Daa8d4b881ae474b951418c4a722fd63 by QVARTZ

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING UDARBEJDET AF QUARTZ+CO OKTOBER 2013

FORORD I forbindelse med etableringen af brancheforeningen Olie Gas Danmark (OGD) medio 2012 blev Quartz+Co valgt til at udarbejde en sektoranalyse som fik titlen: Den danske olieog gassektors udvikling og samfundsmæssige betydning (1992-2022)1. Formålet med sektoranalysen var at give en faktabaseret og kortfattet beskrivelse af den danske sokkel, sektorens udvikling og dennes samfundsmæssige bidrag. Endelig pegede analysen på, at der er et betragteligt samfundsmæssigt merbidrag forbundet med realisering af en del af det potentiale, som, Energistyrelsen og sektoren mener, eksisterer på dansk sokkel. Som fortsættelse af sidste års rapport er Quartz+Co valgt til at udarbejde en ny analyse og rapport, der går skridtet videre og ser på, hvad der skal til for at realisere potentialet i Nordsøen. Rapporten har titlen: Potentialet i Nordsøen – tre vækstmotorer til realisering og har til hensigt at bidrage med en faktabaseret beskrivelse af og et perspektiv på, hvilke ’vækstmotorer’ og løftestænger aktørerne i og omkring sektoren skal samles om for at realisere potentialet. Rapporten er bygget op omkring tre centrale vækstmotorer; 1) Øget efterforskningsaktivitet, 2) Produktion af marginale felter og 3) Forøgelse af indvindingsgraden. Som det vil fremgå, er der en naturlig sammenhæng mellem de tre vækstmotorer, hvorfor disse bør ses i sammenhæng. For at ramme en balance mellem at beskrive nogle relativt komplicerede problemstillinger og samtidig gøre det på en kortfattet og enkel måde, er det imidlertid valgt

at behandle de tre vækstmotorer selvstændigt med en afsluttende syntese. Således er rapporten delt op i fem kapitler understøttet af en række illustrationer af de væsentligste analyser: #1: Potentialet på dansk sokkel #2: Vækstmotor I – Øget efterforskningsaktivitet #3: Vækstmotor II – Produktion af marginale felter #4: Vækstmotor III – Forøgelse af indvindingsgraden #5: Opsummering: Gearing til vækst på dansk sokkel Hvert af de selvstændige kapitler omkring de tre vækstmotorer indledes med en kort beskrivelse af den historiske udvikling på dansk sokkel, som efterfølgende perspektiveres gennem en beskrivelse af muligheder og udfordringer samt potentielle løftestænger, der kan bidrage til at skabe forudsætningerne for at levere et bæredygtigt samfundsmæssigt merbidrag. Rapportens beskrivelser og analyser er primært baseret på inputdata fra kilderne; Energistyrelsen, Wood Mackenzie, GEUS, SPE International, Professor Erling Halfdan Stenby, Rafael Sandrea (IPC Petroleum Consultants), Oil & Gas UK og Oljedirektoratet i Norge. Derudover har OGD stillet medlemsbasen – såvel olieselskaber som leverandører og serviceselskaber – til rådighed for yderligere indsamling af primære data, surveys, inspirationsworkshops og valideringssessioner. Dette er sket med henblik på at holde analyser og perspektiver op imod aktørernes erfaringer og tekniske indsigt.

Thomas G. Arentsen Partner

1 Rapporten kan findes på OGDs hjemmeside og via følgende link: Den danske olieog gassektors udvikling og samfundsmæssige betydning (1992-2022)

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Nicolai Bargholz Associated Partner

INDHOLDSFORTEGNELSE

Resumé .

Potentialet på dansk sokkel .

1.1

Der er tre centrale vækstmotorer for realisering af potentialet .

Vækstmotor I – Øget efterforskningsaktivitet

2.1

Efterforskningsaktiviteten er på det laveste niveau siden 60’erne .

. .

2.2 Der er stadig færre aktive licenser på dansk sokkel .

. .

4 6

. .

7 .

2.3 En større andel af boringer fører til fund, men fundene bliver samtidig mindre

2.4 Det er blevet dyrere at efterforske efter olie og gas på

den danske sokkel – særligt indenfor de seneste år .

2.5 Mulige løftestænger for øget efterforskningsaktivitet .

. .

. 14 .

Vækstmotor II – Produktion af marginale felter .

. 18

3.1

Udbygningen af marginale fund står stille .

. 18

3.2 Et stadig ringere kommercielt grundlag for udbygning vil

nødvendiggøre flere tilslutninger til eksisterende infrastruktur .

. 20

3.3 Der er umiddelbart gode forhold for yderligere udbygning

af marginale fund via eksisterende infrastruktur .

3.4 Den økonomiske og kommercielle usikkerhed er stor for de marginale felter .

. 21

. 22

3.5 Der er udsigt til, at de producerende felter vil lukke

ned på stribe i de kommende år på grund af manglende produktion .

3.6 Nye investeringer kan udskyde de producerende felters nedlukning . 3.7 Mulige løftestænger for produktion af marginale felter .

. .

Vækstmotor III – Forøgelse af indvindingsgraden .

4.1

Forøgelsen af indvindingsgraden er aftaget igennem de senere år .

4.2 Kalk komplicerer indvindingsforholdene på dansk sokkel .

24 . 29

. 32

4.3 Større felter har bedre betingelser for en høj indvindingsgrad .

4.4 Sekundær indvinding har bidraget mest til forøgelsen af indvindingsgraden .

4.5 Indvindingsgraden er tæt forbundet med antallet af produktions- og injektionsbrønde .

4.6 Tertiær indvinding – herunder CO2-injektion – vil under

nuværende forhold bidrage minimalt til den samlede indvinding

4.7 Der er store barrierer forbundet med CO2-injektion, men skal

potentialet realiseres, haster det med at etablere en kommerciel model .

4.8 Mulige løftestænger for forøgelse af indvindingsgraden .

Sammenfatning: Gearing til vækst på dansk sokkel .

41 44

Ordforklaringer .

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

RESUMÉ Der er et betydeligt olieog gaspotentiale tilbage i den danske del af Nordsøen. Udover de kendte og endnu ikke producerede reserver viser de seneste tal fra Energistyrelsen, at der er et ressourcepotentiale svarende til godt 1,4 mia. tønder olie og gas – eller mere end 40% af Danmarks samlede produktion fra 1972 frem til i dag. Potentialet består af mulige nye olieog gasfund, eksisterende fund som endnu ikke er udbygget og sat i produktion og endelig en forøgelse af indvindingen fra de producerende felter. Realiseres 50% af det estimerede potientiale svarer det til et skattemæssigt merbidrag på ca. DKK 190 mia. frem mod 2042. Realisering af potentialet i Nordsøen kræver en samtidig acceleration af tre centrale vækstmotorer – 1) Øget efterforskningsaktivitet, 2) Produktion af marginale felter og 3) Forøgelse af indvindingsgraden. De tre vækstmotorer er gensidigt selvforstærkende, så alle vækstmotorerne skal være i fart, før hver af dem yder optimalt. Den danske sokkel har nået et modenhedsniveau, som gør, at den ikke kan drives og udvikles som hidtil – der skal tænkes anderledes. Ligeledes skal alle tre vækstmotorer bindes op på den infrastruktur, der er i Nordsøen i dag, og som vil blive afviklet indenfor en overskuelig tidshorisont, hvis ikke der kommer yderligere produktion til. Afvikles infrastrukturen, inden man begynder at realisere ressourcerne, vil ressourcerne forblive i undergrunden for altid, da det ikke vil kunne forsvares økonomisk at etablere en ny infrastruktur til indvinding – der skal handles hurtigt. En forudsætning for på sigt at producere mere er, at der findes mere olie og gas. Der er historisk foretaget 185 efterforskningsboringer på den danske sokkel og gjort 35 fund, som har medført samlede fundne mængder olie og gas svarende til godt 5 mia. tønder. Antallet af aktive licenser og efterforskningsboringer har imidlertid været faldende over tid, og antallet af efterforskningsboringer er i dag på det laveste niveau siden 1960’erne. Stadig flere efterforskningsboringer resulterer i fund. Men samtidig er fundstørrelserne blevet mindre, og det er blevet betydeligt dyrere at foretage efterforskning. Det er alt i alt blevet mere marginalt og mindre attraktivt at lede efter olie og gas i Danmark. Den tendens skal vendes, hvis potentialet i den danske undergrund skal realiseres.

