Utgivelser av Samfunnsøkonomene

Du kan begrense utvalget til høyre

Samfunnsøkonomen nr 3 2017Tilbake til artikkeloversikt

LoVe hurts: Verdsetting av Lofoten/Vesterålen/Senja

Med stort økonomisk verdipotensial og regionale ringverknadar i form av næringsutvikling og sysselsetting kan dei delte meiningane rundt olje- og gassverksemd i Lofoten, Vesterålen og Senja kanskje fortone seg som gåtefulle. Basert på diskonterte kontantstraumar av direkte inntekter og utgifter konkluderer denne analysen med at opning for olje- og gassverksemd i Lofoten, Vesterålen og Senja er potensielt viktig for olje- og gassnæringa, medan implikasjonane for statsfinansar og kapasitet til offentleg tenesteyting er moderate. Analysen tyder på at olje- og gassverksemd i det aktuelle området kan skape rom for årlege tilskot til velferdstenester og/eller skattelette på rundt 750 kroner per innbyggar.

Klaus MohnProfessor, Handelshøgskolen ved Universitetet i Stavanger

Innleiing

Havområda utanfor Lofoten, Vesterålen og Senja (LoVeSe) er venta å kunne by på eit stort ressurspotensial for olje- og gassverksemd, og trass i stor uvisse rundt geologiske, teknologiske og økonomiske faktorar, så er dei økonomiske verdiane etter alt å døme store. Ikkje minst gjeld dette om ein legg oljenæringa si interesse for området til grunn. Konsekvensutgreiing og opning av dette området for olje- og gassverksemd kan legge grunnlag for næringsutvikling og sysselsetting, og i tillegg bremse nedbygginga av olje-og gassnæringa på nasjonalt nivå. For olje- og gassnæringa er utbygging av infrastruktur i LoVeSe-området i tillegg viktig for å korte avstanden til havområda lenger nord, slik at kostnaden i neste omgang blir mindre for å bringe eventuell naturgass frå Barentshavet til marknaden i Europa.

Denne analysen gir ei vurdering av direkte økonomiske verdiar knytt til utvinning av olje og naturgass i LoVeSe-området. Oljedirektoratet (2010) sine ressursestimat for området blir kombinert med økonomisk teori og data frå andre kjelder for å kalibrere ein kontantstraumsmodell for olje- og gassutvinning i LoVeSe-området. Generiske modellar for leiteaktivitet, feltutbygging og produksjon blir brukt for å etablere eit referansescenario for produksjon, inntekter og utgifter. Sensitiviteter for ulike nøkkelvariablar blir deretter brukt for å kaste lys over uvissa i verdivurderinga, før resultata blir kobla mot staten sine finansar for å undersøkje nærmare kva opning av LoVeSe kan få å seie for offentlege budsjett og for fleksibiliteten i finanspolitikken. Til slutt følgjer ei kort drøfting og oppsummering.

Figur 1. Lofoten-Vesterålen-Senja

Kjelde: Dagens Næringsliv, Oljedirektoratet.

Figur 2. LoVeSe: Estimat for utvinnbare olje- og gassressursar Milliardar fat oljeekvivalentar

Kjelde: Oljedirektoratet (2010).

Verdsetting av ressursane

For å kome nærmare dei økonomiske verdiane knytt til framtidig olje- og gassverksemd i havområda utanfor LoVeSe kan ein studere sannsynlege forløp for leiting, utbygging og produksjon basert på Oljedirektoratet sine estimat for olje- og gassressursar i området. Med tilleggsføresetnadar for prisar og kostnadar kan ein talfeste mulege utviklingsbanar for inntekter, utgifter og kontantstraumar gjennom ein 40-årsperiode frå 2021-2060, samt korleis økonomiske verdiar kan tenkast å bli fordelt mellom staten og oljeselskapa. Med passande diskonteringsrenter kan ein til slutt rekne ut kva dei framtidige kontantstraumane vil representere målt i dagens pengeverdi, og kva slike verdiar kan få av betydning for Statens Pensjonsfond Utland, for statsbudsjettet og for handlingsrommet for finanspolitikken. Det som følgjer er ein analyse langs slike banar, med utgangspunkt i forventningar til ressursar under havbotnen.

