Investerings- og kostnadsprognoser
15.01.2014 Det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren ventes å fortsette, men veksten opphører. Et høyt aktivitetsnivå de nærmeste årene skyldes dels høy leteaktivitet, dels utbygging av flere funn, hvorav Johan Sverdrup og Johan Castberg er de største, i tillegg til en rekke større og mindre prosjekter som er planlagt på felt i drift.
Investeringsveksten ventes å opphøre etter mer enn ti år med vekst, og om en korrigerer for utviklingen i kostnader ventes en noe redusert aktivitet. Veksten til nå skyldes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Høye olje- og gasspriser har ført til en internasjonal oppgangskonjunktur innenfor petroleumssektoren med en betydelig kostnadsvekst som konsekvens.
Det høye kostnadsnivået kombinert med usikre olje- og gasspriser de nærmeste årene innebærer en betydelig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel. Dette kan gjøre det utfordrende å oppnå tilstrekkelig lønnsomhet i prosjekter på felt i drift og nye feltutbygginger til at de besluttes av partnerskapene. Strengere kapitaldisiplin i selskapene som følge av krav til avkastning i kapitalmarkedet er en del av dette bildet. Flere prosjekter er derfor utsatt i den senere tid, og Oljedirektoratets investeringsprognose for de nærmeste årene er derfor nedjustert fra i fjor.
INVESTERINGER
Samlet investeringsanslag
Investeringene for 2014 er forventet å bli 176 milliarder kroner, 3 milliarder kroner over foreløpig tall for 2013 (se figur 2). De antas å stige til om lag 180 milliarder kroner i 2015 for deretter å ligge rundt 170 milliarder kroner i perioden 2016-2018 (se figur 1). I tillegg kommer letekostnader anslått til i underkant av 34 milliarder kroner per år i prognoseperioden. Det er lagt til grunn 50 letebrønner per år.
Figur 1: Historiske investeringstall for perioden 2009-2013 og prognose for 2013-2018
Sammenlignet med forrige prognose er investeringsanslagene for perioden 2016-2018 redusert (se figur 2). Nedgangen skyldes utsettelser av flere prosjekter. I tillegg medfører nytt konsept for Snorre 2040 betydelig lavere investeringer de nærmeste årene sammenlignet med det konseptet som ble lagt til grunn for forrige prognose, selv om det nye konseptet innebærer høyere investeringer samlet sett.
Figur 2: Prognose for investeringer eksklusiv leting
Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene og er anslått å ligge rundt 90 milliarder kroner de nærmeste årene. Årsaken til reduksjonen i investeringer på felt i drift fra 2013 til 2014 er i hovedsak sluttføringen av utbyggingsprosjektene Eldfisk II og Ekofisk Sør. På felt i drift er den største posten boring av nye utvinningsbrønner, dernest modifikasjoner og videre utbygging av eksisterende innretninger. I tillegg kommer planer om bygging av nye innretninger på flere av feltene i drift.
13 nye felt er under utbygging, tre med flytende innretning og seks med bunnfast innretning. De øvrige fire er havbunnsutbygginger. Dette medfører betydelige investeringer. For 2014 er investeringene i disse feltene anslått til vel 65 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter hvert som feltene settes i drift.
Figur 3: Investeringsprognose fordelt på prosjekttype.
Investeringsanslagene – kostnadsnivå og inflasjon
Prognosen er i faste 2013-kroner. Det vil si at investeringsanslagene for det enkelte prosjekt er korrigert for antatt konsumprisvekst. Anslagene inkluderer antatt vekst i sektorspesifikke markedspriser ut over generell prisvekst.
I figur 4 er prognosen både vist i løpende kroner og som et grovt anslag for hva prognosen blir om kostnadsnivået i 2013 legges til grunn. Prognosen i løpende kroner inkluderer antatt vekst i konsumpris og sektorspesifikke markedspriser.
For 2018 vil anslåtte investeringer være på 190 milliarder kroner. Dersom prognosen korrigeres for all framtidig forventet prisvekst, gir dette et investeringsanslag på rundt 150 milliarder kroner i 2018. For 2018 spenner derfor investeringsanslaget fra om lag 150 milliarder kroner til rundt 190 milliarder, avhengig av om det er løpende kroner eller kostnadsnivået i 2013-kroner som legges til grunn.
