Sokkelåret 2013 Sokkelåret 2013

Sokkelåret 2013 Pressemelding 15. januar 2014

# sokkelåret

Sokkelåret 2013 - Oppsummering Rekordmange felt i er drift på norsk sokkel, og det ble funnet halvparten så mye olje og gass i 2013 som det som ble produsert. Det har aldri blitt boret så mange undersøkelsesbrønner, og antallet letebrønner var det nest høyeste noensinne. 20 nye funn ble gjort i 2013. Det er sju flere enn året før. Leteaktiviteten var som vanlig størst i Nordsjøen, hvor det til sammen ble påvist sju olje- og gassforekomster. I Norskehavet ble det gjort åtte funn, og i Barentshavet fem. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 50-106 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje og mellom 30-58 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I året som gikk la Oljedirektoratet fram resultatet av sin kartlegging av Barentshavet sørøst, som ble åpnet for petroleumsvirksomhet. «Funnene i de siste årene har skapt en fornyet interesse for Barentshavet, som kan komme til å spille en viktig rolle i å opprettholde petroleumsproduksjonen på sikt,» sier oljedirektør Bente Nyland. I 2013 ble det produsert 213,7 millioner Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). Dette er 49,8 millioner mindre enn i rekordåret 2004, og 4,9 prosent mindre enn i 2012. Oljeproduksjonen fortsatte å synke, og nedgangen i gassalget var som ventet etter det uvanlig høye nivået i 2012. Totalproduksjonen av petroleum antas å bli 215 millioner Sm³ o.e. i 2014, om lag en halv prosent høyere enn i 2013, for deretter å stige svakt i de neste ti årene. Fire nye felt kom i produksjon i 2013, og 13 felt er under utbygging på sokkelen. Oljeselskapene planlegger å levere inn ytterligere 13 planer for utbygging og drift (PUD) i de neste to årene. Ni av disse kan komme i Nordsjøen, tre i Norskehavet og en i Barentshavet, hvor det ikke har blitt godkjent noen PUD siden Goliat-utbyggingen i 2009. Det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren ventes å fortsette, men veksten kommer til å stoppe opp. Investeringene for 2014 antas å nå 176 milliarder kroner, 3 milliarder kroner over det foreløpige tallet for 2013. Deretter er de ventet å stige til om lag 180 milliarder kroner i 2015, for så å ligge rundt 170 milliarder kroner fram til 2018. Til nå har veksten skyldtes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Men det høye kostnadsnivået og usikkerheten om olje- og gassprisene framover innebærer en betydelig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel. Bente Nyland mener oljenæringen står foran mange krevende oppgaver i årene som kommer. Hun understreker også at Oljedirektoratets innsats for å få ut alle lønnsomme ressurser blir stadig viktigere. «Arbeidet med å samordne ressursene og øke utvinningsgraden på sokkelen har gitt selskapene og den norske staten store gevinster,» sier hun. «Bekymringer for kostnadsnivå og oljepris må ikke hindre oss i å ta beslutninger som skal sikre inntektsgrunnlaget vårt i mange år framover.»

