Kanskje det mest slående var hvordan synet på onshore mot offshore oljeproduksjon har snudd. Der man tidligere snakket om onshore-fleksibilitet, ser man nå infrastrukturproblemer og høye kostnader for fat i bakken. Synet på dyptvann er bedret, drevet av sterk offshore kontantstrøm. Selv om kostnadene i deler av verdikjeden skulle øke, vil fremdeles offshore-utbygginger være attraktive med dagens oljepriser. Man skal ikke se bort fra økt kapitalallokering til offshore fremover.

I amerikansk onshore er hovedtema leveranseproblemene ut fra Permian-bassenget. Nye rørledninger er under bygging, men man ser mangelfull infrastruktur de neste 12-18 måneder. Dette kan legge en demper på den kraftige produksjonsveksten. Permian-bassenget vil likevel være en viktig bidragsyter til å dekke verdens oljebehov fremover. Én aktør mente at Permian-produksjonen vil vokse fra 3.5 millioner fat per dag nå, til 7-8 millioner om noen år.

For riggmarkedet var det delte meninger. Debatten går på hvor stor overkapasiteten egentlig er hvis man justerer for rigger i opplag. Mange rigger kommer trolig aldri tilbake. Riggeierne forventer økt leteaktivitet fremover. De vil ikke ta på seg kontrakter lenger enn ett år uten å få høyere dagrater, eller en «markedsjustering» i sine kontrakter. For oppjekkbare rigger ser man økt kontraktaktivitet (spesielt i Midtøsten), men fremdeles stor overkapasitet. Markedet for flytende borerigger i Nordsjøen er stekt, med økende dagrater. Spesifikasjonskravene på norsk sokkel gjør dette til et lukket marked. For boligplattformer oppfattet vi flere strukturelle trusler mot etterspørselen i markedet. Dette inkluderte økt ferdigstillelse av strukturer på land, mulig bruk av oppjekkbare enheter, og en mer strukturert tilnærming til vedlikehold fra oljeselskapene. 

Brasil og Mexico blir jokere hva gjelder global offshoreaktivitet. Leverandørene vi snakket med virket lunkne til aktiviteten i Brasil på kort sikt. Dette er delvis grunnet det brasilianske valget i oktober måned. På sikt ser man derimot sterk aktivitet, med utvikling av nye, store felt. Dette bidrar til optimisme i markedet for flytende produksjonsenheter (FPSOer). Brasil vil på sikt trenge mange nye flytende produksjonsskip. I Mexico ble vi fortalt at den nye presidenten er ambisiøs i sine planer for fremtidig produksjonsvekst, men samtidig har stoppet nye auksjoner i Mexicogolfen de neste 2 årene. En riggaktør fortalte oss at han fremover ser Mexicogolfen som et av de mest spennende områdene for rigg-etterspørsel.

Det var enighet om stor ledig kapasitet for produksjonen av subsea-brønner og -utstyr (SPS). Antall subsea-brønner som installeres er kraftig ned fra toppen. Men, leverandørene har kuttet kostnader og tilpasset antallet skift ved sine fabrikker. Tidligere skulle oljeselskapene ha skreddersøm på subsea-utstyr, med egen spesifikasjon på alt fra trykktoleranse til malingsfarge. Man ser nå håndfaste tegn på standardisering av utstyr. Én aktør sa de nylig hadde levert akkurat samme subsea-brønn til to ulike oljeselskaper i Nordsjøen.

Når det gjelder offshore-seismikk bet vi oss merke i et par ting. Oljeselskapene virker nå mer positive til havbunnsseismikk. Kostnaden ved bruk av noder på havbunnen har falt, og man tenker det kan benyttes til tradisjonell oljeleting. Videre ser oljeselskapene prosessering av seismikkdata som en viktig differensiator. Både i intern og ekstern prosessering er man ute etter en bred analyse av ulike typer seismiske data, og man benytter gjerne spesialiserte aktører til slik analyse.

Såkalte SURF-prosjekter innebærer prosjektering, bestilling og installasjon av kabler og rør til subsea-produksjon. Det er fremdeles overkapasitet av fartøy i dette markedet. De minste prosjektene har høy konkurranse og lave marginer. Vi ble fortalt at store aktører som Subsea 7 og TechnipFMC lykkes dårlig i konkurransen om mindre prosjekter. Derimot er konkurransesituasjonen bedre for store SURF-prosjekter, hvor bare et fåtall selskaper har kapasiteten til å by. Et problem for selskapene er likevel tiden til inntjening. Dersom oljeselskapene i dag vedtar nye utbyggingsprosjekter, vil fasen for offshore-installasjon ikke komme før i år 2021-22.

Digitalisering var et buzz-ord på årets konferanse, men hva innebærer egentlig digitalisering i verdikjeden for olje og gass? Overvåking ble ofte trukket frem av oljeselskapene, for eksempel av produksjon, effektivitet eller trykk. Moderne rigger har mange sensorer, og oljeselskapene sitter på enorme mengder reservoardata. Innenfor seismikk bruker man verktøy for å finne anomaliteter i store datasett, basert på ulike typer seismiske data. Oljeselskapene ser digitale verktøy som et viktig ledd i sin videre effektivisering, selv om mye fremdeles er på tegnebrettet.

Å møte fremtidens energibehov blir en stor utfordring. Spesielt gjelder dette i Vest-Europa, hvor man har få naturlige energikilder. Samtidig har man tatt politiske beslutninger om å fase ut kullkraft og atomkraft. Norsk naturgass vil være en viktig del av løsningen for å dekke Europas energibehov. I 2017 økte Norges eksporterte volum av naturgass med 8 prosent. Men Norges bidrag alene vil ikke være tilstrekkelig. Vi ser at Tyskland nå ønsker seg mer naturgass fra Russland gjennom den kontroversielle «Nord Stream 2»-kabelen.

Offshore-vind kan bidra til å dekke fremtidens energibehov i Europa. Flere på ONS mente at offshore-vind nå kan klare seg helt uten subsidier. Man forventer nye prosjekter i land som Storbritannia, Tyskland og Nederland. Dette vil også gi arbeid til offshore leverandørindustrien. Flere av selskapene vi snakket med så muligheter for arbeid. Forøvrig annonserte Equinor på konferansen at man undersøker å forsyne Snorre og Gullfaks med strøm fra havvindturbiner.

Alt-i-alt en oljemesse med positive undertoner. I disse dager settes oljeselskapenes investeringsbudsjetter for 2019. I lys av høye priser på olje og gass blir det spennende å følge med på oljeselskapenes kapitaldisiplin fremover.

Arctic Norwegian Equities følger selskapene i den norsk oljeservice-sektoren tett og investerer i de selskapene forvalterne til enhver tid mener er best posisjonert. Invester i Arctic Norwegian Equities i din aksjesparekonto, på privat.arctic.com eller ved å kontakte mail.afm@arctic.com for mer informasjon.

 


Arctic Norwegian Equities er et aksjefond forvaltet av Albert Collett og Alexander Lagersted Lager. Fondet investerer i det norske aksjemarkedet og fondet har siden 2010 hatt en avkastning på 150 % - 35 % foran fondets referanseindeks.

Historisk avkastning er ingen garanti for fremtidig avkastning. Fremtidig avkastning i Arctic Norwegian Equities vil blant annet avhenge av markedsutviklingen, forvalters dyktighet, fondets risiko samt kostnader ved forvaltning. Avkastningen kan bli negativ som følge av kurstap. Avkastning presentert er alltid fratrukket årlig forvaltningshonorar.