Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas. Rapport t.b.v. structuurvisie schaliegas

Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas Rapport t.b.v. structuurvisie schaliegas AUTEUR(S) DATUM

EBN 27 oktober 2014

Inhoud 1.

Inleiding ......................................................................................................................................................................... 3

2.

Ontwikkelconcept ......................................................................................................................................................... 3

3.

Voorbeeldwinning Schaliegas ....................................................................................................................................... 4

4.

2

3.1

Productie ................................................................................................................................................................................ 6

3.2

Kosten ..................................................................................................................................................................................... 7

3.3

Gasprijs ................................................................................................................................................................................... 8

3.4

Waardering voorbeeldwinning schaliegas .............................................................................................................................. 8

Voorbeeldwinning schalie-olie .................................................................................................................................... 11 4.1

Ontwikkelconcept ................................................................................................................................................................. 11

4.2

Productie .............................................................................................................................................................................. 11

4.3

Kosten ................................................................................................................................................................................... 12

4.4

Olieprijs ................................................................................................................................................................................. 13

4.5

Waardering voorbeeldwinning schalie-olie .......................................................................................................................... 13

5.

Verantwoording scenario’s ......................................................................................................................................... 16

6.

Waterverbruik ten behoeve van hydraulic fracturing ................................................................................................. 17

Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

1.

Inleiding

In 2011 heeft EBN, in samenwerking met Halliburton, Tetratech en Royal Haskoning DHV een zogeheten Notional Field Development Plan (NFDP) uitgewerkt voor een eventuele ontwikkeling van gas uit schalie in Noord-Brabant. Dit plan ging uit van een ontwikkeling bestaande uit 38 boor- en productielocaties (well pads) met in totaliteit 319 putten. Daarnaast omvatte het plan de benodigde faciliteiten voor compressie en behandeling van gas alsmede de leidingen die de productielocaties en faciliteiten met elkaar verbonden en het gas evacueerde naar het landelijke gasnetwerk. Het NFDP is de enige economische en technische studie naar een schaliegaswinning in Nederland waarbij specifiek gebruik is gemaakt van gegevens van de zowel de Nederlandse ondergrond als bovengrond. In dit rapport wordt op verzoek van EZ een kleinschaliger voorbeeldontwikkeling beschreven. Hierbij wordt gebruik gemaakt van dezelfde gegevens van de ondergrond die ook in het NFDP zijn gebruikt. Er zijn, op verzoek van EZ, twee varianten op de voorbeeldwinning doorgerekend. De eerste variant van deze voorbeeldwinningen betreft een schaliegasontwikkeling van 13 boor- en productielocaties (pads) met in totaal 130 putten. Aangenomen is dat er twee rigs (boortorens) worden ingezet om deze putten te boren. De faciliteiten voor de winning, reiniging en transport van het gas en het benodigde en het gebruikte water zijn vanuit het NFDP geschaald conform de jaarlijkse verwachte gasproductie. De tweede variant betreft een voorbeeldwinning waarbij uit de schalie voornamelijk olie wordt geproduceerd (en enig gas). Aangenomen wordt, dat deze schalie-olie ontwikkeling met evenveel boor- en productielocaties (pads) wordt ontwikkeld en met hetzelfde aantal putten als de gasvariant: 13 pads respectievelijk 130 putten. Om alle parameters en aannames uit het oorspronkelijke NFDP realistisch te kunnen schalen is ook voor deze twee varianten op de voorbeeldwinning NoordBrabant gekozen als conceptuele locatie.

2.

Ontwikkelconcept

In dit rapport worden beide varianten op de voorbeeldwinning beschreven. Hoewel er veel overeenkomsten zijn tussen de gas- en olievariant, zijn er ook een aantal verschillen. Zo zijn beide winningen identiek in schaal en fasering. De grootste verschillen ontstaan in de faciliteiten, de OPEX en de economie. Deze verschillen worden nader belicht in de beschrijving van beide varianten op de voorbeeldwinning. In het laatste hoofdstuk wordt ook het waterverbruik nader toegelicht. Een conventionele gas- of oliewinning (zoals het Groningenveld) wordt na een investeringsbeslissing in grotendeels één keer ontwikkeld en nadat zij in productie is genomen, wordt de investering terugverdiend. Een schaliegas ontwikkeling heeft een ander patroon. Na een initiële investering van enkele pads wordt opnieuw geëvalueerd of een nieuwe pad wordt ontwikkeld. Uitgaande van de opbrengsten en kosten van de vorige pads wordt gekeken of een volgende pad kan renderen. Een dergelijke modulaire aanpak kan voordelig zijn omdat sneller dan bij een conventioneel gasveld de productie en verdere ontwikkeling gestaakt kan worden op het moment dat de gas- of olieprijs te laag is en de jaarlijkse operationele kosten te hoog worden. Voor de onderstaande berekeningen van de voorbeeldwinning is aangenomen dat de investeringsbeslissing voor de volledige ontwikkeling aan het begin van het project is gemaakt en dat de volledige looptijd wordt uitgevoerd. In de realiteit en gezien de modulaire aanpak, zal dit een gefaseerde beslissing zijn, ongeacht of de geproduceerde koolwaterstof gas of olie is.

