Ettermiddagsbyger eller væromslag for norsk sokkel?

Hva gjør oljeselskapene for å tilpasse seg en situasjon med mer marginale forekomster og økt konkurranse, og hva gjorde de før, mens honningkrukka på sokkelen fortsatt var velfylt? Hvordan er framtidsutsiktene for norsk oljevirksomhet?

Statistisk sentralbyrå (SSB) har nylig laget historisk statistikk for oljenæringene, med 50 år lange tidsserier fra 2017 tilbake til oljealderens begynnelse. Basert på disse seriene og annen statistikk sammenlignes oljenæringene etter toppen i 2013 med tidligere opp- og nedturer.

Tre næringer blir til

Når oljealderen i Norge egentlig begynte, kan diskuteres, men her regnes den fra 13. april 1965 da den første konsesjonsrunden på norsk sokkel ble utlyst. Fra da av begynte investeringene på sokkelen, og utvinning av råolje, og naturgass ble en egen næring – utvinningsnæringen. Ekofisk ble oppdaget i 1969, og produksjonen ved dette første drivverdige feltet startet 15. juni 1971. I 1972 begynte egne selskaper å bore etter olje på kontrakt for oljeselskapene. Dette var starten på det som senere skulle bli næringen tjenester tilknyttet olje- og gassutvinning – tjenestenæringen. I 1975 kom den første oljerørledningen, og dette var starten på rørtransportnæringen. 

Produksjon og pris – tospannet som bestemmer veksten

Disse tre oljenæringene vokste kraftig helt fra oljealderens begynnelse midt på 60-tallet og fram til finanskrisen i 2009, også når vi tar hensyn til prisstigningen i samfunnet, slik figur 1 viser. Det var en større nedgangsperiode mot slutten av 80-tallet som varte utover på 90-tallet, og noen kortvarige nedturer på hver side av årtusenskiftet, men hver gang hentet næringene seg inn igjen. I 2013 kom en nedtur større enn vi har sett tidligere – dette gjelder både inntekter, utgifter og sysselsetting – og det var kun små tegn til bedring ved tidsseriens slutt i 2017. Lå det andre faktorer bak denne nedturen enn de foregående?

Verdiskapningen i oljenæringene bestemmes i hovedsak av to faktorer:

• produksjonsvolum
• petroleumspris

Produksjonsvolum, vist i figur 2, er den viktigste underliggende driveren for verdiskapningen på sokkelen. Mengden produsert råolje og naturgass økte jevnt og trutt fram til toppen i 2004 som følge av en rekke store funn på 70-, 80- og 90-tallet, men gikk deretter tilbake. Det har riktignok vært en liten oppgang igjen de siste årene på grunn av økt tildeling av lisenser og store investeringer, men ikke nok til å komme opp på toppnivået fra 2004.

Prisenes opp- og nedturer, vist i figur 3, har gitt midlertidige tilbakeslag i verdiskapningen. Nedturen på slutten av 80-tallet skyldtes svært lave priser. Like før og etter finanskrisen i 2009 ble prisene derimot svært høye, og produksjonsverdien fortsatte derfor å stige etter at produksjonstoppen var nådd i 2004. Først da prisene begynte å avta i 2013, falt produksjonsverdien – og da hjalp det lite at produksjonen så smått begynte å øke igjen året etter. 

 

Prisenes opp- og nedturer bestemmes av globale forhold, som landenes produksjonsdisiplin, økonomiske konjunkturer og geopolitikk. De lave prisene på slutten av 80-tallet skyldtes for eksempel overproduksjon og et marked som ikke klarte å absorbere det økte tilbudet. På grunn av den påfølgende lavkonjunkturen holdt prisene seg lave gjennom hele 90-tallet (Noreng, 2006).

Da prisene var høye i 2013, trodde mange dette ville vare i overskuelig framtid, fordi verdens framvoksende økonomier hadde behov for stadig mer energi samtidig som produksjonen dabbet av. Likevel kom det en ny nedgang i prisene. I tillegg til de vanlige årsakene ble oljeprisen sendt ned av et teknologisk gjennombrudd for produksjon av skiferolje i USA. Som historien har vist, er det en skjør balanse mellom tilbud og etterspørsel av fossil energi.

