Lav oljepris har preget bransjen i 2015. Men til tross for lavere inntekter, kostnadskutt og høy arbeidsledighet er det noen lyspunkter. (Foto: Foto: Colourbox/Illustrasjon: Kjersti Magnussen)

SOKKELÅRET 2015

Slik står det virkelig til i norsk oljebransje

Tallenes tale.

Lave oljepriser har gitt betydelige utfordringer for petroleumsnæringen på norsk sokkel, og har hatt stor innvirkning på året som gikk. I juni 2014 lå prisen på et fat olje på rundt 110 dollar. I dag vaker den rundt 30-tallet.

2015 var året da investeringene i oljebransjen for alvor gikk nedover, men det samme gjorde også kostnadene - av flere årsaker.

Samtidig som det ble levert utbyggingsplaner for enorme verdier, ble det gjort få drivverdige funn på norsk sokkel.

– 2015 har vært et krevende år for næringen. For mange har oljeprisen og kostnadskuttene preget året. Mange har mistet jobbene, og vi i Rogaland kjenner mange som er berørt. Men til tross for negative trender har det også vært positive nyheter i 2015, sa oljedirektør Bente Nyland, da hun i forrige uke presenterte Sokkelåret 2015.

Investeringsnedgang til 2019

Fra et rekordhøyt nivå i 2013 og 2014 falt investeringene på norsk sokkel med om lag 16 prosent fra 2014 til i underkant av 150 milliarder kroner i fjor.

Oljedirektoratet tror investeringene vil falle også nærmeste årene, med en bunn i 2018 på 119 milliarder kroner i årlige investeringer. Selv om det er en ganske bratt kurve nedover, skal man likevel ikke lenger tilbake enn 2010 for å finne et lavere investeringsnivå. 

Ikke før i 2019 har direktoratet tro på at investeringene vil øke igjen, og da kun moderat.

Det er langt mer negativt enn for bare ett år siden. Da var investeringene ventet å flate ut i 2017, og øke fra 2018.

Utbyggingsplaner for milliarder

Ett av lyspunktene i 2015 er at det ble levert inn langt flere utbyggingsplaner enn de to foregående årene.

Mens det i 2013 og 2014 kun ble tatt endelig avgjørelse om utbygging av til sammen to felt, ble det levert fire planer for utbygging og drift i fjor.

Johan Sverdrup står for de desidert største planlagte investeringene, og er ventet å koste 117 milliarder kroner i første fase av utbyggingen.

I tillegg ble det levert planer for Maria-feltet, Oseberg Vestflanken og en oppdatert plan for Gullfaks Shetland/Lista.

Til sammen utgjør de fire feltene planlagte investeringer for 142,3 milliarder kroner. Det vil si nesten 138 milliarder kroner mer enn de planlagte investeringene i utbyggingsplanen levert i 2014, og 134 milliarder kroner mer enn i de to foregående årene til sammen.

I løpet av 2015 var det også fire nye felt som startet opp produksjon: Valemon, Bøyla, Knarr og Edvard Grieg.

– Økt effektivisering

Samtidig med at investeringene på norsk sokkel faller, gjør kostnadene det samme.

– Det er gledelig å se at industrien legger ned et betydelig arbeid i å øke effektiviteten, noe som begynner å bli synlig i form av lavere kostnader. Kostnadsnivået er fortsatt et viktig tema, men vi ser tydelige tegn på at selskapene er på god vei i rett retning, sa oljedirektøren.

Ved utgangen av 2015 var 82 felt i produksjon på norsk sokkel. Driftskostnadene har fra 2014 til i fjor sunket fra 67 milliarder kroner til 63 milliarder kroner.

Oljedirektoratet forventer dessuten at kostnadene vil synke også framover, til og med 2018.

– En viktig årsak til nedgangen er et målrettet arbeid fra operatørenes side med å redusere driftskostnadene på feltene gjennom effektiviseringstiltak. Nye felt vil gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader på slutten av perioden, skriver OD.

Venter kostnadsfall

Til sammen utgjorde investeringer, driftskostnader, letekostnader, nedstenging og øvrige kostnader 266 milliarder kroner i 2015.

Det er investeringer og driftskostnader som står for den største andelen av kostnadene på sokkelen. Begge disse er ventet å falle de nærmeste årene. Det samme er letekostnadene.

Oljedirektoratet tror de samlede kostnadene vil ha en nedgang på rundt 10 prosent fra 2015 til 2016.

