Fiskale oljemålinger (7:7)

Fra plan til penger

Siste del av artikkelserien om fiskale oljemålinger tar et blikk på hele næringskjeden, fra plan for utvikling og drift til daglig drift.

Små måletekniske feil kan resultere i store økonomiske usikkerheter.
Små måletekniske feil kan resultere i store økonomiske usikkerheter. (Bilde: Istockphoto.)

Siste del av artikkelserien om fiskale oljemålinger tar et blikk på hele næringskjeden, fra plan for utvikling og drift til daglig drift.

Fiskale oljemålinger

Artikkelforfatter Rolf Skatvedt er en av landets autoriteter på fiskale målinger. Serien dekker følgende temaer:

 

  1. Hva, hvorfor og hvordan gjøres fiskale mengdemålinger av olje?
  2. Fiskal oljemåling basert på turbinmeter
  3. Fiskale tall med hensyn til olje
  4. Kalibrering av turbinmeter benyttet i fiskale oljemålinger
  5. Fiskale oljemålinger basert på ultralyd
  6. Fiskale oljemålinger basert på Coriolis-kraft (forrige utgave)
  7. Fiskale oljemålinger oppsummert fra PUD til daglig drift (denne artikkelen)

Tekst: Rolf Skatvedt, Trainor Automation AS

 

Utvinning av petroleumsressurser fra norsk kontinentalsokkel forutsetter at olje- og energidepartementet har godkjent lisenseiernes plan for utvikling og drift. Planen inneholder hvordan målinger, som skal danne grunnlag for den norske stats inntekter, skal håndteres, blant annet:

  • Måletekniske beskrivelser
  • Usikkerhetsangivelser
  • Kost- og nyttevurderinger

 

Forskrift hos OD

 

Driftsoppfølging av fiskale oljemengdemålinger på norsk kontinentalsokkel, er fra norske myndigheters side lagt til Oljedirektoratet (OD). OD har en egen forskrift (Forskrift om måling av petroleum for fiskale formål og for beregning av CO-avgift) som styrende dokument for denne type aktiviteter.

 

Fiskal måling er definert som "Måling i forbindelse med kjøp og salg, og beregning av skatt og avgift".

 

All petroleum som produseres og eksporteres, fra norsk kontinentalsokkel, skal måles i forbindelse med kjøp og salg, allokering og beregning av skatter og avgifter. Oljedirektoratet holder øye med de fiskale målingenes nøyaktighet, for selv små avvik i mengde eller kvalitetsmålinger kan utgjøre store summer.

 

Mange målinger

 

Langs veien, fra reservoar til forbruk, passerer oljen en rekke mengde- og kvalitetsmålinger, som produksjon, transport, salg, og det som gir utslipp av karbondioksid (CO) og nitrogenoksider (NOx). Målingene danner grunnlaget for oljeselskapenes inntekter og for statens innkreving av selskapsskatt, særskatt og CO- og NOx-avgift.

 

Forskriften, som ofte omtales som ”måleforskriften”, tar først og fremst for seg hvordan vi skal håndtere kontinuerlig måling av mengde og kvalitet, hvilket normalt er det som bestemmer verdien til et produkt, og derav inntektene til den norske stat.

 

OD er sentral

 

Det daglige ansvaret for at mengder og kvalitet av olje og gass måles på en forskriftsmessig måte, ligger hos operatørene på sokkelen. Oljedirektoratet (OD) har myndighetsansvar når det gjelder å føre tilsyn med oljeselskapene, slik at de fiskale målingene har den nøyaktigheten som kreves.



OD utfører sitt arbeid gjennom deltakelse i planer for utbygging og drift (PUD) og ved oppfølging av design og testing av utstyr. I tillegg følger OD opp drift av måleutstyr på produksjons- og losseinnretninger offshore, og på terminalanlegg på land. Oppfølgingen av design og drift utøves ved tilsyn mot ulike anlegg og gjennom møter med oljeselskapene og utenlandske målemyndigheter.



Klare prioriteringer

Eierskap på felt blir gjerne delt for å redusere risikoen. Conocophillips er for eksempel operatør på Ekofisk med 35 prosent, Total E&P Norge eier 40 prosent, Eni Norge har 12, Petoro står for 5, mens Statiol eier 8 prosent
Eierskap på felt blir gjerne delt for å redusere risikoen. Conocophillips er for eksempel operatør på Ekofisk med 35 prosent, Total E&P Norge eier 40 prosent, Eni Norge har 12, Petoro står for 5, mens Statiol eier 8 prosent Kjetil Alsvik, ConocoPhillips


Oljedirektoratet har i dag en håndfull personer som arbeider med måleteknisk tilsyn. Det store antallet målepunkter gjør at tilsynsoppgavene må prioriteres. Prioriteringen skjer primært ut fra hvor stor økonomisk betydning målingen har. Store petroleumsmengder får tettest oppfølging.



De viktigste salgspunktene for olje og gass er høyest prioritert. Landanleggene Mongstad, Sture og Kollsnes, i Hordaland, Kårstø i Rogaland, eksportterminalene St. Fergus (Skottland), Teesside (England), Dunkerque (Frankrike), Zeebrugge (Belgia), Emden/Dornum (Tyskland), Easington (UK) og lastebøyene på feltene Statfjord, Gullfaks, Åsgard, Norne, Heidrun og Draugen er blant disse.