Kostnadskutt på god vei - men et stykke unna 90-tallet

I dette landskapet av begrensede ressurser og springende og uforutsigbare priser har oljeselskapene styrt sin virksomhet på norsk sokkel gjennom 50 år. De framtidsutsiktene som tegner seg nå, med økt konkurranse fra skiferolje og -gass og fornybare energiformer, er nok oljeselskapene med sine analysestaber forberedt på. Men hva sier de 50 år lange statistikkseriene om oljeselskapenes tilpasning til skiftende framtidsutsikter opp igjennom historien?

Historien viser at når det går bra i utvinningsnæringen, går det bra i tjenestenæringen også. Dette går fram av figur 4 og figur 5. Men i utvinningsnæringen er det først og fremst produksjonsverdien som har variert med de økonomiske opp- og nedgangstidene, mens produktinnsatsen har fulgt et annet mønster. Tjenestenæringen har på sin side vært konjunkturavhengig på både inntekts- og kostnadssiden. Rørnæringen er vesentlig mindre enn de to andre oljenæringene. Den henter hoveddelen av inntektene fra tariffer, og nivået på disse er styrt ved forskrift, slik at de skal balansere utgiftene. Næringen er derfor også lite følsom for konjunkturer. 

 

Utvinningsnæringen bestemmer størrelsen på tjenestenæringen

Det er utvinningsnæringen som skaper de største verdiene, mens tjenestenæringen må ta brorparten av de løpende utgiftene. Dét kommer også fram i figurene 6 og 7. Dette må ikke tolkes som at utvinningsnæringen, som eier naturressursene, stikker av med nesten hele fortjenesten, mens de andre næringene sitter igjen med smuler. For utvinningsnæringen betaler ressursrenteskatt – en skatt på verdier utvunnet fra spesielt verdifulle naturressurser – som sammen med den alminnelige selskapsskatten utgjør 78 prosent av den skattbare inntekten. Riktignok er fradragsprosenten tilsvarende gunstig, og vel så det for driftsmidler ute på sokkelen: Sammen med særfradraget som kalles «friinntekten», utgjør fradraget om lag 90 prosent av disse investeringene. Dessuten er det utvinningsnæringen som har de tunge investeringene.

Men utvinningsnæringen bestemmer på sett og vis hvor stor tjenestenæringen skal være. De bestemmer om kostnadene forbundet med utvinningen skal økes eller kuttes, og de bestemmer om de skal gjøre arbeidet selv eller sette det bort til tjenestenæringen. Størrelsesforholdet mellom oljenæringene kan derfor si noe om hvordan utvinningsnæringen har innrettet seg i møtet med vekslende økonomiske tider.

 

 

Outsourcing ga økt fleksibilitet

Hvordan var sammenfallet mellom utvinningsnæringens kostnader og tjenestenæringens inntekter gjennom historien? Tjenestenæringens inntekter fulgte produktinnsatsen og investeringene i utvinningsnæringen i lange perioder, slik figur 8 viser. Men i de ti årene fra midten av 80-tallet til midten av 90-tallet, hvor produktinnsatsen og investeringene i utvinningsnæringen steg med henholdsvis 61 og 36 prosent, lå produksjonsverdien i tjenestenæringen nærmest på stedet hvil.

Misforholdet har flere årsaker. I nedgangstidene på 80- og 90-tallet sparte utvinningsnæringen penger ved å bestille billigere prosjekter fra utlandet. Senere lærte man at det er viktig å kjenne norske forhold for å få en punktlig og god leveranse – milliardene løper fort når oljeproduksjonen må utsettes eller midlertidig stanses – og norske leverandører vant dermed ny anseelse og gjenopprettet markedsposisjonen. Videre har utvinningsnæringen skaffet seg større fleksibilitet ved å engasjere kontraktører framfor å ha egne ansatte. Dette gagnet særlig tjenestenæringen, og økte samsvaret mellom kostnader innenfor utvinning og tjenestenæringens produksjonsverdi utover 2000-tallet. 

Store kutt i produktinnsatsen ved siste nedtur

Ser vi nærmere på utvinningsnæringen, finner vi at den i liten grad evnet å kutte i produktinnsatsen under den økonomiske nedturen midt på 80-tallet. Mens produksjonsverdien nesten ble halvert i løpet av tre år mot slutten av 80-tallet, fortsatte produktinnsatsen å stige. Etter finanskriseåret 2009 tok det bare to år før produktinnsatsen nådde bunnen, men mens produksjonsverdien gikk ned med vel 30 prosent i finanskriseåret, ble produktinnsatsen redusert med kun 6 prosent. Finanskrisen var imidlertid kortvarig, så inntjeningen var allerede blitt høy igjen før utvinningsnæringen rakk å kutte kostnadene vesentlig.

