Å komme med spådommer innen olje og gass er en risikabel sport. Helt siden David White, sjefgeolog ved United States Geological Survey, sa at oljeproduksjonen ville nå sitt høydepunkt i 1920, har bransjen gjort det til en vane å motbevise prognoser.

Det som gjør utfordringen enda større i dag, er at to globale supermaktene har gjort uforutsigbarhet til en del av sin strategi. Den økonomiske virkningen av tollsatser og realiteten i EUs løfte om å kjøpe amerikansk olje og gass for 250 milliarder dollar hvert år, gjenstår å se. Samtidig har Kinas strategi om å lagre olje forvirret ekspertene.

De langsiktige effektene av vestlige sanksjoner mot Russland er også stadig i utvikling. For eksempel har Russlands billige råolje hjulpet Indias raffineringssektor med å skape et konkurransefortrinn, men det har også blitt et stridspunkt i handelsspenningene mellom USA og India, med effekter som trolig vil bli synlige i 2026.

Likevel finnes det indikatorer å forholde seg til. 2026 starter med en utbredt oppfatning om at råoljeprisen kan falle under 60 dollar per fat, gitt høye lagre og dempet global vekst. Samtidig kan 2025 bli husket som det første «post-utfasingsåret»: Den en gang så faste konsensusen om at olje og gass var i tilbakegang, har blitt svakere, og flere stemmer antyder nå at den globale etterspørselen kan øke i ytterligere to tiår.

De fire trendene som følger, gjenspeiler disse sammensatte signalene. Samtidig som de understreker behovet for kostnadseffektiv drift, styrket legitimitet og forberedelse på en fremtid der tilpasningsevne teller like mye som volum.

1. Kapitaldisiplin er stikkordet

La oss starte med en ting som er sikkert for 2026, at kapitalutgiftene strammes inn, og dette vil prege alle beslutninger oppstrøms. Wood Mackenzie forventer at de globale investeringene i olje- og gassproduksjon vil falle med 4,3 % til 341,9 milliarder dollar, den første årlige nedgangen siden 2020.

I EMIA fordeler investeringene seg langs kostnadslinjer. Nasjonale oljeselskaper i Midtøsten utnytter fordelene i lavkostnadsbassenger. Aramco satte seg et mål om investeringer på 52–58 milliarder dollar for 2025, oppstrømsinvesteringene økte med 19 % i 2024 til rundt 39 milliarder dollar, og ADNOC fremmer en flerårig plan for å nå en oljekapasitet på 5 mb/d innen 2027. Dette er langsiktige utviklingsprosjekter med lav break-even som fortsatt oppfyller avkastningskravet. Europa, derimot, går inn i høstmodus. Nordsjøen mangler en robust portefølje av nye prosjekter som kan oppveie nedgangen, og produksjonen i Storbritannia er på vei mot et tiårig lavpunkt i 2030, mens Norges nylige bølge av prosjekter kun stabiliserer produksjonen for en stund før nedgangen fortsetter uten flere godkjenninger.

Generelt sett vil 2026 være et år hvor kapitaldisiplin, ikke volumvekst, blir det styrende prinsippet for EMIA oppstrøms. Store selskaper vil prioritere mindre satsinger, der brownfield-tilkoblinger og trinnvise utvidelser utgjør en større andel av de endelige investeringsbeslutningene, samtidig som fokuset på risikojustert kontantavkastning og leveringssikkerhet forsterkes.

Dette fokuset vil ha implikasjoner for oljeprosjekter i nye områder: Guyana bør forbli attraktivt med lave breakevens, mens funnene i Namibia vil kreve trinnvis utvikling for å kontrollere kostnadene og bevise påliteligheten. I et land som India, som byr på regulatoriske utfordringer, vil utviklingen av oljefeltene trolig skje gjennom trinnvise prosjekter og partnerskap snarere enn gjennom store enkeltstående satsinger.

Vekten på kapitaldisiplin vil også gjenspeiles i verktøy og metoder for å styrke prosjektkontroll og risikostyring. Enterprise Project Performance (EPP)-plattformer, som samler omfang, kostnader og tidsplan slik at ledere kan se risikoeksponering tidlig, vil trolig få større utbredelse. Bruken av AI for prosjektkontroll bør også utvikles ettersom selskaper prøver å redusere sjansen for å bli fanget midt i byggingen hvis markedsforholdene endres.

2. For å redusere drifts- og vedlikeholdskostnader satser selskaper på AI og APM

Kostnadspresset er ikke bare synlig i prosjekter, men også i driften. Mens noen selskaper har begynt å kutte i arbeidsplasser, påpekte Chevron-sjef Mike Wirth med rette at «den beste måten å beskytte flest mulig arbeidsplasser på er å forbli konkurransedyktige».

Den største gevinsten ligger i de eksisterende anleggene. Asset Performance Management (APM) kombinert med en digital tvilling på anleggsnivå omsetter tilstandsdata til vedlikeholdsbeslutninger som reduserer sløsing med arbeidskraft, deler og energi. I en nylig publisert artikkel har britiske og australske forskere funnet ut at denne kombinasjonen kan redusere drifts- og vedlikeholdskostnadene med opptil 20 %, en forskjell som kan avgjøre om et modent felt fortsatt genererer kontantstrøm eller må stenges. De raskeste gevinstene ligger i utstyr med store konsekvenser ved feil, som kompressortog, gassturbiner, fyrte ovner, fluidkatalytiske krakkere, hydrokrakkere og systemer for håndtering av sur gass eller produsert vann. Å forutsi feil tidligere kan spare penger og redusere Scope 1- og 2-utslipp.

