2. Investerings‐ og kostnadsprognoser
11.01.2018 Petroleumsnæringen har gjort et omfattende arbeid med å redusere kostnadsnivået. Dette har medført store innsparinger. Kostnadsnivået for feltutbygginger er gått ned. Tilsvarende har det vært en betydelig reduksjon både i drifts‐ og letekostnadene.
Mange ulike tiltak har til sammen gitt gevinster i form av økt effektivitet, enklere løsninger og mer bruk av standardiserte løsninger. Alt dette bidrar til bedre lønnsomhet. Det er viktig at arbeidet på dette området fortsetter.
Anslått investeringsnivå i 2018 er marginalt høyere enn i 2017. Det ventes ytterligere vekst i investeringene fra 2018 til 2019. For leteaktiviteten ventes en moderat vekst de nærmeste årene.
De siste årene har ressurstilveksten fra nye funn vært lav. Dersom det ikke blir gjort nye større funn, vil dette medføre redusert investeringsaktivitet på mellomlang sikt. Tilsvarende vil det være viktig med modning av nye prosjekt på felt i drift for å motvirke fall i aktivitetsnivå.
Utvikling i kostnadsnivå
Siden 2014 har næringen satt i gang en rekke initiativ for å redusere kostnadene, etter svak lønnsomhetsutvikling over tid. Behovet for å redusere kostnadene ble forsterket av fallende oljepris. Oljeselskap og leverandørindustri har sammen gjort et omfattende arbeid. Det er satt i verk et bredt spekter av tiltak både i planleggings‐, gjennomførings‐ og driftsfasene. Enkelttiltak som hver for seg har relativt beskjeden virkning, gir samlet store reduksjoner.
Nedgangen i utbyggingskostnader er betydelig. På enkelte prosjekt er investeringene halvert. Felles for de prosjektene som nå vedtas, er solid verdiskaping og balansepriser på 30‐40 USD/fat. Det generelle bildet er derfor at nye utbyggingsprosjekt har god lønnsomhet og er robuste mot vesentlig lavere priser enn dagens nivå.
Driftskostnadene er også redusert, med om lag 30 prosent fra 2013/2014 (Figur 2‐1). Reduksjonene skyldes i hovedsak effektiviseringstiltak, forenklinger og reduserte leverandørpriser.
ODs prognoser legger til grunn en gradvis vekst i leverandørprisene som følge av høyere aktivitetsnivå. Det er videre forutsatt at en del driftsaktivitet som er utsatt må gjennomføres. Som resultat av dette, forventes det at driftskostnadene vil stige noe. Samtidig gjøres det et betydelig arbeid med å kartlegge og utforme nye tiltak for ytterligere forbedringer og kostnadsreduksjoner.
Figur 2‐1 Kostnadsutvikling for felt i drift
Samlet investeringsanslag
Investeringsnivået har nå flatet ut. I 2018 forventes det at investeringene vil ligge rundt 122 milliarder kroner. Det er marginalt høyere enn i 2017 (Figur 2‐2). Særlig fordi det er planlagt oppstart på en rekke nye utbyggingsprosjekt i 2018, er det usikkerhet knyttet til det samlede investeringsnivået. I prognosen er det tatt høyde for at prosjektframdriften kan gå noe seinere det første investeringsåret enn det selskapene har lagt til grunn i sine investeringsanslag.
Figur 2‐2 Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2017‐2022*
* Felt i drift er skilt i to kategorier for å få fram at deler av investeringene er knyttet til ferdigstillelse av feltutbygging for nylig oppstartede felt (felt satt i drift 2014‐2017).
Investeringene forventes å stige til i underkant av 140 milliarder kroner i 2019 og 2020.
På felt i drift vil det pågå flere større utbyggingsprosjekt de nærmeste årene. Oppgraderingen av Njord pågår, og Snorre Expansion kommer som en havbunnsutbygging på Snorre. Andre større prosjekt på felt i drift er havbunnsutbyggingen Ærfugl på Skarv, Valhall flanke vest med ny brønnhodeplattform og investeringer på Troll (fase III). I tillegg til disse prosjektene blir det generelt høy boreaktivitet på felt i drift de nærmeste årene.
Flere pågående feltutbygginger bidrar også med store investeringer de nærmeste årene. Dette gjelder særlig Johan Sverdrup byggetrinn I og II. I tillegg forutsettes det at flere nye feltutbygginger starter i 2018 og 2019 (markert som funn i Figur 2‐2). Den største er Johan Castberg. Disse vil også bidra med betydelige investeringer.
Investeringene i 2018 og framover ligger litt høyere enn anslaget som ble presentert i Sokkelåret 2016. Det skyldes at det nå er lagt til grunn en litt raskere start på flere nye prosjekt enn det som ble forutsatt i 2016.
Mens investeringene i nye bunnfaste og flytende innretninger vil falle i årene framover, kommer investeringer i nye havbunnsanlegg til å øke. Investeringer på eksisterende innretninger og nye utvinningsbrønner forventes også å øke (Figur 2‐3).
Figur 2‐3 Investeringer eksklusiv leting, ulike investeringskategorier, prognose for 2017‐2022
I desember 2017 ble det alene levert sju utbyggingsplaner for myndighetsgodkjennelse*: Skogul, Fenja, Yme og Johan Castberg som nye feltutbygginger og Valhall flanke vest, Ærfugl (Skarv) og Snorre Expansion som prosjekt på felt i drift.