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

At gøre nye fund er kun første vigtige skridt. En forudsætning, for at et fund kan produceres, er, at det udbygges. Af de 35 fund, som gennem tiden er gjort, er 18 blevet udbygget – og et er under udbygning. Omkring halvdelen af samtlige fund er således endnu ikke udbygget. Det skyldes for størstedelens vedkommende, at de er marginale – det vil sige, at de volumenmæssigt er for små eller deres geologiske forhold for komplekse til, at det umiddelbart er rentabelt at udbygge felterne under de nuværende forhold. Med faldende fundstørrelser og stigende udbygningsomkostninger kan flertallet af fremtidens fund ligeledes forventes at være marginale. Skal nuværende og nye marginale fund udbygges, skal den økonomiske usikkerhed forbundet med udbygning nedbringes. Derudover er det en forudsætning, at fundene kan tilsluttes den eksisterende infrastruktur. Men med faldende produktion og stigende driftsomkostninger når de producerende felter snart et punkt, hvor produktionen ikke kan finansiere den fortsatte drift. En stor del af felterne og dermed infrastrukturen vil derfor lukke ned indenfor de næste 10-20 år, medmindre de tilføres ny produktion, og deres omkostninger nedbringes. Derfor er tidsperspektivet en afgørende faktor – jo længere tid man udskyder beslutningen om at udbygge de marginale felter, desto ringere bliver sandsynligheden for, at de kan udbygges. De producerende felter lukker ned, når det ikke længere er rentabelt at opretholde produktionen. En forøgelse af de producerende felters indvindingsgrad (et udtryk for hvor stor en del af de tilstedeværende mængder olie i feltets reservoir som man forventer at kunne indvinde i dets levetid) indeholder i sig selv et stort ressourcepotentiale og kan samtidig med virke til at forlænge levetiden af den eksisterende infrastruktur. Dermed forlænges det tidsmæssige vindue for tilslutning af marginale fund. Indvindingsgraden er betinget af et felts geologiske forhold og af investeringerne, som gøres i indvindingsforøgende tiltag – som eksempelvis nye produktionsbrønde, optimering af eksisterende brønde og etablering af vandinjektion. Antallet af nye produktions- og injektionsbrønde har været kraftigt aftagende de senere år, og det er blevet sværere at opnå yderligere forøgelser af indvindingsgraden (som operatørerne i dag estimerer til 28%). Men rent teknisk kan der fortsat gøres en række tiltag, som

kan bringe indvindingsgraden op på en lang række af felterne. Det kræver imidlertid, at der foretages nye indvindingsforøgende investeringer tids nok til, at tiltagene når at have en positiv effekt på felternes indvinding inden deres nedlukning. Realisering af det samlede ressourcepotentiale på dansk sokkel er i øjeblikket under pres. Størrelsen af potentialet afhænger af, hvor hurtigt de centrale aktører i og omkring sektoren i fællesskab får bragt de tre vækstmotorer op i fart. Der er en række løftestænger, som kan bidrage til at accelerere aktiviteten indenfor de tre vækstmotorer - herunder • Nedbringelse af de nuværende bore-, udbygnings- og driftsomkostninger gennem et tættere operatørsamarbejde

• Tilpasning af den nuværende licenstildelingsmodel til øget fleksibilitet • Indretning af de regulatoriske rammer så de ikke fordyrer aktiviteten unødigt – eksempelvis via harmonisering af myndigheders krav til rigge på tværs af EU-landene som støder op til Nordsøen • Etablering af tiltag som sikrer, at sektoren fremover kan rekruttere den nødvendige kvalificerede arbejdskraft • Etablering af et skatteregime for nye projekter som afspejler soklens nuværende risiko-/afkastprofil og således tilskynder til ny efterforskning, udbygning af marginale felter og indvindingsforøgende tiltag på producerende felter

• Nedbringelse af den samlede tid der bruges på at planlægge og beslutte nye udbygninger • Etablering af en intensiv fælles indsats mellem sektor og stat omkring modning og kommercialisering af indvindingsforøgende teknologier

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

1. POTENTIALET PÅ DANSK SOKKEL Udviklingen på dansk sokkel over de seneste år kunne give indtryk af en dansk olieog gasproduktion under afvikling. Produktionen er faldet markant – gennemsnitligt 10% om året de seneste fem år – og nåede i 2012 105 mmboe2, hvilket er det laveste niveau siden 1995. Der er tæret betydeligt på de tilbageværende reserver – fra 2002 til 2011 er der produceret 1.658 mmboe, men kun tilført 535 mmboe i nye reserver, hvilket svarer til, at der gennemsnitligt er tæret på reserverne med 112 mmboe om året i denne periode. Der er ikke foretaget en udbygning af et nyt felt på dansk sokkel i 10 år, og antallet af boringer er faldet markant siden årtusindeskiftet – de fem boringer foretaget i 2012 er det laveste antal siden 1979 og svarer til 1/10 af antallet foretaget i 2001. Energistyrelsen har for nylig konstateret samme tendens: ”Det danske område i Nordsøen kan efter 40 års produktion betegnes som et modent område med stor fokus på optimering af igangværende produktion og vedligeholdelse af eksisterende anlæg”3. Den danske sokkel har givetvis nået et modent stadie. Baserer man imidlertid den fremadrettede udvikling af den danske olieog gassektor på den antagelse, at sektoren er under afvikling – og

der derfor ikke bør investeres yderligere heri – risikerer man at tabe et stort potentiale på gulvet. Der er et betydeligt tilbageværende produktionspotentiale på den danske sokkel, som potentielt rækker mange årtier frem. Energistyrelsen forventer produktion af 1.065 mmboe olie og gas fra eksisterende, besluttede og sandsynliggjorte udbygninger i den danske del af Nordsøen til og med 2042. Herudover har Energistyrelsen udarbejdet en prog nose for de tilbageværende ressourcer på den danske sokkel. Ressourcerne, som dækker over den yderligere olieog gasindvinding, som samlet set – og under de rette vilkår – kan forventes opnået gennem efterforskning, modning, kommercialisering og produktion af nye reserver, er opgjort af Energistyrelsen til 1.398 mmboe. Ressourcepotentialet – svarende til 41% af den samlede historiske produktion – opgøres dermed til at være næsten 1/3 større end den tilbageværende forventede produktion af reserver. Produktionsmæssigt vurderes der således at være et større tilbageværende potentiale i de mere umodne og usikre ressourcer end i allerede kendte reserver.

UDOVER DE KENDTE TILBAGEVÆRENDE RESERVER ER DER ET YDERLIGERE RESSOURCEPOTENTIALE PÅ DANSK SOKKEL SVARENDE TIL 1.398 MMBOE HISTORISK OG FORVENTET PRODUKTIONSFORLØB SAMT RESSOURCER (OLIE OG GAS) MMBOE 200

2013

Teknologiske ressourcer Efterforskningsressourcer Betingede ressourcer* Gasproduktion Olieproduktion

150

100

0 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 Note: 1972 til 2012 er historiske data, 2013 til 2042 er baseret på prognose udarbejdet af Energistyrelsen * De betingede ressourcer er taget ud af Energistyrelsens forventede produktionsforløb og estimeret på baggrund af risikovægtede tal fra Energistyrelsen. Forløbet af de betingede ressourcer er estimeret af Quartz+Co med udgangspunkt i Energistyrelsens forløb for efterforskningsressourcer og teknologiske ressourcer Kilde: Energistyrelsen; Quartz+Co-analyse 2 En million tønder olieækvivalent (mmboe). En tønde olieækvivalent (boe) er en energienhed som angiver den anslåede mængde energi, der bliver frigivet ved at forbrænde en tønde olie (svarende til 158,97 liter). Boe bruges af olieselskaberne til at kombinere olieog gasreserver i en enkelt og dermed sammenlignelig enhed 3 Energistyrelsen: Danmarks olieog gasproduktion 2012, side 3

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Set i lyset af de seneste års udvikling på den danske sokkel må realisering af det fulde estimerede potentiale dog samtidig anses for at være ambitiøst. Hvorvidt realisering af potentialet er realistisk, afhænger imidlertid af den samlede indsats, som gøres (i form af investeringer, rammevilkår, teknologiudvikling, uddannelse, operatørsamarbejde m.m.) samt timingen af denne indsats i forhold til tidspunktet for nedlukning af de eksisterende produktionsfaciliteter, som gennemsnitligt har nået en alder på over 20 år og produceret over 80% af deres samlede reserver.

produktion over eksisterende felters anlæg for at være kommercielle. Derfor forudsættes ligeledes – indirekte – at de eksisterende felter, som i stigende grad selv bliver marginale på grund af faldende produktion, opretholder tilstrækkelig produktion til fortsat rentabel drift.

Hvis ikke der investeres i efterforskning, nye feltudbygninger og teknologier, som kan forøge indvindingen, så realiseres ressourcepotentialet ikke. Skal potentialet på den danske sokkel realiseres – og yderligere maksimeres – skal der derfor ske en acceleration af den danske olieog gassektors udvikling.

Således er det naturligt at betragte 1) Øget efterforskningsaktivitet, 2) Produktion af marginale felter og 3) Forøgelse af indvindingsgraden som de mest centrale vækstmotorer i realiseringen af potentialet på dansk sokkel. Selvom de tre vækstmotorer berører forskellige led i værdikæden og adresserer hver sin del af ressourcepotentialet, er de i høj grad komplementære – forøgelse af aktiviteten i forhold til den ene vækstmotor øger attraktiviteten af at forøge aktiviteten i forhold til de to øvrige.

1.1 DER ER TRE CENTRALE VÆKSTMOTORER FOR REALISERING AF POTENTIALET Potentialet på dansk sokkel kan inddeles i tre kategorier – efterforskningsressourcer, betingede ressourcer og teknologiske ressourcer4, som ifølge Energistyrelsens estimater udgør hhv. 39%, 19% og 42% af det samlede potentiale. Realisering af efterforskningsressourcerne er afhængig af øget efterforskningsaktivitet til at drive nye fund af olie og gas samt af, at de fundne ressourcer kan omsættes til kommerciel produktion. Efterforskningsaktiviteten er på nuværende tidspunkt på et for lavt niveau til realistisk at kunne realisere det estimerede efterforskningspotentiale. Realisering af de betingede ressourcer forudsætter, at det stigende antal marginale fund, som under nuværende forhold ikke er kommercielle at udbygge, bliver udbygget og produceret. I dag er 1/3 af alle danske fund på 50 mmboe eller derunder blevet udbygget. Størstedelen af de marginale fund er grundet deres begrænsede størrelse afhængige af

Endelig forudsætter realisering af de teknologiske ressourcer, at der gøres en betydelig indsats på dansk sokkel for at forøge den nuværende gennemsnitlige indvindingsgrad5, som er måden, hvorpå de teknologiske ressourcer materialiseres.