Bedrifter vil også i økende grad satse på AI, ikke bare for administrative oppgaver, men også for forvaltning av kritiske eiendeler. I 2024 startet bransjen på et relativt lavt nivå, der bare én av fire ansatte som sier at deres bedrift bruker AI . På det tidspunktet var den mest siterte anvendelsen automatisering av arbeidsflyt og samarbeid (30 %), etterfulgt av bruk av dataanalyse for å optimalisere produksjonen (28 %) og utføre fjernovervåking.

3. Med metanreduksjon og karbonfangst integreres dekarbonisering i driftsmodellen

Et annet område som kan komme tettere på kjernen av driften, er utslippskutt. 2025 markerte året da bransjen i stor grad gikk bort fra sideprosjekter innen fornybar energi, særlig hvis disse viste liten lønnsomhet eller samsvar med kjernevirksomheten.

2026 bør favorisere to strategier med stort potensial for å redusere utslippene og samtidig gi fortjeneste: metanreduksjon og karbonfangst, -utnyttelse og -lagring.

IEA anslår i Global Methane Tracker 2025 at metanutslippene fra energisektoren til over 120 Mt per år, og at om lag 70 % kan unngås med eksisterende teknologi, hvor mange tiltak vil betale seg innen ett år fordi fanget gass kan selges. I tillegg kunne 100 milliarder kubikkmeter gass ha nådd markedet i 2024 med tilstrekkelig metanreduksjon, samtidig som 150 milliarder kubikkmeter fortsatt fakles globalt hvert år.

2026 kan bli året da EMIA-operatører behandler metan og fakling som produksjonstap, ikke PR-problemer. Metanintensiteten på selskapsnivå bør falle, og rutinemessig fakling fases ut på utvalgte anlegg. Satellittverifiserte superutslippskilder vil bli stengt raskere, med kontinuerlig overvåking av høyrisikosteder. Bare 5 % av den globale olje- og gassproduksjonen oppfyller i dag standarder for nær null metanutslipp; denne andelen forventes å øke.

Parallelt modnes karbonfangst, -utnyttelse og -lagring (CCUS) fra pilotprosjekter til ettermontering i fullskala anlegg. Det operative fokuset har flyttet seg til fangstenheter integrert i hydrogen-, FCC- og reformerstrømmer i raffinerier og petrokjemiske komplekser. Økte karbonkostnader i Europa (rundt 70 euro/tonn det siste året) styrker lønnsomheten i slike tiltak. I 2026 vil operatører trolig prioritere lavkostnadstiltak for metan og fakling først, før CCUS tas i bruk der prosessstrømmene er konsentrerte og oppetiden høy.

Utslippsstyring blir en del av hverdagsverktøyene. Enterprise Asset Management (EAM) inkluderer nå utslippsrelaterte KPI-er på linje med tradisjonelle pålitelighetsindikatorer. Digitale tvillinger av anlegg simulerer fangstbelastninger, trykkfall og dampbalanser parallelt med gjennomstrømningsoptimalisering. AI forbedrer lekkasjedeteksjon ved å kombinere faste sensorer, droner og satellitter. Kort sagt blir dekarbonisering et driftsproblem som håndteres med driftsverktøy.

4. Europeisk raffinering krymper, men blir smartere

På grunn av den strukturelle nedgangen i Atlanterhavsbassenget står Europeisk raffinering overfor en krise preget av synkende lønnsomhet og økt avhengighet av import fra andre regioner. Denne trenden vil trolig føre til en økning i antall raffineringsnedleggelser i 2026, og flere anlegg vil konvertere enheter til biobrensel eller bærekraftig flydrivstoff (SAF) i stedet for å fortsette med råoljeproduksjon. Shell stengte Wesseling i Tyskland, Petroineos stengte Grangemouth, og flere anlegg er under vurdering. Bransjestudier tyder på at Europa kan miste opptil 2,1 mb/d av CDU-kapasiteten innen 2030 hvis marginene og den politiske motvinden vedvarer.

Europa går inn i 2027 med lavere råoljekapasitet, høyere gjennomsnittlig kapitalutnyttelse og mer integrerte lavkarbonenheter enn i 2024. Verdiskapningen vil komme fra energieffektivitet, pålitelighet og enhetsfleksibilitet, ikke bare fra volum.

Gevinsten ved høy pålitelighet er betydelig. Uplanlagt driftsstans i et gjennomsnittlig mellomstort raffineri kan koste titalls millioner dollar årlig. Anleggene bruker APM og EAM, avansert prosesskontroll og prediktiv analyse for å stabilisere varmeintensive enheter og hydrogensystemer. Flere europeiske anlegg har gjennomført digitale omstillinger og bygger digitale tvillinger for hele anlegget for bedre endringsstyring og oversikt over arbeidstillatelser. Eksempler på tvers av bransjer, som integrering av fjernvarme og «papirløse» driftsmodeller, viser hvordan raffinerier kan styrke sin samfunnsmessige legitimitet samtidig som de reduserer energibruken.

Disse investeringene adresserer en enkel realitet: 2026 kan markere slutten på en syklus for olje- og gasselskapene. Slike perioder kjennetegnes av økt press på marginer, kostnader og kapitaldisiplin. Igjen vil noen kalle dette en solnedgangsperiode for olje og gass. Imidlertid har slike spådommer blitt gjort mange ganger siden 1920, og har alltid vist seg å være feil. Det som har vist seg å være sant, er at i de oppgangs- og nedgangssykluser som bransjen er vant til, er det i nedgangsperioder at et selskaps konkurransefortrinn kan bygges – og at selskaper som navigerer nedturen godt, kan styrke sin posisjon betydelig.