Investeringer og driftskostnader

Siden oppstarten av petroleumsvirksomheten i Norge er det investert store summer i letevirksomhet, utbygging av felt, infrastruktur og landanlegg. Samtidig gjøres det løpende investeringer på felt i drift. Store deler av sokkelen har i dag et omfattende nettverk av innretninger og rør knyttet opp mot landanlegg. Nye funn kan fases inn til denne infrastrukturen. Dette vil bidra til et høyt aktivitetsnivå og effektiv ressurs­utnyttelse på sokkelen i årene som kommer.

Et ekstraordinært høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel gjennom flere år medførte høy vekst i investerings- og driftskostnader. Denne utviklingen var langt på vei en del av en internasjonal trend. Stor etterspørsel og høye priser på olje og gass gjorde det svært attraktiv å investere i petroleumssektoren. På samme tid steg kostnadene for utbygging og drift betraktelig som et resultat av økt etterspørsel etter knappe innsatsfaktorer til bruk i petroleumsvirksomheten. Denne trenden snudde i 2014, og både aktivitet og kostnader anses nå på et mer bærekraftig nivå.

Oljeselskapene og leverandørindustrien har tatt betydelige grep for å bedre lønnsomheten gjennom effektivisering og kostnads­reduksjoner. Dette gjør nye prosjekter lønnsomme selv ved et lavt prisnivå.

Tilsvarende er det blitt satt i verk en rekke tiltak for å redusere driftskostnadene. Summen av disse tiltakene har gitt en betydelig reduksjon i kostnader.

Kostnadsanslagene under er basert på antagelser om oljeprisutvikling, utvikling i kostnadsnivået og selskapenes investerings­beslutninger. Det er derfor betydelig usikkerhet i anslagene, og denne usikkerheten øker utover i tid.

Totalkostnader

Store investeringer og høy leteaktivitet, i tillegg til økende driftskostnader, medførte at totalkostnadene på norsk sokkel var rekordhøye i 2014. Utviklingen etter 2014 har bidratt til et betydelig fall i totalkostnadene, men aktivitetsnivået i dag er på et høyt nivå historisk sett.

Figuren under viser historiske tall og prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, nedstengnings- og disponerings­kostnader samt øvrige kostnader på norsk sokkel. I 2020 var samlede kostnader litt over 250 milliarder kroner. Av dette bestod rundt 60 prosent av investeringer, 25 prosent driftskostnader, mens letekostnader utgjorde rundt 10 prosent. Samlede kostnader ventes å gå litt ned de nærmeste årene.

Letekostnader

Letekostnader er utgifter knyttet til innhenting av seismiske data for å kartlegge mulige petroleumsforekomster under havbunnen og boring av letebrønner. Det skilles mellom to typer letebrønner: undersøkelses- og avgrensningsbrønner. Undersøkelsesbrønner bores for å se hvorvidt det finnes hydrokarboner under havbunnen. Når det gjøres funn, bores det ofte avgrensningsbrønner for å innhente mer informasjon om blant annet størrelse og utbredelse.

For 2020 utgjorde letekostnadene på norsk sokkel 23 milliarder kroner. Det ble påbegynt totalt 31 letebrønner, hvorav 26 var undersøkelsesbrønner og 5 var avgrensningsbrønner. Letevirksomheten i 2020 resulterte i 14 funn.

Investeringer

Det er investert store summer i utbygging av felt, infrastruktur og landanlegg i Norge. Samtidig gjøres det store investeringer på allerede eksisterende felt slik at utvinningen øker og levetiden til feltene forlenges. Dette krever nye brønner, modifisering av innretninger og ny infrastruktur.

For 2020 var investeringer, eksklusive letevirksomhet, å ligge på om lag 155 milliarder kroner. Totale investeringer ventes å falle med om lag 10 milliarder kroner i 2021. Det innebærer at investeringer i petroleumssektoren står for om lag én femtedel av totale investeringer i produksjonskapital i Norge. Det er ingen annen næring i Norge som kan måle seg med dette. Selv mindre prosjekter på sokkelen kan sammenlignes med de største industrielle investeringene på fastlandet.

Usikkerhet knyttet til fremtidige olje- og gasspriser og effekter av pandemien gjør at det er betydelig usikkerhet knyttet til aktivitetsnivået de nærmeste årene. For å bedre likviditeten til selskapene, og for å gi økte muligheter til å gjennomføre planlagte investeringer vedtok Stortinget i juni 2020 midlertidige endringer i petroleumsskatteloven.

I løpet av 2020 ble tre nye felt satt i produksjon: Skogul, Ærfugl og Dvalin. Tor startet opp igjen produksjon etter en reutvikling av feltet. I tillegg ble et stort økt utvinningsprosjekt på felt i drift, Snorre Expansion, satt i produksjon ved utgangen av året. Ni felt var under utbygging ved årsskiftet 2020/2021.

I løpet av 2020 har det blitt levert fem planer for utbygging og drift (inkludert PUD-fritak og endret PUD) til myndighetene. De største er PUD for reutbygging av Hod og PUD for Breidablikk, begge i Nordsjøen.

Flere større prosjekt på felt i drift, samt nye feltutbygginger, bidrar til at det er ventet et relativt stabilt aktivitetsnivå de nærmeste årene.

Driftskostnader

Kostnader knyttet til vedlikehold av plattformer og brønner, samt utgifter til daglig drift av innretninger, utgjør hovedstørrelsene i driftskostnadene på norsk sokkel. Dette inkluderer også lønnskostnader til alle de arbeiderne som daglig utfører modifikasjoner og vedlikehold på maskiner og annet utstyr. Dette arbeidet er viktig for å unngå kostbar stans i produksjon.

Ved utgangen av 2020 var det 90 felt i produksjon. Samlede driftskostnader utgjorde i 2020 i underkant av 60 milliarder kroner. Operatørene jobber kontinuerlig med å redusere driftskostnadene, men med stadig flere felt i produksjon vil de samlede driftskostnadene være på et stabilt nivå fremover. Driftskostnadene ble noe redusert i 2020 på grunn av blant annet lavere aktivitet på feltene som følge av covid-19.