Hva så med nedgangsperioden etter 2013? Jo, da gikk produksjonsverdien ned med 39 prosent på fire år, før den økte i 2017. Produktinnsatsen økte videre i 2013, noe som kan skyldes kostnader bundet i kontrakter med underleverandører, men så gikk også den ned, og etter fire år var den redusert med 31 prosent – nesten like mye som produksjonsverdien. Evnen til å kutte kostnader var altså langt større denne gangen.

Vanskeligere å kutte lønnskostnader

Lønnskostnadene i de tre oljenæringene, vist i figur 9, fulgte samme hovedlinjer som produktinnsatsen, men med noen interessante forskjeller. Lønnskostnadene i utvinningsnæringen vokste like mye som utgiftene til varer og tjenester, til tross for at mer arbeid ble satt bort til tjenestenæringen. Sysselsettingen hadde en mer moderat utvikling, fordi her er ikke lønnsveksten med. En tredobling av lønnsnivået siden 70-tallet og en dobling siden midt på 90-tallet – justert for inflasjon – har hatt sin ubønnhørlige virkning på kostnadene, særlig fra årtusenskiftet.

De to siste tiårene ble likevel lønnskostnadene i utvinningsnæringen nesten tatt igjen av lønnskostnadene i tjenestenæringen, fordi mer av arbeidet ble outsourcet dit. Mens lønnskostnadene i tjenestenæringen utgjorde om lag 20 prosent av nivået til utvinningsnæringen midt på 90-tallet, nådde de 84 prosent i 2014, før andelen falt til 59 prosent i 2017. Når nedturen kom denne gangen, kuttet altså utvinningsnæringen betydelig i kontraktene med tjenestenæringen. Langt vanskeligere var det å kutte i egne lønnskostnader, og i 2017 var lønnskostnadene i utvinningsnæringen nesten like store som produktinnsatsen. 

Produksjonen krever stadig større investeringer

Investeringene har også i stor grad fulgt utviklingen til produksjonsverdien, riktignok med en tydelig oppbyggingsfase på 70-tallet før produksjonen kom ordentlig i gang, samt noen ekstra svingninger på 80- og 90-tallet knyttet til større utbygginger. Dette kommer tydelig fram i figur 10. Utvinning av olje og gass er imidlertid en investeringstung næring – det investeres for langt høyere summer enn det brukes på både produktinnsats og lønnskostnader. Investeringene knyttet til utvinning har dessuten et langsiktig perspektiv – det tar typisk 5-15 år fra et felt er oppdaget til det er i drift og enda 5-15 år før investeringene er betalt, og selskapet kan begynne å tjene penger. Det er likevel langt på vei produksjonsmengden på investeringstidspunktet og prisenes flyktige svingninger som avgjør hvor mye det investeres på sokkelen. For skal det investeres, må man ha penger for hånden. (Ordforklaring lagt til 20.11.2019)

Hvordan ble så investeringene påvirket av nedturene? Mot slutten av 80-tallet lå investeringsnivået stabilt, mens lønnskostnadene og produktinnsatsen vokste i takt med inflasjonen. Dette kan skyldes at investeringene var lettere å holde nede enn de to andre størrelsene, men det kan også komme av at det ikke lå noen store utbyggingsprosjekter i løypa akkurat da. Gjennom det påfølgende drøye tiåret sank investeringene, målt som andel av produksjonsverdien, som for de andre to størrelsene. Utvinningsnæringen opplevde dermed en økt lønnsomhet. Gjennom 2000- og starten av 2010-tallet økte investeringsandelen igjen, riktignok ikke like mye som andelen lønnskostnader, men mer enn andelen produktinnsats. Det krever altså stadig mer investeringer å holde produksjonen oppe.

Høyere kostnader enn på 90-tallet – målt mot fysisk produksjon

Måles hovedstørrelsene mot det fysiske produksjonsvolumet, som i figur 11, tegner det seg et noe annet bilde. Kostnadene per produsert enhet – justert for inflasjon – vokste i perioder da oljeprisen var høy, lønnskostnadene mest og dernest investeringene. I gode økonomiske tider, som det gjerne er i Norge når oljeprisen er høy, øker nemlig konkurransen om tjenester og produkter fra leverandørene, og prisene på innsatsfaktorene drives opp. Næringen har dessuten svakere incentiver til å holde kostnadene nede når inntektene er høye – og her bidrar den høye skattesatsen i samme retning, fordi fradragsreglene gjør at staten betaler hele 78 prosent av kostnadene.