Sokkelåret 2013 - Leting Det var høy leteaktivitet på norsk sokkel i 2013, og 20 nye funn ble gjort. Det er sju flere enn i 2012. Sju av funnene ble gjort i Nordsjøen, åtte i Norskehavet og fem i Barentshavet. Det er påvist mellom 50-106 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje og mellom 30-58 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. 59 letebrønner ble påbegynt 17 flere enn i fjor og 59 avsluttet. 45 av de påbegynte er undersøkelsesbrønner og 14 avgrensningsbrønner. Med 23 påbegynte letebrønner i 2013 er Statoil den operatøren som boret mest, etterfulgt av Lundin med 14 og Wintershall med seks. Nordsjøen Det sju funnene i Nordsjøen er gjennomgående små. Sør i havområdet, like ved grensen mot Danmark, har Dong gjort et mindre olje-/gassfunn i jura reservoarbergarter i undersøkelsesbrønn 3/7-8 S sør for Trymfeltet. Leteaktiviteten har vært størst i området rundt Utsirahøgda i midtre del av Nordsjøen. I likhet med året før har aktiviteten hovedsakelig dreid seg om å avgrense funnet Johan Sverdrup, som ble påvist i 2010. I tillegg er det gjort to oljefunn i området. I brønn 16/4-6 S like sør for Edvard Griegfeltet har Lundin påvist en 45 meter oljekolonne i jura til trias reservoarbergarter. Det trenges flere boringer for endelig å avgrense funnet. På selve Utsirahøgda har Statoil gjort et mindre oljefunn i brønn 6/2-18 S i forvitret /oppsprukket grunnfjell. Funnet er lokalisert nordvest for Johan Sverdrup-funnet. Vest i området er Ivar Aasenfeltet, operert av Det norske oljeselskap, avgrenset med brønn 16/1-16 A. Brønnen er boret av Wintershall i nabotillatelsen, og har påvist tilleggsressurser i jura reservoarbergarter til feltet som nå bygges ut. Lenger nord ved Granefeltet har Statoil påvist olje i brønn 25/11-27 i Heimdalformasjonen i paleocene. Sørvest i Osebergområdet er det gjort et mindre gassfunn i brønn 30/11-9 S i nedre del av Heatherformasjonen øvre jura og i Tarbertformasjonen i midtre jura. Nordøst for Visundfeltet nord i Nordsjøen det i undersøkelsesbrønn 34/8-15 S gjort et lite gassfunn. Mellom Vigdis- og Snorrefeltet i samme område er det i observasjonsbrønn 34/7-H-2 påvist en 24 meters oljekolonne i Cookformasjonen i tidlig jura. Lenger øst i Gjøaområdet i Nordsjøen er funnet Skarfjell, påvist i 2012 av Wintershall, avgrenset med brønn 35/9-8. Funnet ble formasjonstestet og størrelsen er etter denne brønnen beregnet til å være mellom 10-25 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli ytterligere avgrenset.

Norskehavet I Norskehavet er gjort åtte funn i feltnære boringer. Sør i området, like vest for Njordfeltet, har Statoil gjort to oljefunn i brønn 6407/8-6 S og i brønn 6407/8-A, som ble boret som sidesteg. Lenger vest i dette området har Norske Shell påvist mindre mengder gass i brønn 6406/9-3 i Ileformasjonen i midtre jura. Det ligger i nærheten av funnet Linnorm, operert av samme selskap. I Åsgardområdet er det gjort tre funn. Sør i området har Wintershall gjort to mindre funn. I brønn 6407/1-6 S er det påvist gass/kondensat i Langeformasjonen i kritt. Det er stor usikkerhet knyttet til funnets utstrekning, og funnet er planlagt avgrenset i 2014. I brønn 6406/6-3 er det gjort et lite gassfunn i Garnformasjonen i midtre jura. Nord i området har Statoil påvist en kolonne på 40 meter med gass/kondensat i samme nivå i brønn 6506/9-3. Nord i området har Statoil gjort to mindre funn. Sør for Alvefeltet er det påvist et lite oljefunn i brønn 6507/3-10 i Garnformasjonen i midtre jura. Nordøst for Nornefeltet har selskapet i brønn 6608/10-15 påvist olje i Melkeformasjonen i øvre jura og i Åreformasjonen i tidlig jura. Det er boret en letebrønn i Norskehavet i de mindre utforskede områdene nordvest for Nornefeltet. Brønn 6608/2-1 S, boret av RWE Dea, ble avsluttet i senkritt alder (Shetlandsgruppen) uten å nå boremålet i Fangstgruppen i midtre jura. Barentshavet I Barentshavet er det gjort fem funn i 2013. I området ved funnet Johan Castberg har Statoil gjort tre mindre funn i borekampanjen som ble startet med brønn 7220/5-2 (Nunatak). I denne brønnen ble det påvist mindre mengder gass i Knurrformasjonen i kritt i et svært dårlig reservoar med høy vannmetning. I den påfølgende brønnen 7219/8-2 (Iskrystall) ble det også påvist gass i Støformasjonen i jura. I den siste brønnen 7220/7-2 S (Skavl) som nylig er avsluttet, ble det påvist olje og gass i Tubåenformasjonen i jura og olje i Fruholmenformasjonen i trias. Nord for Snøhvitfeltet har Lundin påvist olje i brønn 7120/1-3 (Gohta) i Røyeformasjonen i perm. Funnet ble gjort i kalksteinsbergarter. Det er ikke tidligere påtruffet bevegelig olje i denne typen bergarter på norsk side i Barentshavet. Lenger nord i Barentshavet avgrenset Total funnet 7225/3-1 (Norvarg), påvist i 2011, med avgrensningsbrønn 7225/3-2. Det er her påvist hydrokarboner i Kobbeformasjonen i trias, og det ble gjennomført en fullskala formasjonstest. Resultatene fra denne testen har nedjustert ressursgrunnlaget og også de forventningene man i utgangspunktet hadde til størrelsen på dette funnet. Det nordligste funnet i Barentshavet ble gjort i brønn 7324/8-1 (Wisting Central) av OMV. Brønnen, som er lokalisert om lag 310 km fra Hammerfest, påviste en 50-60 meter oljekolonne i et grunt nivå i Realgrunnengruppen i jura. Funnet er gjort i et lite utforsket område (Hoop). Boreresultatene i 2013 i Barentshavet viser at området byr på flere interessante letemodeller.

