1 Investerings- og kostnadsprognoser
12.01.2017 Petroleumsnæringens arbeid med å redusere kostnader samt fall i leverandørpriser har gitt et betydelig lavere kostnadsnivå. Dette reflekteres både i lavere investeringer i nye prosjekt, reduserte kostnader på nye utvinningsbrønner på felt i drift, og i reduserte drifts- og letekostnader.
Et lavere kostnadsnivå øker lønnsomheten i pågående produksjon og i framtidige prosjekt.
Kontroll med kostnadsutviklingen er avgjørende for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Det forutsetter at reduksjonene ikke er kortsiktige, men ivaretar hensynet til langsiktig verdiskaping og til helse, miljø og sikkerhet, og at leverandørindustrien er konkurransedyktig når aktiviteten på sokkelen igjen tiltar.
2017 blir også et krevende år for næringen. Investeringene fortsetter å falle, men nivået er i ferd med å flate ut. Etter et mindre fall fra 2017 til 2018 er investeringene ventet å stige gradvis. Nedgangen i investeringene skyldes dels lavere aktivitet, men er også en konsekvens av det reduserte kostnadsnivået. Oppstart av en rekke nye prosjekt, både på felt i drift og nye feltutbygginger, forventes å bidra til økte investeringer fra og med 2019.
Driftskostnadene og letekostnadene vil også bli ytterligere redusert fra 2016 til 2017 for deretter å flate ut og gradvis øke.
Betydelige reduksjoner i kostnadsnivå
Arbeidet med å redusere kostnader gir nå resultater, men det har vært krevende, spesielt for deler av leverandørindustrien hvor mange har mistet jobben. Utbyggingskostnadene for en rekke prosjekt, både pågående utbygginger og prosjekt under evaluering, er betydelig redusert.
En grov indikator for utviklingen i kostnadsnivået er sammenligning av utbyggingskostnader i et utvalg på sju feltutbyggingsprosjekt.* I 2014 var operatørenes anslag over samlet investering for disse i underkant av 220 milliarder kroner (Figur 1-1). Tilsvarende var anslaget høsten 2016 på 110 milliarder, dvs. en halvering. Utvinnbare ressurser for disse prosjektene er tilnærmet uforandret. Størst er reduksjonen for nye innretninger og utvinningsbrønner. Mer optimaliserte løsninger og enklere design både på innretninger og brønner, samt mer effektiv gjennomføring, har gitt betydelige kostnadsreduksjoner. I tillegg kommer virkningene av lavere leverandørpriser.
* De syv prosjektene som inngår er: Johan Sverdrup fase II, Johan Castberg, Utgard, Oda, Trestakk, Dvalin og Snilehorn. Med unntak av Johan Castberg som har rapportert en utbyggingsløsning med produksjonsskip (FPSO) og Johan Sverdrup fase II som har rapportert en utbyggingsløsning med en bunnfast innretning, er de øvrige havbunnsutbygginger. Felles for disse prosjektene er at utbyggingskonsept ikke er endret fra 2014 til 2016.
Reduksjonen i kostnader har stor betydning for prosjektenes lønnsomhet. For de inkluderte prosjektene er hovedbildet en balansepris på under 40 USD, for noen under 30. For enkelte prosjekt innebærer dette mer enn en halvering av prosjektets balansepris.
Figur 1-1: Kostnadsutvikling for et utvalg feltutbyggingsprosjekt
Lavere kostnadsnivå er også en viktig grunn til reduksjon i investeringer på felt i drift. Forenklinger i brønndesign og økt bore- og kompletteringshastighet har for eksempel gitt en betydelig reduksjon i kostnadene per utvinningsbrønn. Samme antall brønner kan bores til en lavere kostnad.
Det er også en betydelig reduksjon i kostnadsnivået på drifts- og leteaktiviteter. Lavere kostnadsnivå innenfor leting skyldes i hovedsak lavere brønnkostnader, mens bildet er mer sammensatt for driftsaktivitet.
