Lønnsomhet av leting

Letevirksomheten har tilført samfunnet betydelige verdier de siste ti årene, og det har vært lønnsomt å lete i alle havområder.

OD har gjennomført en lønnsomhetsberegning for leteaktiviteten på norsk sokkel de siste ti årene. Beregningen viser at letevirksomheten er lønnsom i alle havområder, og at den har tilført samfunnet betydelige verdier. Selv svært små funn kan bli lønnsomme når de knyttes til eksisterende infrastruktur.

Letevirksomheten de siste ti årene har tilført samfunnet betydelige verdier. Dette går fram av ODs analyse, som viser den direkte økonomiske verdiskapingen fra letevirksomheten fra og med 2008 til og med 2017. Alle lønnsomhetsanalysene er før-skatt-beregninger. Lønnsomhetsberegningene inkluderer ikke de indirekte økonomiske virkningene som konsekvenser av forlenget produksjon på felt og ringvirkninger for resten av økonomien. Geologisk informasjonsverdi av letevirksomheten er heller ikke kvantifisert i denne analysen. Metodikk og forutsetninger for analysen er beskrevet i faktaboks 4.1.

 

Faktaboks 4.1: Metodikk og forutsetninger

Analysen omfatter alle faser av virksomheten; fra leting til nedstengning og fjerning (figur 4.1). Figur 4.1 Illustrasjon av de ulike elementene som er inkludert i analysen   Lønnsomhet av leting er definert som beregnede inntekter fra funnene i perioden fratrukket alle kostnader, inkludert letekostnader og nedstengningskostnader. Letekostnadene omfatter både leting som har gitt funn og leting som ikke har påvist ressurser. Inntekts- og kostnadsstrømmene er diskontert til samme år. Det er gjort 190 funn i perioden. 73 av disse er kategorisert i ressursklasse 6 (RK6), det vil si funn hvor utvinning er lite sannsynlig (figur 1.10 Ressursklassifisering). Funnene 7319/12-1 (Pingvin) fra 2014 og 7435/12-1 (Korpfjell) fra 2017 er eksempler på funn som er plassert i denne ressursklassen, og som derfor ikke er med i denne analysen. Analysen omfatter de resterende 117 funnene. Av disse er 48 allerede i produksjon (RK0 og RK1), i planleggingsfase (RK2 til RK4) eller i en fase der utvinning er sannsynlig, men ikke avklart (RK5). For disse er det benyttet produksjons- og kostnadsprofiler som er rapportert av operatør i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett (RNB). Eksempler på dette er 16/1-9 Ivar Aasen fra 2008 som er et felt hvor produksjonen allerede er i gang (RK0 og RK1), 16/2-6 Johan Sverdrup fra 2010 som er avklart og i planleggingsfase (RK2 til RK4) og 7220/11-1 (Alta) fra 2014 hvor utvinning er sannsynlig men uavklart (RK5). For 39 av funnene i analysen er det lagt til grunn at de er eller vil bli bygd ut sammen med andre funn i samordnede utbygginger (RK0 til RK5). Disse funnene har ingen egen innrapportering, men er en del av andre totalprofiler. For å få fram produksjons- og kostnadsprofiler per funn, er de beregnet som en andel av totalprofilene som operatøren har rapportert i forbindelse med RNB. Basisestimatet for ressursanslaget per funn legges til grunn for denne andelsberegningen. Et eksempel på dette er funnene i Noaka-området (North of Alvheim, Krafla, Askja). For 30 av funnene har OD utarbeidet egne produksjonsog kostnadsprofiler. Dette gjelder funn som er eller vil bli faset inn til samordnede utbygginger som startet før analyseperioden (11 funn), som for eksempel funnet 15/9-B-1 fra 2009 som allerede er i produksjon som en del av Sleipner Vest-feltet. I tillegg gjelder det funn som ikke var evaluert (RK7F) ved utgangen av 2017 og som ikke har egne innrapporteringer (19 funn), som for eksempel funnet 6707/10-3 (Ivory) fra 2014, nordøst for Aasta Hansteen. Som framtidig oljepris er det lagt til grunn 523 kroner per fat (målt i faste 2018-kroner). Med dagens dollarkurs tilsvarer dette i underkant av 65 dollar per fat. Som framtidig gasspris er det lagt til grunn 1,9 kroner per Sm3. Dette er i samsvar med RNB 2018 (Meld. St. 2, 2017-2018, Finansdepartementet). For perioden før 2018 er historiske priser for olje, gass og NGL lagt til grunn. Det er benyttet reelle diskonteringsrater på fire og sju prosent. Kostnadsanslag for 2018 og framover reflekterer kostnadsnivået i 2017 med en økning på totalt 17,5 prosent fram til 2029 (i henhold til RNB 2018). Anslagene for lønnsomhet av leting er usikre. Dette skyldes usikkerhet i både ressursestimat, kostnadsanslag og prisutvikling for olje og gass. En vesentlig andel av funnene fra perioden 2008 til 2017 er ikke besluttet utbygd ennå. Det varierer hvor langt planene for disse funnene er kommet, derfor er anslag for produksjon og kostnader av varierende modenhet. I tillegg er det usikkerhet knyttet til tidspunkt for produksjonsstart, noe som i betydelig grad også påvirker nåverdi. Dette gjelder spesielt for funn i Barentshavet, hvor det er lite infrastruktur.