Utvinnbare ressurser i nye funn 2013. Foreløpige ressurstall: lavt-middels-høyt estimat Brønn Operatør Hydrokarbon typer Olje/-kondensat Mill Sm 3 Gass mrd Sm 3 3/7-8 S Dong E&P Norge AS olje/gass 1< 0,5-0,8-1,05 16/4-6 S Lundin Norway AS olje/gass 6,6-11-15 2-3-5 16/2-18 S Statoil Petroleum AS olje 2,3-2,6-3 1< 25/11-27 Statoil Petroleum AS olje 2-3-5 30/11-9 S Statoil Petroleum AS gass/-kondensat 1< 1,7-2,2-2,8 34/8-15 S Statoil Petroleum AS gass 1< 1,1-1,23-1,35 34/7-H-2 Statoil Petroleum AS olje 1< 6407/8-6 S og A Statoil Petroleum AS olje/gass 7-9,3-11,5 2,3-3,1-3,8 6406/9-3 A/S Norske Shell gass 0,8-1,2-1,5 6407/1-6 S Wintershall Norge AS gass/-kondensat 1-2-4 4,2-7,6-14 6406/6-3 Wintershall Norge AS gass 1< 6506/9-3 Statoil Petroleum AS olje 0,8-1,1-1,6 2,7-3,6-4,8 6507/3-10 Statoil Petroleum AS olje 1-1,3-1,7 1< 6608/10-15 Statoil Petroleum AS 2-2,3-3 1< 7220/5-2 Statoil Petroleum AS gass 1< 7219/8-2 Statoil Petroleum AS gass 1,5-2,3-3,2 7220/7-2 S Statoil Petroleum AS olje 4,6-6-8 0,7-0,9-1,1 7120/1-3 Lundin Norway AS olje/gass 10-16-23 8-12-15 7324/8-1 OMV (Norge)AS olje 10-18-26 1< 50-106 30-58

Sokkelåret 2013 Petroleumsproduksjon Det ble produsert 213,7 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.) i 2013. Dette er 49,8 millioner Sm³ o.e. mindre enn i rekordåret 2004, og 4,9 prosent mindre enn i 2012. Nedgangen var som ventet etter det rekordhøye nivået på gassalget i 2012. Oljeproduksjonen fortsatte å synke. Totalproduksjonen av petroleum i 2014 antas å bli 215 millioner Sm³ o.e, om lag en halv prosent høyere enn i 2013, for deretter å stige sakte. I femårsperioden 2009-2013 ble det produsert 1127 millioner Sm³ o.e. For femårsperioden fram til 2018 er produksjonen ventet å bli 1094 millioner Sm³ o.e. 300 250 Gass NGL Kondensat Olje 5 4 200 Millioner Sm³ o.e. 150 3 2 Millioner fat/dag 100 50 1 14 0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 0 Figur 1. Faktisk og prognosert salg av petroleum 1971-2018. Gass I 2013 ble det solgt 108,7 milliarder Sm³ gass (107,2 milliarder Sm 3 40 megajoule gass). Det er en reduksjon på nesten seks milliarder Sm 3 fra 2012 (fem prosent). Nedgangen er noe mindre enn antatt, og salget ble 0,7 milliarder Sm 3 (0,6 prosent) høyere enn prognosen. Prognosen i figur 2 viser en stabilt produksjonsnivå, før gassproduksjonen igjen øker gradvis.