– Det er viktig å se utviklingen i lys av at 2013 og 2014 var historiske toppår for investeringer, drifts- og letekostnader. Til tross for den anslåtte nedgangen vil aktiviteten på norsk sokkel fremdeles være høy, med mange innretninger i drift og stor aktivitet knyttet til utbygging, felt i drift og leting, presiserer OD.

Høyt letenivå

Til tross for at oljedirektøren i fjor fryktet en stor nedgang i letebrønner i 2015, har nivået holdt seg fra året før. I alt ble 56 letebrønner påbegynt i fjor, kun én mindre enn i 2014.

33 av dem befant seg i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og syv i Barentshavet.

De to største aktørene var Statoil og Lundin med henholdsvis 14 og 13 påbegynte letebrønner. Deretter følger Wintershall og Det norske med fem brønner hver.

Kun småpytter

Til tross for et fortsatt høyt letenivå var det lite som ble funnet. 18 små funn er konklusjonen etter 2015, de færreste av dem drivverdige.

Det største funnet er det Statoil som står for, dersom det største anslaget slår til. Julius-funnet i Nordsjøen kan inneholde opptil 12 millioner standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter. Funnet består av gass og kondensat.

Dersom de største anslagene stemmer, vil de til sammen 18 funnene tilsvare omkring ett Johan Castberg-felt.

Leter for mindre

Til tross for at bransjen har holdt oppe letingen etter nye ressurser, har den klart å redusere kostnadene forbundet med det betydelig. Fra 41 milliarder kroner i 2013, sank kostnadene til 38 milliarder kroner i 2014, og var i fjor kommet ned i 33 milliarder kroner.

Hovedårsaken, ifølge Oljedirektoratet, er at det er boret flere sidesteg, som er billigere å bore enn vanlige letebrønner.

I 2016 forventer OD at kostnadene vil synke ytterligere, men det er primært en konsekvens av at det er planlagt langt færre letebrønner dette året. Direktoratet har kun lagt til grunn 30 letebrønner, med en total kostnad på 22 milliarder kroner.

OD påpeker likevel at selv om færre brønner står for den største reduksjonen, spiller også økt boreeffektivitet og lavere markedspriser inn.

Ny borerekord

Det ble boret mange brønner på norsk sokkel i 2015. Antallet letebrønner holdt seg høyt, til tross for lavere letekostnader. Antallet utvinningsbrønner gikk opp, til det nest høyeste antallet noen gang, kun slått av år 2001, som var et av toppårene for oljeproduksjon i Norge.

I 2015 ble det boret 189 utvinningsbrønner, mot 162 året før.

Tar man med letebrønnene er det ny rekord: Det er aldri boret så mange brønner på ett år på norsk sokkel før.

Økt produksjon

Oljeproduksjonen i Norge økte i 2015, til tross for den lave oljeprisen. Det ble produsert 90,85 millioner standard kubikkmeter olje, tre prosent mer enn i 2014. Den gjennomsnittlige daglig produksjonen lå på 1,57 millioner fat.

– Den viktigste årsaken til det er høy regularitet og at det er boret et stort antall nye produksjonsbrønner raskere enn ventet, forklarer OD.

I år antas produksjonen å bli litt lavere.

Snorre, Skarv og Balder er eksempler på felt som har produsert mer olje enn det som var forventet i 2015. Samtidig påvirket forsinkelser på for eksempel Goliat til en noe lavere produksjon.

Gassrekord

Økt etterspørsel i Europa gjorde at det ble satt rekord for gassalget i 2015.

Totalt ble det solgt 115 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) gass.

– Nivået på gassalget er vanskelig å forutsi, selv på kort sikt. Det faktisk salget i 2015 ble syv prosent høyere enn hva vi anslo på samme tid i fjor. Det skyldes blant annet markert høyere etterspørsel etter gass fra Europa, skriver Oljedirektoratet.

Den totale petroleumsproduksjonen i 2015 var på om lag 227,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter, 5,4 prosent mer enn i 2014.

Totalproduksjonen for neste år er ventet å bli på noe lavere, på 216,2 millioner Sm3 oljeekvivalenter, men de neste fem årene er produksjonen ventet å holde det samme nivået som de fem foregående årene, opplyser oljedirektøren

Over halvparten gjenstår

De totale ressursene på norsk sokkel er beregnet til 14,2 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Fremdeles gjenstår mer enn halvparten av ressursene å bli produsert.

Noe av forutsetningen for at disse ressursene skal bli realisert er at tidskritiske utbygginger blir gjennomført, noe oljedirektøren uttrykte stor bekymring for at ikke vil skje på grunn av den lave oljeprisen.

Det er anslått at det er nærmere 3 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter som fremdeles ikke er funnet. Den største andelen av disse befinner seg i Barentshavet.