Risiko knyttet til endringer i olje- og gassreserver ved investeringsbeslutninger på den norske kontinentalsokkelen

Abstract

Formålet med mastergradsprosjektet var å undersøke om det fokuseres nok på risiko knyttet til endringer i olje- og gassreserver ved investeringsbeslutninger på den norske kontinentalsokkelen. Det var ønskelig å få innsikt i hvordan reserveanslagene for olje- og gassfelt endrer seg under produksjonperioden, samt hvilken effekt endringer i produksjonsprofil har på lønnsomheten til olje- og gassprosjekter. Det har vært et mindre fokus rettet mot rollen endringer i olje- og gassreserver under produksjonsperioden spiller for investeringsbeslutningen. Kunnskap om dette er viktig ettersom mange av de nye olje- og gassfunnene er små.

Studien er forankret i teori om egenskaper ved og metoder for å estimere olje- og gassreserver. I tillegg til teori om risiko og usikkerhet, samt om investeringsbeslutning og prosjektgjennomføring.

I denne kvantitative studien er det benyttet data fra Oljedirektoratets ressursregnskap og faktasider. Reserveanslagene for olje- og gassfelt er hentet fra ressursregnskapene, mens annen relevant informasjon om olje- og gassfeltene er hentet fra faktasidene. Dataene er analysert ved hjelp av Excel, og resultatene presenteres i stolpediagram som viser gjennomsnittlig relativ endring i reserveanslagene gjennom produksjon for ulike felttyper og feltstørrelser. Nettonåverdien for tre ulike produksjonsprofiler i korrelasjon med tre ulike oljepriser er også presentert.

Funnene viser at tre fjerdedeler av feltene i stor grad over- eller underestimeres i forhold til basisestimatet (P50), flere felt underestimeres enn overestimeres og reserveanslaget til gassfelt estimeres mer presist enn reserveanslaget til olje- og blandingsfelt. Funnene viser også at små felt ofte overestimeres, mens mellomstore og store felt ofte underestimeres. I tillegg viser resultatene at for en konstant oljepris ($60) og en synkende oljepris ($80/$60/$40) er en produksjonsprofil med en tidlig produksjonstopp av stor betydning for lønnsomheten til olje- og gassprosjektet. Et tilfelle der tidspunktet for produksjonstoppen ikke er av like stor betydning, er ved en stigende oljepris ($40/$60/$80).

The motive of the master thesis was to investigate whether risk associated with changes in oil and gas reserves when making investment decisions is focused enough on the Norwegian continental shelf. It was desirable to acquire insight into how the forecasts of reserves for oil and gas fields changes throughout production, along with the effect that changes in production profile has on the profitability of oil and gas projects. There has been less focus on what role the changes in oil and gas reserves during the production period plays in the investment decision. Knowledge of this is important as many of the new oil and gas discoveries are small.

The study is based on theory about properties of and methods for estimating oil and gas reserves. In addition to theory concerning risk and uncertainty, as well as theory about investment decisions and project implementation.

In this quantitative study, data from the Norwegian Petroleum Directorate's resource accounts and fact pages has been utilized. The reserve estimates for oil and gas fields are obtained from the resource accounts, while further relevant information about the oil and gas fields is acquired from the fact pages. The data is analyzed by the use of Excel, and the results are presented in column diagrams showing the average relative change in the reserve estimates through production for different field types and sizes. The net present value for three different production profiles in correlation with three different oil prices are also presented.

The results indicate that three quarters of the fields are largely overestimated or underestimated in relation to the base estimate (P50), more fields are underestimated than overestimated and gas fields are generally estimated more correctly than oil and mixed fields. The findings also indicate that smaller fields often are overestimated, while medium and larger fields are often underestimated. Additionally, the results indicate that for a constant oil price ($60) and for a falling oil price ($80/$60/$40), a production profile with an early peak in production is of significant importance for the profitability of an oil and gas project. For an increasing oil price ($40/$60/$80) on the other hand, the time of the peak in production is not of the same importance.