Större oppstrøms olje-og gassselskaper,som ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies og Eni,fortsetter å utvise forsiktighet med leteutgifter i år, men med boreaktivitet klar for et travelt år. Ifølge Rystad Energys undersøkelser vil disse store produsentene i gjennomsnitt ha brukt til sammen 70 milliarder kroner hvert år mellom 2020 og 2024,som er en betydelig nedgang fra forrige fireårsperiode der gjennomsnittlig totalforbruk var 100 milliarder kroner.BP avholder sin generalforsamling for 2024 25. april 2024.
Nordens Nyheter presenterer i denne artikkelen det norske oljefondets investeringer i verdens fem störste oljeselskaper. NBIM- Norges Banks Investment Management benytter årsverdier for 31.12.2023 for aksjeverdiene i Royal Dutch Shell,Chevron, Eni, Exxon Mobile, BP og franske Total Energy. Den faglige vurderingen av oljeselskapenes planer er hentet fra Rystad Energys rapporter og notater.
Optimisme i selskapene
Til tross for innstramte budsjetter, gir grenseboring næring til optimisme for et produktivt år, spesielt dypvannsprosjekter i Atlanterhavsmarginen, østlige Middelhavet og Asia. I fjor så en betydelig økning i tildelt areal til store aktører, totalt 112 000 kvadratkilometer – en økning på 20 % fra året før. Spesielt var alle tildelte blokker offshore, med 39 % i sokkelsegmentet, 28 % på dypvann og de resterende 33 % på ultradypvann.
På dypere vann
Trenden antyder et betydelig fremstøt mot dypere vann,med mer enn halvparten av de tildelte blokkene rettet mot dypvanns- eller ultradypvannsreserver. Dette fokuset gjenspeiles i global leteaktivitet, med Rystad Energy-analytikere som forutsier omtrent 50 flere dypvanns- og ultradypvanns letebrønner i år sammenlignet med 2023. Omtrent 27 % av alle offshore letebrønner som ble boret i fjor var dypvann/ultradypvann, mens dette år forventer vi at andelen av slike brønner vil stige til rundt 35 %.
Fokus på kjent territorium
"Når major-selskapene strammer sine økonomiske belter, begir de seg forsiktig ut på dypere vann og revurderer sine tilnærminger for grenseutforskning. Selv om vi forventer at de vil vurdere og modne grensearealene sine, forventer vi også at de fortsetter å fokusere på kjent territorium - regioner med etablert ekspertise og eksisterende infrastruktur som tilbyr raskere inntektsgenerering med lavere risiko, sier Santosh Kumar Budankayala, senioranalytiker i Rystad Energy.
Konvensjonelle funn stupte i 2023, med store selskaper som nådde dystre 1 milliard fat oljeekvivalenter (foe), knuste utvinningstrenden etter 2020 og representerte en sterk nedgang på 68 % fra 3 milliarder fat oljeekvivalenter i 2022. Spesielt grensebassengene, som bidro 45 % av funnene i 2022, utgjorde kun 20 % i fjor.
Med minkende funn, ligger fremtiden for olje- og gassleting sannsynligvis i å våge seg utover det kjente. Grenseområder og underutforskede bassenger, fulle av skjult potensial, gir løftet om betydelige uutnyttede ressurser. I motsetning til modne bassenger hvor leting gir mindre, spredte funn, har disse nye områdene lokket til store, geografisk konsentrerte prospekter.
Guyana er på moten
Mens de anerkjenner den korte ledetiden mellom funn og oppstart for funn gjort i modne bassenger,anerkjennermajors viktigheten av grenseutforskning. I løpet av de siste to tiårene har grenseutforskning gitt bemerkelsesverdige suksesser, som funn av gass i område 1/område 4 utenfor Mosambik mellom 2010 og 2013, gassfunn utenfor kysten av Mauritania og Senegal mellom 2015 og 2017, oljefunnet Liza i Guyana i 2015 og mer nylig Sakarya-gassfeltet i Tyrkias Svartehavssektor i 2020. I tillegg har funn som Brulpadda og Luiperd i Sør-Afrika i 2019 og 2020 og Venus og Graff i Namibia, begge i 2022, ført til åpningen av nye hydrokarboner.
Flytter sydover
En betydelig del av arealet som ble tildelt i grensebassenger i fjor var i Uruguay, hvor Shell sikret seg den største enkeltandelen på 42 000 kvadratkilometer. Spesielt kom mer enn 50 % av Shells tildelte areal fra uruguayansk territorium. Dette er i motsetning til det historiske fokuset til store oljeselskaper på modne felt, noe som tyder på et potensielt betydelig skifte i Shells letestrategi. Mens Uruguay sto for nesten halvparten av de totale grensebassengtildelingene i 2023, er det fortsatt en anomali, ettersom store aktører generelt er forsiktige i 2024,skriver Rystad Energy.
Sytten tusen milliarder
Oljefondet har aksjer i store oljeselskaper tilsvarer 158 milliarder norske kroner i beholdningsverdier per 31.12. 2023 i Norges Banks regnskaper. I henhold til det statlige norske oljefondets verdier i de store oljeselskapene har NBIM en beholdninsverdi på 62,5 milliarder NOK i Royal Dutsch Shell med en eierandel på 2,88 prosent. I amerikanske Exxon Mobile har oljefondet aksjer for 55, 1 milliarder kroner med en eierandel på 1,35 prosent. I franske Total har oljefondet investert 40,4 milliarder kroner, med en eierandel på 2,42 prosent. I Italienske ENI SA har fondet investert 9,5 milliarder kroner, og har en eierandel på 1,63 prosent. I BP, der tidligere konsernsjef i Statoil Helge Lund idag talerkanskje(for siste gang) som styrelederi BP, tror Nordens Nyheter at oljefondet kan ha gått helt ut av British Petroleum,med en meget pen gevinst i bagasjen. Det norske eoljefondet har en eierandel på 4,9 milliarder norske kroner i det amerikanske oljeselskapet Marathon(0,86%),som igjen har tilsvarende eierandel i BP. NBIM, med Helge Lund som styreleder i BP, har i 2024 trolig solgt mesteparten av sitt aksjeinnehav i British Petroleum. Lund er som kjent også styreleder i det danske legemiddelselskapet, Novo Nordisk A/S. Oljefondet har idag investeringer i aksjer i utlandet for mer enn 17.300 milliarder kroner, med beholdningsverdier hentet fra regnskapet,noen dager för 1. mai 2024.Nordens Nyheter kommer tilbake med en analyse av hvor mange aksjer i oljeaksjer det statlige investeringfondet har kjöpt og solgt de siste fem årene,
