FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

RÅOLJEUTVINNINGEN FRA NORSK SOKKEL OG BIDRAG FRA NYE FELT

Siden prognosen fra høsten 2011 ble laget (i en hast og etter Johan Sverdrup ble bekreftet som en gigant) har det blitt levert inn en rekke søknader for feltutbygginger som gjorde det nødvendig å gå opp prognosen på nytt. Resultatet fra dette arbeidet er presentert i dette innlegget.

Denne bølgen av nye felt er skapt i en kombinasjon av teknologiutvikling, nye ”fast tracked” funn, bedret kunnskap, samordning og ikke minst veksten i oljeprisen. Estimater gjort for disse utbyggingene viser at de har nullpunktspriser som spenner fra rundt $30/fat til rundt $90/fat.

Tabell 1: Tabellen ovenfor viser vedtatte investeringsprosjekter for norsk sokkel og mulige nye investeringsprosjekter med oppstart for årene 2011 til 2017 (i grått).
Klikk på bildet for større versjon i nytt vindu.

Oversikten ovenfor viser at det vil være høy aktivitet med nye utbygginger, mer enn 20 samtidig i 2012 fallende til 4 – 8 sent i 2015 (om hva som nå er utbygginger under planlegging som Aasta Hansteen, Johan Sverdrup, Draupne og Wintershall’s Maria (for å nevne noen) blir sanksjonerte).

Nye fremtidige drivverdige funn og utbygginger kan komme til, og disse ventes nå tidligst i utvinning fra sent 2016.

Etter at oljeprisen etablerte seg på et høyere og voksende nivå fra rundt 2005 åpnet det for en bølge av ny letevirksomhet og positiv prosjektøkonomi for flere funn som lå på is på grunn av manglende lønnsomhet.

Tabell 2 viser at rundt halvparten av funnene som nå er under utvikling ble påvist for mer enn 10 år siden. Disse funnene har nok vært utbyggingskandidater gjennom årenes løp, og en oljepris på over $50/fat har, med et par unntak, vært den primære utløsende faktoren.

Tabell 2: Tabellen ovenfor viser vedtatte utbygginger og OD sine estimater for utvinnbare reserver etter kategori. Tabellen viser også estimerte investeringer for utbyggingene og funnår.
Se også figur 1 som viser en grafisk presentasjon av funnene mot utvinningen for 2011.
Den årlige summeringen gjelder totale utvinnbare reserver som blir satt i utvinning og totale utbyggingskostnader for disse. (Investeringene er ikke tidsfordelte.)

Totale investeringer for utbyggingene vist i tabell 2 er estimert til mer enn 225 milliarder kroner (2011).

Totalt vil de 21 utbyggingene vist i tabell 2 bringe rundt 1 milliarder fat råolje i utvinning, noe som nå dekker verdens forbruk for rundt 2 uker.

Av de 10 funnene (i tabell 2) gjort etter 2007 og som nå er i utbyggingsfase, viser estimater at et av dem vil være lønnsomt ved en oljepris under $40/fat. De øvrige viser lønnsomhet fra $40/fat og opp mot $90/fat.

En måte å se dette på er at Norge har bygd ut eller vedtatt å bygge ut alt som er funnet og som nå gir lønnsomhet ved $60 – $70/fat. (Johan Sverdrup, Skrugard og Maria for å nevne noen, ventes å følge.)

Dette viser at den (nå) høyere oljeprisen har utløst denne bølgen av utbygginger.

Spørsmålet blir; Hva oljepris vil utløse en ny bølge av utbygginger?

Den nåværende bølgen med utbygginger viser at den såkalte nullpunktsprisen (prisen som gir balanse, her ved 7 % diskontering av kontantstrømmen) er voksende og funnstørrelsen generelt fallende.

En voksende nullpunktspris og generelt mindre funn vil gradvis gjøre det mer krevende å motvirke fallet i utvinningen fra de modne feltene.

Et tankekors her er at en voksende lønnsomhetspris fordrer at markedet har evne og vilje til å betale for hva det koster å bringe det marginale fatet til markedet. I hovedsak er det raffinerier som kjøper råolje og i OECD blir raffineringskapasiteten bygd ned (også et resultat av gjeldskrisen) mens ny raffineringskapasitet i hovedsak blir bygd i de fremvoksende økonomiene, som Kina.

Hva om prisen blir lavere enn nullpunktsprisen?

