5 - Forventet avslutnings- og disponeringsaktivitet fremover

Tilsvarende viser den samme kilden at det totalt er 92 bunnfaste og flytende innretninger som er i drift på norsk sokkel i 2017: 59 bunnfaste stålinnretninger, 10 betonginnretninger og 23 flytende innretninger. I tillegg er det til sammen 276 undervannsinnretninger (bunnrammer og manifoldstrukturer) og 9 offshore lastesystemer som er i bruk.

Tabell 5-1 viser antall [1] og vektanslag [13] [14] for de innretninger som er i drift per 2017 på norsk sokkel fordelt på type innretning.

 

Tabell 5-1:
Antall og vekt av type innretning som står på norsk sokkel per 2017

 

5.1 Innretninger som forventes disponert på norsk sokkel

Disponeringsaktivitetene er forventet å øke fremover, og dette vil kreve mye oppmerksomhet fra rettighetshavere, myndigheter og leverandørindustri. I løpet av de nærmeste ti årene er det ventet at mellom 20 og 30 av de feltene som i dag er i drift vil bli stengt ned og få innretningene disponert.

Antall installasjoner på norsk sokkel som forventes tatt ut av bruk i perioden fram til 2025 er hentet fra Decommissioning Insight [2] og er vist i Tabell 5-2. Den viser at det i perioden 2017 til 2025 kan forventes at en tonnasje på ca. 240 000 tonn stål og 250 000 tonn betong

fra 23 prosjekter, hvorav 14 plattformer, 2 FPSOer og 29 undervannsinstallasjoner, vil bli brakt til lands for sluttdisponering. Betongunderstell er ikke medregnet i perioden, da den aktuelle innretningen ble bygget før nye designkrav ble innført i 1978 (Vedlegg A).

 

Tabell 5-2:
Antall installasjoner på norsk sokkel som forventes tatt ut av bruk i perioden fram til 2025 [2]

Dette stemmer rimelig godt overens med det som fremkommer av ODs faktasider over type innretninger på norsk sokkel og hvilken fase de befinner seg i. Det sammenfaller også relativt godt med informasjon vi har innhentet fra ulike aktører i markedet. Basert på dette er det sannsynlig at de installasjonene over vann som kan forventes å bli disponert i perioden 2017 til 2025 er å finne blant innretningene som er listet i tabellen under.

Vektanslagene er hentet fra OSPAR 2015 [3].

 

Tabell 5-3:
Innretninger som kan forventes å bli disponert i perioden 2017 til 2025

 

Som det fremkommer av Tabell 5-2, er det i tillegg en rekke undervanns innretninger (29 stk.) som forventes disponert i perioden, både i tilknytning til de innretningene som er nevnt i tabellen over og innretninger for rene undervannsfelt som er nedstengt eller nærmer seg nedstengning. Decommissioning Insight [2] opplyser at det er inngått langsiktige avtaler om disponering av ni innretninger på norsk sokkel. Slike avtaler er ikke nødvendigvis åpent tilgjengelige, men noe informasjon om dette er kjent. Se kapittel 13.3.

 

5.2 Disponeringsaktivitet i andre nordsjøland

Andre land rundt Nordsjøen har også planer om å fjerne flere av sine installasjoner de nærmeste årene. Decommissioning Insight 2017 [2] viser at totalt i området (UK, dansk og nederlandsk sokkel) vil det i perioden 2017 til 2025 foregå disponeringsaktiviteter på 349 felt, og det forventes at over 200 plattformer vil bli helt eller delvis fjernet. Disponering av innretninger på tysk side er ikke tatt med i den refererte oversikten.

Tabellen under viser prognoser for Storbritannia (UK), Danmark og Nederland i perioden 2017 til 2025 [2], hvorav den desidert største andelen, både i antall og i totalvekt kommer fra UK. Antall installasjoner fra disse landene som forventes tatt ut av bruk i perioden fram til 2025 er vist i Tabell 5-4.

Tabell 5-4:
Antall installasjoner i britisk, dansk og nederlandsk sokkel som forventes tatt ut av bruk i perioden fram til 2025 [2]

 

Sammenlignet med de øvrige nordsjølandene utgjør forventet disponeringsvolum på norsk sokkel en relativ liten andel av totalvolumet som skal fjernes. Norsk andel av totalvekten utgjør ca. 17 %, mens antall norske disponeringsprosjekter representerer knapt 7 % av totalt antall prosjekter i nordsjøområdet. Det skyldes at de norske feltene typisk består av større/tyngre innretninger enn ellers i Nordsjøen. Hvordan antall innretninger i de ulike land beregnes kan variere. For eksempel regnes en undervannsinstallasjon i noen tilfeller som en egen innretning, mens den i andre tilfeller regnes som en del av en større installasjon.