3


3.

Voorbeeldwinning Schaliegas

De putten en infrastructuur worden ontwikkeld volgens wat EBN een ‘Nomad’ scenario noemt. Vanaf een centrale compressie/behandel unit, die in de nabijheid van een Gasunie hoofdtransportleiding wordt gesitueerd, worden de initiële pads ontwikkeld. Naarmate de tijd vordert (de hele ontwikkeling duurt circa 14 jaar) zullen nieuwe pads steeds verder van de centrale faciliteit af komen te liggen. De pads worden geclusterd in groepen van 4, ten behoeve waarvan een infield compressor wordt geïnstalleerd. Totaal zijn dat drie compressoren. De 13e pad wordt ondergebracht bij het eerste cluster op het moment dat de eerste 4 pads zodanig in productie zijn teruggelopen dat de eerste compressor dit 13 e pad kan bedienen. De 13 pads komen overeen met wat in het NFDP bekend stond als de noordwestelijke sector (netwerk van pads en leidingen) plus 1 extra pad. Deze 13 pads omvatten oorspronkelijk echter geen 130 maar 109 putten. Ten behoeve van het 13/130 scenario zijn daarom 21 extra putten toegevoegd, die zijn ondergebracht op de pads met minder dan 10 putten. Het onderstaande kaartje laat zien hoe zo’n ontwikkeling van 13 pads, gebaseerd op het NFDP, er conceptueel in de ruimte uit zou kunnen zien.

Onderstaande figuur is een schematische weergave van de 13 pads met 10 putten per pad, 3 pads met infield compressie, pijpleidingen en centrale behandelingsinstallatie. De totale gedraineerde oppervlakte van deze ontwikkeling is ongeveer 150-200 km2.

4


Onderstaande figuur laat het aantal producerende putten per jaar zien. In de periode 2019-2029 worden 12 boorlocaties met 109 putten gerealiseerd. De dertiende pad wordt aangesloten op de eerste infield compressor. In de periode 20292033 worden 21 putten geboord bij de bestaande boorlocaties.

Aantal putten in productie 140 120 100 80 60 40

20 0

Onderstaande figuur visualiseert de ingebruikname van de compressors in de tijd en hun doorvoer door de jaren. Bij compressor 1 is de toevoeging van de 13e pad zichtbaar als een tweede piek in de doorvoer. Bij de andere twee compressoren zijn het in bedrijf komen van de ‘extra 21 putten’ eveneens zichtbaar als twee extra pieken na de eerste piek. Naast de infield compressoren is er ook nog een centrale compressie faciliteit waar het gas naar Gasunie druk gebracht wordt.

Throughput per infield compressor 900

Mln m3 per year

800 700

600 500 400 300 200 100

-

Compressor 1

5

Compressor 2


Compressor 3

3.1

Productie

Onderstaande figuur toont het productieprofiel van de gasvariant van de voorbeeldwinning, in mln. m 3 (TQ) per jaar, van alle 130 putten. Het cumulatieve volume bedraagt 29,0 mld. m3 (TQ). Voor dit productieprofiel is aangenomen dat 13 pads en 130 putten worden ontwikkeld en produceren volgens de verwachte looptijd. Deze 130 putten eindigen alle met een horizontale boorsectie in de 30 m dikke Posidonia Formatie. Dit horizontale deel van de boorsectie is of 1500 m lang (77 putten) of 2500 m lang (53 putten). Deze keuze is bepaald op basis van de specifieke ondergrond in oost Noord-Brabant, waar de Posidonia formatie zich gemiddeld op een diepte bevindt van 3000 m of meer. Putten met een horizontale ondergrondse sectie van 2500 m worden alleen daar geboord, waar de afstand tussen de breuken een dergelijk lange sectie toestaat. De veronderstelde boortijd van deze putten is respectievelijk 2 en 3 maanden.

130 Wells 2 Rigs productieprofiel 2000 1800

Mln m3 per jaar

1600 1400 1200 1000

800 600 400

200 2052

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

2014

0

Onderstaande figuur toont het productieprofiel van een enkele put, zowel voor een 1500 meter put als voor een 2500 meter put. Deze hebben respectievelijk een cumulatief volume van 193 mln. m 3 en 266 mln. m3.