Kjøperne av olje (og gass) er lite opptatte av hva pris som gir lønnsomhet for felteierne, kjøperne ønsker olje så billig som mulig. Prisen er i prinsippet bestemt av tilbuds og etterspørselsbalansen. Prisen blir med andre ord ikke fastsatt av hva pris som gir lønnsomhet for de enkelte utbyggingene.

Beslutning om utbygging av et felt er normalt gjort med forventninger om investeringer, produktpris og utvinningsvolum (reservoarusikkerhet) over tid.

Om oljeprisen over et prosjekts (utbygging) levetid forblir under nullpunktsprisen vil eierne se gevinsten gå tapt mens staten vil bære tapet.

En vedvarende lavere pris enn nullpunktsprisen vil under ellers like forhold redusere utvinningsgraden fra feltene.

En trend for utbyggingene vist i tabell 2 er at den vektede nullpunktsprisen vokser med oppstartsår. Dette tyder på at eierne og myndighetene har hatt et ønske om å forsikre seg om at oljeprisen har etablert seg på et strukturelt høyere nivå før søknad om utbygging (PUD) ble sendt inn og vedtak ble fattet.

Olje (og gass) markedet utsteder ingen prisgaranti.

For Aasta Hansteen (et gassfelt (tidligere Luva) vest av Bodø under planlegging) er det estimert, basert på data fra operatøren Statoil, at feltet har en nullpunktspris på rundt 1,80 NOK/Sm3 på leveransepunktet til kjøper.

I Storbritannia har gassprisene (NBP; National Balancing Point i Heeren) gjennom den siste tiden vært rundt 1,90 – 2,00 NOK/Sm3 (60 p/therm).

Nye utbygginger

Figur 1: Figuren ovenfor viser volumer av råolje, kondensat, NGL og naturgass som ble utvunnet fra norsk sokkel i 2011 og årlige totale volumer etter kategori som er satt i eller ventes satt i utvinning fra 2011 til 2016.

Fra figuren ovenfor kan det fornemmes et utvinningsprofil som er vist i figur 2 og resten av innlegget vil vise en prognose av råoljeutvinningen fra disse feltene og totalt fra norsk sokkel (inklusiv prognose for Johan Sverdrup) fra 2012 og mot 2040 vist i figur 3.

Norge solgte og leverte 613 millioner fat råolje i 2011. De nye feltene som nå ventes satt i utvinning fra 2011 til 2016 vil bringe i overkant av 1 000 millioner fat råolje i utvinning.

Figur 2: Figuren ovenfor viser en prognose på råoljeutvinningen fra feltene (beskrevet i tabell 2) som kommer i utvinning i perioden 2012 til 2016.

Prognosen for den totale råoljeutvinningen fra feltene som kommer i utvinning mot 2016 ventes å nå en topp i 2016 på rundt 350 000 fat/dagen. Isolert sett er dette imponerende gitt funnenes lokasjon (til havs, vanndyp), størrelse og den totale innsatsen som kreves for å realisere disse.

Det som kjennetegner ”små” felt er relativt rask oppbygging til platå, fulgt av aggressive (høye) fallrater.

Nye utbygginger betraktet i et videre perspektiv

Figur 3: Figuren ovenfor viser en viser den historiske utvinningen av råolje fra norsk sokkel fra 1970 til 2011. Figuren viser en prognose i utvinningen fra felt i utvinning sammen med bidraget fra de nye feltene som ventes satt i utvinning mot 2016.
Videre er det vist en prognose for Johan Sverdrup basert på nåværende estimerte utvinnbare reserver fra Oljedirektoratet og med ventet oppstart i 2017.

Prognosen inkluderer noe reservevekst, men tar ikke høyde for felt som blir nedstengte på grunn av manglende lønnsomhet.

De nye feltene skyver utvinningsprofilet mot 2020 en del til høyre og størst effekt ventes fra 2013.

Prognosen beskriver nå noe som kan se ut som en hylle (shelf) for årene 2012 – 2014 og fra 2015 ventes effekten fra uttømming og fallrater igjen å bli dominerende.

En innfasing av Johan Sverdrup med oppstart i 2017 vil (igjen) bremse fallet i den norske råoljeutvinningen.

Prognosen (med Johan Sverdrup) venter nå at den norske råoljeutvinningen vil fortsette å falle til rundt 1 Mb/d i 2020.

Nå kan det synes som at Johan Sverdrup blir det dominerende oljefeltet på norsk sokkel fra rundt 2020 og de følgende tiårene.

For 2012 viser denne prognosen at råoljeutvinningen vil falle fra 1,68 mb/d for 2011 til 1,58 Mb/d for 2012.

%d bloggers like this: