2020:
– Faktisk godt over 80 dollar, etter det vi tror. Det er likevel en betydelig risiko her, lønnsomheten avhenger av oljepris og hvilke ressurser de får ut av feltet.
Konserndirektør for leting Tim Dodson i Statoil er strålende fornøyd med kjøpet:
– Statoil betaler nå 2,5 milliarder dollar for investeringene som er gjort, det vil si 2-3 dollar per fat i kostnader hvis feltet produserer som forventet. Du skal være veldig god til å lete hvis du klarer å finne noe som koster under 4 dollar fatet.
Han påpeker at de til og med kan komme til å finne enda større ressurser på feltet, og mener det er strategisk smart å kjøpe seg inn mens oljeprisen er lav.
Betaler mye
Analytikerne er ikke like overbevist om at Statoil har fått en god pris:
– Det er sjelden man gjør røverkjøp ved åpen budprosess, og det vil overraske meg om det ikke var det. Statoil var i så fall villige til å betale mest. Jeg er også litt usikker på om det er riktig av dem å øke gjeldsgraden sin ytterligere nå, sier Christian Yggeseth i Arctic Securities.
Ifølge ham vil kjøpet øke gjeldsgraden med 1,5 prosentpoeng. Gjeldsgraden lå på 31,2 prosent ved utgangen av andre kvartal.
– Det er absolutt et spennende funn, og som Dodson sier kan det være fornuftig å kjøpe motsyklisk, men de betalte nok markedspris, sier Yggeseth.
Martinsen i Rystad Energy tror også mange har ønsket å komme innenfor i Brasil:
– Vår konklusjon er at Statoil har betalt ganske mye for å få tilgang til disse ressursene, men det er et oppsidepotensial hvis de finner flere ressurser og klarer å bygge dette ut etter planen. Det er riktig å satse litt i nedgangstider, og de ville nok betalt mye mer for to-tre år siden.
Statens eierskap i olje- og gassindustrien er verdsatt til 810 milliarder kroner – drøyt 400 milliarder mindre enn for bare to år siden.
Det er Rystad Energy som har vurdert Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE) per 1. januar 2016. Verdivurderingen er utført på oppdrag fra Olje- og energidepartementet.
Så sent som i 2014 ble SDØE-porteføljen vurdert til 1.234 milliarder kroner. En antakelse om lavere gasspriser er den største enkeltårsaken til nedgangen i porteføljeverdien fra 2014 til 2016.
– Statens andeler på norsk sokkel blir som resten av næringen påvirket av lavere priser. Olje- og gassindustrien har vært og er i en krevende periode, men dette er en langsiktig industri. Som rapporten viser, vil Norge nyte godt av en betydelig kontantstrøm fra SDØE-porteføljen i mange år fremover, sier olje- og energiminister Tord Lien (Frp).
SDØE er statens direkte eide andeler i norsk olje- og gassvirksomhet. Statens andeler i lisenser og andre partnerskap forvaltes av det statlige aksjeselskapet Petoro. Siden Petoro ble etablert i 2001 har selskapet overført rundt 100 milliarder kroner til den norske staten hvert eneste år. Denne pengestrømmen utgjør i sin tur en av tre hovedkilder til oppbyggingen av det såkalte oljefondet – Statens pensjonsfond utland.
