Sokkelåret 2014 – Investerings- og kostnadsprognoser

igress-norsk
15.01.2015
Det høye kostnadsnivået i petroleumsvirksomheten har etter hvert blitt en stor utfordring. Fallet i olje- og gasspriser de siste månedene har forsterket lønnsomhetsutfordringene i næringen.

Petroleumsvirksomheten er inne i en konsolideringsfase etter en tiårsperiode med kraftig vekst.

Lavere olje- og gasspriser vil kunne bidra til at det settes i gang nødvendige omstillinger som sikrer lønnsomhet på lengre sikt. Prisfallet kan være et viktig bidrag til en langsiktig og lønnsom norsk petroleumsvirksomhet, selv om det på kort sikt kan bety redusert lønnsomhet og lavere aktivitet. Skulle det betydelige prisfallet bli mer langvarig uten at kostnadsnivået reduseres, vil dette kunne ha betydelig negativ virkning for petroleumsvirksomheten på sikt.

Investeringene anslås å falle rundt 15 prosent fra 2014 til 2015 og med ytterligere åtte prosent til 2017, for deretter å flate ut og øke moderat fra 2018.  Samlet er det en nedgang i investeringene på 21 prosent fra 2014 til 2017. Letekostnadene ventes å ha et lignende forløp. Samlet tilsier denne prognosen at investeringer inklusiv letekostnader vil falle med rundt 23 prosent fra 2014 til 2017.

Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten 2014. Det er lagt til grunn at prosjekt som er utsatt vil komme på et senere tidspunkt. Skulle oljeprisen over tid bli liggende på 50-60 dollar fatet, vil dette medføre ytterligere reduksjon i investeringer og letekostnader.

 

To sentrale faktorer - oljepris og kostnadsnivå

De siste måneders utvikling i olje- og gasspriser, kombinert med et høyt kostnadsnivå, har skapt betydelig usikkerhet om utviklingen i petroleumsvirksomheten. I tillegg til å ha en direkte effekt på løpende inntekter, har reduksjon i olje- og gasspriser en rekke indirekte effekter på verdiskapingen i sektoren. Redusert olje- og gasspris påvirker beslutninger både i lete-, utbyggings- og driftsfasen. Samtidig vil redusert olje- og gasspris medføre lavere etterspørsel i leverandørmarkeder og bidra til å redusere kostnadsnivået i sektoren. Dette demper effektene av lavere olje- og gasspris på lønnsomhet. Hvor sterke de ulike effektene er, og hvor raskt de blir synlige, er det for tidlig å si noe om.  

 

Figur 1

Figur 1: Utvikling i investeringer inkludert letekostnader og oljepris


Mange investeringsbeslutninger som får effekt i 2015 er allerede tatt, og potensialet for ytterligere reduksjon er derfor moderat. Usikkerheten i anslagene øker naturligvis over tid, men dersom oljeprisen over tid blir liggende på 50-60 USD og selskapene legger den lave prisen til grunn for investeringsbeslutninger, vil investeringsnivået kunne falle ytterligere fra 2016.

Utviklingen i olje- og gassprisene og kostnadsnivået i næringen er nært knyttet sammen. I de investeringsanslagene som operatørselskapene har rapportert til Oljedirektoratet, og som ligger til grunn for investeringsprognosen, ligger et stabilt til svakt økende kostnadsnivå de nærmeste årene. Reduserte kostnader vil derfor påvirke investeringsprognosen direkte ved lavere kostnadsnivå
på prosjektnivå, men også indirekte ved at flere prosjekt blir lønnsomme til gitte produktpriser. I tillegg til et lavere kostnadsnivå som følge av lavere priser i ulike leverandørmarkeder, kan også en
lav oljepris på sikt bidra til effektivisering og teknologiutvikling og dermed reduserte kostnader. I denne prognosen er det i liten grad tatt hensyn til disse effektene.

Investeringer
Samlet investeringsanslag

Investeringene for 2015 er anslått til 147 milliarder kroner, 25 milliarder kroner lavere enn foreløpig tall for 2014 (se figur 2). De antas å synke ytterligere til om lag 135 milliarder kroner i 2017 for deretter å stige gradvis påfølgende år (se figur 2).

Figur 2

Figur 2: Investeringer eksklusiv leting - historiske tall for perioden 2009-2013 og prognose for 2014-2019

 

Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene og er anslått å ligge mellom 70 og 80 milliarder kroner de nærmeste årene. Etter en topp i 2013, har det
vært en betydelig reduksjon i investeringene på felt i drift. Dette skyldes at større prosjekt som Ekofisk Sør, Eldfisk II, nye kompressorer på Troll og Åsgard undervannskompresjon er i avslutningsfase uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekter.

Ved årsskiftet var 11 felt under utbygging, tre med flytende innretning og fem med bunnfast innretning. De øvrige tre er havbunnsutbygginger. Dette er et rekordhøyt antall og medfører betydelige investeringer. For 2015 er investeringene i disse feltene anslått til vel 60 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter hvert som feltene settes i drift.

I prognosen er det lagt til grunn at det vil bli relativt få nye feltutbyggingsbeslutninger i de nærmeste årene. Storparten av disse investeringene er knyttet til utbyggingen av Johan Sverdrup.

Sammenlignet med prognosen publisert på sokkelåret 2013 ligger investeringene betydelig lavere. For perioden 2015-2019 er investeringsanslagene redusert med 175 milliarder kroner sammenlignet med prognosen for ett år siden. Dette skyldes dels lavere investeringer på felt i drift enn antatt for ett år siden og dels prosjektutsettelser for nye feltutbygginger.

