Verdisetting

16.04.2010

OD har med bakgrunn i det oppdaterte ressursbildet foretatt en økonomisk verdisetting av de potensielle petroleumsressursene. Beregningene er basert på en rekke tekniske og økonomiske forutsetninger. Disse omfatter blant annet tidspunkt for åpning av områdene for petroleumsvirksomhet, leting og utbyggingsløsninger. Slike forutsetninger er nødvendige for å gjøre økonomiske vurderinger.    

Det er bare boret en undesøkelsesbrønn i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja, og den geologiske utviklingshistorien er komplisert. ODs anslag over de uoppdagede ressursene har derfor et stort usikkerhetsspenn. På grunn av dette er det benyttet to metoder for verdisetting som utfyller hverandre (figur 21). Ved hjelp av en statistisk beregningsmodell beregnes forventet lønnsomhet og usikkerhetsspenn for lønnsomhet. Denne modellen klarer  imidlertid ikke å fange opp at usikkerheten kan reduseres over tid, både gjennom ytterligere bearbeiding og tolking av innsamlet seismikk og ved boring av letebrønner. Ny informasjon og mulighetene til å ta stegvise utforskings- og utbyggingsbeslutninger skaper verdier som det er krevende å ta hensyn til i tradisjonelle økonomiske beregninger. For bedre å ivareta dette, er det benyttet scenarioanalyse. Scenarioanalyse er også benyttet til å verdisette ressursutfall som ligger helt i ytterkant av usikkerhetsspennet for ressursene.


Figur 21. Verdivurdering av uoppdagede ressurser – ulike metoder.

 Figur 21. Verdivurdering av uoppdagede ressurser – ulike metoder.

  

Metoder for verdisetting

Den økonomiske verdivurderingen tar utgangspunkt i anslått ressursmengde med tilhørende usikkerhetsspenn (figur 18). I den ene metoden blir det benyttet en statistisk økonomisk beregningsmodell (stokastisk modell), hvor hver ressursstørrelse tilknyttes en utbyggingsløsning og lønnsomhet beregnes. Beregningene gir både forventet lønnsomhet (nåverdi) og usikkerhetsspennet i lønnsomheten. 

Beregningene viser om det er lønnsomt å starte letevirksomhet i området. Fordelingen for nåverdien viser både den økonomiske nedsiden og oppsiden av en slik beslutning. Oppsiden har imidlertid størst betydning for beslutningen om å starte letevirksomhet i et nytt område. Det er den mulige  oppsiden som gir oljeselskapene incitamenter til å lete i nye områder. 

En del av usikkerheten rundt geologien i områdene vil bli avklart over tid gjennom aktive tiltak som for eksempel boring av letebrønner. Boring av letebrønner vil kunne bekrefte eller avkrefte letemodellene. Reduksjon av usik-kerhet gjennom læring skaper muligheter, eller opsjoner, ved at beslutninger kan tas stegvis (sekvensielt) og basert på ny informasjon. For eksempel kan et funn gi ytterligere informasjon om geologien i et omkringliggende område og dermed gi grunnlag for mer effektiv utforskning. 

Ny informasjon og mulighetene til å ta stegvise utforsknings- og utbyggingsbeslutninger skaper opsjonsverdier som er krevende å ta hensyn til i de økonomiske beregningene. I denne analysen er det spesielt krevende, ettersom det dreier seg om mange prospekter som er innbyrdes avhengige av hverandre. Det er derfor i tillegg til den statistiske beregningsmodellen brukt scenariometode for å få fram mulige opsjonsverdier. 

Verdier for de uoppdagede ressursene er estimert for fire ulike scenarioer eller framtidsbilder (a, B, C, D). OD har i tillegg utarbeidet et såkalt ”wild card”- scenario (X). Dette scenarioet reflekterer at usikkerheten i ressursutfallet i et uåpnet område er stor, og at vi ikke kan utelukke et ressursutfall som ligger helt i ytterkant av ODs ressursfordeling.  I scenario X forutsettes det at de to letemodellene med størst ressurspotensial (jura og øvre kritt) bekreftes. Scenarioet illustrerer en opsjon som bør være med i vurderingen av mulige konsekvenser av å åpne områdene for letevirksomhet.

 

Forutsetninger for verdisettingen 

Verdisettingen av de uoppdagede ressursene er basert på en rekke forutsetninger. De mest sentrale er kort omtalt.