Figur 2. Faktisk og prognosert gassalg til og med 2018. Olje Oljeproduksjonen i 2013 ble 84,9 millioner Sm³ (1,46 millioner fat per dag), mot 89,2 millioner Sm 3 (1,53 millioner fat per dag) året før. 72 felt bidro til oljeproduksjonen i 2013, i tillegg til et funn som ble prøveprodusert. Fjorårets oljeproduksjon ble 0,6 prosent lavere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten 2012. Produksjonen fra 2012 til 2013 sank med litt under fem prosent, en nedgang som er noe mindre enn den har vært i de seneste årene. Oljedirektoratet utarbeider prognoser med et 80-prosents konfidensintervall. Det vil si at det er 10 prosent sannsynlig at produksjonen blir lavere enn lavt anslag og 10 prosent sannsynlig at produksjon blir høyere enn høyt anslag. For 2014 anslår Oljedirektoratet at fallet i oljeproduksjonen vil stanse, slik at vi venter en liten økning til 85,5 millioner Sm³ (1,47 millioner fat per dag). De neste årene er oljeproduksjonen forventet å bli relativt stabil. Usikkerheten i 2014 er anslått til å være +18/-18 prosent. Usikkerheten er særlig knyttet til reservoarenes leveringsevne, boring av nye utvinningsbrønner, oppstart av nye felt og regulariteten på feltene i drift.

Figur 3. Usikkerhet i framtidig oljeproduksjon. For 2014 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis 3,2 millioner Sm³ og 9,9 millioner tonn. Total væskeproduksjon er derfor anslått til 108 millioner Sm 3 o.e. (1,85 millioner fat o.e. per dag). Tabellen under viser prognosen for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene. Olje / Oil (mill Sm 3 ) NGL / NGL (mill Sm 3 o.e.) Kondensat / Condensate (mill Sm 3 ) Væske / Liquid (mill Sm 3 o.e.) Væske / Liquid (mill fat o.e. per dag) Gass / Gas (mrd Sm 3 ) 2014 2015 2016 2017 2018 85,5 86,5 86,7 87,0 85,9 18,9 19,4 19,9 19,4 19,6 3,2 2,8 2,6 2,9 3,5 107,6 108,8 109,3 109,3 109,1 1,85 1,87 1,88 1,88 1,88 107,0 106,3 107,7 113,3 115,8

I perioden 2014-2018 anslås oljeproduksjon å nå 432 millioner Sm³. Det er 59 millioner Sm³ mindre enn i forrige femårsperiode. Oljeproduksjonen ventes å komme fra felt i drift eller fra felt som er godkjent for utbygging. Dette inkluderer tiltak for økt utvinning på de samme feltene. Produksjon som er vedtatt, står for 91 prosent av volumet i femårsperioden. Figur 4. Oljeproduksjon 2009-2018 fordelt på modenhet.

