Selskapene som er omfattet av vår undersøkelse er Saudi Aramco, ADNOC og QatarEnergy (NOCs fra Midtøsten); PetroChina, Petronas, PTTEP og Pertamina (NOCs fra Asia); Chevron og ExxonMobil (majors fra USA); Shell, BP, TotalEnergies, Eni og Equinor (majors fra Europa). Equinor er normalt ikke regnet som en “major”, men er tatt med pga. sin størrelse og internasjonale aktivitet. Alle tall i denne artikkelen er basert på disse selskapene.
Utslipp og dekarbonisering
Utslipp av klimagasser har blitt en viktig faktor både for olje- og gasselskaper, myndigheter, investorer og andre aktører i finansmarkedet. Når investeringsbeslutninger skal tas, må petroleumsprodusenter vurdere om nye prosjekter vil hjelpe dem med å nå klimamålene – ikke bare deres egne, men også de målene relevante myndigheter, deres banker og investorer har satt seg.
For å måle selskapenes karbonfotavtrykk har vi sett på utslippsintensiteten av karbondioksid (CO2) for den opererte oppstrømsproduksjonen for våre fire grupper av selskaper (figur 1). Den avgjørende faktoren her er hvordan selskapets portefølje er satt sammen. Blant annet har gassressurser normalt sett lavere utslippsintensitet enn olje, lette oljetyper har lavere utslippsintensitet fra produksjonsprosessen enn tyngre oljetyper, og modne konvensjonelle ressurser har normalt høyere utslippsintensitet sammenlignet med yngre felt. Noen ressurstyper har også høyere utslippsintensitet på grunn av produksjonsmetodene som brukes, som for eksempel oljesand. Andre ting som spiller inn er nasjonale eller regionale regler for fakling av gass, samt om det finnes tilgjengelig infrastruktur for å kunne selge assosiert gass fra oljeproduksjon.
Equinor har den laveste utslippsintensiteten av alle selskapene i studien, og er dessuten blant operatørene som har det laveste karbonfotavtrykket fra olje- og gassproduksjon globalt. Dette er blant annet drevet av elektrifisering, lav faklingsaktivitet, høy utnyttelsesgrad av eksisterende infrastruktur, og relativt sett stor andel gassproduksjon.
Både europeiske og amerikanske majors har en gjennomsnittlig utslippsintensitet fra oppstrømsvirksomhet på 14 kg CO2 pr. fat o.e. Dette er mindre enn verdensgjennomsnittet på 17 kg CO2 pr. fat o.e., men tallene varierer fra selskap til selskap.
Nasjonale oljeselskaper fra Midtøsten har de høyeste absolutte CO2-utslippene siden de også produserer mest – men i gjennomsnitt leverer de sine volumer med den laveste utslippsintensiteten blant de fire gruppene, med 9 kilo CO2 pr. fat oljeekvivalenter. I tillegg til store reservoarer og felt (skalafordeler), kan selskapene i Midtøsten vise til høy utnyttelsesgrad av eksisterende infrastruktur, relativt sett stabile produksjonsvolumer (høy boreaktivtet av tilleggsbrønner), og relativt sett lav faklingsaktivtet. Det er også begrenset med tungolje i porteføljene til disse selskapene. Dette gjør oljeproduksjonen til selskapene i denne gruppen konkurransedyktig fra et karbonfotavtrykkperspektiv.
Figur 1
Asiatiske nasjonale selskaper har den høyeste gjennomsnittlige utslippsintensiteten blant våre fire grupper av selskaper med 26 kg CO2 pr. fat o.e. På selskapsnivå varierer tallene fra 20 kg to 40 kg CO2 pr. fat o.e. på grunn av regionsspesifikke faktorer. De største årsakene til høy utslippsintensitet i denne gruppen er en høy andel modne felt, små felt og fakling.
Uavhengig av hva de slipper ut pr. i dag, har alle selskapene i vår analyse mål om å nå netto nullutslipp for såkalte scope 1 og 2-utslipp, altså direkte utslipp fra opererte felt (1) og indirekte utslipp knyttet til importert strøm og varme/energi som benyttes i produksjonen av olje og gass (2). Siden selskapene har ulike utgangspunkt, har noen av dem en lengre vei å gå for å nå dette målet – noe som igjen betyr at de må skreddersy sine tiltak for å takle de individuelle utfordringene hvert enkelt selskap har i sine porteføljer og geografiske områder.
Scope 3-utslipp, som hovedsaklig stammer fra sluttbrukerens forbrenning av petroleumsprodukter, utgjør omtrent 90 prosent av alle CO2-utslipp fra olje- og gassindustrien. Flere selskaper har begynt å innlemme måling og reduksjon av Scope 3-utslipp i sine bærekraft- og klimamål. Med bakgrunn i sin satsning på diversifisering og fornybar energi har europeiske majors inkludert Scope 3 i sine netto-nullutslippsmål. Amerikanske majors og de fleste av de nasjonale oljeselskapene i vår analyse velger kun å fokusere på å kutte Scope 1 og 2-utslipp, da de primært satser på å dekarbonisere sin olje- og gassvirksomhet og ekspandere i relaterte industrier som CCUS og hydrogen.