Miljø

Områdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja er i St. meld. nr. 8 (2005-2006) vurdert som særlig verdifulle og sårbare områder. I verdiberegningene er det lagt til grunn samme betingelser for virksomheten som gjelder i de delene av forvaltningsplanområdet hvor petroleumsvirksomhet er tilllatt.

 

Tidsplan for aktivitet

Som grunnlag for denne verdisettingen ligger at havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja åpnes for petroleumsvirksomhet i 2014. 

Det antas at strategien om stegvis leting legges til grunn – slik det gjøres ellers på norsk sokkel. Dette innebærer at evaluering av leteresultater i tildelte blokker bør foreligge før videre utforsking. 

Ved verdivurderingen er det lagt til grunn at Nordland VI og Troms II utforskes først av hensyn til stegvis utforsking. 

I utvinningstillatelse 219 i Nordland VI som ble tildelt i 1996, er det forutsatt boring av én letebrønn i 2014. Fra og med 2015 er det forutsatt at det bores inntil to letebrønner per år både i Nordland VI og i Troms II.  Utforsking av Nordland VII med boring av inntil to letebrønner per år er forutsatt å starte noe senere enn utforskingen av Nordland VI og Troms II. 

Det er lagt til grunn for verdivurderingen at områdene blir grundig utforsket før det blir tatt beslutning om utbygging. Den første investeringsbeslutningen er forutsatt tatt i 2024, og det er antatt inntil fire år fra investeringsbeslutning til produksjonsstart.

 

Geologer undersøker sandsteinslagene av jura alder ved Ramså på Andøya.

 

Utbyggingsløsninger 

Samlet ressursmengde og type ressurser i områdene bestemmer hvilke utbyggingsløsninger som velges. Samordnede løsninger er lagt til grunn der dette er mest lønnsomt.  

Rene gassfunn føres enten til land for prosessering og videre transport til Haltenbanken, eller komprimeres på skip offshore og føres videre til Haltenbanken.   

Oljefunn (med assosiert gass) føres enten til land eller prosesseres og lastes offshore. Den assosierte gassen reinjiseres i oljefeltet dersom det ikke er landanlegg for gass i området.  

Velges ilandføring av både olje og gass, forutsettes en integrert løsning med havbunnsseparasjon, hvor væske og gass går i separate rør til land. På land skilles vann fra olje, og vannet transporteres tilbake til feltene for injeksjon. Oljen transporteres i skip fra landanlegget, mens gassen føres i rør til Haltenbanken for videre eksport.   

Et mulig landanlegg og tilhørende offshore havbunnsutbygging er illustrert i figur 22 og 23. Offshore utbyggingsløsning for oljefunn er vist i figur 24.

 

Figur 22. Landanlegg.

Figur 22. Landanlegg.

 

 

Figur 23. Overtrålbar undervannsutbygging.

 Figur 23. Overtrålbar undervannsutbygging.

  

Figur 24. Flytende produksjonsinnretning.


Priser, kostnader og diskonteringsfaktor

Olje- og energidepartementets prisprognoser for olje og gass er lagt til grunn for beregningene. På kort sikt ligger oljeprisprognosen på vel $ 80 per fat, stigende mot $ 97 per fat i 2030. For regnetekniske formål er det lagt til grunn en valutakurs på 6 NOk/USD. Olje- og energidepartementets oljeprisprognose er på linje med prognosene til andre aktører som utarbeider prisanslag. Basert på denne oljeprisen er det lagt til grunn en gassprisprognose på kr 1,78 per Sm3 i 2010, og deretter en noe stigende prognose fram mot 2030.  For å illustrere usikkerhet i prisprognosen, er sensitiviteter på +/- 30% benyttet. Prisene er realpriser målt i 2010-kroner. 

 

For lete-, utbyggings- og driftskostnader er kostnadsnivået i 2010 lagt til grunn.

Det er videre lagt til grunn en realrente på fire prosentved beregningene.


 

Verdianslag basert på en statistisk beregningsmodell (stokastisk metode)

Forventet brutto salgsverdi for de totale olje- og gass-ressursene er beregnet til om lag 600 milliarder kroner. Lønnsomheten (forventet nåverdi) er beregnet til omlag 105 milliarder kroner. Den kumulative sannsynlighetsfordelingen i figur 25 (blå linje) viser at sannsynligheten for positiv verdi er om lag 88 prosent. Videre viser figuren at det er 75 prosent sannsynlighet for at verdien er 51 milliarder kroner eller mer og at det er fem prosent sannsynlighet for at verdien er 178 milliarder kroner eller mer. Disse tallene er naturlig nok svært følsomme for de prisforutsetninger for olje og gass som er lagt til grunn.