Mln m3 per jaar

Productieprofiel per put 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Jaar 1500 meter put

6


2500 meter put

13

14

15

16

3.2

Kosten

In 2011 zijn kostenschattingen gemaakt van alle onderdelen van het NFDP: CAPEX (Capital expenditures, voor rigs, leidingen en faciliteiten), OPEX (Operational expenditures, de jaarlijkse lopende kosten) en ABEX (Abandonment expenditures, de kosten verband houdende met het opruimen van de productiemiddelen). Deze kosten zijn voor deze analyse met 2% per jaar geïnfleerd. Tevens is de hele ontwikkeling 3 jaar doorgeschoven in de tijd: Het begin van de gasproductieis nu voorzien voor 2020, voorafgegaan door 3 jaar van investeren. CAPEX De kosten om de 130 putten te realiseren zijn in onderstaande figuur weergegeven.

Boren

Fraccing

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

2015

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 -

2014

EUR Mln RT 2014

CAPEX 2 Rigs 130 Putten boren + fraccing

Cumulative Boren+Fracc.

Cumulatief is er, uitgedrukt in euro’s Real Term 2014, een bedrag van EUR 1,8 mld. benodigd voor de putten. Nominaal, uitgaand van een jaarlijkse stijging van de kosten met 2%, is dat EUR 2,3 mld. Deze kosten zijn gebaseerd op de aannames dat de boorkosten voor 77 kortere putten EUR 9,0 mln. per put (RT14) bedragen en voor de langere 53 putten EUR 11,7 per put. De respectievelijke hydraulic fracturing kosten bedragen EUR 3,2 mln. en EUR 5,3 mln. (Real Term 2014). De cumulatieve investeringskosten voor bovengrondse zaken bedragen EUR 0,26 mld. RT 2014; nominaal EUR 0,30 mld. Hieronder zijn deze in de tijd uitgezet. Het gaat hier om de putlocaties, een drietal infield compressor stations en een centrale behandel- en compressie faciliteit, alsmede alle leidingen.

EUR Mln RT2014

130 Putten 2 Rigs CAPEX faciliteiten + pijpleidingen 80 70 60 50 40 30 20 10 0

400 350 300 250 200 150 100 50 0

Faciliteiten

7

Pijpleidingen


Cumulatief Fac.+Pijpl.

OPEX De ontwikkeling van gas uit schalie kent relatief hoge operationele (jaarlijkse) kosten, met name door de compressie. Onderstaande figuur toont de OPEX in de tijd. Cumulatief bedragen deze EUR 1,2 mld. (RT 2014). Nominaal bedragen de cumulatieve OPEX EUR 1,9 mld.

EUR Mln RT 2014

OPEX 70

1400

60

1200

50

1000

40

800

30

600

20

400

10

200

Pads en Putten

Facilities en Leidingen

2052

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

0

2014

0

Totaal cumulatief

De totale kosten die voor de gas-variant van de voorbeeldwinning worden verondersteld (inclusief ABEX: de kosten voor het opruimen) bedragen EUR 3,4 mld. (RT 2014). Dat is EUR 12 ct/m 3. Ter vergelijking: EBN’s portfolio van kleine velden (on- en offshore) kennen globaal een kostenniveau van 10 ct/m3, met een stijgende trend.

3.3

Gasprijs

Gegeven de horizon van het hier geanalyseerde scenario is de te verwachten prijs een zeer ongewisse grootheid. EBN placht hier mee om te gaan door meerdere prijsscenario’s te beschouwen. In dit document wordt de ontwikkeling bij vier prijsniveaus gewaardeerd: 15 - 20 – 25 – 30 ct/m3 (RT 2014). Dit zijn prijzen voor een m3 gas van Groningen kwaliteit (35,17 MJ). De veronderstelde GHV (calorische waarde) van 39 MJ/m3 van het gas uit schalie maakt dat de daadwerkelijke opbrengstprijs navenant hoger ligt wanneer het omgerekend wordt naar equivalenten gas van Groningen kwaliteit (GE).