Da oljeprisen falt etter 2013, reduserte næringen raskt kostnadene per produsert enhet. Det var imidlertid ikke slik at næringen reduserte kostnadene mer i 2013 enn på slutten av 80-tallet, når det måles per produsert enhet. Det var tvert om like dyrt, justert for inflasjon, og krevde nesten like mange sysselsatte å produsere en enhet olje og gass på norsk sokkel i 2017 som i 1989, fire år etter toppen.

Utover 90-tallet ble kostnadene per produsert enhet ytterligere redusert, og lå på det laveste, om lag halvparten så høyt som ved toppen i 1985 – investeringene var til og med redusert helt ned til en tredjedel, men noe av dette skyldes de billige investeringene fra utlandet, som viste seg å ikke være en helt vellykket måte å spare penger på.

Selv om det kunne se ut som oljeselskapene hadde bedre kontroll på kostnadene ved denne siste nedturen når det ble målt mot produksjonsverdien, hadde de det altså ikke målt mot den fysiske produksjonen. For selv om petroleumsprisene hadde falt betydelig i 2017, lå de likevel dobbelt så høyt som i 1989 målt etter dagens kroneverdi. Så da gjenstår det å se om det er flere kostnadskutt å hente for utvinningsnæringen denne gangen, dersom prisene skulle falle til 1989-nivå, eller om potensialet er nådd.

 

Norsk sokkel – en presset sitron

Skal oljebransjen i Norge ha en framtid, er det ikke nok med kostnadskontroll – det må også produseres olje og gass på sokkelen. Å spå den framtidige oljeproduksjonen er imidlertid vanskelig, selv for dem som sitter aller nærmest svarene. I 2004, da produksjonen nådde toppen, anslo Oljedirektoratet (OD) at den skulle vokse betydelig i enda fem år, før sokkelen begynte sin ferd mot uttømming. Prognosen baserte seg på oljeselskapenes egne anslag over framtidig produksjon, leteresultater og geologiske studier. Halvannet tiår senere er fasiten at produksjonen begynte å synke allerede året etter, for så å øke igjen i 2014. Nå sier nyeste prognose at produksjonen skal stige helt fram til 2024, før den avtar. Oljedirektoratet (OD) og oljeselskapene skal naturligvis ikke lastes for ikke å ha gjettet at megafeltet Johan Sverdrup lå rett rundt hjørnet, eller for å ha anslått ressursene forsiktig i de den gang svært umodne og til dels uutforskede områdene i nord.

I dag anslår OD at rundt halvparten av de kjente norske petroleumsressursene – påviste og antatte – er utvunnet, og at de gjenværende ressursene ikke er stort mindre enn de var i 1990. Mesteparten av disse ressursene ligger i Barentshavet, et område som var lite kartlagt da de tidligere ressursanslagene ble laget, så store reserver i dette området var ikke med den gangen. Brorparten er imidlertid gass som ligger langt fra eksisterende infrastruktur. Det må derfor ekstraordinære funn til før det er aktuelt å hente den opp. Tendensen de siste 20 årene er derimot at funnene i Barentshavet har skuffet. Trenden er altså klar: Forekomstene som oppdages i dag, er langt mindre enn før, slik figur 12 viser, og utsiktene til nye store funn blir stadig mer usikre. 

Vanskeligere å høyne utvinningsgraden

Kan ny og bedre teknologi redde situasjonen? Med 70-tallets teknologi kunne 25-30 prosent av oljen og gassen i et felt utvinnes. I dag er utvinningsgraden økt til 47 prosent for norske felt. Økningen skyldes delvis forbedrede utvinningsmetoder – med en fellesbetegnelse kalt EOR (enhanced oil recovery). Dessuten er utvinningsgraden høyere for gass enn for olje, fordi såkalt immobil olje henger igjen i reservoaret, og andelen gass i reservene har steget. Siden 2001 har imidlertid utvinningsgraden vokst kun marginalt, til tross for iherdig innsats for å øke den. Det viser hvor vanskelig det er blitt å presse mer olje og gass ut av gamle felt.

Økt konkurranse fra skifer

Fracking er en ny metode for å utvinne olje og gass fra skiferstein, som har revolusjonert oljeutvinningen i USA, og som kan frigjøre enorme reserver av olje og gass verden over. Det fins ett område med slike forekomster på det norske fastlandet, Oslo-feltet, men forekomstene er små og dyre å utvinne, og vurdert som uaktuelle. På sokkelen fins det store ressurser av olje og gass i slike forekomster, men de krever ny teknologi og vil være dyrere å utvinne enn konvensjonell olje. Med store forekomster av skiferolje og -gass ellers i verden, som kan produseres til en lavere pris, vil de norske reservene av skiferolje og -gass på sokkelen trolig ikke bli utvunnet i overskuelig framtid.