ODs prognoser forutsetter en gradvis stigende oljepris framover. Dette er ventet å gi en gradvis økning i aktivitet, og dermed en gradvis vekst i leverandørprisene. Det er imidlertid lagt til grunn at den delen av reduksjonen i kostnadsnivå som skyldes ulike optimaliserings- og effektiviseringstiltak blir realisert både i pågående og framtidige prosjekt.
Et redusert kostnadsnivå legger grunnlaget for økt lønnsomhet i både eksisterende og nye prosjekt, og er en viktig forutsetning for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Men fokus på kortsiktige kostnadsreduksjoner og kapitaldisiplin må ikke gå på akkord med langsiktig verdiskaping, herunder en robust og levedyktig leverandørindustri og høye helse-, miljø- og sikkerhetsstandarder.
Tiltak som gir varige kostnadsreduksjoner og som ivaretar en høy HMS-standard er avgjørende i dette henseende. Dette krever at vi har en konkurransedyktig leverandørindustri når aktiviteten igjen tiltar.
Samlet investeringsanslag
På kort sikt er investeringene fortsatt ventet å falle. Fra et rekordhøyt nivå på omlag 185 milliarder kroner i 2013 og 2014 har investeringene falt til 135 milliarder kroner i 2016. Reduksjonen fra 2015 til 2016 utgjorde 16 prosent. For 2017 er investeringene anslått til 120 milliarder kroner (Figur 1-2), dvs. et fall på 11 prosent. Fra 2017 til 2018 er investeringene anslått å bli redusert med ytterligere 5 prosent, for deretter å stige moderat.
Figur 1-2: Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2016-2021
Investeringer på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene. Etter toppnivået i 2013 har investeringene på felt i drift falt betydelig. En viktig årsak til dette er at en del større feltprosjekt er sluttført eller er i en avslutningsfase, uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekt.
Investeringsnedgangen i de nærmeste par årene er også knyttet til ferdigstillelse av flere felt som nylig er satt i drift, samt at en rekke større pågående feltutbygginger nærmer seg slutten. Goliat og Ivar Aasen ble satt i produksjon i 2016. Gina Krog, Aasta Hansteen, Martin Linge og fase 1 av Johan Sverdrup blir etter hvert satt i drift. I tillegg kommer ferdigstillelsen av de pågående og planlagte havbunnsutbyggingene Maria, Utgard, Byrding, Dvalin, Trestakk og Oda. For 2017 er investeringene i pågående feltutbygginger anslått til vel 55 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter som feltene settes i drift.
Det er i første rekke investeringene i nye bunnfaste og flytende innretninger som vil falle de nærmeste par årene (Figur 1-3), på grunn av at slike feltutbygginger blir ferdigstilt. Investeringene knyttet til eksisterende innretninger vil gradvis øke. Dette skyldes i første rekke modifikasjoner og oppgraderinger på vertsinnretninger knyttet til de pågående havbunnsutbyggingene samt større planlagte prosjekt på Njord og Snorre.
Figur 1-3: Investeringer eksklusiv leting, ulike investeringskategorier, prognose for 2016-2021
Mange nye utbyggingsprosjekt er under evaluering. I tillegg til prosjekt på felt i drift, kommer utbygging av Johan Sverdrup fase II. Det er også en betydelig portefølje av nye feltutbygginger som er ventet å bli besluttet de nærmeste par årene. Eksempler her er Johan Castberg, Snilehorn, Pil, Snefrid Nord og Skarfjell. Et samlet investeringsanslag for nye utbyggingsprosjekt der det er antatt innlevert PUD i 2017 og 2018 er 175 milliarder kroner (Figur 1-4). Totalt sett bidrar dette til at investeringene anslås å øke moderat fra 2018.