Disponeringsaktiviteten i de andre nordsjølandene er av interesse sluttdisponering av disse innretningene vil påvirke markedet for disponering av de norske innretningene.

 

5.3 Kostnadsbilde

De framtidige kostnadene for avslutning og disponeringer er usikre og vil variere fra felt til felt. De avhenger blant annet av den generelle kostnadsutviklingen i bransjen, tidspunktet for starten på disponeringsprosjektene, tilgangen på tungløftefartøy og kapasiteten hos anleggene som tar imot og behandler utrangerte innretninger.

Etter hvert som bransjen får mer erfaring vil en kunne forvente en høyere effektivitet og dermed også et lavere kostnadsnivå, men kostnadsnivået er også i stor grad avhengig av aktiviteten i andre markeder, som for eksempel bygge- og installasjonsaktivitetsnivået innen olje og gass og havvind.

Gjennom skattemessige fradrag dekker staten indirekte 78 % av kostnadene forbundet med avslutning og disponering av innretninger. For felt hvor staten har direkte andeler gjennom eierskap i oljeselskaper, dekker staten en enda høyere andel av utgiftene. For myndighetene er det derfor viktig at disponeringskostnadene holdes på et lavest mulig nivå.

 

5.3.1 Forventede disponeringskostnader på britisk sokkel

Ifølge Decommissioning Insight 2017 [2] er forventet totalmarked for avslutning og disponering på britisk sokkel på 170 milliarder NOK, (antatt 1£ = 10NOK) frem mot 2025. Anslaget omfatter ikke fjerning av bunnfaste betongunderstell, da kostnadene knyttet til disse er svært usikre og så langt har store bunnfaste betongunderstell blitt akseptert hensatt på feltet basert på en totalvurdering av risiko og kostnader.

Nedbrutt på aktivitet, fordeler de forventede totalkostnadene på britisk sokkel seg som vist i Tabell 5-5 og Figur 5-1.

 

Tabell 5-5:
Forventede totale disponeringskostnader på britisk sokkel frem mot 2025

 

Figur 5-1:
Fordeling av forventede totale disponeringskostnader på britisk sokkel frem mot 2025

 

Som oversikten over viser er de største disponeringskostnadene på britisk sokkel knyttet permanent plugging av produksjonsbrønner (49 %) og fjerning av innretningene offshore (33%), mens kostnader i forbindelse med opphogging og håndtering av de utrangerte innretningene utgjør en relativt liten andel (2 %).

Årlige disponeringskostnader på britisk sokkel er anslått til £1,7 til £2,0 milliarder per år fram til år 2025 [2], tilsvarende 17 til 20 milliarder NOK årlig.

Under årets NPF konferanse, The 18th North Sea Decommissioning Conference, presenterte OIL&GAS UK en oversikt som viser at de over tid har hatt en tendens til å underestimere årlige kostnadsanslag på britisk sokkel. Se figuren under.

 

Figur 5-2:
Utvikling av anslag for årlige disponeringskostnader på britisk sokkel

 

5.3.2 Disponeringskostnader på norsk sokkel

Forventede disponeringskostnader på norsk sokkel er anslått til £0,4 til £0,8 milliarder per år fram til år 2025 [2], tilsvarende 4 til 8 milliarder NOK årlig. Det er ikke angitt anslag på forventede totalkostnader i perioden, men med åtte effektive år til og med 2025, er det mulig å forvente totale disponeringskostnader på ca. 50 milliarder NOK i perioden. Dette beløpet er lavere enn det en finner informasjon om i diverse tidligere publiserte kilder, og det er nødvendig å ta hensyn til at det er stor usikkerhet i kostnadsanslagene.

Enhetskostnaden for samlet disponert materiale på britisk side (840 359 tonn ref. Tabell 5-4) kan anslås til 202 NOK/kg. Antatt 50 milliarder NOK for å fjerne 240 936 tonn disponert materiale (ref. Tabell 5-2), blir tilsvarende enhetskostnad 249 NOK/kg på norsk sokkel. Når en tar hensyn til forskjeller i arbeidsbestemmelser og myndighetskrav offshore, vanndyp og miljømessige forhold er det rimelig at enhetskostnaden på norsk side er høyere enn på britisk side. På den annen side kan en forvente at gjennomgående større plattformenheter på norsk sokkel vil gi visse «stordriftsfordeler».

