Economic Feasibility of Power from Shore Solutions at Existing Petroleum Installations: A Real Options Approach

Abstract

Økende CO2-skatt sammen med teknologiske framskritt har gjort landstrømløsninger økonomisk levedyktig for mange felt på den norske kontinentalsokkelen. I dag får de fleste installasjoner på sokkelen kraft fra gassturbiner. Dette er dyrt grunnet høy beskatning på CO2-utslipp. I landstrømløsninger blir offshore-konstruksjoner forsynt med elektrisitet fra land ved hjelp av sjøkabler. Et slikt prosjekt representerer en betydelig kostnad og det er derfor behov for en grundig verdsettelse av prosjektet før en eventuell investering gjennomføres. De siste årene har det vært en drastisk økning i landstrømsløsninger for nyere oljefelt. Imidlertid er det fremdeles veldig uvanlig at felt som allerede er i drift bytter til en landstrømsløsning. Dette skyldes at landstrømsprosjektene er preget av en betydelig investeringskostnad samt usikkerhet i kontantstrømmen for framtidige år.

I denne avhandlingen benytter vi oss av en realopsjonstilnærming for å undersøke investeringsmulighetene rundt å bytte krafttilførsel fra gassdrevne turbiner til landstrøm for olje- og gassfelt som allerede er i produksjon. Vi utvikler en trefaktormodell som tar høyde for usikkerhet i norsk CO2- avgift, gasspriser, samt strømpriser. Disse tre faktorene finner vi til å ha størst innvirkning på prosjektets lønnsomhet. Ved å bruke trefaktormodellen undersøker vi om vi kan avdekke merverdi sammenlignet med statisk nå-eller-aldri verdsettelse. Her implementerer vi en minste-kvadraters Monte Carlo (LSM) algoritme for å bestemme opsjonsverdi, samt optimal investeringsstrategi. Vi bruker så modellen på et reelt case der OKEA ASA, vår samarbeidspartner, vurderer å investere i en landstrømsløsning for Draugen-feltet.

Resultatene fra caset viser at en investering i en landstrømsløsning er svært lønnsom. Dette indikerer at investeringer i landstrøm kan være lønnsomt for olje- og gassfelt som allerede er i produksjon. Vi finner at ved å ta høyde for fleksibilitet, som gjør det mulig for beslutningstakere å endre løpet av prosjektet basert på ny informasjon, til en viss grad gir økt lønnsomhet. Resultatene viser at muligheten til å vente med å gjennomføre investeringen har en potensiell oppside grunnet usikkerhet i markedet og det politiske landskapet. Videre finner vi den viktigste driveren for verdien av fleksibilitet til å være usikkerheten i den norske CO2-skatten. Denne oppgaven gir også politiske innsikter om CO2-avgiften som kreves for å sikre at investering i kraft fra land er den optimale løsningen for beslutningstakerne.

Rising CO2-taxes alongside technological advances has made power from shore (PFS) solutions economically viable for fields on the Norwegian continental shelf (NCS). Today, most installations on the NCS are powered through gas turbines which are expensive to run due to the high taxes on their greenhouse gas (GHG) emissions. In PFS solutions offshore installations are supplied with electricity from the mainland using a subsea power cable transmission system, which requires a substantial investment. Thus, a thorough valuation of the project is required before the investment can be undertaken. In recent years, there has been a drastic increase in power from shore solutions for new oil fields coming into operation. However, it is still very unusual for fields already in operation to switch to a PFS solution. This is because these investments are characterized by a substantial sunk upfront cost as well as cash flow uncertainty.

In this thesis, we apply the real options approach to value the investment opportunity in switching power generation from gas-powered turbines to a PFS solution for petroleum fields already in operation. We develop a three-factor model that incorporates uncertainty in Norwegian CO2-tax, natural gas prices, as well as electricity prices. These three factors have the largest impact on the project profitability. By applying the three-factor real option model we examine if we can uncover excess value compared to static now-or-never valuation. Here, we implement the least-squares Monte Carlo (LSM) algorithm to determine the option value and optimal investment policy. The model is applied to a real case study of the potential electrification of the Draugen field, an oil field in the Norwegian Sea operated by our industry partner OKEA ASA.

Our results for the selected case shows that investment in a PFS solution is highly profitable. This indicates that investments in PFS solution can be economically viable for fields already in operation. We find that accounting for managerial flexibility, which enables decision-makers to change the course of the project based on new information, to some degree gives an increased profitability. The results prove that the option to wait to undertake the investment carries an upside potential due to market and policy uncertainty. Furthermore, we find that the major driver for the value of flexibility is the Norwegian CO2-tax uncertainty. This thesis provides policy insights regarding the CO2-tax required to ensure that investment in power from shore is the optimal solution for the oil and gas companies.