Denne analysen er avgrensa til direkte inntekter og kostnadar ved olje- og gassverksemd i LoVeSe-området. Det vil seie alle økonomiske variablar som normalt vil inngå i avgjerder blant oljeselskapa som legg planar og tek avgjerder for investeringar i området. Indirekte og eksterne kostnadar og gevinstar er dermed ikkje ein del vurderinga. Ein fullstendig samfunnsøkonomisk analyse vil måtte legge til nettoverdiar knytt til ringverknadar på regionalt (Fjose m. fl., 2012) og nasjonalt nivå (Cappelen m. fl., 2012), verknadar av olje- og gassverksemd på andre næringer (til dømes fiskeri, havbruk og reiseliv), kostnadar knytt til ulykkes- og skaderisiko for natur, økosystem og samfunnet for øvrig (td. Abrahamsen m. fl., 2010), samt eventuelle ulemper knytt til klimagassutslepp og global oppvarming (Fæhn m. fl., 2017). Ei fordjuping i indirekte eksterne kostnadar og gevinstar fell utanfor ramma for denne analysen. For eit døme på ein meir fullstendig samfunnsøkonomisk analyse av olje- og gassverksemd i Barentshavet og Lofoten, sjå Ibenholt m. fl. (2010).

Utgangspunktet for denne analysen er Oljedirektoratet (2010) si kartlegging av ressurspotensialet for olje og naturgass i LoVeSe-området. Hovudtala er illustrerte i Figur 2, med forventa ressursar, samt eit lågt og eit høgt estimat for å vise spennet av uvisse rundt dei estimerte ressursane. Oljedirektoratet si forventning er dermed at olje- og gassresssursane i LoVeSe er i området 1,3 milliardar fat oljeekvivalenter, og at innslaget av olje er om lag dobbelt stå stort som ressurspotensialet for naturgass. Figuren reflekterer elles ei vurdering av at det er 95 prosent sannsynleg at petroleumsressursane i LoVeSe-området er høgare enn 480 millionar fat oljeekvivalentar, medan sannsynet for at ressursvolumet samla er større enn 2,3 milliardar fat oljeekvivalenter er avgrensa til 5 prosent.

Neste skritt er å utvikle eit referansescenario for leiting, utbygging og produksjon. Med gradvise skritt mot konsekvensutgreiing og lisenstildeling i perioden 2018-2020, er det rimeleg å sjå for seg at leiteaktiviteten kan kome i gang for fullt frå 2021. Ledig kapasitet i leverandørmarknaden kan gi høgare tempo mot utbygging, og difor legg ein her til grunn at oljefunn kan bli sett i produksjon allereie frå 2028, som er litt raskare enn det historiske mønsteret for olje- og gassverksemda på norsk sokkel. Med større behov for planlegging, investeringer og utviking av verdikjeder er tida frå funn til feltutbygging normalt lenger for gassfunn. Basert på historiske erfaring er det her føresett at eventuelle gassfunn ikkje kan kome i produksjon før i 2032.

Figur 3. LoVeSe: Framskriving av investeringar og produksjon

Referanse-scenarioet

Detaljerte utbyggingsløysingar basert på ulike scenario for funnresultat og samansetting av ressursar er studert av Oljedirektoratet (2012a). Med dette som grunnlag er målet for denne framstillinga å skissere eit generisk scenario for utbygging og produksjon av olje og naturgass basert på bestemte føresetnadar for ressurspotensial og økonomiske variablar. Modelleringa av to aggregerte typefelt for olje og naturgass siktar mot eit referansescenario i tråd med forventa olje- og gassressursar i området, som i tillegg tålar samanlikning med dei meir finkorna analysane frå Oljedirektoratet (2012a).