Øget efterforskningsaktivitet giver potentielt flere fund, hvilket øger muligheden for samlet udbygning af nærtliggende marginale fund, som ellers ikke ville være blevet udbygget. Produktion af marginale felter øger incitamentet til efterforskning, da det forbedrer udbygningspotentialet for marginale fund og dermed reducerer efterforskningsrisikoen. Udbygning af nye felter skaber ligeledes grobund for ny nærfeltsefterforskning omkring de nye felter. Derudover kan tilslutning af marginale fund til eksisterende platforme udskyde den finansielle nedlukning af disse felter og dermed fastholde ’haleproduktion’6 fra eksisterende brønde i længere tid eller give tid til investering i nye teknologier som eksempelvis CO2-injektion, der kan forøge indvindingsgraden for de eksisterende felter. Endelig vil øget feltudbygning – alt andet lige – forstærke incitamentet til udvikling af generelle teknikker og teknologier til forøgelse af indvindingsgraden, da flere felter vil få gavn heraf.

4 Efterforskningsressourcerne er en vurdering af de mængder, som forventes at kunne indvindes fra nye fund. De betingede ressourcer er udbygninger af fund og nye felter eller videreudbygning af eksisterende felter, hvor det tekniske eller kommercielle grundlag endnu ikke er på plads til en endelig beslutning om udbygning. Teknologiske ressourcer er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurderes yderligere at kunne indvindes ved brug af ny teknologi (Energistyrelsens klassifikationssystem for olieog gasressourcer, juni 2011) 5 Indvindingsgraden er et udtryk for den del af olien i et givent reservoir, som er tilgængelig for indvinding, det vil sige, hvor stor en del af de totale tilstedeværende mængder olie i reservoiret (STOIIP) der kan indvindes i feltets levetid under de givne tekniske og økonomiske vilkår. Den beskriver altid den forventede endelige indvinding og ikke den allerede opnåede indvinding 6 ’Haleproduktion’ (tail-end production) bruges som en betegnelse for den sidste del af produktionen på et felt over dets levetid

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Forøgelse af indvindingsgraden kan udskyde finansiel nedlukning af eksisterende felter, hvilket forlænger det tidsmæssige vindue for tilslutning af marginale fund hertil. Ligeledes kan nye generelle teknikker og teknologier til forøgelse af indvindingsgraden øge marginale felters reserver og dermed forbedre deres udbygningspotentiale, samtidig med at det kan forøge ressourcepotentialet

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

ved efterforskning, da man får mere ud af et felt/ eventuelt fund. Afhængigheden og synergierne mellem de tre vækstmotorer øger blot behovet for en sammenhængende indsats.

2. VÆKSTMOTOR I – ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET gøres, og efterforskningsaktiviteten for alvor tager fart. Feltet Kraka blev fundet offshore af Dansk Undergrunds Consortium (DUC) i 1967, efter A.P. Møller var blevet bevilget eneret til efterforskning og indvinding af kulbrinter (olie og gas) på den danske sokkel i 1962 og kort tid efter stiftede DUC sammen med Gulf Oil og senere Shell.

Efter adskillige års succesfuld efterforskning har ef terforskningsaktiviteten på dansk sokkel det i dag svært. Der er blevet færre aktive licenser, og antallet af efterforskningsboringer er i dag på et lavt niveau. Der gøres fortsat fund af olie og gas, men de bliver stadig mindre, samtidig med at det er blevet betyde ligt dyrere at foretage efterforskning bl.a. som følge af færre tilgængelige borerigge. Skal efterforsk ningsressourcerne realiseres, er der behov for, at an tallet af efterforskningsboringer øges – eksempelvis via indførelse af en differentieret skattemæssig til skyndelse til efterforskning, en mere smidig licens tildelingsmodel, en ensretning af de danske regler for borerigge med de øvrige EU-landes samt en øget udbygning af marginale fund.

Siden 1965 er der i alt foretaget 185 efterforskningsboringer på den danske sokkel, heraf er størstedelen foretaget indenfor et relativt afgrænset geografisk område i den vestligste del af den danske Nordsø (vest for 6°15’), hvor også samtlige 35 fund er gjort. Halvdelen af efterforskningsboringerne (92) er foretaget under eneretsbevillingen, mens den anden halvdel er foretaget under nye licenstildelingsformer introduceret med indskrænkningen af A.P. Møllers eneretsbevilling i 1981, som åbnede op for, at andre aktører end DUC kunne efterforske og indvinde kulbrinter i Danmark indenfor ansøgte og tildelte licensområder. Den første licensrunde på dansk sokkel fandt sted i 1984, og der er indtil nu afholdt seks licensrunder, mens en syvende er planlagt til afholdelse i 2013.

2.1 EFTERFORSKNINGSAKTIVITETEN ER PÅ DET LAVESTE NIVEAU SIDEN 60’ERNE Efterforskningsaktiviteten på den danske sokkel strækker sig tilbage til 1936, hvor de første efterforskningsboringer blev foretaget på land. Der skulle dog gå yderligere 30 år, før det første fund

DER FORETAGES FÆRRE EFTERFORSKNINGSBORINGER, OG STØRSTEDELEN AF BORINGERNE FORETAGES I DAG INDENFOR DET KENDTE KOMMERCIELLE OMRÅDE EN RÆKKE MILEPÆLE HAR VÆRET MED TIL AT DEFINERE UDVIKLINGEN I EFTERFORSKNINGSAKTIVITETEN PÅ DEN DANSKE SOKKEL ANTAL EFTERFORSKNINGSBORINGER FRA 1962-2013, N=185 1983: Licensudbudsrunder blev introduceret

1962:

Eneretsbevilling. Kort efter blev 1967: DUC* stiftet Første fund

1984:

Antal efterforskningsboringer vest for 6°15’ Antal efterforskningsboringer på den resterende danske sokkel

1989:

Licensrunde 1 Licensrunde 3

1981: Indskrænkning af eneretsbevillingen**

1986:

1995:

1998:

2006:

Licensrunde 2

Licensrunde 4

Licensrunde 5

Licensrunde 6

8 6 4

Ø4

2 0 ’62

’64

’66

’68

’70 ’72

’74

’76

’78

’80 ’82

’84

’86

’88

’90

’92

’94

’96

’98

’00 ’02 ’04 ’06 ’08 ’10

’12

1962-1969

1970’erne

1980’erne

1990’erne

2000’erne

2010-2013

14 boringer Gns. 2 pr. år

34 boringer Gns. 3 pr. år

64 boringer Gns. 6 pr. år

32 boringer Gns. 3 pr. år

9 boringer Gns. 2 pr. år

* Dansk Undergrunds Consortium – i dag bestående af APMM, Shell, Chevron og den danske stats olieog gasselskab Nordsøfonden ** 50% areal afleveres tilbage i 1982, yderligere 25% i 1984 og resten i 1986. Områder, hvor indvindingen var i gang, eller hvor der var konstateret forekomster til kommerciel udnyttelse, var undtaget Kilde: Energistyrelsen; Nordsøfonden; Energi- og Olieforum

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

1980’erne var årtiet med det højeste antal efterforskningsboringer på dansk sokkel (64) og 1985 det enkelte år med flest boringer (14). I 1990’erne og 2000’erne var det samlede antal efterforskningsboringer halveret til 32. Kigger man isoleret på de seneste fem år (2008-2012), var antallet af efterforskningsboringer 11, hvilket man skal tilbage til starten af 1960’erne for at finde lavere for en femårig periode. En gennemsnitlig (høj) oliepris i denne periode på USD 92 pr. bbl har tilsyneladende ikke påvirket efterforskningsaktiviteten. Der foretages markant færre efterforsknings boringer på dansk sokkel end på britisk og norsk sokkel – som begge dog har en betydeligt højere tilbageværende prospektivitet end den danske7. Fra 2008-2012 blev der foretaget 127 efterforskningsboringer i Storbritannien, 182 i Norge og 11 i Danmark.

2.2 DER ER STADIG FÆRRE AKTIVE LICENSER PÅ DANSK SOKKEL I 2012 var der samlet set 20 aktive licenser vest for 6°15’ – et fald fra 25 i 2007 og 35 i 2000, hvor licens aktiviteten toppede. Licensrunder er i dag de danske myndigheders primære mekanisme til at udstede nye licenser til efterforskning, men der er over tid blevet betydeligt længere mellem licensrunderne. Licensrunderne har samlet medført tildeling af 76 licenser og 72 efterforskningsboringer på dansk sokkel. Den seneste licensrunde medførte tildeling af 14 licenser, men kun syv efterforskningsboringer, hvilket er det laveste antal boringer i nogen licensrunde – halvt så mange som i runde fem og næsten kun en tredjedel af antallet i runde fire. Der er således en tendens til, at licensrunderne ikke medfører samme antal efterforskningsboringer som tidligere.