Sokkelåret 2013 Feltutbygginger I 2013 er det godkjent fire planer for utbygging og drift (PUD): Tre i Nordsjøen og en i Norskehavet. Nordsjøen Oljefeltet Ivar Aasen, operert av Det Norske, skal bygges ut med en bunnfast produksjonsinnretning og en havbunnsramme. Det Norske har tidligere bygget ut Jettefeltet, og Ivar Aasen blir den første utbyggingen med en bunnfast produksjonsinnretning som selskapet får ansvar for. I tillegg til Ivar Aasen-funnet, omfatter utbyggingsprosjektet de to funnene 16/1-7 «West Cable» og 25/10-8 «Hanz». Sistnevnte bygges ut med en havbunnsramme som fase to i prosjektet. I slutten av 2012 ble det påvist ressurser i utvinningstillatelse 457 nær Ivar Aasen-funnet. Olje- og energidepartementet (OED) har bestemt at disse ressursene er en del av samme forekomst. Når en forekomst strekker seg over flere utvinningstillatelser har rettighetshaverne plikt til å fordele og samordne ressursene (unitisering). Unitiseringsavtale og oppdatert plan skal sendes til OED innen 30. juni i år. Produsert olje og gass fra Ivar Aasen skal overføres til Edvard Grieg-plattformen for endelig prosessering. Ivar Aasenfeltet skal også få strømtilførsel fra Edvard Grieg. Eksport av olje og gass fra Edvard Grieg- og Ivar Aasenfeltene krever nye rørledninger fra Edvard Grieg-plattformen. Rettighetshaverne på de to feltene har levert planer for anlegg og drift (PAD) av begge eksportrørledningene i 2013. Statoil-opererte Gina Krog skal bygges ut med en bunnfast produksjonsinnretning. Oljen skal transporteres til et lagerskip og fraktes videre med skytteltankere. Gassen skal sendes til Sleipner A for prosessering. For å øke utvinningsgraden er det lagt opp til gassinjeksjon de første årene. Gina Krog og Ivar Aasen er lokalisert ved eller på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, rett vest av Rogaland. I samme område er feltene Edvard Grieg og Gudrun tidligere besluttet bygget ut med bunnfaste produksjonsinnretninger. I tillegg forventes Johan Sverdrup-funnet å bli bygd ut med flere bunnfaste produksjonsinnretninger. I 2013 ble det også levert PUD for Statoil-opererte Oseberg Delta 2, som er planlagt bygget ut med to havbunnsrammer tilknyttet Oseberg feltsenter. I tillegg skal Mærsk-opererte 1/5-2 Flyndre knyttes opp mot den britiske produksjonsinnretningen Clyde. Størstedelen av ressursene i Flyndre er på britisk side. Norskehavet Statoil-opererte Aasta Hansteen, som ligger om lag 140 kilometer nord for Njordfeltet og 300 kilometer vest for Bodø, fikk godkjent PUD i juni 2013. Havdypet i området er omlag 1300 meter. Rettighetshaverne har besluttet å utvikle feltet med en flytende produksjonsenhet av Spar-typen, med innebygd kondensatlager, samt havbunnsrammer. Aasta Hansteen blir den største Spar-innretningen som bygges, og den første i Norge.

Gassen planlegges eksportert i en ny rørledning til landanlegget Nyhamna i Møre og Romsdal. Utbyggingen forutsatte godkjenning av PAD for Polarled (481 kilometer lang rørledning fra Aasta Hansteen til Nyhamna) og utvidelser på landanlegget. Aasta Hansteen og Polarled legger godt til rette for utbygging av eksisterende og nye funn i området, og kan få stor betydning for interessen for å lete etter nye gassressurser i Norskehavet. Flere utbygginger framover Oljeselskapene legger opp til å levere om lag 13 planer for utbygging og drift i de neste to årene. Av disse kan det komme om lag ni i Nordsjøen, tre i Norskehavet og en i Barentshavet, hvor det ikke har blitt godkjent noen PUD siden Goliat i 2009.

Sokkelåret 2013 Investerings- og kostnadsprognoser Det høye aktivitetsnivået i petroleumssektoren ventes å fortsette, men veksten opphører. Et høyt aktivitetsnivå de nærmeste årene skyldes dels høy leteaktivitet, dels utbygging av flere funn, hvorav Johan Sverdrup og Johan Castberg er de største, i tillegg til en rekke større og mindre prosjekter som er planlagt på felt i drift. Investeringsveksten ventes å opphøre etter mer enn ti år med vekst, og om en korrigerer for utviklingen i kostnader ventes en noe redusert aktivitet. Veksten til nå skyldes økt aktivitet og en betydelig kostnadsøkning i ulike leverandørmarkeder. Høye olje- og gasspriser har ført til en internasjonal oppgangskonjunktur innenfor petroleumssektoren med en betydelig kostnadsvekst som konsekvens. Det høye kostnadsnivået kombinert med usikre olje- og gasspriser de nærmeste årene innebærer en betydelig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel. Dette kan gjøre det utfordrende å oppnå tilstrekkelig lønnsomhet i prosjekter på felt i drift og nye feltutbygginger til at de besluttes av partnerskapene. Strengere kapitaldisiplin i selskapene som følge av krav til avkastning i kapitalmarkedet er en del av dette bildet. Flere prosjekter er derfor utsatt i den senere tid, og Oljedirektoratets investeringsprognose for de nærmeste årene er derfor nedjustert fra i fjor. INVESTERINGER Samlet investeringsanslag Investeringene for 2014 er forventet å bli 176 milliarder kroner, 3 milliarder kroner over foreløpig tall for 2013 (se figur 2). De antas å stige til om lag 180 milliarder kroner i 2015 for deretter å ligge rundt 170 milliarder kroner i perioden 2016-2018 (se figur 1). I tillegg kommer letekostnader anslått til i underkant av 34 milliarder kroner per år i prognoseperioden. Det er lagt til grunn 50 letebrønner per år. Investeringer inklusiv letekostnader 250 200 Leting Rør og landanlegg Nye bunnfaste og flytende innretninger Nye undervannsinnretninger Eksisterende innretninger Utvinningsbrønner NOK 2013, KPI regulert Milliarder NOK 150 100 50 19 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Figur 1: Historiske investeringstall for perioden 2009-2013 og prognose for 2013-2018

