Sokkelåret 2015 – Investerings- og kostnadsprognoser

Ingress-Johan-Sverdrup
14.01.2016
Fra et historisk høyt aktivitetsnivå i 2013 og 2014 har fallet i oljepris gitt betydelige utfordringer for petroleumsnæringen, og prosjekt på felt i drift og nye utbygginger utsettes.

Samtidig kan grunnlaget for framtidig lønnsomhet nå legges gjennom kostnadsreduserende tiltak og ved å ta i bruk nye tekniske løsninger. Forutsatt økt oljepris og bedre lønnsomhet kan gjenværende ressurser bli realisert på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad.

Fra et rekordhøyt investeringsnivå på nesten 180 milliarder kroner i 2013 og 2014 falt investeringene til i underkant av 150 milliarder kroner i 2015, i henhold til nytt anslag. Reduksjonen fra 2014 til 2015 utgjorde om lag 16 prosent. Investeringene anslås å falle de nærmeste årene for deretter å øke moderat fra 2019. Det er ventet et markert fall i letekostnadene fra 2015 til 2016, da lav oljepris slår sterkt inn på leteaktiviteten.

I lys av at 2013 og 2014 var historiske toppår for investeringer, drifts- og letekostnader, vil aktiviteten fortsatt være høy på tross av den betydelige nedgangen siden 2014. Mange innretninger i drift og stor aktivitet innen utbygging, felt i drift og leting gjør at de samlede kostnadene ventes å ligger på et høyere nivå enn for få år siden.

Kombinasjonen av høyt kostnadsnivå og fall i oljepris har gitt både oljeselskap og leverandørindustri store utfordringer, med redusert aktivitet og nedbemanninger som konsekvens. Samtidig gir store gjenværende petroleumsressurser på norsk sokkel grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og høy aktivitet framover. Det forutsetter et pris- og kostnadsnivå som gjør det mulig å identifisere løsninger som realiserer nye lønnsomme prosjekt - både på felt i drift og som nye feltutbygginger.

Som følge av et høyt kostnadsnivå og fall i oljeprisen er det satt i gang en rekke aktiviteter som kan øke effektiviteten i næringen og redusere kostnadsnivået, noe som vil bidra til bedre lønnsomhet.

Oljedirektoratet ser at industrien legger ned et betydelig arbeid i å øke effektiviteten, for å få ned investeringer og drifts- og letekostnader. Resultatet av arbeidet begynner å bli synlig, blant annet i form av lavere kostnader ved boring av brønner.

 

Noen sentrale forutsetninger

 

Fallende oljepriser skaper betydelig usikkerhet knyttet til investeringsutviklingen. I disse investeringsprognosene er det lagt til grunn at oljeprisen på sikt vil stige fra dagens nivå. Skulle oljeprisen bli liggende på dagens nivå over lengre tid, kan dette medføre ytterligere utsettelser i aktiviteter, med lavere investeringer og letekostnader som resultat. 

Oljedirektoratet forutsetter lavere kostnader som følge av reduserte markedspriser og effektiviseringsgevinster i bransjen. Dette medfører et lavere kostnadsnivå for det enkelte prosjekt, og bidrar isolert sett til at flere prosjekt blir lønnsomme.

 

Utvikling i investeringer inkludert letekostnader og oljepris

Figur 1: Utvikling i investeringer inkludert letekostnader og oljepris

 

 

Investeringer

 

Samlet investeringsanslag

Fra et rekordhøyt investeringsnivå på nesten 180 milliarder kroner i 2013 og 2014 falt investeringene i 2015 til i underkant av 150 milliarder kroner. Reduksjonen fra 2014 til 2015 utgjorde om lag 16 prosent. Investeringene for 2016 er anslått til om lag 135 milliarder kroner (se figur 2).

 

Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2015-2020

Figur 2: Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2015-2020

 

Et historisk høyt antall prosjekt, både på felt i drift og nye feltutbygginger, ga rekordhøye investeringer i 2013 og 2014. Ny aktivitet veier ikke opp for prosjekt som har blitt eller vil bli sluttført de nærmeste årene. Ulike effektiviseringstiltak og fallende priser på varer og tjenester bidrar også til reduserte investeringer, men samtidig til økt lønnsomhet. Forutsatt økt oljepris og bedre lønnsomhet vil gjenværende ressurser bli realisert på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad.

Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene. Etter en topp i 2013 har investeringene på felt i drift falt betydelig. Større prosjekt har blitt sluttført eller er i en avslutningsfase, uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekt.

Ni felt er under utbygging, to med flytende og fire med bunnfast innretning. De øvrige tre er havbunnsutbygginger. Dette medfører betydelige investeringer. For 2016 er investeringene i disse feltene anslått til vel 60 milliarder kroner, for deretter å falle etter hvert som feltene settes i drift.