ENERETSBEVILLINGEN OG LICENSRUNDERNE TEGNER SIG FOR 90% AF ALLE EFTERFORSKNINGSBORINGER OG 94% AF ALLE FUND PÅ DANSK SOKKEL. DER ER BLEVET LÆNGERE MELLEM LICENSRUNDERNE, SOM SAMTIDIG RESULTERER I FÆRRE BORINGER UDVIKLINGEN I ANTAL TILDELTE LICENSER OG EFTERFORSKNINGSBORINGER SAMT TIDSINTERVALLET PÅ TVÆRS AF DE FORSKELLIGE TYPER AF TILLADELSER 94 19

UDVIKLINGEN I ANTAL TILDELTE LICENSER OG EFTERFORSKNINGSBORINGER SAMT TIDSINTERVALLET FOR LICENSRUNDE 1-6 Licenser Boringer med fund Boringer uden fund År mellem licensrunder

Licenser Boringer med fund Boringer uden fund

72 14

75 58

2 år

25 15

1 Eneretsbevilling

Licensrunder

Åben dør

3 1 2

Minirunde

6 år

3 år 19

31 2

Nabobloktilladelse

3 år

1 11

12 1

8 år 17

14 3 11

14 7

Licensrunde 1

Licensrunde 2

Licensrunde 3

Licensrunde 4

Licensrunde 5

Licensrunde 6

2 år

4 år

6 år

5 år

4 år

5 2

GNS. TIDSINTERVAL PÅ EFTERFORSKNINGSBORINGER*

4 år

5 år

4 år

2 år

* Fra tildelt licens til start af boring. Baseret på datoer og estimater fra Energistyrelsen. År er beregnet som antal dage divideret med 365 Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark; Quartz+Co-analyse 7 IHS Global Windows 2013. Prospektivitet henviser til den samlede mængde prospekter i et område, det vil sige mulige (både kendte og hypotetiske), men endnu ikke anborede/fundne olieog gasforekomster

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Udover licensrunderne kan der i dag tildeles licenser via minirunder, nabobloktilladelse og åben dør. Minirunder og nabobloktilladelser8 er relativt sjældent anvendte på dansk sokkel og har hver resulteret i fire tildelte licenser og tre efterforskningsboringer. Åben dør blev indført i 1997 på alle ikke-licenserede områder øst for 6°15’, hvor der ikke tidligere var gjort olie- eller gasfund. Der kan ansøges om licenser efter først-til-mølle-princippet, og i alt har der været tildelt 25 licenser i åben dør-området. Området, som det ser ud i dag, forekommer dog relativt uattraktivt. Der er kun foretaget fire efterforskningsboringer i åben dør-området og endnu ikke gjort kommercielle fund af olie eller gas. Det gennemsnitlige vægtede tidsinterval fra tildelt licens til start af boring på tværs af de forskellige tildelingsformer er fire år. Intervallet er faldet over de seneste licensrunder, men der er stadig langt ned til første rundes interval, hvor de 12 efterforskningsboringer i gennemsnit blev boret 1,7 år efter tildelt licens. Vores olieproducerende naboer i Storbritannien og Norge har begge en markant højere licensrunde frekvens, end vi har i Danmark. I Storbritannien har man afholdt 27 licensrunder – heraf syv over de seneste 10 år. I Danmark har man i samme periode afholdt en licensrunde. I Norge, hvor man indtil nu har afholdt 22 licensrunder, afholdes ordinære licensrunder, som omfatter umodne dele af soklen, hvert andet år. Derudover foretages der hvert år tildelinger i på forhånd definerede områder, som er mere modne områder med kendt geologi og veludbygget infrastruktur. I Danmark er tilgangen omvendt – her udbydes de modne og velkendte områder i licensrunder, mens umodne og uudforskede områder udbydes efter et åben dør-princip. I både Storbritannien og Norge har man ligeledes strengere myndighedskrav end i Danmark i forhold til, hvor tidligt licenser, der ikke er aktivitet på, skal tilbageleveres. Licenskravene på britisk og norsk sokkel må

dog også forventes at være mere restriktive end de danske på grund af disse soklers højere tilbageværende prospektivitet, hvilket alt andet lige gør dem mere attraktive at investere i.

2.3 EN STØRRE ANDEL AF BORINGER FØRER TIL FUND, MEN FUNDENE BLIVER SAMTIDIG MINDRE Hvor DUC stod for størstedelen af efterforskningsboringerne på dansk sokkel i 1960’erne til 1980’erne, var DONG Energy i 2000’erne den operatør, som foretog flest boringer. Der har det seneste årti været en tendens til, at nye, mindre aktører tegner sig for en større andel af efterforskningsboringerne. I tidligere årtier blev der boret med relativt stor spredning i området vest for 6°15’. I det seneste årti er der boret færre ’wildcats’9 og tættere op ad den eksisterende infrastruktur i den vestligste del af området, hvor de hidtidige fund ligger relativt tæt. Det er ligeledes indenfor dette område, hvor man har de bedste seismiske undersøgelser af undergrunden10. Der er foretaget 2D-seismiske undersøgelser af størstedelen af området vest for 6°15’, men det er den vestligste del af området, som er kortlagt tættest. Derudover er dette vestlige område ligeledes kortlagt med 3D-seismik, hvilket giver operatørerne en forbedret karakterisering af undergrunden i dette område. På flere producerende felter anvendes 3D-seismik endvidere til at skabe (tidsforskudte) 4D-billeder af felternes reservoirer til optimering af indvindingen (se også kapitel 4). Med de seismiske undersøgelser kan boringer foretages med mindre risici, men omvendt også højere omkostninger. Operatørerne får selv foretaget seismiske undersøgelser og har i den forbindelse 5,5 års fortrolighed, hvorefter data typisk frigives, så disse kan købes af andre aktører. En overvejende del af data er af ældre dato. 73% af 2D-seismikken er over

8 Tilladelser til efterforskning i området vest for 6°15’ (eneste område hvor der er gjort kommercielle fund) tildeles normalt kun via licensrunder, men minirunder og nabobloktilladelser giver i få tilfælde mulighed for tildeling af licenser udenfor licensrunderne som følge af et presserende behov for at foretage efterforskningsboringer indenfor eksisterende nærtliggende infrastrukturs levetid (minirunde), eller når geologiske eller produktionsmæssige hensyn taler for, at indehavere af tilladelser til tilstødende områder tildeles licens (nabobloktilladelse) 9 ’Wildcats’ er en betegnelse for efterforskningsbrønde, som bores i relativt uudforskede områder, hvor der endnu ikke er gjort fund af olie/gas 10 Seismiske undersøgelser udføres ved at sende en trykbølge fra en lydkilde ned i undergrunden. Trykbølgen rammer forskellige lag i undergrunden, og en del af trykbølgen vil som følge heraf blive reflekteret tilbage til overfladen og opfanget af specielle modtagere. Således opnås et billede af undergrundens geologi, der kan anvendes til at lokalisere olie og gas. 2D-seismik viser et tværsnit af undergrunden, 3D-seismik viser et tredimensionelt billede af undergrunden, der laves ved at samle 2D-seismiske undersøgelser i et fintmasket net

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

HISTORISK HAR KUN HVER FEMTE EFTERFORSKNINGSBORING MEDFØRT ET FUND, MEN SUCCESRATEN HAR VÆRET STIGENDE DE SENERE ÅR EFTERFORSKNINGSBORINGER PÅ DEN DANSKE SOKKEL VEST FOR 6°15'

SUCCESRATE PÅ DEN DANSKE SOKKEL VEST FOR 6°15' (N=135)*

1962-80 Fund

1981-00 Fund

2000-13 Fund

1962-80 Tør

1981-00 Tør

2000-13 Tør

86%

57%

33%

Totalt antal fund = 35 Totalt antal tørre brønde = 100

Ø26%

2010-2013

21%

2000’erne

17%

1990’erne

1980’erne

1970’erne

1965-1969

17%

Succesrate for den samlede danske sokkel (N=185) 29%

21%

11%

16%

19%

67%

Ø19%

* Succesraten angiver andelen af efterforskningsboringer, som har medført reelle fund (det vil sige mere end blot spor af forekomster). Gennemsnitlig succesrate er totalgennemsnit Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark; Quartz+Co-analyse

20 år gammel, og størstedelen af de 3D-seismiske undersøgelser er foretaget i 1990’erne, hvor kvaliteten af seismikken var ringere, end hvad der kan opnås i dag. 2000’erne bød på det hidtil laveste aktivitetsniveau mht. antallet af seismiske undersøgelser – der blev i gennemsnit foretaget to 2D-seismiske undersøgelser og én 3D-seismisk undersøgelse om året i dette årti. Succesraten – andelen af efterforskningsboringer der medfører reelle fund af olie eller gas – er 19% for den samlede danske sokkel11, mens den isoleret for området vest for 6°15’ er 26%. Samlet set er det altså under hver femte boring, som har medført et fund. Succesraten var faldende i årtierne efter, de første fund blev gjort i 1960’erne, og i de seneste tre årtier har succesraten været under totalgennemsnittet.

De senere år har der dog været en tendens til stigende succesrater, og særligt i indeværende årti har der været boret med stor træfsikkerhed – de foreløbige syv boringer har resulteret i seks fund svarende til en succesrate på 86%. Der bores for tiden således få brønde med en høj succesrate. En høj succesrate er dog ikke ensbetydende med kommerciel succes. Licensrunde seks afholdt i 2006 er et eksempel herpå. I ingen tidligere licensrunde har succesraten været i nærheden af niveauet for sjette runde (71%), men den gennemsnitlige størrelse af fundene var 77% lavere end i femte runde. Hvor femte runde har resulteret i to nyudbygninger (Cecilie og Hejre), har sjette runde endnu ikke medført en færdig udbygning eller indsendelse af en udbygningsplan.