*Tidligere i 2017 er det innlevert utbyggingsplaner for prosjektene Bauge, Njord og Ekofisk 2/4 VC.
En rekke prosjekt ventes i tillegg å bli besluttet de nærmeste par årene. Dette gjelder blant annet Johan Sverdup byggetrinn II, Troll fase III og nye feltutbygginger som 35/9‐7 (Skarfjell/Nova), 36/7‐4 (Cara), 6407/6‐6 Mikkel Sør og flere funn i området mellom feltene Oseberg og Alvheim i Nordsjøen.
Planene som ble levert til myndighetene høsten 2017 og utbyggingsprosjektene som ventes å bli levert i 2018 og 2019 har et samlet investeringsanslag på om lag 240 milliarder kroner. Nye innretninger og brønner utgjør det meste av investeringene (Figur 2‐4).
Figur 2‐4 Samlet investering i nye feltutbyggingsprosjekt (mrd NOK). Omfatter prosjekt med innlevert plan for utbygging og drift (PUD) eller unntak fra denne i desember 2017 og forventede planer for 2018 og 2019.
I perioden 2010‐2014 ble det tatt utbyggingsbeslutninger for en rekke funn, også eldre funn. Samtidig har tilveksten av nye funn de siste årene vært mindre enn tidligere. Hvis det ikke relativt raskt blir gjort nye større funn i modne områder, der ledetiden fra funn til utbyggingsbeslutning kan være kort, vil mangelen på nye utbygginger trekke i retning av fallende investeringer over tid. Tilsvarende gjelder for felt i drift. De nærmeste par årene vil det bli gjennomført flere større feltprosjekt, men det er få nye større prosjekt under vurdering. Med en utredningsfase på flere år fra mulighetsstudie til investeringsbeslutning vil dette kunne gi mindre utbyggingsaktivitet på felt i drift.
Letekostnader
Det har vært en mindre reduksjon i letekostnader fra 2016 til 2017. I 2017 ble det påbegynt 36 letebrønner med en samlet kostnad på om lag 19 milliarder kroner (Figur 2‐5).* Til sammenligning ble det også påbegynt 36 letebrønner i 2016, og letekostnadene var 22 milliarder kroner. Basert på selskapenes planer, vil det bli boret om lag like mange letebrønner i 2018. For de nærmeste årene er det lagt til grunn gradvis vekst i antall letebrønner og ‐kostnader. Dette er basert på en forutsetning om økt lønnsomhet ved leting i forbindelse med utvikling i kostnader og oljepris.
* Letekostnader omfatter både selskaps‐ og lisensrelaterte letekostnader, jfr. Figur 2‐5. Selskapsrelaterte letekostnader påløper ofte før utvinningstillatelse er tildelt, for eksempel kostnader til innkjøp og tolking av seismikk. Storparten av letekostnadene påløper imidlertid etter at utvinningstillatelse er tildelt. Av disse er boring av letebrønner den dominerende posten.
Gjennomsnittskostnad per letebrønn var rundt 240 millioner kroner i 2017. Dette er om lag en halvering av kostnaden per brønn sammenlignet med 2013/2014. Endringen gir et grovt anslag for reduksjon i kostnadsnivå, selv om sammensetningen av letebrønner kan ha endret seg noe. Brønnlengde er svært viktig for kostnadene til en letebrønn, og endringer i gjennomsnittlig brønnlengde vil derfor påvirke kostnad per letebrønn.
Figur 2‐5 Anslag over letekostnader, prognose 2017‐2022
Driftskostnader
Ved utgangen av 2017 var det 85 felt i produksjon. I tillegg til disse kommer drift av rør og landanlegg. I 2017 var samlede driftskostnader 52 milliarder kroner. Etter en periode med reduksjon, ventes nå driftskostnadene å flate ut og deretter gradvis stige. Dette skyldes i hovedsak at nye felt kommer i produksjon.
Sammenlignet med prognosen i Sokkelåret 2016, ligger ny prognose noe under anslått nivå fra 2020 (Figur 2‐6). Dette skyldes både lavere anslag for driftskostnader på felt i drift og reduserte driftskostnadsanslag for nye felt.
Figur 2‐6 Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus – prognose 2017‐2022
Samlet anslag for kostnadsutviklingen
Figur 2‐7 viser samlet prognose for driftskostnader, investeringer, letekostnader, nedstengings‐ og disponeringskostnader og øvrige kostnader. Kostnadskategorien øvrige kostnader inneholder noen mindre poster, blant annet konseptstudier og driftsforberedelser.
De samlede kostnadene i 2017 var om lag 210 milliarder kroner. Som følge av økte anslag for investeringer og letekostnader, øker de samlede kostnadene fra 2018 til 2020. Til sammenligning var de samlede kostnadene i 2014 på 325 milliarder kroner.
Figur 2‐7 Samlede kostnader – prognose for 2017‐2022
Årsaken til at kostnadsanslagene for de nærmeste årene ligger litt høyere enn anslagene som ble gitt for ett år siden, er raskere oppstart av nye utbyggingsprosjekt og dermed høyere investeringer enn forutsatt i Sokkelåret 2016.
Sokkelåret 2017
- Høy aktivitet på sokkelen >>
- 1. Økende olje og gassproduksjon i neste femårsperiode >>
- 2. Investerings‐ og kostnadsprognoser
- 3. Utbygging og drift >>
- 4. Leting >>
Oppdatert: 11.01.2018