1. Oljeprisen går opp, ligger nå rundt 70 dollar per fat, men dollarkursen er høy, prisen i kroner er derfor på det aller høyeste nivået.
2. Investeringsnivået og planlagte letebrønner på 2011 nivå, hvilket betyr mange tusen nye jobber i 2019 og 2020
3. Vårt største utbyggingsfelt i nyere tid ferdigstilles, Sverdrup feltet
4. Redusert kostnadsnivå med 40%
5. Stor avgang på alder

1) Oljeprisen går opp

Nå har vi den høyeste oljeprisen på 3 år, vi ligger rundt 70 dollar per fat. Med en kostnadsreduksjon på 40% over de tre siste årene, er dette en meget god pris. Dollaren ligger rundt 8.50 kroner, prisen per fat er derfor høy i kroner, 70 x 8,50 = 600 kroner/fat. Da oljeprisen var på 100 dollar per fat, var en dollar 6 kr, tilsvarende 600 kr/fat.

Det er flere grunner til at oljeprisen øker nå. Kaldt vær og politisk uro i Iran og Venezuela, OPEC holder sin produksjon noe tilbake, mens forbruket øker hele tiden.

2) Mange tusen nye jobber på kort sikt.

Det er per dato ca 125 bore- og produksjonsplattformer i Norsk sektor. Av disse er det nå 25 aktive flyterigger med kontakt i perioden 2018-2020. Men, vi tror på enda flere aktive rigger i denne perioden. På landsbasis kan det være snakk om flere tusen nye oljejobber på kort sikt.

I 2000 var det 24 aktive flyte rigger, i 2012 var det 32, i 2019 vil det være ca. 25 aktive. Flere gamle rigger har blitt hugget opp og av de 20 som nå er i opplag vil nok flere bli skrotet eller gå til andre land. De store dypvannsriggene vil det straks være for få av.

3) 6 utbyggingsplaner i 2018

Det er seks nye utbyggingsplaner i 2018 med 120 milliarder kroner i investeringer.

Johan Sverdrup – fase 2 (Statoil)
Omfatter utvikling av ytterligere en prosessplattform til feltsenteret. Satelittområdene Avaldsnes, Kvitsøy og Geitungen er planlagt som subseatilknytninger. Dreneringsstrategien vil kreve 18 nye produksjonsbrønner og trykkstøtte fra 10 nye vanninjektorer. Av disse brønnene vil 10 bores fra boreplattformen på feltsenteret og 18 brønner i satellittområdene.
Kraft fra land til Utsirahøyden er også en del av fase 2. Totalt er investeringsanslaget for fase 2 på 40-55 milliarder kroner.

Brasse (Faroe Petroleum)
Brasse-funnet ligger cirka 13 km sørøst for Osberg feltsenteret og 13 km sør for Brage-feltet. Operatøren anslår at utbyggingen vil ha en prislapp på rundt 4,3 milliarder kroner. Da med fire brønner og en subsea brønnramme som konsept.

Nova (Wintershall)
Wintershall og medeierne planlegger å investere 13,2 milliarder kroner i utbyggingen av Nova-funnet, tidligere Skarfjell. Feltet skal bygges ut som en subseatilknytning til Gjøa. Det er totalt planlagt seks brønner, tre oljebrønner og tre vanninjeksjonsbrønner.

Garantiana (Statoil)
Total planla å levere PUD for Garantiana i 2018. Hvorvidt Statoil, som er ny eier, ønsker å opprettholde fremdriften i prosjektet, er fortsatt usikkert. Selvstendig utbygging eller subseatilknytning til enten Knarr, Visund eller Gullfaks er alternativene for en utbygging. Anbefalt borekonsept innebærer boring av 3 produksjonsbrønner og 3 vanninjeksjonsbrønner. Investeringsanslag for prosjektet er på mellom 5 og 10 milliarder kroner.

Troll Future (Statoil)
Partnerskapet har valgt undervannsutbygging som knyttes opp til Troll A-plattformen som konsept for Troll fase 3. Undervannskonseptet innebærer bygging av undervanns brønnrammer, boring av produksjonsbrønner, legging av en 36 tommers rørledning og installasjon av en ny prosessmodul på Troll A-plattformen.

Askeladd, Snøhvit (Statoil)
Neste utbyggingstrinn for Hammerfest LNG. Subsea knyttet opp mot eksisterende infrastruktur. Produksjonsstart forventet til 2020/2021. Denne utbyggingen vil bidra til full kapasitetsutnyttelse på Hammerfest LNG. Utbyggingen inngår allerede i plan for utbygging og drift av Snøhvit.
I tillegg venter vi på planer for utbygging av Cara (Engie), Grevling (OKEA), Alta/Gohta (Lundin), NOAKA (Aker BP/Statoil), Wisting (OMV), King Lear (Statoil) og Tommeliten Alpha (ConocoPhillips), men det er tvilsomt om noen av disse rekker å «pudde» allerede i år.

4) Redusert kostnadsnivå

Generelt regner vi med at kostnadsnivået i vår sektor er redusert med minst 40%. Men innen leteboring er tallene enda bedre, mer enn 60 % siden 2013, da kostet en letebrønn i snitt 59 millioner, i 2018 er dette beregnet til bare 22,6 millioner, altså mer enn 60% billigere. Dette skyldes lavere rigg og service rater, men også bedre effektivitet. Noen mener at denne nedgangsperioden var nødvendig for å redusere de alt for høye kostnadene.

5) Stor avgang på alder

Oljebransjen har fortsatt har en meget høy gjennomsnittsalder. Mange erfarne borefolk fra de store etterkrigskullene har eller skal snart pensjonere seg. Derfor gjentar Olje og Energi ministeren, Terje Søviknes (FrP) stadig at norsk oljebransje har strålende fremtids utsikter, og han vil ha flere unge folk inn i oljebransjen. Flere analytikere tror 2023 vil bli «all time high» i vår sektor, med høye oljepriser og høy aktivitet.