11 Kun efterforskningsboringer efter 1965 er medtaget, det vil sige, de 32 onshore-brønde, som blev boret fra 1936-1959, ikke er medregnet

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

DEN GENNEMSNITLIGE FUNDSTØRRELSE ER FALDENDE, OG DER ER BLEVET LANGT MELLEM DE STORE FUND UDVIKLING I GENNEMSNITLIG FUNDSTØRRELSE PÅ DANSK SOKKEL PR. ÅRTI MMBOE 220 200 180 160

Gennemsnitlig fundstørrelse pr. årti*

202

140 120 100 80

60 60 40 28 20 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 90’erne

Årti Minimum Maksimum Standardafvigelse

90'erne

00’erne

00'erne

10’erne

10'erne-indtil nu

6 (Lulita)

2 (Sofie)

2 (Sara)

882 (Halfdan)

168 (Hejre)

50 (Solsort)

381

* Den gennemsnitlige fundstørrelse er beregnet for reelle fund (det vil sige mere end blot spor af forekomster) Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

Nok gøres der relativt flere fund, men fundene, som gøres, bliver samtidig stadig mindre. Den gennemsnitlige fundstørrelse er faldet væsentligt over de seneste årtier, samtidig med at spændet på fundne mængder er blevet mindre. I indeværende årti er den gennemsnitlige fundstørrelse indtil videre således 28 mmboe – det vil sige mere end syv gange mindre end et gennemsnitligt fund i 90’erne. De samlede fundne mængder olie og gas er i dag væsentligt lavere end tidligere, hvilket er en naturlig udvikling på en sokkel over tid. I 2000’erne blev der i alt fundet 362 mmboe, hvilket svarer til 36% af mængderne fundet i 1990’erne og 19% af mængderne fundet i 1970’erne. I alt er der samlet gjort fund af 4.967 mmboe på dansk sokkel, heraf blev 67% fundet af den første tredjedel af efterforskningsboringerne. 4.265

mmboe – eller 86% af de samlede fundne mængder – er fundet under eneretsbevillingen, mens licensrunderne i det store hele tegner sig for den resterende del. Særligt tre fund har løftet de samlede fundne mængder – fundene af Dan og Gorm på samlet 1.360 mmboe i 1971 og fundet af Halfdan på 882 mmboe i 1999. Tilsammen tegner de tre fund sig for tæt på halvdelen af, hvad der er fundet på dansk sokkel, og de har derfor også stor betydning for soklens samlede ’creaming curve’12 (se næste side). På trods af at de store fund er gjort, og fundstørrelserne er generelt faldende, findes der stadig nye ressourcer på dansk sokkel – i indeværende årti er der indtil videre således gjort fund svarende til 46% af, hvad der samlet blev fundet i 2000’erne.

12 En ’creaming curve’ skildrer, hvordan en sokkel er blevet udforsket ved at se på forholdet mellem de kumulative mængder fund (mmboe) og antallet af efterforskningsboringer over tid

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

DER ER SAMLET FUNDET 4.967 MMBOE PÅ DANSK SOKKEL, HVORAF 86% ER FUNDET UNDER ENERETSBEVILLINGEN CREAMING CURVE FOR DEN DANSKE SOKKEL FRA 1966-2013 mmboe 6.000 5.500

4.967

5.000

4.967 1%

13%

4.500

Naboblok Licensrunder

Fund af Halfdan i 1999

4.000

Minirunde

Eneretsbevilling

3.500 3.000 2.500

86%

2.000

Fund af Dan og Gorm i 1971

1.500 1.000 500

Antal 0 boringer År

1970

1980

100

110

120

130

1990

140

150

160

2000

170

180

190

2010

Kilde: Energistyrelsen; DUC faktabog; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

Der er gjort fund på syv forskellige play-typer på dansk sokkel13. Historisk er der gjort flest fund på play-typen ’Danian og Øvre Kridt kalk’ (14). Der foretages dog i stigende grad efterforsknings boringer med nye play-typer som mål for at afsøge nyt potentiale i takt med, at det tilbageværende potentiale i eksisterende play-typer udtømmes. Dette har resulteret i, at der de seneste 10 år primært er gjort fund på de yngre og ældre plays i undergrunden. Der er gjort 11 fund i Øvre jura sandsten og Mellem jura sandsten, som begge typisk er miljøer med højt tryk og høj temperatur (HPHT), hvilket forøger kompleksiteten og dermed også risikoen og omkostningen forbundet med at bore og udbygge et felt. Hejre bliver det første udbyggede HPHT-felt på dansk sokkel, når det starter produktion i 2015. Andre HPHT-fund vurderes ikke til at være teknisk mulige eller kommercielle at udbygge på nuværende tidspunkt – eksempelvis det store Svane-gasfelt. Energistyrelsen vurderer, at der er potentiale i yderligere efterforskning af nye play-typer. I takt med at sandsynligheden for at gøre marginale fund er blevet større, og at operatørerne samtidig

er begyndt at efterforske i mere uafprøvede og komplekse play-typer, er det blevet relativt mere ressourcekrævende og yderligere vidensintensivt at foretage efterforskning på dansk sokkel. Således vurderer operatørerne, at der vil være behov for at ansætte flere medarbejdere indenfor geologi og geofysik i de kommende år14. Antallet af nyuddannede geologer i Danmark er imidlertid faldet markant de senere år – fra 69 i 2007 til 17 i 2012.

2.4 DET ER BLEVET DYRERE AT EFTERFORSKE EFTER OLIE OG GAS PÅ DEN DANSKE SOKKEL – SÆRLIGT INDENFOR DE SENESTE ÅR Den gennemsnitlige efterforskningsomkostning pr. boring er steget med 2% om året (renset for inflation) over de seneste tre årtier til DKK 284 mio. pr. efterforskningsboring i 2000’erne. Men særligt de seneste år er efterforskningen blevet markant dyrere – i perioden 2008-2012 var den gennemsnitlige efterforskningsomkostning pr. boring DKK 445 mio., hvilket er 57% højere end det samlede gennemsnit for 2000’erne.

13 Et play er en kategoriseret betegnelse for de geologiske vilkår, som kontrollerer en gruppe af felter eller prospekter indenfor en region 14 Baseret på input fra operatørerne af de producerende felter, juli 2013

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

EFTERFORSKNINGSOMKOSTNINGERNE ER STEGET BETYDELIGT DE SENERE ÅR 445

GENNEMSNITLIG EFTERFORSKNINGSOMKOSTNING PR. BORING I 2012-TAL* DKK MILLIONER

+2%

284

251 186

1980’erne

1990’erne

2000’erne

2008-2012

*Samlede efterforskningsomkostninger pr. år divideret med antallet af efterforskningsboringer foretaget i samme år. Omkostningerne er korrigeret for inflation og omregnet til 2012-tal Kilde: Energistyrelsen

På grund af stor global efterspørgsel samt generelt skærpede miljø- og sikkerhedskrav til boreoperationer oplever operatørerne, at prisen på leje af borerigge er steget betydeligt de senere år. Samtidig begrænses tilgængeligheden i kraft af den manglende harmoniseringen af krav til rigge i EU-landene omkring Nordsøen. Det tager lang tid at opgradere en rig til de forskellige landes standarder, hvilket der, i det nuværende marked, kun er begrænset villighed til blandt rigejerne, uden at samtlige omkostninger forbundet hermed væltes over på olieselskaberne. Samtidig er det kendt, at jo flere brønde en rig skal bore i forlængelse af hinanden, desto mere attraktiv er kontrakten for rigejeren. Fra 1992 til 2013 har 30 forskellige borerigge opereret på dansk sokkel i forbindelse med efterforskningsboringer, hvor de i gennemsnit borede under to efterforskningsbrønde i perioden, hvor de var på soklen. Det ses således sjældent, at rigge hyres til at bore kampagner med flere efterforskningsboringer, og ligeledes at flere operatører samarbejder om borekampagner.

boringer samt boringernes høje succesrate. Det bør således overvejes, om den nuværende risikofordeling mellem staten og licenshaverne (investorerne) – i efterforskningen efter nye ressourcer på dansk sokkel – er passende i forhold til at sikre en forøgelse af efterforskningsaktiviteten.

2.5 MULIGE LØFTESTÆNGER FOR ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET

En differentieret incitamentsstruktur – fremfor en generel tilskyndelse til efterforskning – koblet til eksempelvis særlige geografiske områder, play-typer eller feltstørrelse vil potentielt kunne bidrage til at målrette aktiviteter mod nye og mere marginale ressourcer. Der er stadig områder i den danske del af Nordsøen – også vest for 6°15’ – som er relativt uudforskede, der er play-typer, som er uafprøvede og andre, som er svære at kommercialisere (eksempelvis Danian, Nedre kridt og HPHT), og der er et stigende antal marginale fund, som ligger uudbyggede hen.