Tilsvarende oversikt over fordeling av disponeringskostnadene per aktivitetsområde er ikke etablert for norsk sektor. Det er imidlertid grunn til å anta at fordelingen av disponeringskostnadene ikke avviker særlig fra det som er beregnet på britisk side. Generelt vil en kunne forvente at fjerningskostnader for norske plattformer vil utgjøre en relativt større andel, da plattformstørrelse og værforhold skulle tilsi bruk av større og dyrere fartøyer til fjerningen.

Ett eksempel på disponeringskostnader på norsk sokkel er nedstengning og disponering av Gydafeltet, som vist i tabellen under [16].

 

Tabell 5-6:
Estimerte kostnader for å stenge ned og disponere Gyda-feltet

 

Samarbeid mellom rettighetshaverne, leverandørindustrien, myndighetene og berørte interessegrupper er avgjørende for kostnadseffektiv disponering i fremtiden. Innovasjon,

teknologiutvikling, erfaring og kunnskapsdeling er alle viktige faktorer som kan bidra til å fremme kostnadseffektive løsninger.

 

5.4 Usikkerheter

 

5.4.1 Antall, mengde og disponeringstidspunkt

Det er mange usikkerhetsfaktorer knyttet både til forventet nedstengningstidspunkt og til selve perioden for disponering. Vektanslagene er i stor grad basert på direkte innrapportering fra operatørselskapene. Her vil det være en viss usikkerhet i tallmaterialet blant annet som følge av gjennomførte og kommende modifikasjoner, tilvekst av nye innretninger, mulig gjenbruk, etc.

Nedstengningstidspunktet for de ulike feltene og innretninger avhenger av en rekke, og til dels variable, faktorer - i første rekke oljepris, forventet produksjonsutvikling, drifts- og vedlikeholdskostnader og teknisk tilstand. På mange felt har nye tilknytninger (satellittfelt) og økt utvinningstiltak ført til forlenget levetid utover det som ble anslått i Plan for utbygging og drift (PUD). I tillegg kan innretninger på felt med tilknytninger som stenger ned egen produksjon benyttes som vertsinnretning for prosessering og transport for andre nærliggende felt. Det er derfor ikke slik at et felt som stenger ned egen produksjon nødvendigvis fjernes med en gang. Historisk har anslagene for levetiden variert med oljeprisen, og den totale trenden i dag viser forlengelse av levetid. Figuren under viser hvordan antatt siste produksjonsår for et utvalg av felt har endret seg mellom innrapporteringen i 1995, 2002 og 2016.

 

Figur 5-3:
Figuren viser et utvalg felt, hvor planlagt levetid ved PUD, forlenget levetid og produksjonsavslutning framgår. 23 av de 26 feltene som er vist er fortsatt i drift, og de fleste vil fortsatt være det i mange år fremover. [17]

 

I tillegg til at nedstengningstidspunktet kan avvike fra opprinnelig plan, kan oppstart og varighet av selve disponeringsprosjektet være usikkert. De ulike feltene er svært ulike med hensyn til størrelse, kompleksitet og antall innretninger. Noen felt vil kunne ha utbygging og drift i flere faser, der noen innretninger fases ut mens andre fortsatt vil være i drift. For mange vil også andre faktorer, som periode for plugging av brønner, frakobling av rørledninger eller tredjeparts bruk påvirke fjerningsarbeidet. Under selve disponeringsfasen vil valget av fjerningsmetode påvirke så vel tidsperioden som type avfall som bringes til land. Noen vil kunne ta hele eller deler av innretninger til land for opphogging (ettløfts- og tungløftsmetode ref. kapittel 7.1.4, 7.1.5, 8.1.7 og 8.1.8), mens andre vil foreta grov- eller finopphogging offshore (bit for bit ref. kapittel 7.1.2 og 8.1.6).

Figur 5-4 er en god illustrasjon på usikkerheten i tidspunkt for når fjerningen av de gjenstående innretningene vil gjennomføres.

 

Figur 5-4:
Illustrasjon av usikkerheten i tidspunkt for når fjerningen av de gjenstående innretningene vil gjennomføres [13]