 

LETEAKTIVITET OG LETEKOSTNADER I PERIODEN

Leteaktiviteten målt i antall påbegynte letebrønner har vært høy i tiårsperioden, med et gjennomsnitt på 51 letebrønner årlig. Aktiviteten var høyest i 2009 med 65 påbegynte brønner og lavest i 2017 med 36 påbegynte brønner (figur 4.2). Det ble boret flest undersøkelsesbrønner i Nordsjøen i perioden.

 

Figur 4.2
Påbegynte letebrønner fordelt på havområder, 2008-2017

 

Det høye aktivitetsnivået i perioden fram til 2015 bidro, sammen med høye olje- og gasspriser, til en betydelig kostnadsvekst. Selskapene satte derfor i verk tiltak for å redusere kostnader, effektivisere driften og begrense kapitalutlegg og investeringer. Fallet i oljeprisen forsterket behovet for kostnadsreduksjoner.

Oljeprisfall og påfølgende kapitalrasjonalisering førte til et kraftig fall i leteinvesteringene fra 2016 (figur 4.3). Letekostnader er utgifter som påløper i utvinningstillatelsen fra tildeling til et eventuelt funn bygges ut, og består av kostnader til seismikk, letebrønner, feltevaluering og administrasjon. Det er borekostnadene som utgjør den viktigste enkeltfaktoren i de totale letekostnadene. Utgifter til leie av rigg er den største utgiftskomponenten.

 

Figur 4.3
Letekostnader og antall letebrønner, 2008-2017

 

Figur 4.4 viser reduksjonen i borekostnad per brønn (brønnkostnad) i perioden. Figuren viser at kostnadene per brønn er lavest i Nordsjøen og høyest i Barentshavet, selv om dette varierer noe over tid.

 

Figur 4.4
Gjennomsnittlige letebrønnkostnader (borekostnader per brønn)
fordelt på havområder, 2008-2017

 

Den viktigste årsaken til de høye borekostnadene i Barentshavet de siste tre årene er flere kompliserte brønner. Det er viktig å understreke at det er boret vesentlig flere brønner i Nordsjøen enn i Barentshavet i perioden. Det betyr at ekstremverdier gir større utslag for gjennomsnittskostnadene i Barentshavet enn i Nordsjøen.

 

FUNN OG RESSURSTILVEKST I PERIODEN

De 117 funnene som ligger til grunn for denne analysen representerer en total ressurstilvekst på om lag 1150 millioner Sm3 o.e. Funnstørrelsene varierer fra det største funnet (16/2-6 Johan Sverdrup) på om lag 400 millioner Sm3 o.e. til de minste på under 1 million Sm3 o.e.