Det er centralt for potentialerealiseringen, at antallet af efterforskningsboringer øges. Med faldende gennemsnitlige fundstørrelser og markant stigende efterforskningsomkostninger synes licenshaverne under de nuværende gældende forhold at have begrænset appetit på risikoen forbundet med efterforskning, hvilket antydes af det lange tidsinterval fra tildelt licens til start af boring, det lave antal

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Et eksempel fra Norge viser, at en ændring i de generelle rammevilkår kan have en kontant effekt på efterforskningsaktiviteten. I 2005 indførte de norske myndigheder en ordning med kontant tilbagebetaling af skatteeffekten af efterforskningsomkostninger, hvilket mere end firedoblede efterforskningsaktiviteten over tre år til det højeste niveau nogensinde på norsk sokkel. På trods af den kraftige stigning i antallet af boringer var succesraten samtidig over 50%. I maj 2013 meddelte den norske regering dog, at der vil ske en reduktion af skattefradraget forbundet med kapitalinvesteringer bl.a. med henblik på at skabe et fornyet omkostningsfokus i industrien, hvor efterforskningsomkostningerne er steget betydeligt i de seneste år.

I Storbritannien har myndighederne flere gange benyttet ændringer i skattesystemet til at påvirke efterforskningsaktiviteten i en bestemt retning. Således indførte man i 2009 en ’small field allowance’, som man udvidede i 2012, der giver et skattemæssigt fradrag for udbygning af felter under 50 mmboe, og man indførte derudover en ’HPHT allowance’, som siden er blevet lempet (se også kapitel 3). Ligeledes er der i 2012 indført fradrag for nye store felter på dybt vand vest for Shetlandsøerne samt for felter med gasindvinding på lavt vand. Mens det stadig er for tidligt at vurdere effekten heraf, har Oil & Gas UK foretaget beregninger, som viser en sandsynlig positiv effekt på aktiviteten15. Det bør ligeledes overvejes, om den nuværende danske licenstildelingsmodel i tilstrækkelig grad tilskynder til initiativ og investeringslyst. Der er stadig færre aktive licenser på dansk sokkel, der er langt mellem licensrunderne, som samtidig kaster stadig færre boringer af sig, åben dør-området forekommer ikke attraktivt, og perioden fra tildelt licens til start af efterforskningsboring er lang. Skal efterforskningsaktiviteten øges, er et væsent ligt element at få øget fleksibilitet ind i licens tildelingsmodellen med henblik på at øge antallet af aktive licenser.

Endnu en faktor, som påvirker boringers planlægningsperiode, men også de samlede efterforskningsomkostninger, er tilgængeligheden af borerigge, som i disse år er begrænset af stor global efterspørgsel og de europæiske myndigheders forskellige krav til rigge. En standardisering af myndigheders krav til rigge på tværs af EU-landene, som støder op til Nordsøen, der ville betyde, at hvis en rig er godkendt til at gå ind i ét nationalt farvand, er den også godkendt til at gå ind i de øvrige, ville have en gavnlig virkning på antallet af rigge, som står til rådighed for den danske olieog gassektor.

Øget fleksibilitet kan umiddelbart opnås på to måder – ved at øge frekvensen af licensrunderne eller ved at åbne hele den danske sokkel op som åben dør-område. Hvor den første løsning giver licenshavere mulighed for oftere at ansøge om licens i det nuværende kommercielle område, giver den anden løsning mulighed for frit at ansøge om licens i alle endnu ikke-licenserede områder på hele den danske sokkel. Licenshaverne på dansk sokkel vurderer, at begge initiativer potentielt kan have en positiv effekt på efterforskningsaktiviteten16.

Ud fra en aktivitetsbetragtning er det et stort problem, at det bliver stadig dyrere at finde stadig mindre – efterforskningsomkostningerne pr. brønd stiger eksplosivt, samtidig med at den gennemsnitlige fundstørrelse er faldende. Efterforskningsomkostningerne er i høj grad drevet af omkostninger til rigleje, og en øget tilgængelighed af rigge vil derfor have en positiv effekt på efterforskningsomkostningerne. Længere borekampagner øger typisk attraktiviteten af kontrakten for rigejeren, hvilket påvirker rigleje og tilgængelighed positivt. Derfor synes det at være nærliggende at etablere et tættere samarbejde blandt operatørerne på dansk sokkel omkring borekampagner. Et tættere samarbejde kunne ligeledes omfatte indsamling af seismik, som man ser det i Norge, samt en fælles uddannelsesindsats for at sikre, at de nødvendige ressourcer og kompetencer er til stede for at øge efterforskningsaktiviteten.

Forud for implementering af sådanne modeller bør de danske myndigheder dog overveje – indenfor rammerne af EUs licensdirektiv – om modellerne vil have den tilsigtede effekt uden en samtidig skærpelse af, hvor hurtigt en licens skal tilbageleveres, hvis ikke der er aktivitet på licensen. Den danske sokkels – og især det nuværende kommercielle områdes – begrænsede størrelse nødvendiggør konstant

Endelig er det kritisk, at der sker en øget udbygning af marginale fund (se også kapitel 3) – det vil sige fund, som er for små eller omkostningstunge at udbygge til at være kommercielle under nuværende forhold. Sker dette ikke, vil efterforsknings aktiviteten blot resultere i, at antallet af uudbyggede felter hober sig op, i takt med at fundene på dansk sokkel bliver stadig mindre.

15 Oil & Gas UK Fiscal Insights October 2012 16 Quartz+Co olieog gassektor survey og workshop, juni 2013

aktivitet på tildelte licenser, hvis en mere fleksibel og dynamisk licensmodel skal fungere. Omvendt må sådanne skærpede krav ikke hæmme lysten til overhovedet at ansøge om licens. Forstærkede incitamenter til efterforskning kan forventes ikke blot at have en positiv effekt på antallet af efterforskningsboringer, men også på hvor hurtigt de gennemføres.

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

HIGHLIGHTS: VÆKSTMOTOR I – ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET CENTRALE FAKTA

LØFTESTÆNGER

• Fra 1965 til 2013 er der i alt foretaget 185 efterforskningsboringer på dansk sokkel, hvoraf 135 er foretaget i den vestligste del af den danske Nordsø (vest for 6°15’), hvor også samtlige 35 fund er gjort. Det er således kun omkring hver femte boring i den danske Nordsø, som har ført til fund af olie og gas

• Etablering af en mere fleksibel licenstildelingsmodel gennem øget frekvens af licensrunder eller ved at åbne hele den danske sokkel op som åben dør-område

• Antallet af efterforskningsboringer er faldende, og i perioden 2008-2012 var efterforskningsaktiviteten i Danmark den laveste siden 1960’erne

• Harmonisering af myndigheders krav til borerigge på tværs af EU-landene som støder op til Nordsøen

• Der bliver færre aktive licenser. I 2012 var der samlet set 20 aktive licenser vest for 6°15’ – et fald fra 25 i 2007 og 35 i 2000, hvor licensaktiviteten toppede. Licensrunderne medfører ikke samme aktivitet som tidligere

• Særlige incitamenter i skattesystemet koblet til eksempelvis bestemte geografiske områder, play-typer (herunder Danian, Nedre kridt og HPHT) eller feltstørrelse

• Antallet af efterforskningsboringer, som resulterer i fund, er stigende, men størrelsen af fundene er samtidig kraftigt faldende

• Tættere samarbejde blandt operatørerne på dansk sokkel omkring borekampagner

• Øget udbygning af marginale fund som retfærdiggør fortsat efterforskning på trods af faldende fundstørrelser

• De samlede fundne ressourcer udgør 4.967 mmboe, hvoraf 4.265 mmboe (86%) er fundet under eneretsbevillingen • Efterforskningsomkostningerne er steget markant de seneste år. I perioden 2008-2012 har hver efterforskningsboring i gennemsnit kostet DKK 445 mio., hvilket er 57% højere end det samlede gennemsnit for 2000’erne

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

3. VÆKSTMOTOR II – PRODUKTION AF MARGINALE FELTER En stor andel af de mindre fund på dansk sokkel er blevet udbygget, men udbygningen af marginale fund – som samlet udgør en betydelig ressource mængde – har stået stille de seneste år, og næsten halvdelen af samtlige fund på dansk sokkel er således endnu ikke udbygget. Grundet deres begrænsede feltstørrelse og betydeligt stigende udbygnings omkostninger forudsætter udbygning af marginale fund tilslutning til eksisterende infrastruktur, men dette er en udfordring trods gode afstandsmæs sige, infrastrukturmæssige og juridiske forhold. Der er stor økonomisk usikkerhed forbundet med ud bygning af marginale fund, som gør, at de har svært ved at konkurrere om investeringer. Skal de margi nale fund udbygges, kræver det opkobling til den eksisterende infrastruktur. Der er dog umiddelbart udsigt til, at store dele af den eksisterende infra struktur vil lukke ned de kommende år på grund af manglende produktion til at opretholde en dyr drift, hvilket reducerer det tidsmæssige vindue for tilslut ning af marginale fund. Skal marginale fund tilslut tes den eksisterende infrastruktur i de kommende år,

må deres samlede planlægningsperiode og økono miske usikkerhed nedbringes. Samtidig skal det gø res attraktivt for både nuværende og nye aktører at investere yderligere i de producerende felters ’hale produktion’, som kan forlænge deres finansielle leve tid og dermed det tidsmæssige vindue for tilslutning af marginale fund.

3.1 UDBYGNINGEN AF MARGINALE FUND STÅR STILLE Det er kun omkring hver femte boring, som fører til fund af olie og gas, og selvom der gøres et fund, er det ikke givet, at fundet bliver udbygget og dermed indvundet. Historisk set har det i gennemsnit krævet godt 10 efterforskningsboringer at gøre ét kommercielt fund på dansk sokkel. Af de 35 fund af olie og gas, som er gjort, er 18 blevet udbygget og ét er under udbygning. Godt halvdelen af samtlige fund er således endnu ikke udbygget.