 

Svimlende summer

 

Tallene er store. Den samlede eksporten, av petroleum fra norsk kontinentalsokkel i 2008, var drøyt 242 millioner salgbare, standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Skatt, avgifter og direkte eierskap sikrer staten en stor del av verdiene som blir skapt i petroleumsvirksomheten. Netto kontantstrøm til staten fra petroleumsvirksomheten utgjorde i 2008 om lag 33 prosent av statens samlede inntekter. Dette utgjør 416 milliarder kroner.



Dyre småavvik



En typisk større oljemålestasjon måler 75.000 fat (bbls) per dag. Verdien av en slik dags mengde (ved oljepris på 80 US dollar per fat og kronekurs på 6,00) er 36 millioner kroner. En feilmåling på bare 0,35 prosent vil utgjøre 126 000 kroner per dag, eller 882 000 kroner per uke. Får unøyaktigheten ligge inne en hel måned, vokser feilmålingen til nesten fire millioner kroner. Små avvik kan dermed koste dyrt, både for staten og for petroleumsnæringen.



Internkontrollen fungerer

 

Måleforskriften ble først fastsatt 1. april 1984, og er siden blitt oppdatert jevnlig. Hovedendringene ble gjort i 1991, 1993, 2001 og 2012. Forskriften er hjemlet i Petroleumsloven, forskriften til Petroleumsloven og CO-avgiftsloven.

 

Systemet med intern kontroll trådte i kraft med måleforskriften i 1984. Den innebærer at ansvaret for at de fiskale målingene skjer forskriftsmessig ligger hos operatørselskapene. Avvik av alvorlig karakter hører til sjeldenhetene. I noen tilfeller har likevel Oljedirektoratet vært nødt til å gå ut med varsel om pålegg fordi det er funnet for store avvik.

 

Risikospredning

 

Felt- og lisensutbygninger i Norge er normalt koplet til flere uavhengige selskaper. Et selskap utpekes som operatør i utbygging eller i driftsfasen. Det at et felt, eller en lisens, har flere eiere er gjort for å spre risikoen over på flere aktører. Dette er så store prosjekter at de kan få store bedrifts- og samfunnsøkonomiske konsekvenser dersom ting skulle gå galt, eksempelvis at et selskap går konkurs.

 

Spredningen i risiko på flere aktører eller lisenseiere gjøres gjennom en prosentvis eierskapsfordeling, for eksempel at de tre eierne A, B og C får en prosentvis fordeling lik 60, 30 og 10 prosent.

 

Fordelingsnøkler

 

Investeringer og avkastning skal da følge denne prosentvise nøkkelfordelingen, hvilket betyr at tilbakeføring av verdi på investert kapital (tas normalt i form av produktmengder) må allokeres (fordeles) mellom eierskapet i henhold til inngåtte avtaler.

 

Avtaler, som regulerer allokering mellom eierskap i en lisens som produserer og løfter ut salgsprodukter fra en dedikert ”fabrikk”, er relativt enkle å håndtere. Koples derimot denne ”fabrikken” også opp mot andre felt eller lisenser, blir det hele raskt mer komplisert. Det kommer da inn andre lisenseiere som må betale tariff for bruk av produksjonsanlegg, kompensasjon for forskjøvet produksjonsprofil og så videre. I tillegg får vi kompleksitetsøkningen knyttet til balanseregnskap, det vil si at summen av det som kommer inn, må samsvare med summen av det som går ut.

 

Komplekse kalkulasjoner

 

I tillegg må det normalt også gjøres verdijusteringer på tvers av lisenseierskapene basert på kvaliteten, og derav verdien til det som kommer fra en lisens eller felt, er annerledes enn det som kommer fra det andre, eller de andre feltene.

 

Når kvalitet i denne sammenheng er knyttet til gitte molekyler eller grupperinger, vil fordeling av mengder på hver av dem bli meget komplisert som en konsekvens av usikkerheter i mengde- og kvalitetsmålinger (verdier fra analyse av representative prøver samlet inn over tid), samt innhold i kommersielle og finansielle avtaler.

 

Krevende allokeringer

 

To hydrokarbonvolum som blandes med hverandre, vil ikke nødvendigvis ende opp med et volum som er lik summen av dem. Det blir som å blande ti liter poteter med to liter erter, resultatet blir ikke tolv liter ferdig produkt. Ei heller vil prisen som oppnås for det blandede produkt (poteter og erter) være lik prisen til poteter eller erter.

 

Felt og lisenser som bygges ut med brønnstyringsløsninger på havbunnen og prosessering på en moderplattform i nærheten, krever av mange årsaker avanserte modeller og simuleringer for riktig allokering mellom de forskjellige interesser og eierskap som eksisterer i slike sammenhenger.

 

Krever kompetanseoppbygging

 

Allokering i systemer med komplekse strukturer er i dag normalt massebaserte (kg) og baserer seg på hydrokarbonmasser fra flerfase- og/eller enfasemålere, sammen med simuleringsfaktorer som ORF (oil recovery factor), OGF (off gas factor), GSF (gas stripping factor) og så videre.

 

Kompleksiteten i allokeringssystemer, som innbefatter verdijusteringer, tariffer, kompensasjoner etc. er ofte større enn i selve metering-systemene (måling av mengde og kvalitet). Allokeringssystemene er derfor steder hvor det lett kan oppstå store feil i verdier som fordeles mellom eierskapene.

 

Standardisering og kompetanseoppbygging er påkrevd i tiden som kommer for å unngå konflikter som ender opp i rettssystemet.

 

Kompetansen, som kreves i de forskjellige fasene fra PUD til normal driftsoppfølging, er sammensatt. Det er behov for inngående forståelse for fluid-prosesser, instrumentering, fysikk, matematikk og så videre på høyere ingeniørnivå kombinert med flere års praktisk erfaring i alle faser.

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå