I figuren er kostnadene knyttet til avslutning for perioden 2010-2015 faktiske kostnader, for perioden 2016 til 2021 er det prognosen til RNB 2017 som er vist. Det er en forventning til økte kostnader knyttet til avslutning fra 2018/19, dette er også i samsvar med et økt aktivitetsnivå i forhold til fjerning av innretninger.

Nedstengningskostnader er et vidt begrep og inkluderer forberedende kostnader for de feltene som planlegger å stenge, og kostnader for å stenge ned produksjonen på felt, samt plugging av brønner. I tillegg er også kostnader for nødvendig opprydding på felt som ikke skal stenge produksjonen innenfor tidsperioden inkludert. Disponeringskostnader er relatert til gjennomføring av den fysiske fjerningen eller etterlatelsen av innretningen.

I perioden fra 2011 til 2021 står avslutningskostnadene for tre prosent av de 2 733 milliarder kronene som brukes til petroleumsaktivitet:

• 58 prosent investeringer
• 24 prosent driftskostnader
• 12 prosent letekostnader
• 3 prosent avslutningskostnader
• 3 prosent øvrige kostnader

Andelen vil sannsynligvis øke når de store feltene skal stenges.

Nedstengningskostnader

I 2015 steg nedstengningskostnadene med 54 prosent fra året før. Det er ikke en følge av at flere felt stenger på grunn av lav oljepris. Det meste av nedstengningskostnadene i 2015 er relatert til plugging av brønner og opprydding av utstyr som ikke lenger er i bruk på felt i drift. De største bidragsyterne er blant annet Ekofisk, Eldfisk og Statfjord.

En stor del av nedstengningskostnadene er knyttet til felt som skal fortsette produksjonen i mange år (lyseblå)

Disponeringskostnader

Selv om de totale nedstengningskostnadene økte i 2015, var det nedgang i disponeringskostnadene. I kategorien rørtransport ligger blant annet fjerning av kompressorplattformen B11. B11 var tilknyttet Norpipe som går fra Ekofisk til Emden i Tyskland. Den ble fjernet fordi behovet for gasskompresjon i Norpipe har avtatt siden plattformen kom i drift i 1977.

Usikre prognoser

Det er betydelig usikkerhet i prognosene for nedstengnings- og disponeringskostnader fram i tid. Innretningenes materielle tilstand, markedsvolatilitet, erfaring i industrien, kompetanse og kunnskap, kapasitet i leverandørindustrien og teknologiutvikling er noen av faktorene som vil påvirke kostnadsbildet.

Etterhvert som flere disponeringsprosjekt blir gjennomført, vil myndighetene og næringen gjennom økt informasjon få et mer presist bilde av de framtidige kostnadene.

Selv om kostnadene ved fjerning av innretninger og plugging av brønner sannsynligvis vil gå ned gjennom læring og teknologiutvikling, er det sannsynlig at de totale disponeringskostnadene blir noe høyere på lengre sikt. Godt sammarbeid mellom rettighetshaverne, leverandørindustrien, myndighetene og berørte interessegrupper vil være viktig for best mulig disponering og dermed reduserte kostnader.

Historisk kostnadsfordeling

De totale kostnadene på felt der produksjonen var avsluttet per 31.12.2016, er 428 milliarder 2016-kroner. Feltutbygginger er svært forskjellige med hensyn til størrelse, kompleksitet og antall innretninger. Det vil derfor være stor forskjell i disponeringskostnadene ved å fjerne et felt med en havbunnsramme og et felt med en eller flere store innretninger. For store disponeringsprosjekt vil kostnadene bli fordelt over en lengre tidsperiode enn på felt med små og enkle utbyggingsløsninger.

For de feltene som nå er stengt, varierer nedstengnings- og disponeringskostnadene mellom tre og 15 prosent av de totale kostnadene.

Gjennomsnittlig er åtte prosent av totale kostnader knyttet til nedstengning og disponering på felt som har avsluttet produksjonen

Kostnader ved plugging av brønner

Alle brønner på norsk sokkel skal plugges permanent og på forsvarlig vis. Kostnadene ved plugging av brønner kan variere fra knapt 50 millioner kroner til flere hundre millioner kroner per brønn. Dette avhenger av kompleksiteten i feltene og brønnene. OD har, basert på tall som er rapportert fra selskapene, estimert at det skal plugges om lag 40-50 brønner per år de nærmeste årene.

I 2009 ble det i regi av Norsk Olje og Gass etablert et eget forum for permanent plugging (P&A) av brønner. Her utveksles erfaringer fra en rekke selskap og felt. Eksempler på dette er operasjonell P&A-erfaring fra Ekofisk/Valhall og arbeid med barrierefilosofi for Ekofisk og Huldra. Det blir arbeidet med å utvikle enklere og mer kostnadseffektive løsninger for brønnplugging.

Fordeling av avslutningskostnader  

Avslutningsvirksomheten vil gi grunnlag for ulike typer aktiviteter. Under er kostnadene knyttet til avslutning fordelt på ulike kostnadskategorier.

55-85 prosent: Offshore
Den største utgiftsposten gjelder fjerning av innretninger offshore og permanent plugging av brønner.

5-20 prosent: Drift
Driftskostnadene gjelder vedlikehold av innretninger fra driften opphører til innretningen er ferdig disponert til havs. Ved å forkorte denne perioden, vil de totale kostnadene i denne fasen kunne reduseres, samtidig som selve fjernings- og huggearbeidet blir mer effektivt.

5-15 prosent: Onshore
Kostnadskategorien «onshore» gjelder avfallshåndtering og gjenvinning på land. Den omfatter blant annet rensing og håndtering av farlig avfall, opphugging, gjenbruk, gjenvinning og deponering.

5-10 prosent: Administrasjon
Administrasjonskostnader gjelder selskapets egne kostnader knyttet til prosjektorganisasjon i forberedelse og gjennomføring av avslutningsprosjektet. Det omfatter også kostnader til eksterne studier i en tidlig fase av planleggingen.