Lønnsomhet av leting

ressrapport2016-ingress-n
14.04.2016
Letevirksomheten har fra 2000 til 2014 tilført samfunnet betydelige verdier. Dette viser Oljedirektoratets analyse av lønnsomheten av letevirksomheten i denne perioden. Samlet netto kontantstrøm av funnene i perioden er anslått til om lag 2000 milliarder kroner, etter fratrekk av letekostnader.

Letevirksomheten har fra 2000 til 2014 tilført samfunnet betydelige verdier. Dette viser Oljedirektoratets analyse av letevirksomhetens lønnsomhet i denne perioden.

 

Samlet netto kontantstrøm av funnene i perioden er anslått til om lag 2000 milliarder kroner, etter fratrekk av letekostnader.

Analysen viser at letevirksomheten har bidratt positivt i alle havområdene. Både leteaktiviteten og ressurstilveksten har vært klart størst i Nordsjøen, der Johan Sverdrup er den største bidragsyteren til verdiskapingen, men også i Norskehavet og Barentshavet er det skapt betydelige verdier. En stor del av disse verdiene vil tilfalle staten gjennom skattesystemet og statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).

 

Elementer som ikke er inkludert i analysen:

  • Letevirksomheten i 2015 er ikke inkludert fordi ressurs- tallene for de nye funnene er usikre. I 2015 ble det gjort 16 nye funn. Ressurstilveksten fra disse funnene er i størrelsesorden 8 til 20 millioner Sm3 olje og 14 til 40 milliarder Sm3 utvinnbar gass/kondensat. Funnene er gjennomgående små og feltnære. Det er ikke estimert verdier på disse funnene. Det ble brukt mellom 25 og 30 milliarder kroner på leting i 2015.
  • Undersøkelsesbrønner gir informasjon om bergartenes type, egenskaper og alder. I områder med få brønner, vil informasjonen fra hver brønn ha stor geologisk informasjonsverdi. Informasjonsverdien av å lete er ikke kvantifisert i denne analysen.
  • I analysen er det for framtidige feltutbygginger ikke tatt hensyn til den betydelige kostnadsreduksjonen det siste året. Kostnadsestimatene som ligger til grunn for analysen kan dermed være noe høye.
  • De fleste funnene er antatt bygd ut som satellitter til eksisterende felt. Innfasing til eksisterende infra- struktur er i mange tilfeller kostnadseffektiv, og den eneste økonomisk lønnsomme utbyggingsløsning for små funn. Uten denne muligheten ville mange små funn ikke kunne bli bygd ut, eller de ville hatt betydelig lavere lønnsomhet. Innfasing av funn til eksisterende felt kan bidra til å forlenge levetiden for vertsfeltet og dermed til fortsatt lønnsom produksjon og økt utvinning fra feltet. Disse tilleggsverdiene kan være betydelige, men er ikke kvantifisert i analysen.
  • En forlengelse av infrastrukturens levetid gir insentiver til ytterligere felt-nær leting fordi flere funn kan produseres mens infrastrukturen er på plass og i drift. Slike positive eksterne effekter er ikke verdsatt i analysen.
  • Det er relativt lite utbygd infrastruktur i Barentshavet, og dette gjør usikkerheten stor – både om verdien av ressursene og valg av utbyggingsløsninger. Særlig gjelder dette gassressursene. Etablering av samordnede utbyggings- og transportløsninger vil kunne redusere kostnadene, og/eller øke ressursuttaket fra en utbygging, og dermed kunne øke verdien av funnene. Slike samordnings- gevinster er i liten grad inkludert i denne analysen.
  • Aktiviteten på sokkelen gir betydelige ringvirkninger til andre deler av næringslivet. Det må forventes at ut- bygging av funnene som er gjort i perioden 2000 til 2014 også vil medføre betydelige ringvirkninger. Disse ringvirkningene og mulige samfunnsøkonomiske verdier er ikke kvantifisert i analysen.

 

Leteaktivitet og ressurstilvekst i perioden

I perioden 2000 til 2014 ble det boret 583 letebrønner, av disse er 407 undersøkelsesbrønner og 176 er avgrensningsbrønner. De fleste undersøkelsesbrønnene er boret i Nordsjøen (figur 4.1). For hele analyseperioden er 63 prosent av alle brønnene boret i Nordsjøen. Barentshavet hadde laveste antall undersøkelsesbrønner med 52 brønner, 13 prosent.

 

Figur 4.1 Antall påbegynte undersøkelsesbrønner 2000 til 2014 spesifisert på område

Figur 4.1 Antall påbegynte undersøkelsesbrønner 2000 til 2014 spesifisert på område

 

Det er gjort 215 funn i de 407 undersøkelsesbrønnene. Det gir en funnrate på 0,53 i hele perioden.

Størrelsen på utvinnbare ressurser, reservoarkompleksiteten og/eller beliggenheten i forhold til etablert infrastruktur, kan for enkelte av funnene medføre at utbygging er blitt vurdert som lite sannsynlig, selv på lang sikt. Det vil kreve betydelige endringer i teknologi eller pris for at disse ressursene skal bli lønnsomme å utvinne. Dette omfatter 64 funn som ikke er inkludert i lønnsomhetsanalysen. I tillegg er det gjort ni funn der ressursene er inkludert i eksisterende felt, hovedsakelig på grunn av at de er små. Disse er heller ikke inkludert. Letekostnadene for begge typer funn er inkludert i analysen.

Samlet ressursanslag for hele perioden er 1.370 millioner Sm3 o.e., henholdsvis 378 millioner Sm3 o.e. gass og 991 millioner Sm3 o.e. væske (figur 4.2).