Den negative verdien reflekterer at det bores flere letebrønner uten at det har vært mulig å finne tilstrekkelige volumer til en lønnsom utbygging. Sannsynligheten for negative verdier er om lag 12 prosent.   

Det er også beregnet lønnsomhet med endring i prisforutsetningene (+/- 30 prosent). Samlet forventet verdi for de totale ressursene er beregnet til om lag 150 milliarder kroner med en høy prisbane, og om lag 60 milliarder kroner med en lav prisbane.   

Samlet forventet verdi uten diskontering er beregnet til om lag 480 milliarder kroner.

 

Figur 25. Verdianslag for områdene basert på letemodellanalyse.

 Figur 25. Verdianslag for områdene basert på letemodellanalyse.

 

 

Verdianslag basert på framtidsbilder   

OD har utarbeidet fire framtidsbilder. Hensikten med disse er å få fram verdier som følge av stegvise utforsknings- og utbyggingsbeslutninger. Framtidsbildene gir også en bedre visualisering av usikkerheten enn den stokastiske metoden.   

 

I utarbeidelsen av disse framtidsbildene er hovedvekten lagt på funnstørrelse (store funn eller små funn) og ressursmengde (over eller under forventning). Prisutviklingen for olje og gass er tatt for gitt. Strukturen i framtidsbildene er framstilt i figur 26.

 

Figur 26. Scenariokryss.

Figur 26. Scenariokryss.

 

Hvert enkelt framtidsbilde representerer mulige utfall for hva som kan inntreffe innenfor ODs ressursfordeling. I tillegg presenteres et “wild card”-scenario (X) helt i ytterkant av usikkerhetsspennet for ressursfordelingen. Dette reflekterer et tilfelle der de to letemodellene med størst ressurspotensial bekreftes. Hvert framtidsbilde er skrevet ut som en kort fortelling om veien fra i dag og fram til 2030. Ressurser etter 2030 er forutsatt faset inn og produsert i den infrastrukturen som er til stede i 2030, etter hvert som det er ledig kapasitet.    

Forventet brutto salgsverdi for totale olje- og gassressurser er beregnet for hvert framtidsbilde. Denne varierer fra null kroner (framtidsbildet C) til om lag 1800 milliarder kroner for scenario X (figur 27). Figur 28 illustrerer lete-, investerings- og driftskostnadene for hvert framtidsbilde. De totale kostnadene varierer fra 7 milliarder kroner til om lag 440 milliarder kroner. Dette kan gi en indikasjon på aktivitetsnivået knyttet til petroleumsvirksomheten, inkludert grunnlaget for ringvirkninger i regionen.

Figur 27. Brutto salgsverdier for olje og gass  for de ulike framtidsbildene.

Figur 27. Brutto salgsverdier for olje og gass  for de ulike framtidsbildene.

 

 

Figur 28.  Lete-, investerings- og driftskostnader for de ulike framtidsbildene.

Figur 28.  Lete-, investerings- og driftskostnader for de ulike framtidsbildene.

 

Figur 29. Verdianslag (nåverdi) for de ulike framtidsbildene.

Figur 29. Verdianslag (nåverdi) for de ulike framtidsbildene.

 

Lønnsomheten av petroleumsressursene varierer mellom -7 milliarder kroner for framtidsbildet med minst ressurser (framtidsbildet C) til om lag 650 milliarder kroner for ”wild card”-scenario X  (figur 29). Beregningene viser et stort spenn i verdianslaget for petroleumsressursene i områdene, noe som reflekterer den store usikkerheten i estimeringen av ressursene.

En del av usikkerheten rundt geologien kan avklares over tid ved boring av letebrønner. Utforskning vil avklare om vi beveger oss i retning av framtidsbilde a, B, C, D eller kanskje scenario X. Dette skaper muligheter, eller opsjoner, ved at beslutninger kan tas stegvis og tilpasset ny informasjon. Verdien av slike opsjoner kan være betydelige og bør tas hensyn til i utforskningen. Fornuftig ressurspolitikk er derfor å gå stegvis fram, slik at eventuelle opsjonsgevinster kan realiseres.

 

A – Høyt ressursutfall og små funn

Mange - men små funn i klynger

Last ned: Fig.pdf

Nordland VI: Området åpnes for leting i 2014, og den første brønnen bores samme år. Funnraten er høy, men funnene er små. Innen 2024 er det gjort åtte funn. De ligger i klynger - konsentrert i to avgrensede områder. Samlede utvinnbare ressurser er 45 millioner Sm3 olje og 30 milliarder Sm3 gass.      