3.4

Waardering voorbeeldwinning schaliegas

Hieronder volgt de waardering van dit project voor de operator en eventuele andere private investeerders (‘de vergunninghouder’), die gezamenlijk 60% van de kosten dragen en opbrengsten genieten. De andere 40% wordt geïnvesteerd door EBN, dat zijn winst uit het project in de vorm van vennootschapsbelasting (Vpb) en dividend afdraagt aan de Staat. De Staat ontvangt tevens de afdrachten die de vergunninghouder uit hoofde van de Mijnbouwwet verschuldigd is (cijns en winstaandeel), alsmede diens Vpb. Hierna wordt voor de vergunninghouder en voor de Staat de nominaal te ontvangen waarde uit dit project weergegeven, maar wat relevanter is: de Netto Contante Waarde (NPV) van de toekomstige cashflows uit het project. Daarbij is voor de vergunninghouder een disconteringsvoet van 10% gehanteerd, hetgeen diens (minimale) rendementseis geacht wordt te zijn. Voor de Staat heeft de tijdwaarde van geld een andere betekenis, hetgeen wordt weerspiegeld door de cashflow van de Staat tegen 5% contant te maken. Voor de vergunninghouder geven we tevens de Internal Rate of Return (IRR) weer: het rendement van het project.

8


Onderstaande figuur geeft de in dit project gegenereerde 100% nominale bruto cashflow weer, op jaarbasis en cumulatief, in het base case prijsscenario van 25 ct/m3 GE. Dit weerspiegelt de economische waarde die wordt gegenereerd, en door de deelnemende partijen (vergunninghouder en Staat) wordt ‘verdeeld’.

Per jaar

2052

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 -1000 -2000

2016

800 700 600 500 400 300 200 100 0 -100 -200

2014

EUR Mln nominaal

Project cashflow

Cumulatief

De investeringsbeslissing wordt genomen door de vergunninghouder. Voor de investeringsbeslissing is het van doorslaggevend belang dat diens NPV(10%) positief is. Bij een gasprijs van EUR 25 ct/m 3 bedraagt die NPV EUR 0,2 mld. Na het nemen van de investeringsbeslissing wordt er in totaal EUR 7,0 mld. winst voor belasting gegenereerd. Hiervan komt EUR 4,8 mld toe aan de Staat. De vergunninghouder houdt er, na aftrek van afdrachten/belastingen, nominaal EUR 2,1 mld. (31%) aan over. Voor de vergunninghouder bestaat het verschil tussen bruto- en netto winst uit cijns, winstaandeel en Vpb. De cijns is productie/omzet gerelateerd, de andere twee zijn winst gerelateerd. Naarmate de productie in een kalenderjaar hoger is stijgt het percentage van de omzet dat de vergunninghouder als cijns afdraagt. In de gasvariant van de voorbeeldwinning is dit percentage 2,8%.

300

3000

250

2500

200

2000

150

1500

100

1000

50

500

0

0

Netto per jaar

Cumulatief, nominaal

2052

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

-1500 2022

-150

2020

-1000

2018

-500

-100

2016

-50

2014

EUR Mln

Cashflow vergunninghouder

Contant(10%)

De waarde die naar de Staat vloeit (EUR 4,8 mld.) komt via EBN en in de vorm van belasting/afdrachten van de vergunninghouder. Onderstaande figuur geeft dit weer, waarbij EBN’s aandeel in deze figuur EBN’s cashflow uit hoofde van het project representeert.

9


Onderstaande tabel vat de resultaten samen, voor de vier prijsscenario’s. Op grond van de veronderstellingen in de voorbeeldwinning blijkt een economisch rendabele ontwikkeling reëel bij een gasprijs van 20 cent of hoger. EUR mld. Prijs (ct/m3)

10

Project

Vergunninghouder

Nominaal

Nominaal

NPV(10%)

IRR

Nominaal

NPV(5%)

15

2,4

0,8

-0,1

7%

1,6

0,6

20

4,7

1,5

0,0

11%

3,2

1,3

25

7,0

2,1

0,2

15%

4,8

2,0

30

9,3

2,8

0,3

18%

6,5

2,6


Staat

4.

Voorbeeldwinning schalie-olie

4.1

Ontwikkelconcept

Net als bij de voorbeeldwinning gas, wordt ook in dit scenario aangenomen is dat er twee rigs worden ingezet om de putten te boren. Vanaf een centrale behandelingsinstallatie worden de initiële pads ontwikkeld. Naarmate de tijd vordert (de hele ontwikkeling duurt circa 14 jaar) zullen nieuwe pads steeds verder van de centrale faciliteit af komen te liggen. Dit is vergelijkbaar met de aanpak voor gas. De optimale locatiekeuze van de centrale faciliteit is voor olie echter mogelijk anders dan voor gas. Wat betreft het ontwerp van de putten en de boor- en productielocaties (de pads) is er weinig verschil met de gas situatie. EBN heeft voor deze olie ontwikkeling een globaal ontwerp gemaakt van de benodigde faciliteiten op de puttenclusters en de centrale locatie. Hiervoor is een begroting opgesteld. In dit scenario wordt de olie via een pijpleiding afgevoerd naar een afnamepunt op een afstand van 50 km. Omdat de locaties van de pads identiek zijn aan de voorbeeldontwikkeling van gas, is de totale gedraineerde oppervlakte van deze ontwikkeling is eveneens ongeveer 150-200 km2.