 

Figur 4.2 Akkumulert utvinnbare ressurser fra funn i perioden 2000 til 2014 (millioner Sm<sup>3</sup> o.e.)

Figur 4.2 Akkumulert utvinnbare ressurser fra funn i perioden 2000 til 2014
(millioner Sm3 o.e.)

 

De største funnene som er gjort i perioden er Johan Sverdrup, Johan Castberg (7220/8-1 og 7220/7-1), Goliat og 7220/11-1 (Alta). Til tross for at det er gjort flere store funn er de fleste funnene mindre enn 10 millioner Sm3 o.e. (figur 4.3).

 

Figur 4.3 Oversikt over utvinnbare ressurser per funn gjort i perioden 2000 til 2015 rangert etter størrelse ekskl. Johan Sverdrup

Figur 4.3 Oversikt over utvinnbare ressurser per funn gjort i perioden 2000 til 2015 rangert etter størrelse ekskl. Johan Sverdrup

 

Metodikk og forutsetninger

Analysen omfatter alle faser av virksomheten; fra leting til nedstengning og fjerning (figur 4.4). Lønnsomhet av leting er definert som inntektene fra funnene i perioden fratrukket alle kostnader, fra og med letekostnader til og med nedstengningskostnader. Inntekts- og kostnadsstrømmene er diskontert til samme år.

 

Figur 4.4 Illustrasjon av hvilke ulike elementer som er inkludert i analysen

Figur 4.4 Illustrasjon av hvilke ulike elementer som er inkludert i analysen

 

For de aller fleste funn er produksjons- og kostnadsanslag innrapportert av operatør benyttet. For et fåtall funn som ikke var evaluert ved utgangen av 2014 er anslagene laget av Oljedirektoratet. Produksjonsstart er sammenfallende med forutsetningene for prognosen til Revidert Nasjonal Budsjett 2015 (RNB2015).

Analysen er gjort i en periode med stor usikkerhet om prisutvikling. Basert på en vurdering av ulike prisprognoser er det lagt til grunn en nedjustert oljeprisutvikling i forhold til tre av fire scenarioer i IEAs World Energy Outlook 2015. I Oljedirektoratets analyse er det lagt til grunn en gradvis vekst i oljeprisen fra dagens nivå fram til 2020, deretter er prisen forutsatt å ligge på samme nivå, 90 USD/fat, målt i faste 2014-priser. Tilsvarende er gjort for prisen på naturgass. Anslaget for gasspris i 2020 er satt til to kroner per Sm3 i faste 2014-priser. Lønnsomheten er beregnet med en diskonteringsrate på både fire og sju prosent.

Kostnadsanslag for 2016 og framover reflekterer kostnadsnivået i 2014. I likhet med produktprisutvikling, og ikke upåvirket av denne, er det en betydelig usikkerhet om hvordan kostnadsnivået vil utvikle seg. Det er lagt til grunn at kostnadsnivået som er reflektert i prognosen grovt sett samstemmer med en oljepris på om lag 90 USD/fat. I analysen er det for framtidige feltutbygginger ikke tatt hensyn til den betydelige kostnadsreduksjonen som er funnet sted siden 2014. Kostnadsestimatene som ligger til grunn for analysen kan dermed være noe høye.

Anslagene for lønnsomhet av leting er usikre. Dette skyldes dels usikkerhet i ressursestimatene og usikkerhet om utviklingen av produktpriser og kostnadsnivå. En betydelig andel av funnene som er gjort i perioden 2000 til 2014 er ikke besluttet utbygd ennå. Det varierer hvor langt planene for disse funnene er kommet i planleggingsprosessen, derfor er anslag for produksjon og kostnader av varierende kvalitet. I tillegg er tidspunkt for produksjonsstart svært usikkert, noe som i betydelig grad også påvirker nåverdi.

 

Beregnet lønnsomhet

Samlet netto kontantstrøm av funnene i perioden er anslått til om lag 2000 milliarder kroner, etter fratrekk av lete- kostnader. Netto nåverdi er om lag 1000 milliarder kroner med fire prosent diskonteringsrate og tilnærmet 600 milliarder med sju prosent diskonteringsrate (figur 4.5).

 

Figur 4.5 Verdiskaping ved ulike diskonteringsrater

Figur 4.5 Verdiskaping ved ulike diskonteringsrater

 

Anslagene viser at letevirksomheten har vært lønnsom i alle havområdene (figur 4.6). Verdien av leting har vært klart størst i Nordsjøen. Samlet netto kontantstrøm av funnene i Nord- sjøen i perioden er anslått til om lag 1400 milliarder kroner, etter fratrekk i letekostnader. Netto nåverdi er om lag 800 milliarder kroner med fire prosent diskonteringsrate og tilnærmet 500 milliarder med sju prosent diskonteringsrate.

Letevirksomheten i Norskehavet og Barentshavet har også skapt betydelige verdier. Samlet netto kontantstrøm fra disse to havområdene er på rundt 500 milliarder kroner.

 

Figur 4.6 Anslått netto nåverdi av leting i perioden 2000 til 2014 fordelt på ulike havområder

Figur 4.6 Anslått netto nåverdi av leting i perioden 2000 til 2014 fordelt på ulike havområder

 

 

Utsnitt av det aller første Sokkelkartet som ble laget i 1965 i forbindelse med første konsesjonsrunde. Dette er en oversikt over selskapene som fikk de første utvinningstillatelsene på norsk sokkel.