Samla utgifter til leiteverksemda er drivne av ein føresetnad for funnkostnaden. For referansescenarioet er denne satt til 5 dollar (40 kroner) per fat oljeekvivalent. Dette er i tråd med historiske utviklingstrekk for næringa, og føyer seg rimelig godt til oppgitte selskapsdata frå dei seinaste åra (td UBS Warburg, 2013). For eit ressursanslag i referanse-scenarioet på 1,3 mrd fat oe gir dette eit samla behov for leiteutgifter på 52 milliardar kroner. Om kostnaden per leitebrønn er 500 millionar kroner, vil referanse-scenarioet innebere eit samla omfang for leiteaktiviteten som tilsvarer i overkant av 100 leitebrønnar over perioden. I praksis vil leiteaktivitet og funnresultat avhenge av kunnskapen om det aktuelle området, tilgjengelege leiteprospekt, tilgang på kontantar (mao oljepris), samt risikoviljen i oljeselskapa.

Lognormal-fordelingar er brukt for modellere innfasinga av kostnadar til leiting, feltutbygging og produksjon over tid, med trunkering ved utgangen av framskrivingsperioden i 2060. Forløpet for utgifter og produksjon er vidare tilpassa slik at overordna utviklingstrekk er i tråd med mønsteret frå Oljedirektoratet (2012a). Kostnadar til feltutbygging er elles kopla til produksjonskapasitet, med høgare kostnadar ved gassfelt enn for oljefelt, som følgje av større investeringsbehov knytt til infrastruktur for prosessering og transport. Med dette settet av føresetnadar kan Oljedirektoratet sitt estimat for olje- og gassressursar i LoVeSe-området omsettast til eit referanse-scenario for investeringar og produksjon som i Figur 3.

Som ein ser av det venstre panelet i Figur 3, så vil leiteinvesteringane kome i forkant av investeringar til feltutbygging, og vil i tillegg strekke seg lenger utover i tid. Oljefunn tidleg på 2020-talet er føresett å utløyse investeringsstart for feltutbygging i 2024, med produksjonsstart i 2028. Merk at både leiteaktivitet og investeringsbehov til feltutbygging vil bli større om ressursvoluma skulle bli større enn i referansescenarioet. For olje- og gassproduksjonen er dette illustrert i det høgre panelet i Figur 3, der dei heiltrukne linjene for olje- og gassproduksjon er supplert med stipla kurver som illustrerer implikasjonane for produksjonsutviklinga av Oljedirektoratet sine vurderingar av uvisse rundt det totale ressursvolumet (jfr Figur 2). Den modellmessige tilnærminga vil dermed innebere ei skalering av både investeringar og produksjon i tråd med nivå og samansetting for det totale volumet av olje- og gassressursar.

Merk elles at oljeproduksjonen i Referansescenarioet er karakterisert ved ei rask oppbygging mot platåproduksjon, som blir halden ved lagt i om lag fem år, før produksjonen av olje går inn ei fase med årleg nedgang på om lag seks prosent fram til slutten av framskrivingsperioden. Dette mønsteret har stød i historiske data og tidlegare analysar både på norske (Höök og Aleklett, 2008; Mauritzen, 2017) og internasjonale data (IEA, 2013). Med gass tek det meste lengre tid, og referansescenarioet legg difor til grunn at investeringane startar 10 år etter at leiteaktiviteten kjem i gong, med produksjonsstart frå 2033. Merk at gassen har eit anna forløp enn oljeproduksjonen, etter som produksjonskapasiteten normalt er viktigare enn reservoartrykket som avgrensande faktor for gassproduksjonen. Langvarige flate produksjonsprofilar er difor det vanlege for naturgass.

For referansescenarioet er oljeprisen satt til 60 USD/fat, i tråd med framtidskontraktar i dagens marknad. Med utgangspunkt i framtidskontraktar for gassmarknaden er gassprisen på tilsvarande vis satt til to kroner per standard kubikkmeter i referansescenarioet. For referansescenarioet gir dette brutto salsverdiar på 390 milliardar kroner for olja og 130 milliardar kroner for gassen. Desse tala er på nivå med tilsvarande informasjon frå Oljedirektoratet og næringa sine organisasjonar, og tyder dermed på at den enkle framskrivingsmodellen bak denne analysen så langt er rimeleg godt kalibrert. Samstundes gir brutto salsverdi eit lite dekkande bilete for verdiskapinga frå området. For dette formålet må ein trekke inn kostnadane ved verksemda.