Figur 3 viser investeringsprognosen fordelt på ulike hovedkategorier investeringer. Reduksjonen i investeringer fra 2014 til 2015 kommer særlig innenfor driftsinvesteringer/modifikasjoner på felt i drift. De ressursmessige konsekvensene av dette på sikt er usikre. I tillegg er det en reduksjon i brønninvesteringer. Dette har sammenheng med at en rekke større feltprosjekt er i avslutningsfasen, uten at nye har startet opp.

Investeringsanslagene i figur 3 viser betydelige investeringer i bunnfaste og flyttbare innretninger. Disse er knyttet til pågående feltutbygginger og til utbyggingen av Johan Sverdrup.

 

Historiske investeringstall for perioden 2009-2013 og prognose for 2014-2019

Figur 3: Historiske investeringstall for perioden 2009-2013 og prognose for 2014-2019

 

Virkninger av lavere olje- og gasspriser

Skulle oljeprisen over tid bli liggende rundt 50-60 dollar per fat, vil dette medføre en ytterligere reduksjon i investeringer. I figur 4 er prognosen splittet på investeringer til feltutbygginger, inklusiv Johan Sverdrup. Dette er investeringer vi med rimelig grad av sikkerhet antar vil komme.  Det er også skilt mellom investeringer på felt i drift og funn (ekskl. Johan Sverdrup). Det er innenfor de to siste kategoriene at en ytterligere reduksjon i investeringene kan komme.

 

 

Investeringsprognose spesifisert på pågående feltutbygginger samt Sverdrup, felt i drift og funn

Figur 4: Investeringsprognose spesifisert på pågående feltutbygginger samt Sverdrup, felt i drift og funn

 

Investeringsanslag for felt i drift er vist i figur 5. Utvinningsbrønner er anslått til å utgjøre 55 prosent av investeringene på felt i drift. I tillegg kommer driftsinvesteringer/modifikasjoner på innretningene og nye innretninger, som havbunnsanlegg.

Potensialet for ytterligere reduksjon i feltinvesteringene ligger i en reduksjon og/eller utsettelse av modifikasjonsinvesteringer. I tillegg vil det kunne medføre at prosjekt for økt utvinning blir vanskeligere å gjennomføre. Produksjonen av reserver kan også påvirkes da besluttede tiltak vil kunne revurderes. Boring av nye utvinningsbrønner er sentralt i mange av prosjektene.

 

Investeringsprognose for felt i drift

 
Figur 5: Investeringsprognose for felt i drift

 

Det er stor variasjon i lønnsomheten av utvinningsbrønner; fra brønner som er lønnsomme med en svært lav oljepris til brønner som trenger en oljepris opp mot 70 USD per fat. Dersom en oljepris ned mot 50 USD per fat legges til grunn for borebeslutning, vil et betydelig antall brønner bli vurdert som ulønnsomme. Effekter av lavere oljepris for boring av nye brønner kompliseres ved allerede inngåtte riggkontrakter og lengde på kontraktsperiode.

 

LETEKOSTNADER

Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. I 2014 er det påbegynt 56 letebrønner, 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner med samlede letekostnader anslått til 36 milliarder kroner. For 2015 er det lagt til grunn at antall brønner reduseres til 40 letebrønner og samlede letekostnader til 30 milliarder kroner. Det er lagt til grunn en ytterligere nedjustering i leteaktiviteten med samlede letekostnader på 24 milliarder kroner for årene 2016-2018. Deretter er leteaktiviteten antatt å øke moderat.

 

Anslag på letekostnader historiske tall for 2011-2014. Prognose deretter.

Figur 6: Anslag på letekostnader historiske tall for 2011-2014. Prognose deretter.


Det er betydelig usikkerhet rundt leteaktiviteten framover. Aktiviteten vil blant annet avhenge av utviklingen i oljepris, hvor mange funn som blir gjort og størrelsen på disse.

 

DRIFTSKOSTNADER

Ved utgangen av 2014 var 78 felt i produksjon. Driftskostnadene ventes å ligge relativt stabilt rundt 65 milliarder kroner de nærmeste årene (se figur 7). De ordinære driftskostnadene, vedlikehold av innretninger og brønnvedlikehold utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.

 

 

Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser)

Figur 7: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser)

 

SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN

Figur 8 viser en samlet prognose for investeringer, lisensrelaterte letekostnader, konseptstudier og nedstengning og disponering.

Endring fra 2014 til 2015 er på vel 13 prosent. For perioden 2014 til 2017 er reduksjonen på vel 21 prosent. Hvis konseptstudier og kostnader knyttet til nedstenging og disponering utelates, er de tilsvarende tallene henholdsvis 15 prosent for 2014 til 2015 og 23 prosent for perioden 2014 til 2017.

 

Prognose for investeringer, lisensrelaterte letekostnader, konseptstudier nedstengings- og disponeringskostnader

Figur 8: Prognose for investeringer, lisensrelaterte letekostnader, konseptstudier nedstengings- og disponeringskostnader

 

I Figur 9 er også driftskostnader og selskapsrelaterte letekostnader inkludert.

 

Samlede kostnader, historiske tall for 2009-2013 og prognose for 2014-2018

Figur 9: Samlede kostnader, historiske tall for 2009-2013 og prognose for 2014-2018.