Den norske sokkelen begynner altså å ligne en godt presset sitron. De norske petroleumsressursene blir stadig mer marginale, og jo mer marginalt et felt er, desto høyere petroleumspris og lavere kostnader må til for å utvikle og drive et felt.

Norsk oljevirksomhet – rustet eller rusten?

Oljenæringene har vært igjennom en betydelig omstilling de siste årene, og break-even-prisene for utvinning av olje og gass er nå vesentlig lavere enn i toppåret 2014, selv om tallene spriker. De nye historiske tidsseriene viser likevel at det var om lag dobbelt så dyrt å produsere et tonn olje eller gass på norsk sokkel i 2017 som på 90-tallet, målt etter dagens kroneverdi. De lave produksjonskostnadene på 90-tallet kom etter en lang periode med lave petroleumspriser, som førte til utvikling av ny teknologi – blant annet utvinning med havbunnrammer og produksjonsskip – som reduserte driftskostnadene og gjorde små felt lønnsomme. Nedgangen i produksjonskostnader etter 2013 skyldes, ifølge bransjen selv, et utstrakt samarbeid mellom de ulike aktørene, sammen med økt vektlegging av kostnadsreduksjon.

Lønnskostnadene innenfor utvinning vokste imidlertid betydelig gjennom så godt som hele perioden fram til 2014, før de gikk noe ned, og er nå nesten like store som produktinnsatsen. I tjenestenæringen var lønnsutviklingen langt mer moderat, mens produktinnsatsen vokste betydelig, og nedgangen de tre siste årene var større. Lønnskostnadene i tjenestenæringen er nå kun en tredjedel av størrelsen til produktinnsatsen. Det kan være flere årsaker til at lønnskostnadene vokste langt mer i utvinningsnæringen enn i tjenestenæringen, men det er utvilsomt vanskelig for oljeselskapene å redusere lønningene når organiserte oljearbeidere kan true med å stenge kranene hvis de ikke er fornøyde med lønnsoppgjøret.

Investeringene i utvinningsnæringen vokste også forholdsvis mye fra 2000 og framover, selv målt mot den sterke veksten i produksjonsverdien. Dette er en naturlig konsekvens av at produksjonen kommer fra stadig flere og mindre felt, samtidig som myndighetene ønsker å holde den oppe. I tjenestenæringen og rørnæringen er investeringene til sammenligning svært beskjedne, til tross for at borerigger, skip og rørledninger langt fra er billige saker.

I utvinningsnæringen er dermed lønnskostnadene den utgiften som i dag bidrar mest til å øke presset på lønnsomheten. At lønnsomheten er presset, kan vi blant annet lese av at næringen kutter i sysselsettingen, og at de store utenlandske oljeselskapene trapper ned virksomheten på norsk sokkel. Det er derimot vanskelig å se at produksjonen kan holdes oppe uten fortsatt store investeringer, fordi ressursene i eksisterende felt minker og nye forekomster blir stadig mer marginale. I tjenestenæringen er det i produktinnsatsen det er mest besparelser å hente.

Energibyrå spår økt etterspørsel etter gass

Det internasjonale energibyrået (IEA) har i sine nyeste framskrivninger beregnet at økt etterspørsel etter energi fra verdens framvoksende økonomier kan spise opp veksten i fornybar energi fram til 2040. Men mens den globale etterspørselen etter kull ventes å falle, vil etterspørselen etter olje være stabil eller fallende. Til gjengjeld vil etterspørselen etter gass øke eller holde seg stabil, avhengig av om det er Paris-avtalens utslippskutt eller FNs 1,5-gradersmål som legges til grunn. Dette tyder på at oljeprisen vil holde seg nokså lav i framtiden, mens gassprisen styrker seg.