Eit typisk mønster for kostnadar ved olje- og gassutvinning er at produksjonskostnaden per eining fell i tråd med den første oppbygginga av produksjonen, held seg stabil så lenge platåproduksjonen blir halde ved lag, for deretter å bli pressa opp etter som produksjonen går tilbake og felta modnast (jfr. Figur 4). Som følgje av større variasjon i produksjonen over tid for oljefelt enn for gassfelt, så vil kostnaden per eining og variere meir over levetida for oljefelt enn for gassfelt. Kostnadar ved produksjonen er difor tilpassa med eit fast element knytt til installert produksjonskapasitet og eit variabelt element knytt til faktisk produksjon.

Figur 4. LoVeSe: Driftskostnadar ved olje- og gassproduksjon

Referanse-scenarioet

Basert på framskrivingar av inntekter og utgifter kan ein no studere framtidige kontantstraumar frå olje- og gassverksemd i LoVeSe-området under føresetnadane som definerer referansescenarioet. Kontantstraumar før og etter diskontering er illustrerte i Figur 5. Her er produksjonsprofilane for olje og naturgass multiplisert med respektive prisføresetnadar (480 kroner per fat og 2 kroner per standardkubikkmeter), før ein har trukket frå utlegg til leiting, utbygging og drift. For seinare å kunne fordele kontantstraumar og nåverdiar på olje og naturgass er leiteutgifter allokert til olje og naturgass i tråd i tråd med samansettinga av Oljedirektoratet sitt estimat for samla ressursar (dvs 64 og 36 prosent i referansescenarioet).

Figur 5. Kontantstraumar frå olje- og gassverksemd i LoVeSe-området

Referanse-scenarioet (milliardar 2017-kroner)

Negative kontantstraumar tidleg i perioden skyldast store utlegg til leiting og feltutbygging, men totalsummen vender opp i positivt terreng så snart oljeproduksjonen kjem i gong frå 2028. Deretter legg utbygginga av gassressursane ein forbigåande dempar på kontantstraumen fram til 2032, før aukande produksjon og bortfall av utbyggingskostnadar gjer at kontantstraumen skyt i være utover 2030-talet. Med gradvis fall i oljeproduksjonen går deretter kontantstraumen inn i ein varig nedgangsfase mot slutten av framskrivingsperioden.

Før diskontering er summen av kontantstraumar i referansescenarioet om lag 370 milliardar kroner, med 290 knytt til olje og 80 knytt til naturgass. Dette er til saman 150 milliardar kroner lågare enn bruttoinntektene frå salet, og indikerer dermed at samla kostnadar vil utgjere om lag 30 prosent av brutto salsinntekt. Dette samsvarer godt med illustrasjonane frå Oljedirektoratet (2012).

Figur 6 viser vegen frå brutto salsverdi til netto nåverdi frå kontantstraumsanalysen av referansescenarioet. Med prisutsikter i dagens marknad ender samla brutto salsverdi opp på 520 milliardar kroner, med 75 prosent av inntektene frå olja og 25 prosent frå naturgass. Kostnadar tek bort om lag 150 milliardar kroner og gir ein sum av nettokontantstraumar på 370 milliardar kroner. Med 85 prosent ‘government take’ tek staten 310 milliardar, medan tilsvarande sum blir 55 milliardar til oljeselskapa. Diskontering med tre prosent realrente gir ein nåverdi for staten på 133 milliardar kroner. For oljeselskapa er kontantstraumar frå olje diskontert med 7 prosent realrente, medan kontantstraumar frå naturgass er diskontert med 5 prosent realrente. For kontantstraumen til oljeselskapa gir dette ein netto nåverdi på 8,7 milliardar kroner, der det aller meste (86 prosent) kjem frå oljeproduksjonen.