4.2

Productie

Onderstaande figuur toont het productieprofiel van de schalie-olie voorbeeldwinning, in mln. barrels per jaar, voor alle 130 putten. Het cumulatieve volume bedraagt 88 mln. bbl (plus 2,0 mld m 3 gas). bij het berekenen van de verwachte olieproductie is aangenomen dat de schalieformatie voor zowel olie als gas dezelfde doorlatendheid heeft. Er is echter een risico dat de doorlatendheid voor olie lager is. Daarom heeft EBN tevens een situatie met lagere productiviteit doorgerekend. Die genereert een cumulatief volume van 37 mln. bbl (en 0,9 mld. m3 gas). Aangenomen is, dat de kwaliteit van de olie vergelijkbaar is als die van representatieve olievelden in Nederland waarvan bekend is dat de olie afkomstig is uit de Posidonia formatie. Voor deze analyse is olie uit het Amstelveld als representatief genomen (36° API). Net als in de gasvariant eindigen alle 130 putten met een horizontale sectie van 1500 m lang (77 putten) of 2500 m lang (53 putten) in de Posidonia formatie. De keuze voor een lange of kortere horizontale sectie is afhankelijk van de aanwezigheid van de Posidonia formatie in het studie gebied. De veronderstelde boortijd van deze putten is respectievelijk 2 en 3 maanden.

130 Wells 2 Rigs productieprofiel 6,00

Mln.bbl per jaar

5,00

4,00 3,00 2,00 1,00 -

2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048

base case productiviteit

11


low case productiviteit

4.3

Kosten

CAPEX De kostenschatting voor de putten is gebaseerd op de 2011 schatting (geïnfleerd) van het NFDP, waaraan toegevoegd een ESP (electrisch dompelpomp) van EUR 0,2 mln RT2014 per put. Zowel in de gas- als olievariant van de voorbeeldwinning wordt de CAPEX sterk gedomineerd door de putkosten. De onderstaande figuur geeft de CAPEX voor een olie-ontwikkeling weer.

Cumulatief is er derhalve, uitgedrukt in euro’s Real Term 2014, een bedrag van EUR 1,9 mld. benodigd voor de putten. Nominaal, uitgaand van een jaarlijkse stijging van de kosten met 2%, is dat EUR 2,3 mld. Deze kosten zijn gebaseerd op de aannames dat de boorkosten voor 77 putten EUR 9,0 mln. per put (RT2014) bedragen en voor de langere 53 putten EUR 11,7 per put (excl. ESP). De respectievelijke hydraulic fracturing kosten bedragen EUR 3,2 mln. en EUR 5,3 mln. (RT2014). De cumulatieve investeringskosten voor bovengrondse zaken bedragen EUR 0,32 mld. RT2014; nominaal EUR 0,38 mld. De belangrijkste bovengrondse installatie is de centrale inrichting waarin het geproduceerde olie en het geassocieerde gas op verkoopcondities wordt gebracht. Voor de olie dient een oliestabilisatie inrichting met opslag te worden voorzien, voor het geassocieerde gas is dit een gasbehandelingsinstallatie met compressie. Vergeleken met de voorbeeldwinning gas is die laatste de compressie installatie aanzienlijk kleiner, maar is vanwege de oliestabilisatie de technische complexiteit groter. OPEX Net zoals gas kent ook de ontwikkeling van olie uit schalie relatief hoge operationele (jaarlijkse) kosten. Onderstaande figuur toont de OPEX in de tijd, uitgesplitst naar een aantal categorieën. Cumulatief bedragen deze EUR 1,3 mld. (RT14). Nominaal bedragen de cumulatieve OPEX EUR 2,0 mld. Dit is dus aanzienlijk hoger dan de OPEX voor de voorbeeldontwikkeling gas. Dit wordt mede veroorzaakt door het feit dat in de olievariant zowel gas als olie wordt geproduceerd. Beide stromen zullen behandeld en afgevoerd moeten worden. Daarnaast brengt het gebruik van de ESP’s hoge elektriciteits- en onderhoudskosten met zich mee. Bovendien is de oliestabilisatie, waarin in essentie de olie wordt gekookt zodat alle vluchtige componenten kunnen worden afgescheiden een energie-intensieve, en dus kostbare, operatie.

12


EUR Mln. RT 2014

OPEX 70

1400

60

1200

50

1000

40

800

30

600

20

400

10

200

0

0 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048

Facilities

Putten

ESP's

Personeel

Overig

Cumulatief

De totale kosten die voor dit 13/130 scenario worden verondersteld (inclusief ABEX) bedragen EUR 3,7 mld. RT 2014. Dat is EUR 42 /bbl.