DE IKKE-UDBYGGEDE FUND ER SMÅ OG LIGGER DYBT SAMMENLIGNET MED DE UDBYGGEDE FELTER. DER ER ALDRIG UDBYGGET ET SELVSTÆNDIGT FELT UNDER 85 MMBOE FELTSTØRRELSE OG RESERVOIRDYBDE FOR ALLE FELTER PÅ DANSK SOKKEL MMBOE/METER Tieback/sandsten Ikke udbygget

Kalk/stand-alone Sandsten/stand-alone Tieback/kalk

Feltstørrelse mmboe 950

Dan Halfdan

900 850 800

Tyra

Gorm

400 350

Skjold

300

Syd Arne

250 Harald

200

Hejre**

Valdemar

150

Roar

100

Siri

50 0 0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

Reservoirdybde* meter Note: Under stregen er der på nuværende tidspunkt aldrig udbygget et stand-alone-felt * For eksisterende felter, hvor reservoirdybden varierer for samme felt, anvendes den gennemsnitlige feltdybde. For ikke-udbyggede fund er reservoirdybden lig med funddybden ** Hejre-feltet er under udbygning og forventes sat i produktion ved udgangen af 2015 Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

46% AF ALLE FUND ER ENDNU IKKE UDBYGGET, OG DER PLANLÆGGES I ØJEBLIKKET KUN UDBYGNING AF ÉT AF DISSE FUND UDBYGNINGSSTATUS FOR FUND PÅ DANSK SOKKEL

ANTAL OG PROCENT 35

Maersk Oil

PA Resources

Tilbageleveret til Energistyrelsen

DONG Energy

Wintershall

Størrelsen angiver fundstørrelse

ÅR SIDEN FUND

40 35 Adda

51%

Gert

Elly

Boje Ravn

25 1 3%

100%

Alma

Amalie

20 Svane

46%

Sofie

5 0 Fund på dansk sokkel

Udbyggede fund*

Igangværende udbygninger

Ikke-udbyggede fund

Lille John

10 Rau Sara

Solsort Luke

Ingen planer om udbygning – ikke kommercielt p.t.

Broder Tuck Hibonite**

Potentiel udbygning – mulighed for udbygning undersøges p.t.

Udbygning planlægges p.t

* Syd Arne blev udbygget efter en vurderingsboring i forlængelse af efterforskningsboring I-1X, som blev boret i 1969 under Eneretsbevillingen ** Da Hibonite er et nyligt fund, er der en ekstraordinær stor usikkerhed forbundet med den angivne fundstørrelse Kilde: Wood Mackenzie; Energistyrelsen; Medlemmer af Olie Gas Danmark; Quartz+Co-analyse

Der er en række årsager til, at disse fund endnu ikke er udbygget, hvoraf de primære er deres begrænsede feltstørrelse og/eller deres geologiske forhold (play-type og reservoirdybde)17. De ikkeudbyggede fund har en gennemsnitlig størrelse på 30 mmboe og ligger på ca. 3.700 meters dybde. Fem ikke-udbyggede fund – Sofie, Alma, Boje, Rau og Sara – er på under 10 mmboe, mens det største – Svane – har en størrelse på 138 mmboe, men samtidig en reservoirdybde på mere end 5.800 meter. De udbyggede felter på dansk sokkel har til sammenligning en gennemsnitlig størrelse på 242 mmboe og en reservoirdybde på 2.319 meter. De ikke-udbyggede fund er således belastet af at være små og samtidig dyre og komplekse at udbygge på grund af de tryk og temperaturer, som deres dybde forårsager. Størstedelen af disse fund er derfor marginale, det vil sige, at de under nuværende forhold ikke er økonomiske at udbygge.

Af de 16 fund, som ikke er udbygget, er der kun ét felt, hvor der p.t. planlægges udbygning – feltet Adda. Syv felter tænkes der ikke i udbygning af i øjeblikket, da de ifølge operatørerne er langt fra at være kommercielle. Disse felter udgør tilsammen 238 mmboe. Otte felter – som tilsammen udgør 212 mmboe – vurderes af operatørerne som potentielle udbygninger, men hvor muligheden for en kommerciel udbygning p.t. undersøges. Halvdelen af disse felter, som bl.a. tæller Solsort og det nylige fund Hibonite, er fundet for under tre år siden. Den anden halvdel blev fundet for over 20 år siden, uden at de er kommet tættere på en udbygning. Der er således gjort flere fund indenfor de seneste år, som muligvis vil kunne udbygges, men væsentligt ældre fund i samme kategori tydeliggør, at det ikke kan forventes, at en potentiel udbygning resulterer i en hurtig udbygning. Det er i dag således 10 år siden, at produktionen startede på de seneste udbyggede danske felter under 50 mmboe.

17 Baseret på input fra operatørerne af de ikke-udbyggede felter, juni 2013

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

3.2 ET STADIG RINGERE KOMMERCIELT GRUNDLAG FOR UDBYGNING VIL NØDVENDIGGØRE FLERE TILSLUTNINGER TIL EKSISTERENDE INFRASTRUKTUR Udviklingen i den gennemsnitlige fundstørrelse vil gøre udbygningsbeslutningerne stadig sværere i fremtiden. Den gennemsnitlige fundstørrelse i indeværende årti har været 28 mmboe – det svarer til under halvdelen af fundstørrelsen i 2000’erne og kun 14% af fundstørrelsen i 1990’erne (se også kapitel 2). Det uafhængige informationshus IHS regner i deres analyse af dansk sokkel med en fremadrettet gennemsnitlig fundstørrelse på 15 mmboe – altså væsentligt lavere end den nuværende og samtidig betydeligt lavere end de forventede fundstørrelser på norsk og britisk sokkel18. Fundstørrelserne har nået et niveau, hvor de er på grænsen af at kunne føre til udbygning af nye selvstændige felter (stand-alone). Operatørerne på dansk sokkel estimerer, at en ny selvstændig udbygning – som Dan, Syd Arne og Siri – som minimum kræver en feltstørrelse på 40-100 mmboe, mens en nærfeltsudbygning med en tilslutningsløsning – som Nini, Valdemar og Dagmar – forudsætter mindst 1015 mmboe. Der er således flere eksisterende fund, som slet ikke vil kunne forventes udbygget under de nuværende vilkår, og kun få fund – hvis nogen – som kan forventes selvstændigt udbygget.

Med stadig faldende fundstørrelser er der alt andet lige et stadig ringere kommercielt grundlag for nyudbygninger på dansk sokkel. Udbygning af felter vil derfor fremadrettet i stigende grad forudsætte tilslutning til eksisterende felter, da dette er en betydeligt mindre omkostningstung udbygningsform end etablering af nye selvstændige platforme. Dette behov forstærkes af, at udbygningsomkostningerne generelt er steget betydeligt de seneste år drevet af stor global efterforsknings- og udbygningsaktivitet, som bl.a. har medført markant forøgede omkostninger til leje af borerigge (se også kapitel 2). På britisk sokkel, hvor forholdene og modenheden er tilsvarende den danske, er udbygningsomkostningerne steget fra USD 13 pr. boe i 2006 til USD 21,5 pr. boe i 2012 svarende til en gennemsnitlig stigning på 9% om året i denne periode. Tilslutning af mindre fund til eksisterende platforme er ikke nyt på dansk sokkel, og i sammenligning med Norge og Storbritannien er en relativt stor andel af de mindre danske felter udbygget. I Danmark er der samlet gjort 22 fund på 50 mmboe eller derunder, hvoraf syv er udbygget, hvilket giver en udbygningsprocent på 32. Den tilsvarende udbygningsprocent for britiske og norske felter i den del af Nordsøen, som støder op til den danske, er hhv. 19 og 8.

EN STOR ANDEL AF DE MINDRE DANSKE FUND ER UDBYGGET SAMMENLIGNET MED NORSKE OG BRITISKE FUND, OG ALLE ER UDBYGGET VIA TILSLUTNING TIL EN STØRRE PLATFORM UDBYGGEDE FUND ELLER FUND UNDER UDBYGNING PÅ 50 MMBOE ELLER DERUNDER PROCENT, ANTAL UDBYGGENDE FUND

ANVENDT UDBYGNINGSKONCEPT FOR UDBYGGEDE FELTER PÅ 50 MMBOE ELLER DERUNDER PÅ DANSK SOKKEL PROCENT, ANTAL UDBYGGENDE FUND

32%

100%

71%

19% 14% 13

8% 5

NO*

UK*

* Fund i den del af Nordsøen som støder op til den danske Kilde: Wood Mackenzie; Maersk Oil; DONG Energy; HESS 18 IHS Global Windows 2013

14%

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Andel udbygget via tieback

Ubemandet indvindingsplatform

Undervandsinstallation

Produktionsboring fra stand-alone

Af de 18 udbyggede felter på dansk sokkel er de 11 tilsluttet som tiebacks19 til større nærtliggende platforme – herunder samtlige syv felter med en størrelse på under 50 mmboe. Fem af disse syv felter er udbygget med en ubemandet indvindingsplatform (eksempelvis Nini), et enkelt felt med en undervandsinstallation (Regnar) og det sidste med lange produktionsbrønde direkte fra en selvstændig platform (Lulita). Man har således historisk udbygget tiebacks med brug af flere forskellige tekniske koncepter. Derimod er mere kreative kommercielle løsninger til udbygning af marginalfund, som der er eksempler på fra andre sokler, aldrig set anvendt. Dette gælder eksempelvis ’clubbing’, hvor en operatør af et marginalfund kobler sig på en anden operatørs videreudbygning af et eksisterende felt eller ’clustering’, hvor operatører af nærtliggende marginalfund går sammen om en fælles udbygning. Sidstnævnte er bl.a. set i den britiske del af Nordsøen, hvor syv forskellige operatører af hvert deres marginale felt gik sammen om ETAP-udbygningen.