Figur 1-4: Samlet investering i nye feltutbyggingsprosjekt, gruppert etter år for innlevering av plan for utbygging og drift (PUD)
I tillegg til en reduksjon i antall større prosjekt, er betydelige reduksjoner i kostnadsnivå i pågående og nye prosjekt en viktig årsak til fallende investeringer fram mot 2018. Et godt eksempel her er boring av utvinningsbrønner. Til tross for et betydelig fall i investeringer i nye utvinningsbrønner (Figur 1-3), har det ikke vært nedgang i antall nye utvinningsbrønner sammenlignet med nivået i 2013 og 2014. Viktige årsaker til dette er endringer i brønndesign og ulike effektiviseringstiltak som har gitt raskere boring og komplettering av brønner, samt effekter av lavere leverandørpriser. Dette har gitt lavere kostnader per brønn.
Letekostnader
I 2016 ble det påbegynt 36 letebrønner med en samlet letekostnad på om lag 22 milliarder kroner.* Reduksjonen i letekostnader fra 2015 til 2016 var om lag 35 prosent. Fra 2016 til 2017 anslås letekostnadene å falle ytterligere med om lag 15 prosent for deretter å stige gradvis.
Reduksjonen i letekostnader er en konsekvens av reduksjonen i antall letebrønner. Et lavere kostnadsnivå bidrar også til et redusert kostnadsanslag. I gjennomsnitt falt kostnadene for en letebrønn fra 2014 til 2016 med om lag 30 prosent.
Figur 1-5: Anslag på letekostnader, prognose 2016-2021
* Letekostnader omfatter både selskaps- og lisensrelaterte letekostnader, jfr. Figur 1-5. Selskapsrelaterte letekostnader påløper ofte før utvinningstillatelse er tildelt, for eksempel kostnader til innkjøp og tolkning av seismikk. Storparten av letekostnadene påløper imidlertid etter at utvinningstillatelse er tildelt. Av disse er boring av letebrønner den dominerende posten.
Driftskostnader
Ved utgangen av 2016 var 80 felt i produksjon. Ordinære driftskostnader og vedlikehold av innretninger og brønner utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.
Fra 2013/2014 har det vært en betydelig nedgang i driftskostnadene, til tross for at nye felt er satt i produksjon og isolert sett bidratt til å øke samlede kostnader. Nedgangen skyldes i hovedsak en markert reduksjon i driftskostnader på felt i drift (Figur 1-6).
Figur 1-6: Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus – prognose 2016-2021
Figur 1-7 viser utviklingen i driftskostnader for et utvalg av felt som var i produksjon før 2013. Av disse er felt som planlegges stengt i årene fram til 2021 holdt utenfor. For de gjenværende feltene som planlegger produksjon i hele perioden, ligger samlet anslått driftskostnadsnivå i 2018 30 prosent lavere enn i 2014. Det er særlig nedgang i driftskostnader knyttet til ulike vedlikeholdsaktiviteter og øvrige drifts- og støtteaktiviteter som lisensadministrasjon og forretningsutvikling.
Reduksjonen skyldes 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. I tillegg til lavere kostnadsnivå, reflekterer dette også utsatt aktivitet, basert på selskapenes vurderinger av hvilke aktiviteter som må gjennomføres nå - og hvilke som kan utsettes. Når aktivitetene etter hvert blir gjennomført, vil det gi en økning i driftskostnadene. I tillegg vil nye felt gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader i slutten av perioden.
Figur 1-7: Driftskostnad for felt som har planlagt drift i hele perioden 2013-2021 (prognose 2016-2021)
Driftskostnadsprognosen (Figur 1-6) ligger klart lavere enn prognosen som ble presentert i Sokkelåret 2015. Hovedårsaken til dette er at effekter av et lavere kostnadsnivå nå i større grad er innarbeidet i prognosen.
Samlet anslag for kostnadsutviklingen
Figur 1-8 viser en samlet prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, konseptstudier, nedstengning og disponering på norsk sokkel. For alle de inkluderte kostnadskategoriene er nedgangen fra 2016 til 2017 anslått til om lag 12 prosent.
Figur 1-8: Samlede kostnader – prognose for 2016-2021
Sokkelåret 2016
- Godt rustet for framtiden >>
- 1. Investerings- og kostnadsprognoser
- 2. Petroleumsproduksjon >>
- 3. Leting >>
- 4. Feltutbygginger >>
Oppdatert: 25.01.2017