4.4

Olieprijs

Gegeven de horizon van het hier geanalyseerde scenario is de te verwachten prijs een zeer ongewisse grootheid. Daarom wordt ook de schalie-olie voorbeeldwinning bij drie prijsniveaus gewaardeerd: EUR 80 /bbl is de base case prijs, waar omheen een hoog (+20% oftewel EUR 96 /bbl) en een laag (-20% oftewel EUR 64 /bbl) niveau zijn gekozen.

4.5

Waardering voorbeeldwinning schalie-olie

Hieronder volgt de waardering van dit project voor de operator en eventuele andere private investeerders (‘de vergunninghouder’), die gezamenlijk 60% van de kosten dragen en opbrengsten genieten. De andere 40% wordt geïnvesteerd door EBN, dat zijn winst uit het project in de vorm van vennootschapsbelasting (Vpb) en dividend afdraagt aan de Staat. De Staat ontvangt tevens de afdrachten die de vergunninghouder uit hoofde van de Mijnbouwwet verschuldigd is (cijns en winstaandeel), alsmede diens Vpb. Hierna wordt voor de vergunninghouder en voor de Staat de nominaal te ontvangen waarde uit dit project weergegeven, maar wat relevanter is: de Netto Contante Waarde(NPV) van de toekomstige cashflows uit het project. Daarbij is voor de vergunninghouder een disconteringsvoet van 10% gehanteerd, hetgeen diens (minimale) rendementseis geacht wordt te zijn. Voor de Staat heeft de tijdwaarde van geld een andere betekenis, hetgeen wordt weerspiegeld door de cashflow van de Staat tegen 5% contant te maken. Voor de vergunninghouder geven we tevens de Internal Rate of Return (IRR) weer: het rendement van het project. Onderstaande figuur geeft de in dit project gegeneerde 100% nominale bruto cashflow weer, op jaarbasis en cumulatief, in het base case prijsscenario van € 80/ bbl. Dit weerspiegelt de economische waarde die wordt gegenereerd, en door de stakeholders (vergunninghouder en Staat) wordt ‘verdeeld’.

13


700

7000

600

6000

500

5000

400

4000

300

3000

200

2000

100

1000

0

0

Per jaar

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

-2000

2018

-1000

-200

2016

-100 2014

EUR Mln nominaal

Project cashflow

Cumulatief

In totaal wordt er nominaal EUR 6,4 mld. winst voor belasting gegenereerd. De vergunninghouder houdt hier, na aftrek van afdrachten/belastingen, nominaal EUR 2,0 mld. (32%) van over. Voor de investeringsbeslissing, die genomen wordt door de vergunninghouder, is van belang dat de NPV(10%) positief is. De NPV(10%) van de voorbeeldwinning schalie-olie is EUR 0,1 mld. Voor de vergunninghouder bestaat het verschil tussen bruto- en netto winst uit cijns, winstaandeel en Vpb. De cijns is productie/omzet gerelateerd, de andere twee zijn winst gerelateerd. Naarmate de productie in een kalenderjaar hoger is stijgt het percentage van de omzet dat de vergunninghouder als cijns afdraagt. In de base voorbeeldwinning schalie-olie is dit percentage 1,4%.

300

3000

250

2500

200

2000

150

1500

100

1000

50

500

0

0

Netto per jaar

Cumulatief, nominaal

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

-1500

2022

-150

2020

-1000

2018

-500

2016

-50 -100 2014

EUR Mln

Cashflow vergunninghouder

Contant(10%)

De resterende waarde (EUR 4,4 mld.) vloeit naar de Staat, via EBN en in de vorm van belasting/afdrachten van de vergunninghouder. Onderstaande figuur geeft dit weer, waarbij EBN’s aandeel in deze figuur EBN’s cashflow uit hoofde van het project representeert.

14


Onderstaande tabel vat de resultaten samen, voor de drie prijsscenario’s. Op grond van de veronderstellingen in deze voorbeeldwinning blijkt een economisch rendabele ontwikkeling reëel. Base case productiviteit Prijs (EUR/bbl)

Project

Vergunninghouder

Staat

Nominaal

Nominaal

NPV(10%)

EUR mld.

EUR mld.

EUR mld.

64

4,1

1,3

-0,1

8%

2,8

1,0

80

6,4

2,0

0,1

12%

4,4

1,6

96

8,6

2,7

0,2

15%

5,9

2,2

IRR

Nominaal

NPV(5%)

EUR mld.