Investeringer og diversifisering
Alle oljeselskapene har muligheten til å bruke sin overskytende kapital til å akselerere overgangen til renere energi gjennom investeringer i dekarbonisering og lavkarbonindustri. Samtidig har de også andre hensyn å ta, blant annet forventninger fra sine eiere om å gi penger tilbake gjennom aksjeutbytte og tilbakekjøp av aksjer. Når potensielle investeringer skal vurderes, vil tradisjonelle petroleumsprosjekter ofte virke mer økonomisk attraktive og mindre risikable enn nyere og mer umodne initiativer innen lavkarbonteknologi.
Uansett hva slags strategi de har for øyeblikket, vil både børsnoterte og statseide oljeselskaper før eller senere måtte forholde seg til energiomstillingen. For noen av dem kan veien til suksess ligge nettopp i å kapre en del av veksten i lavkarbonindustrien. En av de mest objektive måtene å måle hvor villige selskaper er til å diversifisere på, er å se på hvor mye av porteføljeinvesteringene som blir brukt på lavkarboninitiativer.
Vi har sett på de fire selskapsgruppenes nåværende og forventede investeringer i fornybar energi, karbonfangst, -bruk og -lagring (CCUS) samt hydrogenprosjekter. Vi har sett bort fra uorganiske lavkarboninvesteringer – altså oppkjøp og fusjoner – som så langt har utgjort en stor del av selskapenes ekspansjon innen lavkarbonsegmenter (figur 2).
For å beregne fremtidige investeringer har vi vurdert selskapenes egne kapasitetsmål og kalkulert hvor mye investeringer som vil kreves for å nå målene, basert på Rystad Energys egne kostnadsestimater for produksjon pr. enhet fornybar energi, CCUS eller hydrogenkapasitet. Til slutt har vi lagt sammen de anslåtte porteføljeinvesteringene for alle selskapene i hver gruppe for å se hvordan gruppen som helhet bør investere for å nå målene.
Noen av selskapene har etablert separate datterselskaper som kun arbeider med “ren” energi. Disse er inkludert i analysen. For eksempel har malaysiske Petronas satt opp et selskap som heter Gentari i sin satsning på fornybar energi, hydrogen og grønn mobilitet. ADNOC i De forente arabiske emirater gjør sine investeringer i fornybar-segmentet gjennom Masdar, et samarbeidsselskap med andre statskontrollerte selskaper i Emiratene.
Figur 2
Robuste porteføljer
Det grønne skiftet vil etter hvert redusere etterspørselen etter fossile energikilder, noe som forventes å resultere i fallende råvarepriser. Marginalkostnad er en viktig faktor for at et selskaps petroleumsproduksjon skal kunne holde seg konkurransedyktig lengst mulig. Vi måler hvor robust produksjonen er ved å se på balanseprisen i selskapenes porteføljer, både for funn og for ressurser som er i produksjon eller under utbygging (figur 3).
To store krakk i oljemarkedet i løpet av de siste ti årene har gjort at selskapene nå generelt er mer disiplinert når de bestemmer hvordan de skal investere. De tar mindre risiko, og har strengere kriterier basert på lavere fremtidige oljepriser når de legger sine langtidsplaner. Alle selskapene i vår analyse har en gjennomsnittlig balansepris på under 40 dollar pr. fat for produserende felt og under 50 dollar pr. fat for funn som ennå ikke er bygget ut.
Nasjonale oljeselskaper fra Midøsten har de mest robuste porteføljene med en gjennomsnittlig balansepris på 14 dollar pr. fat for volumer som allerede er i produksjon eller under utbygging og 40 dollar pr. fat for funn.
Figur 3
For de internasjonale oljegigantene (majors) har det de siste fem årene blitt et viktig strategisk mål å prioritere verdi fremfor volum i sin petroleumsvirksomhet. For å oppnå dette har de fokusert på å strømlinjeforme sine porteføljer for å optimalisere de ressursene som er mest kostnadseffektive og gir best avkastning. Gjennom salg av eiendeler som ikke møter kriteriene, og i noen tilfeller kjøp eller utvikling av ressurser med lav balansepris, har denne gruppen selskaper nesten halvert sin gjennomsnittlige balansepris for produserende felt på bare fire år – fra 39 dollar pr. fat i 2017 til 20 dollar pr. fat i 2021.
De to amerikanske majors ligger ganske likt, med gjennomsnittlig balansepris på 22 dollar pr. fat for produserende felt og 40 dollar pr. fat for funn. De europeiske majors er mer spredt – Equinor har de laveste balanseprisene, siden mye av porteføljen er norske felt som er blant verdens mest kostnadseffektive. Shells balansepris er i den høyere enden av skalaen i den europeiske gruppen, siden selskapets portefølje er spredt over mange flere land.
Asiatiske nasjonale oljeselskaper har en gjennomsnittlig balansepris på rundt 30 dollar pr. fat både for produksjon og funn. Balanseprisen for produksjon trekkes opp blant annet på grunn av mange modne felt og ressurser med høye kostnader.