Figur 6. Frå brutto salsverdi til netto nåverdi

Referanse-scenarioet

I tråd med standardføresetnadar for statlege investeringsåtferd blir det her lagt til grunn at staten er risikonøytral. Så lenge den statistiske fordelinga rundt nåverdien er symmetrisk, skal åtferden i så fall være upåverka av utfallsrommet. Dette utelukker ikkje at uvissa rundt nåverdiar likevel kan ha interesse. For å undersøke sensitiviteten i verdivurderinga overfor sentrale verdidrivarar, presenterer Figur 7 resultata ved isolert og uavhengig variasjon i ressursvolum og olje- og gassprisar. Det venstre panelet illustrere netto nåverdi for Oljedirektoratet sine tre scenario for samla volum av olje- og gassressursar (jfr Figur 2). Her inneber resultata at ei dobling (halvering) av ressursvolumet i grove trekk vil gi ei dobling (halvering) av netto nåverdi. Med andre ord er elastisiteten i nåverdien med omsyn til ressursvolum nær 1. Til høgre i Figur 7 er olje- og gassprisane variert med +/- 33 prosent målt mot referansescenarioet. Her er det grunn til å merke seg at prosentvise endringa i nettonåverdi mellom dei tre alternativa er større enn dei prosentvise variasjonen i olje- og gassprisane, noko som tyder på at elastisiteten i nåverdien med omsyn til eit parallellt skift i olje- og gassprisane er større enn ein. Ei forklaring på denne forskjellen mellom dei to sensitivitetane er at ei auke i ressursvoluma vil gi høgare aktivitet og kostnadar, medan olje- og gassprisane så langt er føresett å ikkje ha nokon verknad på kostnadsnivået. Tilfeldig observasjon og tidlegare forsking kan tyde på at dette ikkje alltid er tilfelle (Toews og Naumov, 2015), og i så fall kan prissensitivitetane i Figur 7 være overvurderte.

Figur 7. Sensitivitetar for ressursvolum, olje- og gassprisar

Samla netto nåverdi, milliardar kroner

I praksis kan ikkje uvissa isolerast til enkelt-variablar, og difor vil partielle sensitivitetar gi eit avgrensa og stilisert bilete av utfallsromet for nåverdien. Ei fullstendig kartlegging av uvissa i nettonåverdiar bør ideelt sett undersøkje eigenskapene for alle dei stokastiske variablane som inngår, og i tillegg ta høgd for samvariasjonen mellom ulike verdidrivarar. Med utgangspunkt i Figur 7 kan ein til dømes tenke seg at både leiteresultat og prisar ender i den høge enden av fordelinga, og i så fall er oppsida større enn illustrasjonane i denne framstillinga kan tyde på. Ei klarare avgrensing av uvissa finn me på nedsida, etter som utbygging av olje- eller gassfelt i LoVeSe-området neppe vil bli sett i verk med mindre forventa nåverdiar er positive. Dette avgrensar nedsida til summen av leiteutgiftene.

Uvissa knytt til potensiell samvariasjon mellom verdidrivarar kan illustrerast ved å skissere scenario for nåverdien basert på kombinasjonar av føresetnadar for olje- og gassprisar, ressursvolum og kostnadsnivå. Basert på resonnement og resultat frå Farzin (2001) og Mohn (2008, 2009) legg ein her til grunn at ei auke i produktprisane på eitt prosentpoeng vil auke volumet av utvinnbare olje- og gassressursar med 0,5 prosentpoeng. I tråd med Toews og Naumov (2015) ser ein vidare for seg at ein auke i produktprisane på eitt prosentpoeng vil auke kostnadar per eining i leiting, utbygging og drift med 0,3 prosentpoeng.