Sammenlignet med forrige prognose er investeringsanslagene for perioden 2016-2018 redusert (se figur 2). Nedgangen skyldes utsettelser av flere prosjekter. I tillegg medfører nytt konsept for Snorre 2040 betydelig lavere investeringer de nærmeste årene sammenlignet med det konseptet som ble lagt til grunn for forrige prognose, selv om det nye konseptet innebærer høyere investeringer samlet sett. 250 200 Milliarder kroner (2013-NOK) 150 100 50 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Figur 2: Prognose for investeringer eksklusiv leting Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene og er anslått å ligge rundt 90 milliarder kroner de nærmeste årene. Årsaken til reduksjonen i investeringer på felt i drift fra 2013 til 2014 er i hovedsak sluttføringen av utbyggingsprosjektene Eldfisk II og Ekofisk Sør. På felt i drift er den største posten boring av nye utvinningsbrønner, dernest modifikasjoner og videre utbygging av eksisterende innretninger. I tillegg kommer planer om bygging av nye innretninger på flere av feltene i drift. 13 nye felt er under utbygging, tre med flytende innretning og seks med bunnfast innretning. De øvrige fire er havbunnsutbygginger. Dette medfører betydelige investeringer. For 2014 er investeringene i disse feltene anslått til vel 65 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter hvert som feltene settes i drift. 200 Prognose 2013 Prognose 2012 180 160 Milliarder kroner (2013-NOK) 140 120 100 80 60 40 20 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Felt Pågående feltutbygginger Funn Rør og landlanlegg Figur 3: Investeringsprognose fordelt på prosjekttype.

Investeringsanslagene kostnadsnivå og inflasjon Prognosen er i faste 2013-kroner. Det vil si at investeringsanslagene for det enkelte prosjekt er korrigert for antatt konsumprisvekst. Anslagene inkluderer antatt vekst i sektorspesifikke markedspriser ut over generell prisvekst. I figur 4 er prognosen både vist i løpende kroner og som et grovt anslag for hva prognosen blir om kostnadsnivået i 2013 legges til grunn. Prognosen i løpende kroner inkluderer antatt vekst i konsumpris og sektorspesifikke markedspriser. For 2018 vil anslåtte investeringer være på 190 milliarder kroner. Dersom prognosen korrigeres for all framtidig forventet prisvekst, gir dette et investeringsanslag på rundt 150 milliarder kroner i 2018. For 2018 spenner derfor investeringsanslaget fra om lag 150 milliarder kroner til rundt 190 milliarder, avhengig av om det er løpende kroner eller kostnadsnivået i 2013-kroner som legges til grunn. Figur 4: Investeringsprognose ulike forutsetninger om prisvekst LETEKOSTNADER Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. Utviklingen i letekostnader følger utviklingen i leteaktivitet. I 2013 ble det påbegynt 59 letebrønner. For 2014 er det lagt til grunn 50 letebrønner. Letekostnadene for 2014 er anslått til 33,6 milliarder kroner. Dette nivået er lagt til grunn også for årene fram til 2018. Den fortsatt høye leteaktiviteten skyldes mange og dels store funn de siste årene, betydelig tildelt areal og bedre riggtilgang. DRIFTSKOSTNADER Ved utgangen av 2013 var det 78 felt i produksjon. Driftskostnadene ventes å stige fra vel 60 milliarder kroner i 2012 til opp mot 70 milliarder kroner i 2018 (se figur 5). Hovedårsaken til dette er oppstart av flere nye felt, samtidig som få eksisterende innretninger fases ut. De ordinære driftskostnadene, vedlikehold av innretninger og brønnvedlikehold utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.