De resultaten van het scenario met een lagere olie-productiviteit zijn overduidelijk niet economisch. Voor de vergunninghouder is zelfs in het hoge prijsscenario de IRR niet meer dan 4%.

15


5.

Verantwoording scenario’s

EBN heeft voor de voorbeeldwinning van EZ twee scenario’s doorgerekend. In de gasvariant werd 100% droog gas geproduceerd, in de olievariant hoofdzakelijk olie en een kleine hoeveelheid gas. In werkelijkheid zijn ook tussenvarianten heel goed mogelijk. De onderstaande kaart is gebaseerd op werk van TNO en toont de gebieden waarop de kans op olie in de Posidonia schalie het grootst is.

Hierop is goed te zien dat Noord-Brabant, de hypothetische locatie van de voorbeeldwinning, zich waarschijnlijk op het grensgebied tussen olie en gas bevindt. Voor deze regio is het dus ook heel goed mogelijk dat een tussenvariant van condensaatrijk gas (zogenaamd ‘wet gas’) uit de schalie geproduceerd gaat worden. De keuze van twee scenario’s “droog gas” en “hoofdzakelijk olie” zijn uitersten en daardoor zijn alle tussenvarianten ook afgedekt. Ook deze varianten zullen economisch ontwikkeld kunnen worden volgens de gehanteerde criteria van deze twee uitgewerkte scenario’s van de voorbeeldwinning.

16


6.

Waterverbruik ten behoeve van hydraulic fracturing

Per hydraulic fracture wordt 238,5 m3 water gebruikt of wel 5247 m3 voor 22 fracs in de horizontale put van 1500 m en 8586 m3 voor 36 fracs in de horizontale put van 2500 m. Deze volumes zijn identiek aan de volumes die in het NFDP voor deze putten aangenomen zijn. De benodigde water volumes zijn in de schaliegas en schalieolie case gelijk omdat er even veel en even grote fracs aangenomen zijn. Net als in het NFDP wordt geen formatie water geproduceerd. Het enige water dat geproduceerd wordt is flowback en condens water. Aangezien er in de schaliegas case meer gas geproduceerd wordt zal daar ook meer condens water geproduceerd worden. Water ten behoeve van het boren is in deze analyse niet mee genomen, omdat deze volumes erg klein zijn vergeleken met het waterverbruik van hydraulic fracturing Onderstaande figuur toont de volgende water lijnen voor de schaliegas voorbeeldwinning: 1) Totaal benodigde fracvloeistof per jaar. 2) Totale flowback van fracvloeistof per jaar. Hier is aangenomen dat dit 30% van de gebruikte fracvloeistof is. 3) Totaal geproduceerd condenswater per jaar. Hier is aangenomen dat dit 10 m 3 per miljoen m3 geproduceerd gas is. 4) Hergebruik van 90% van het behandelde flowback en condens water op de volgende pad. 5) Het benodigde zoetwater volume per jaar om de totale hoeveelheid fracvloeistof te maken. De maximale benodigde hoeveelheid water per jaar bedraagt ~0.1 mln m 3. In zijn totaliteit is ~0.86 mln m3 benodigd voor de voorbeeldwinning. Deze volumes zijn zonder hergebruik van het flowback en condens water. Indien er 30% flowback en 90% hergebruik van flowback en condens water aangenomen wordt, dan nemen de eerder genoemde getallen af tot ~0.08 mln m3 per jaar en ~0.5 mln m3 in totaliteit. Voor schalieolie zal het benodigde zoet water volume iets hoger zijn omdat er minder gas en dus ook minder condens water geproduceerd zal worden. Deze getallen zijn uiteindelijk natuurlijk erg afhankelijk van hoeveel flowback water er is en hergebruikt kan worden.

Waterstromen voorbeeldwinning schaliegas 120000

80000

flowback fractie:

0.3

hergebruik fractie:

0.9

60000 40000 20000 0 -20000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047

Jaarlijks water volume in m3

100000

-40000 -60000

waterverbruik

flowback

geproduceerd condens water

beschikbaar voor hergebruik

zoet watervraag

17


Annex I: tabellen Waterverbruik, productie en hergebruik in m3

waterverbruik

flowback

geproduceerd

beschikbaar

condens water

voor

zoet watervraag

gasproductie ('1000000)