Store aktører dropper Barentshavet

Ressursene på sokkelen ser imidlertid ut til å bli stadig mer marginale. Nye felt inneholder langt mindre olje og gass enn før. Det er ni år siden det siste megafeltet – Johan Sverdrup – ble påvist, til tross for rause konsesjonsrunder og stor leteaktivitet. På 70- og 80-tallet ble til gjengjeld felt av denne størrelsesorden funnet nærmest årlig. Fra Barentshavet, som er minst utforsket, og hvor de største gjenværende ressursene antas å være, trekker nå stadig flere oljeselskap seg ut, til tross for at Staten betaler for mesteparten av leting og andre kostnader knyttet til utvinningen. For oljeprisen ventes å holde seg (i hovedsak) lav i overskuelig framtid, og gassfunn i nord krever dyr infrastruktur for å kunne utnyttes. Dessuten har de siste 20 årene vist skuffende leteresultater. Da har de internasjonale oljeselskapene bedre steder å lete etter olje og gass. (Avsnittet er rettet 20. november 2019.)

Konkurranse fra flere hold

Nye funn må i tillegg konkurrere på verdensmarkedet mot enorme felt i blant annet Midt-Østen, der investeringene allerede er nedbetalt og produksjonsprisen lav. Videre har de store globale forekomstene av skiferolje og -gass potensial til å legge en varig demper på petroleumsprisene fordi de globale reservene er svært store. Miljøutfordringene knyttet til forurenset grunnvann ved utvinning av skiferolje og -gass har riktignok gjort disse ressursene kontroversielle i mange land og lagt begrensninger på utvinningen.

En annen faktor som kan forandre "spillet", er de nye fornybare energiformene som produseres i stadig større mengder og til stadig lavere priser. Prisene på elektrisitet fra sol og vind er nå på omtrent samme nivå som fra fossile brensler, og de er ventet å synke ytterligere. Hvis overskuddsstrøm på dager med mye sol og vind brukes til å produsere hydrogen, kan fornybare kilder på sikt gi stabil energiforsyning som kan erstatte fossile brensler. Selv høye petroleumspriser – for eksempel som følge av geopolitiske forhold – øker presset mot de fossile energikildene på lengre sikt, fordi det framskynder utviklingen av billig fornybar energi.

Krevende framtidsutsikter

Utvinningsnæringen i Norge må altså belage seg på en framtid med stadig knappere marginer, til tross for den teknologiske utviklingen og det økte samarbeidet i bransjen. Produktinnsats, lønnskostnader og investeringer utgjør i dag en langt større del av produksjonsverdien enn i 2000, og det koster nå dobbelt så mye å utvinne et tonn olje eller gass som på 90-tallet målt etter dagens kroneverdi. De marginale ressursene må ta en stor del av skylda. Blir marginene presset i utvinningsnæringen, blir de også presset i tjenestenæringen.

Oljenæringene har evnet å kutte kostnader raskt og mye etter nedturen i 2013, blant annet fordi de ulike leddene i bransjen har samarbeidet godt om å redusere kostnadene. Oljenæringene har dermed evnet å ruste seg til møtet med krevende tider, slik de klarte på slutten av 80- og gjennom 90-tallet. Spørsmålet er om de klarer å kutte kostnadene nok, når oljen og gassen kommer fra stadig flere og mer marginale felt, større investeringer kreves for å holde produksjonen oppe, og konkurrerende energiformer presser prisene ned. I et lengre tidsperspektiv spørs det derfor om ikke nedturen som startet i 2013, da både produksjonen og prisene falt, innvarslet væromslaget for norsk oljevirksomhet.

Epilog

I 2018 styrket produksjonsverdien innenfor utvinning seg med om lag 25-30 prosent, på grunn av høyere petroleumspriser og nesten like stort produksjonsvolum som året før. Også sysselsettingen og investeringene pekte svakt oppover. I 2019 er imidlertid petroleumsprisene nesten tilbake til det lave nivået fra 2016, og da følger produksjonsverdien etter. Næringen er likevel optimistisk, og anslo i august at investeringene skal øke med 15-20 prosent i 2019. Dette skyldes først og fremst at en rekke feltutbygginger er satt i gang de siste to årene, med tunge investeringer i inneværende år. Dette skaper samtidig vekst i tjenestenæringen.

Utviklingen i 2018 og -19 påvirker likevel ikke det store bildet. Geopolitiske forhold og økonomiske konjunkturer vil sørge for perioder med høye petroleumspriser og lønnsomhet i oljenæringen også i framtiden. Men at petroleumsfunnene er blitt stadig mer marginale, viser historien med all tydelighet, og utviklingen av billigere energiformer kommer til å presse ned prisene og ta stadig større markedsandeler. Så til tross for Johan Sverdrup-feltet, økte investeringer og kostnadskontroll spørs det om ikke dagens solgløtt på norsk sokkel blir nokså kortvarig.