Figur 8 illustrerar korleis slike mekanismar kan tenkast å påverke sensitiviteten i nåverdien for ei endring i olje- og gassprisane på +/- 33 prosent. Utan korrelasjon mellom verdidrivarane vil ein slik prisauke løfte den samla nåverdien med 86 milliardar kroner. Priselastiske olje- og gassreservar vil gjere nåverdien meir sensitiv overfor endringar i olje- og gassprisane, og dette er illustrert i søyle 2 (‘Elastiske reservar’) i det venstre panelet av Figur 8. Deretter følgjer verknaden på nåverdien av at det berre er kostnadsnivået som blir påverka av høgare/lågare produktprisar (‘Elastiske kostnadar’). Merk at ei auke i olje- og gassprisane vil gi høgare kostnadar og lågare nåverdi, medan verknaden på kostnadsnivået av lågare produsentprisar i sin tur vil løfte nåverdien. Til slutt i figuren har ei illustrert sensitiviteten i nåverdien når både reservar og kostnadar responderer på endringar i olje- og gassprisane. Her ser ein at sensitiviteten i nåverdien overfor høgare/lågare olje- og gassprisar blir forsterka når ressursvoluma er påverka av produktprisane, medan priselastiske kostnadar legg ein dempar på verknaden av endringar i olje- og gassprisane. Det høgre panelet i Figur 8 illustrerer ei dekomponering av verdiverknaden ved ei parallell auke i olje- og gassprisane (på 33 prosent) på dei tre omtalte verdidrivarane.

Figur 8. Sensitivitetar for nåverdi ved endogene ressursvolum og kostnadar

Endring i samla netto nåverdi ved eit skift i produktprisane

Note: Utgangspunktet for tabellen er eit parallelt (og permanent) skift i olje- og gassprisane på +/- 33 prosent. Det venstre panelet illustrerer sensitiviteten i samla nåverdi for eit slikt skift i produktprisane ved ulike føresetnadar for korrelasjon mellom verdidrivarar. Panelet til høgre illustrerer korleis verknaden på samla nåverdien av ei auke i produktprisan på 33 prosent kan dekomponerast i ein rein verdieffekt (‘Høgare salsverdi’), ein volum-effekt (‘Høgare ressursvolum’) og ein kompenserande kostnadseffekt (‘Høgare kostnadar’).

Resultata så langt illustrerer at avstanden er stor frå brutto salsverdi til netto nåverdi. Vidare etterlet analysen eit inntrykk av at oljeressursane har høgare verdi enn naturgass, fordi dei blir prisa høgare, fordi kostnadane ved utbygging er mindre og fordi inntektene frå olje har ein mindre langsiktig profil, og difor er mindre utsatt for verdireduksjon som følgje av diskontering. Før diskontering visar resultata så langt at kontantstraumane til staten av olje- og gassverksemd i LoVeSe-området er over 5 gonger høgare enn til oljeselskapa, medan nåverdien til staten er heile 8 gonger høgare enn til oljeselskapa, som følgje av tre prosentpoeng høgare reell diskonteringsrente for oljeselskapa. Neste skritt er å sette desse verdiane inn i ein statsfinansiell kontekst, og undersøkje kva implikasjonar dei kan ha for Statens Pensjonsfond Utland (SPU), for statsbudsjettet og for det finanspolitiske handlingsrommet.

Implikasjonar for staten sine finansar

Brutto salsverdi for olje og naturgass er ein upresis og ufullstendig indikator på det økonomiske potensialet ved olje- og gassverksemd i LoVeSe-området. For å undersøkje implikasjonane for statsfinansar og finanspolitikk gir diskonterte kontantstraumar eit vesentleg betre utgangspunkt. Tabell 1 viser korleis tilskotet til Statens Pensjonsfond Utland (SPU) frå olje- og gassverksemd i LoVeSe-området er påverka av ulike føresetnadar for ressursvolum og prisføresetnadar for olje og naturgass.

Tabell 1. Implikasjonar for finanspolitisk handlingsrom
Tilskot frå LoVeSe til SPU ved ulike føresetnadar (sensitivitetsanalyse)
TotalverdiarPer innbyggar
Tilskot til SPU