Figur 4.5 viser størrelsen på funnene i analysen. Gjennomsnittlig funnstørrelse (inkludert 16/2-6 Johan Sverdrup) er om lag 10 millioner Sm3 o.e., og medianstørrelse er i underkant av 4 millioner Sm3 o.e. At gjennomsnittlig funnstørrelse er vesentlig større enn medianen, forteller at de største funnene er vesentlig større enn den typiske funnstørrelsen. Det vil si at de største funnene utgjør en stor andel av ressurstilveksten, noe som kommer tydelig fram i figur 4.6.

 

Figur 4.5
Funnstørrelse per funn, 2008-2017. Johan Sverdrup- funnet på om lag 400 millioner Sm3 o.e. ligger utenfor figuren.

 

Figur 4.6
Ressurstilvekst på norsk sokkel i analyseperioden fra 2008 til 2017

 

VERDISKAPING I PERIODEN

Lønnsomhet av leting er beregnet med diskonteringsrate på fire og sju prosent. Netto nåverdi er om lag 930 milliarder kroner med 4 prosent diskonteringsrate og om lag 560 milliarder kroner med 7 prosent diskonteringsrate. Samlet netto kontantstrøm er anslått til nærmere 1600 milliarder kroner. Anslagene viser at letevirksomheten har vært lønnsom i alle havområdene (figur 4.7).

 

Figur 4.7
Netto nåverdi av leting i perioden 2008 til 2017 med ulike diskonteringsrater

 

VERDISKAPING FRA DE ULIKE HAVOMRÅDENE

Figur 4.8 viser at nåverdien per letekrone er høyest i Nordsjøen. 1000 letekroner som investeres i Nordsjøen gir nærmere 3000 kroner tilbake. Leteaktiviteten i Barentshavet gir 2100 kroner og i Norskehavet 1300 kroner per investerte 1000 kroner. Dette er verdier utover 7 prosent avkastning.

 

Figur 4.8
Nåverdi (7 prosent diskonteringsrate) per 1000 letekroner

 

Faktaboks 4.2: 25/1-11 R Skogul

Figur 4.9 Prosesseringen av olje og gass fra Skogul skal skje på den flytende produksjonsinnretningen Alvheim FPSO (Illustrasjon: Aker BP). Ved å benytte eksisterende infrastruktur kan også svært små funn bli lønnsomme. Denne type utbygging er en viktig del av framtiden på norsk sokkel. Et eksempel på dette er Skogul, som ble påvist i 2010. Skogul (tidligere kalt Storklakken) i den midtre del av Nordsjøen blir et av de minste feltene på norsk sokkel med et reservegrunnlag på ca. 1,5 millioner Sm3 olje (ca. 9,4 millioner fat). Skogul skal utvikles med en togrensbrønn. Denne bores fra en havbunnsramme som er knyttet til installasjonene på Vilje-feltet, og produksjonen skal transporteres i rørledningen fra Vilje til Alvheim-feltet. Prosesseringen av olje og gass fra Skogul skal skje på den flytende produksjonsinnretningen Alvheim FPSO. Alvheim er også feltsenter for feltene Volund og Bøyla. Planlagt produksjonsstart er 1.kvartal 2020, og det er Aker BP som er operatør for feltet. Investeringen forventes å bli opp mot 1,5 milliarder kroner. Funnet hadde ikke vært lønnsomt å bygge ut dersom det ikke kunne knyttes opp til eksisterende infrastruktur.

 

SENSITIVITETSANALYSE OD

har gjort sensitivitetsanalyser av lønnsomheten med endringer i olje- og gasspriser. En 20 prosent økning i olje- og gasspriser vil gi nærmere 900 milliarder kroner i netto nåverdi med 7 prosent diskonteringsrate. En 20 prosent nedgang vil gi om lag 250 milliarder kroner i netto nåverdi (figur 4.10). Kostnadsnivået er det samme i beregningene.

Lønnsomhetsanalysen er også testet for en tilsvarende økning i driftskostnader, som også inkluderer miljøkostnader. Dette vil ikke ha avgjørende innvirkning på resultatene.

 

Figur 4.10
Netto nåverdi av leting i perioden 2008 til 2017 med ulike priser og 7 prosent diskonteringsrate