80 70 Ordinære driftskostnader Brønnvedlikehold Øvrig drift og støtte Vedlikehold Driftsmodifikasjoner Logistikk Milliarder kroner (2013-NOK) 60 50 40 30 20 10 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Figur 5: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser) SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN I tillegg til investeringer og driftskostnader omfatter Oljedirektoratets prognoser leting, kostnader knyttet til nedstengning og disponering og andre generelle kostnader. Med unntak av en liten økning i 2014-2015, er de samlede kostnadene anslått til rundt 290 milliarder kroner. Figur 6: Samlede kostnader, historiske tall for 2009-2012 og prognose for 2013-2018.

USIKKERHET KNYTTET TIL UTVIKLING I PETROLEUMSINVESTERINGENE Investeringsprognosen er basert på dagens pris- og kostnadsbilde. Endringer i disse forutsetningene vil gi endringer i investeringsnivået. Dette vil også være tilfelle dersom selskapenes krav til lønnsomhet i enkeltprosjekter endres, blant annet som følge av økt kapitaldisiplin. Til tross for en betydelig økning i olje- og gassprisene over tid, har kostnadsveksten i ulike leverandørmarkeder spist opp mye av gevinsten. Dette har vært en internasjonal trend som også har bidratt til høyt kostnadsnivå på norsk sokkel. I 2005 var oljeprisen rundt 55 USD/fat. I 2013 var gjennomsnittsprisen det dobbelte. Selv om det er vanskelig å anslå nøyaktig hvor sterk kostnadsveksten har vært i den norske petroleumsvirksomheten, er et konservativt anslag rundt en dobling (se figur 7). Etter 2005 har derfor kostnadsveksten vært minst like sterk som økningen i oljeprisen. Det høye kostnadsnivået har bidratt til at prosjekter er blitt utsatt i den senere tid, med for lav lønnsomhet som en viktig begrunnelse. Dersom olje- og gassprisene faller og kostnadene holder seg stabile eller øker, vil dette få betydning for beslutning om oppstart av nye prosjekter og medføre lavere investeringer enn det som ligger i prognosen. Dette gjelder både for utbygging av nye felt og prosjekter på felt i drift. Motsatt vil høyere oljepris, kombinert med moderat kostnadsvekst, bidra til høyere investeringsnivå. 250 Internasjonal kostnadsindeks (investeringer) for offshoreprosjekter Oljepris (Brent) 200 Indeks 2005=100 150 100 50 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figur 7: Indeks for utvikling i oljepris og kostnadsnivå Kilde: kostnadsindeks: IHS CERA For felt i drift er antallet nye utvinningsbrønner en betydelig usikkerhetsfaktor. Det er mange årsaker til dette, men en viktig forutsetning for at flere brønner skal bli boret på sikt, er at det bygges nye innretninger på en rekke felt. Dersom beslutninger om nye innretninger blir utsatt, vil det bli boret færre nye utvinningsbrønner enn det som ligger til grunn for prognosen. Tidligere har knapp riggkapasitet begrenset boring av utvinningsbrønner på felt i drift. Betydelig kapasitetsøkning av nye rigger på norsk sokkel har endret dette. Nå er det kostnadsnivået innenfor boring og brønn, en følge av tidligere knapp riggkapasitet, som er hovedutfordringen.

Figur 8: Sammensetning av investeringsprognose Kostnadsøkninger i pågående utbyggingsprosjekter er et annet usikkerhetsmoment for investeringsanslagene de nærmeste årene. I prognosen er det ikke tatt hensyn til at investeringene i nye utbygginger kan være underestimert, slik det har vært tilfelle på en del tidligere feltutbyggingsprosjekter.