Troms II: Leting starter i 2015. Innen 2024 er det gjort sju mindre funn. De er små og ligger også her i klynger. De samlede påviste utvinnbare ressursene er 40 millioner Sm3 olje og 25 milliarder Sm3 gass. I perioden 2024-2030 blir det gjort flere små funn i området.      

Nordland VII:  Innen 2030 gjøres det to funn på totalt 20 millioner Sm3 o.e. Dette er ikke tilstrekkelig for å få til en lønnsom utbygging. Det er imidlertid fortsatt optimisme til å lete mer i området.     

Til sammen blir det funnet 370 millioner Sm3 i områdene, inkludert funn etter 2030.

Havbunnsinstallasjoner i klynger med landanlegg    

Mange små funn gjør at det er utfordrende å finne gode utbyggingsløsninger. Endelig beslutning om å bygge ut funnene i Nordland VI og Troms II blir fattet i 2024. Funnporteføljen gjør at det etableres ett felles integrert landanlegg for prosessering. Funnene bygges ut med overtrålbare havbunnsrammer. Olje og gass separeres og føres i atskilte rør til landanlegget. Produsert vann føres tilbake og injiseres i reservoaret som trykkstøtte. Gassen føres i rør til Haltenbanken. Oljen skipes ut fra landterminalen.     

Det blir stadig gjort nye funn i årene framover. alle funn etter 2024 i Nordland VI, Nordland VII og Troms II fases inn i den etablerte infrastrukturen i området.  

Lang tid å realisere verdiene   

Scenario a gir en brutto salgsverdi for olje og gass på om lag 700 milliarder kroner. Små funn, lang modningstid og mange letebrønner gir en netto nåverdi på om lag 365 milliarder kroner.


A – Høyt ressursutfall og små funn

 

 

B – Høyt ressursutfall og store funn

Flere store funn utenfor Lofoten og Vesterålen

Last ned: Fig.pdf

 

Nordland VI: I 2014 blir det første oljefunnet gjort.  Fram mot 2030 blir det gjort ytterligere fire funn. I alt blir det i perioden funnet 150 millioner Sm3 olje og 27 milliarder Sm3 gass.    

Troms II: Første oljefunn gjøres i 2016. I perioden fram mot 2027 blir det i alt gjort tre større oljefunn på til sammen 100 millioner Sm3 og et gassfunn på 25 milliarder Sm3. I tillegg gjøres flere små olje- og gassfunn.    

Nordland VII: Det gjøres flere små og spredte funn, men det kommer ingen avklaring i forhold til utbygging innen 2030.    

Til sammen blir det funnet om lag 370 millioner Sm3 o.e. i områdene, inkludert funn etter 2030.

Havbunnsløsninger og stort landanlegg   

Ressursene viser seg å ligge over ODs forventning fra 2010. Dette gir grunnlag for ilandføring. konseptet som blir valgt er et stort olje- og gassanlegg.    

Funnene bygges ut med overtrålbare havbunnsløsninger. Olje- og gasstrømmen sendes i hvert sitt rør til landterminalen. Gassen transporteres til eksisterende infrastruktur på Haltenbanken, mens oljen skipes ut fra landterminalen.

Store verdier    

Scenario B gir en brutto salgsverdi for olje og gass på om lag 1200 milliarder kroner. Store funn gjør at det tar kortere tid å modne fram utbyggingsløsninger. De store funnene medfører også at det velges utbyggingsløsninger med stor kapasitet. Dette, i tillegg til behov for færre letebrønner, gir en netto nåverdi på om lag 460 milliarder kroner.

 

B – Høyt ressursutfall og store funn

 


C – Lavt ressursutfall og små funn

Få og små funn utenfor Lofoten og Vesterålen

Last ned: Fig.pdf

Nordland VI: Det bores en tørr brønn i utvinningstillatelse 219 i 2014. Deretter bores det flere tørre brønner. Fram mot 2030 gjøres det likevel flere funn, men funnene er små og ligger så spredt at de er vanskelige å samordne i en utbygging. jakten på det store funnet fører til enkelte letebrønner også etter 2030.    

Troms II: Den første letebrønnen bores i 2015. Fram til 2022 blir det gjort to små oljefunn og et lite gassfunn. På grunn av at det bare gjøres små funn, blir det pause i letingen fra 2022. 