Sammenlignet med prognosen som ble lagt fram på Sokkelåret 2014 er investeringene vesentlig lavere. Gitt forutsetningen om økende oljepris og bedre lønnsomhet er dette ressurser som forventes å bli realisert, men på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad.

Figur 3 viser investeringsprognosen fordelt på ulike hovedkategorier investeringer. Fra 2014 til 2015 var det sterkest reduksjon i driftsinvesteringer og investering i nye undervannsanlegg, nærmere 40 prosent. Investeringene vil bli redusert innenfor de fleste kategoriene. Ett unntak er driftsinvesteringer som er ventet å ligge på et stabilt nivå og øke mot slutten av perioden på grunn av flere større modifikasjonsprosjekt på eksisterende innretninger.

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

 

Historiske investeringstall, prognose for 2015-2020

Figur 3: Historiske investeringstall, prognose for 2015-2020

 

Som beskrevet ovenfor er investeringsprognosen basert på en rekke forutsetninger om oljeprisutvikling, utvikling i kostnadsnivå og selskapsadferd/-beslutninger. Når det gjelder investeringer på sokkelen i 2016, er mange av investeringbeslutningene tatt. Usikkerheten øker utover i tid. Utviklingen i oljeprisen samt effekten av pågående kostnadsreduserende tiltak vil være viktig for investeringene fram til og forbi 2020.

 

Letekostnader

 

Antallet letebrønner i 2015 på 56 ble betydelig større enn det som var lagt til grunn for prognosen for ett år siden (40 bønner), og tilnærmet likt antallet i 2014 på 57 brønner. Det har likevel vært en klar nedgang i letekostnadene. Hovedårsaken til veksten i brønnantall i 2015 var boring av sidesteg. Dette er brønner som er vesentlig rimeligere å bore enn «initielle» letebrønner.

Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. I 2015 er det påbegynt 56 letebrønner -  41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner - med samlede letekostnader anslått til 33 milliarder kroner. For 2016 er det lagt til grunn at antallet reduseres til om lag 30 letebrønner med samlede letekostnader på 22 milliarder kroner. Det forutsettes et mindre fall i letekostnadene fra 2016 til 2017, etterfulgt av en gradvis økning. Selv om 30 brønner er et vesentlig lavere antall enn i de siste årene er det fremdeles betydelig i et historisk perspektiv.

Reduksjonen i letekostnader er primært en konsekvens av anslått reduksjon i antall letebrønner, men økt boreeffektivitet og lavere markedspriser, i første rekke innen rigg, bidrar også til et redusert kostnadsanslag.

 

Anslag på letekostnader, prognose 2015-2020

Figur 4: Anslag på letekostnader, prognose 2015-2020

 

Driftskostnader

 

Ved utgangen av 2015 var 82 felt i produksjon. Ordinære driftskostnader og vedlikehold av innretninger og brønner utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene. Det er ventet en reduksjon i driftskostnadene i de nærmeste årene (se figur 5).

 

Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser), prognose 2015-2020

Figur 5: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser), prognose 2015-2020

 

Nedgangen i driftskostnader skyldes i hovedsak en reduksjon på felt i drift, jfr figur 6. En viktig årsak til nedgangen er et målrettet arbeid fra operatørenes side med å redusere driftskostnadene på feltene gjennom ulike effektiviseringstiltak. Etter hvert som tiltak konkretiseres, blir de inkludert i kostnadsprognosene for feltene. Reduksjon i brønnvedlikehold bidrar også til reduserte driftskostnader på felt i drift. Nye felt vil gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader på slutten av perioden.

 

Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus. Prognose 2015-2020

Figur 6: Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus. Prognose 2015-2020

 

Samlet anslag for kostnadsutviklingen

 

Figur 7 viser en samlet prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, konseptstudier og nedstengning og disponering på norsk sokkel. Nedgangen fra 2015 til 2016 er på vel ti prosent. Fra 2016 ventes kostnadene å ligge på et tilnærmet stabilt nivå.

Det er viktig å se utviklingen i lys av at 2013 og 2014 var historiske toppår for investeringer, drifts- og letekostnader. Til tross for den anslåtte nedgangen i samlede kostnader siden 2014, vil aktiviteten på norsk sokkel fremdeles være høy med mange innretninger i drift og stor aktivitet knyttet til utbygging, felt i drift og leting. De samlede kostnadene er ventet på ligge på et høyere nivå enn for få år siden.

 

Samlede kostnader, prognose 2015-2020

Figur 7: Samlede kostnader, prognose 2015-2020