hergebruik

18

2014

0

0

0

0

0

0

2015

0

0

0

0

0

0

2016

0

0

0

0

0

0

2017

0

0

0

0

0

0

2018

0

0

0

0

0

0

2019

0

0

0

0

0

0

2020

44838

13451,4

1800

0

44838

180

2021

85860

25758

3680

13726,26

72133,74

368

2022

69165

20749,5

5590

26494,2

42670,8

559

2023

62487

18746,1

7500

23705,55

38781,45

750

2024

107325

32197,5

10890

23621,49

83703,51

1089

2025

0

0

13250

38778,75

-38778,75

1325

2026

87291

26187,3

14560

11925

75366

1456

2027

88722

26616,6

17280

36672,57

52049,43

1728

2028

41499

12449,7

17870

39506,94

1992,06

1787

2029

65826

19747,8

17540

27287,73

38538,27

1754

2030

79182

23754,6

15050

33559,02

45622,98

1505

2031

0

0

14840

34924,14

-34924,14

1484

2032

100647

30194,1

18100

13356

87291

1810

2033

26235

7870,5

18920

43464,69

-17229,69

1892

2034

0

0

16090

24111,45

-24111,45

1609

2035

0

0

14990

14481

-14481

1499

2036

0

0

16300

13491

-13491

1630

2037

0

0

12530

14670

-14670

1253

2038

0

0

10900

11277

-11277

1090

2039

0

0

9090

9810

-9810

909

2040

0

0

7650

8181

-8181

765

2041

0

0

6420

6885

-6885

642

2042

0

0

5200

5778

-5778

520

2043

0

0

4140

4680

-4680

414

2044

0

0

3300

3726

-3726

330

2045

0

0

2840

2970

-2970

284

2046

0

0

2420

2556

-2556

242

2047

0

0

1660

2178

-2178

166


Voorbeeldontwikkeling schaliegas (nominale bedragen, base case gasprijs) Aantal putten

Productie Mln. m3

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

19

0 0 0 4 9 15 24 36 48 59 74 85 93 96 101 113 123 124 127 124 121 115 106 94 82 71 56 45 37 34 29 0 0 0

0 0 0 180 368 559 750 1089 1325 1456 1728 1787 1754 1505 1484 1810 1892 1609 1499 1360 1253 1090 909 765 642 520 414 330 284 242 166 0 0 0

Cashflow Project Cashflow vergunningcashflow staat houder EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. Putten CAPEX

Overige CAPEX

0 0 106 142 174 170 165 202 132 198 203 168 181 211 84 152 23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


44 42 81 6 7 3 43 3 13 43 3 7 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

OPEX

0 0 0 14 16 19 22 33 35 41 54 59 63 65 69 73 77 79 81 82 83 83 82 80 79 77 71 67 64 64 64 0 0 0

-44 -42 -187 -106 -80 -11 18 130 277 229 360 419 411 293 423 492 664 584 549 501 465 403 332 275 225 174 115 89 72 62 24 -94 -42 0

-27 -25 -112 -75 -75 -50 -49 -8 59 20 81 113 113 65 151 166 265 237 223 204 189 165 136 114 94 75 47 39 32 30 16 -56 -25 0

-18 -17 -75 -31 -5 39 67 138 217 209 280 307 298 227 272 325 399 347 325 297 276 239 195 161 130 100 68 50 40 32 8 -37 -17 0

Voorbeeldontwikkeling schalie-olie (nominale bedragen, base case olieprijs) Aantal putten

Productie Mln. bbl

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

20

0 0 0 4 9 15 24 36 48 59 74 85 93 96 101 113 123 124 127 124 121 115 106 94 82 71 56 45 37 34 29 17 0 0

0 0 0 0,8 1,4 1,5 2,4 3,3 3,8 3,9 4,8 4,8 4,3 3,5 3,8 4,8 5,0 3,6 3,7 3,3 3,4 2,9 2,7 2,6 2,5 2,4 2,3 2,3 2,1 2,0 1,9 1,7 0 0

Cashflow Project Cashflow vergunningcashflow staat houder EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. Putten CAPEX

Overige CAPEX

0 0 106 143 176 172 168 206 132 202 207 170 183 213 84 157 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


30 25 90 17 19 17 25 18 41 41 18 20 0 19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

OPEX

0 0 0 6 10 15 20 26 33 37 45 52 57 62 68 74 80 81 84 85 87 89 91 92 94 96 98 100 101 101 102 102 0 0

-30 -25 -196 -91 -61 -50 32 100 205 144 268 306 262 121 308 368 529 376 398 352 376 317 295 284 276 268 260 253 240 222 207 184 0 -130

-18 -15 -118 -74 -74 -67 -40 -23 30 -7 47 73 63 2 113 124 219 161 171 151 160 136 127 122 119 115 112 109 103 96 90 81 -1 -78

-12 -10 -78 -17 12 17 71 123 176 151 221 233 200 119 196 244 310 215 228 201 216 181 168 162 157 153 148 144 136 126 117 103 1 -52

Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas. Rapport t.b.v. structuurvisie schaliegas

Recommend Documents