Nordland VII: Fram til 2030 bores det fem brønner. Det gjøres funn, men funnene er svært små og forsvarer ingen utbygging. 

Til sammen blir det funnet om lag 75 millioner Sm3 o.e i områdene, inkludert funn etter 2030.

Ingen utbygginger

Funnene i Nordland VI og Troms II er små og ligger så spredt at utbygging ikke er lønnsomt, verken selvstendig eller samordnet.

Bare kostnader 

Det er brukt om lag 7 milliarder kroner på leting. Funnene som er gjort, har ikke ført til noen utbygging. Letingen har imidlertid gitt geologisk informasjon som vil være viktig for videre utforskning.


C – Lavt ressursutfall og små funn

 


D – Lavt ressursutfall og store funn

To store funn

Last ned: Fig.pdf

Nordland VI: Det bores en tørr brønn i utvinnings-tillatelse 219 i 2014. Det bores flere tørre brønner i årene som kommer, men i 2017 blir det gjort et oljefunn på om lag 30 millioner Sm3 o.e. Dette skaper ny optimisme. Flere letebrønner bores, uten at det blir gjort flere lønnsomme funn i Nordland VI.    

Troms II:  Første brønn i området bores høsten 2015. Denne viser seg å være tørr. Etter flere tørre brønner i området, blir det i 2023 gjort et gassfunn på om lag 20 milliarder Sm3 gass. Flere brønner bores i området, men ingen gir lønnsomme funn. 

Nordland VII:  Fram til 2030 bores det fem brønner. Resultatene er skuffende. Ingen lønnsomme funn blir gjort.  

Til sammen blir det funnet om lag 75 millioner Sm3 i områdene, inkludert funn etter 2030.

Offshore utbygging   

Nordland VI: I 2024 tas det beslutning om utbygging av oljefunnet i Nordland VI.  De samlede ressursene er for små til å forsvare ilandføring. Derfor velges en flytende produksjonsinnretning på feltet. Assosiert gass blir injisert tilbake til reservoaret sammen med det produserte vannet fra feltet. Injeksjonen bidrar til å øke oljeutvinningen.      

Troms II: I 2027 tas det beslutning om å bygge ut gassfunnet med et skip der gassen komprimeres. Gassen skipes til Haltenbanken for videre prosessering og transport. 

Nordland VII: Det foretas ingen beslutning om utbygging av funn i Nordland VII i perioden fram mot 2030.


Begrensede ressurser

Begrensede ressurser gir begrensede verdier. Brutto salgsverdi for olje og gass er om lag 260 milliarder kroner, og netto nåverdi er estimert til om lag 75 milliarder kroner.

 

 

X

 

Last ned: Fig.pdf

Nordland VI: Det bores en brønn i utvinningstillatelse 219 i 2014 der det blir gjort et mindre funn. Prospektiviteten i området bekreftes av neste brønn som blir boret i nytt lisensiert område i 2015. Brønnen gir et stort oljefunn - om lag 100 millioner Sm3 o.e. I 2017 bekreftes en ny letemodell i området. Det blir gjort et nytt oljefunn på om lag 100 mill Sm3 o.e. De neste letebrønnene i området fram mot 2030 gir flere oljefunn som kan knyttes opp mot det første oljefunnet.

Troms II: Første brønn bores i 2015. Denne gir et større gassfunn på om lag 40 mrd Sm3 gass. Fram mot 2024 gir leting flere gassfunn av denne størrelsen som kan danne grunnlag for en felles utbyggingsløsning.

Nordland VII: Innen 2026 blir det gjort et mindre oljefunn og et oljefunn på om lag 45 millioner Sm3 o.e. Senere gjøres flere olje- og gassfunn opp mot denne størrelsen.

Til sammen blir det funnet om lag 550 millioner Sm3 i områdene (som tilsvarer vel 3,5 milliarder fat).

Flere store funn - krever stor kapasitet på land

Flere store funn medfører et stort integrert landanlegg. Store ressurser sikrer langsiktig kapasitetsutnyttelse.

Funnene bygges ut med overtrålbare havbunnsløsninger. Olje- og gasstrømmen sendes i hvert sitt rør til landterminalen. Gassen transporteres til eksisterende infrastruktur på Haltenbanken, mens oljen skipes ut fra landterminalen.

650 milliarder

Store ressurser gir store verdier. Brutto salgsverdi for olje og gass er om lag 1800 milliarder kroner og netto nåverdi er estimert til om lag 650 milliarder kroner.


X