Figur 4: Investeringsprognose – ulike forutsetninger om prisvekst
LETEKOSTNADER
Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. Utviklingen i letekostnader følger utviklingen i leteaktivitet. I 2013 ble det påbegynt 59 letebrønner. For 2014 er det lagt til grunn 50 letebrønner. Letekostnadene for 2014 er anslått til 33,6 milliarder kroner. Dette nivået er lagt til grunn også for årene fram til 2018. Den fortsatt høye leteaktiviteten skyldes mange og dels store funn de siste årene, betydelig tildelt areal og bedre riggtilgang.
DRIFTSKOSTNADER
Ved utgangen av 2013 var det 78 felt i produksjon. Driftskostnadene ventes å stige fra vel 60 milliarder kroner i 2012 til opp mot 70 milliarder kroner i 2018 (se figur 5). Hovedårsaken til dette er oppstart av flere nye felt, samtidig som få eksisterende innretninger fases ut. De ordinære driftskostnadene, vedlikehold av innretninger og brønnvedlikehold utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.
Figur 5: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser)
SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN
I tillegg til investeringer og driftskostnader omfatter Oljedirektoratets prognoser leting, kostnader knyttet til nedstengning og disponering og andre generelle kostnader. Med unntak av en liten økning i 2014-2015, er de samlede kostnadene anslått til rundt 290 milliarder kroner.
Figur 6: Samlede kostnader, historiske tall for 2009-2012 og prognose for 2013-2018.
USIKKERHET KNYTTET TIL UTVIKLING I PETROLEUMSINVESTERINGENE
Investeringsprognosen er basert på dagens pris- og kostnadsbilde. Endringer i disse forutsetningene vil gi endringer i investeringsnivået. Dette vil også være tilfelle dersom selskapenes krav til lønnsomhet i enkeltprosjekter endres, blant annet som følge av økt kapitaldisiplin.
Til tross for en betydelig økning i olje- og gassprisene over tid, har kostnadsveksten i ulike leverandørmarkeder spist opp mye av gevinsten. Dette har vært en internasjonal trend som også har bidratt til høyt kostnadsnivå på norsk sokkel. I 2005 var oljeprisen rundt 55 USD/fat. I 2013 var gjennomsnittsprisen det dobbelte. Selv om det er vanskelig å anslå nøyaktig hvor sterk kostnadsveksten har vært i den norske petroleumsvirksomheten, er et konservativt anslag rundt en dobling (se figur 7). Etter 2005 har derfor kostnadsveksten vært minst like sterk som økningen i oljeprisen.
Det høye kostnadsnivået har bidratt til at prosjekter er blitt utsatt i den senere tid, med for lav lønnsomhet som en viktig begrunnelse. Dersom olje- og gassprisene faller og kostnadene holder seg stabile eller øker, vil dette få betydning for beslutning om oppstart av nye prosjekter og medføre lavere investeringer enn det som ligger i prognosen. Dette gjelder både for utbygging av nye felt og prosjekter på felt i drift. Motsatt vil høyere oljepris, kombinert med moderat kostnadsvekst, bidra til høyere investeringsnivå.
Figur 7: Indeks for utvikling i oljepris og kostnadsnivå Kilde: kostnadsindeks: IHS CERA
For felt i drift er antallet nye utvinningsbrønner en betydelig usikkerhetsfaktor. Det er mange årsaker til dette, men en viktig forutsetning for at flere brønner skal bli boret på sikt, er at det bygges nye innretninger på en rekke felt. Dersom beslutninger om nye innretninger blir utsatt, vil det bli boret færre nye utvinningsbrønner enn det som ligger til grunn for prognosen.
Tidligere har knapp riggkapasitet begrenset boring av utvinningsbrønner på felt i drift. Betydelig kapasitetsøkning av nye rigger på norsk sokkel har endret dette. Nå er det kostnadsnivået innenfor boring og brønn, en følge av tidligere knapp riggkapasitet, som er hovedutfordringen.
Figur 8: Sammensetning av investeringsprognose
Kostnadsøkninger i pågående utbyggingsprosjekter er et annet usikkerhetsmoment for investeringsanslagene de nærmeste årene. I prognosen er det ikke tatt hensyn til at investeringene i nye utbygginger kan være underestimert, slik det har vært tilfelle på en del tidligere feltutbyggingsprosjekter.
Oppdatert: 15.01.2014