3.3 DER ER UMIDDELBART GODE FORHOLD FOR YDERLIGERE UDBYGNING AF MARGINALE FUND VIA EKSISTERENDE INFRASTRUKTUR I 2011 blev Undergrundslovens nuværende §16 vedtaget, som sikrer andre licenshavere adgang til eksisterende infrastruktur, såfremt ressourcemæssige, økonomiske eller samfundsmæssige hensyn tilsiger det. De regulatoriske rammer er derfor på plads til at tilskynde udnyttelse af den eksisterende infrastruktur. Effekten af den nye lovgivning kan dog ikke dokumenteres endnu. Der er endnu ikke udbygget et fund som tieback på dansk sokkel, der ikke opereres af samme selskab, som driver den tilstødende procesplatform – alle tiebacks opereres således i dag af de samme selskaber, som også opererer procesplatformene, de er knyttet til. Dog produceres det norske felt Trym, som er opereret af DONG Energy, og Lulita-feltet, som er en samordnet udbygning mellem flere licenser, via den Maersk Oil-opererede Harald-platform. Endvidere pågår der drøftelser om yderligere tiebacks.

DE IKKE-UDBYGGEDE FUND LIGGER TÆT OP AD DEN EKSISTERENDE INFRASTRUKTUR IKKE-UDBYGGEDE FUND, STAND-ALONE-FELTER OG TIEBACKS FORDELT PÅ OPERATØRER (2013)

AFSTAND FRA FUND TIL NÆRMESTE INFRASTRUKTUR Marginalfund (mmboe) Stand-alone

Nini

Tieback Siri Harald

Cecilie

Syd Arne

Infrastruktur

Alma (7)

Tyra

Dan

Harald/Lulita

Gul DONG Energy Blå Maersk Oil

Bøje (8)

Valdemar

Broder Tuck (36)

Skjold

31 50

Adda (33)

Amalie (31)

Grå HESS

Lulita Hejre 2015-Q4 Svend*

Fund (mmboe)

Elly (29)

32 Rolf

Sara (2)

Gorm Dagmar Skjold

Valdemar

8 22

Rau (5)

Tyra

Halfdan

Sofie (2)

Dan

Solsort (50) Kraka

Regnar

Svane (138)

Valdemar

Luke (32) Ravn (50)

Skjold

Lille John (27)

Roar 33

Syd Arne

Hibonite (20)

50 Valdemar

Svend

Gert (14)

138

Valdemar

Cecilie Siri

Nini

Svend 13

Syd Arne Ø 12,8

Note: Marginalfund er her defineret som ikke-udbyggede fund * Svend går til Tyra via Harald-Tyra-rørledningen Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark 19 Betegnelse for en tilslutning af et mindre olieog gasfelt til et eksisterende produktionsanlæg, hvor olien/gassen indvundet fra det mindre felt sendes videre til det eksisterende produktionsanlæg for videre processering/distribution. Tiebacks er en mindre omkostningstung udbygningsform end udbygning af nye selvstændige produktionsanlæg

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Afstanden til eksisterende infrastruktur udgør ikke umiddelbart en hindring for yderligere udbygning af marginale fund. Al olieog gasindvinding på dansk sokkel sker indenfor et geografisk afgrænset område, og infrastrukturen ligger derfor relativt tæt med 140 km mellem de to udbyggede felter, som ligger længst fra hinanden. Den gennemsnitlige afstand fra eksisterende tiebacks til procesplatformene, hvortil de er knyttet, er 18 km, og den maksimale afstand fra en eksisterende satellit til procesplatform er over 60 km (Svend til Tyra via Harald-Tyra-rørledningen). Der er i gennemsnit 12,8 km fra de ikke-udbyggede fund til nærmeste eksisterende procesplatform eller satellit, og kun to felter har en afstand på over 20 km. Samtlige 16 ikke-udbyggede fund ligger således indenfor en afstand, der tidligere er etableret tiebacks med.

fundets type og karakter i forhold til modtagerfeltets faciliteter. Det er dog rimeligt at antage, at er en tilslutningsmulighed tilstrækkelig attraktiv for alle parter, vil den nødvendige kapacitet – uanset den nuværende udnyttelse – blive stillet til rådighed eller etableret.

Der er platforme på dansk sokkel, som i øjeblikket har ledig proceskapacitet. Hvorvidt, et fund kan udbygges med en tilslutning til et eksisterende anlæg, vil imidlertid altid bero på en konkret vurdering af

1) Udbygning af marginale fund er forbundet med stor økonomisk usikkerhed. Syv ud af de 11 eksisterende felter på dansk sokkel, som er tilsluttet en større procesplatform, har en størrelse på 50 mmboe eller derunder (hvilket også gælder for 15 ud af de 16 ikke-udbyggede fund). Ifølge Wood Mackenzie har disse syv felter en gennemsnitlig tilbagebetalingstid, der er næsten seks gange højere og baseret på betydeligt større udsving end felter over 50 mmboe. Felter under 50 mmboe er således forbundet med en markant større økonomisk usikkerhed end felter med flere reserver. Der er felter under 50 mmboe med en tilbagebetalingstid på under fem år, men samtidig er der felter med en tilbagebetalingstid på over 80 år. De mindre felters reserver er så begrænsede, at enkelte forkerte investeringer eller fordyrende hændelser kan ødelægge den samlede økonomi for feltet. Denne økonomiske usikkerhed er licenshaverne på dansk sokkel nødt til at regne ind i deres vurdering af de marginale fund.

DER ER STOR ØKONOMISK USIKKERHED FORBUNDET MED UDBYGNING AF MINDRE FUND TILBAGEBETALINGSTIDEN FOR EKSISTERENDE PRODUCERENDE FELTER OVER OG UNDER 50 MMBOE

Standardafvigelse

39 år

44 år

De lovgivningsmæssige, geografiske og infrastrukturmæssige forudsætninger er således umiddelbart til stede for yderligere udbygning af marginale fund som tilslutning til eksisterende felter. To væsentlige forhold trækker dog i en anden retning.

3.4 DEN ØKONOMISKE OG KOMMERCIELLE USIKKERHED ER STOR FOR DE MARGINALE FELTER

2) Operatørerne af marginale fund er nødsaget til at forholde sig til de marginale felters planlægningsog produktionsperiode kontra restlevetiden af de eksisterende producerende felter, såfremt fundene skal udbygges via eksisterende infrastruktur. 7 år

5 år

Eksisterende producerende felter over 50 mmboe*

Eksisterende producerende felter under 50 mmboe**

* Syv stand-alone felter og fire tiebacks ** Syv tiebacks, ingen stand-alone felter Kilde: Wood Mackenzie

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Flere af de i dag producerende felter er selv på vej til at blive marginale på grund af en betydeligt faldende produktion. De danske felter producerede i 2012 i gennemsnit 1/4 af, hvad de hver især gjorde, da deres produktion toppede, og 14 ud af de 15 felter, der blev produceret fra i 2012, henter mere vand end olie op fra deres brønde. Vand udgjorde i 2012

DE RELATIVE DRIFTSOMKOSTNINGER ER STEGET BETYDELIGT OVER DE SENERE ÅR, OG DE FORVENTES AT STIGE YDERLIGERE I DE KOMMENDE ÅR UDVIKLINGEN I DEN GENNEMSNITLIGE OPEX FRA 2002-2022 USD PR. BOE

Mellemfelter* Små felter*, ** 25

+44% Uvægtet gns.**

Store felter*

+102% 15

0 2002

2007

2012

2017

2022

Note: OPEX er opgjort nominelt * Beregnet ud fra felternes produktion i 2012: Små felter er mindre end 5.000 boe/dag, mellem er 5.000-20.000 boe/dag, og store er derover ** Renset for udgifter forbundet med ’Siri Caisson Permanent Repair Project’ Kilde: Wood Mackenzie

74% af den samlede væskeproduktion – for tre felter over 90%. 12 ud af de 15 producerende felter kan ifølge Wood Mackenzie betegnes som modne, da de har under 1/3 af deres reserver tilbage. Felterne har i gennemsnit 18% af deres reserver tilbage, heraf har fem felter under 10% tilbage. Om det er vand eller olie, som produceres via brøndene, har minimal indflydelse på de løbende driftsomkostninger til at holde produktionsfaciliteterne kørende – det er stadig cirka de samme væskemængder, som skal processeres via faciliteterne, men en stadig større andel heraf bibringer blot ingen direkte indtjening. Driftsomkostningerne pr. produceret tønde olie eller gas er derfor også steget betydeligt de seneste år og forventes at fortsætte med at stige i de kommende år20. Fra 2007 til 2012 er de gennemsnitligt steget 102% på de danske felter, og de forventes af Wood Mackenzie at stige

yderligere 44% frem mod 2017 til USD 21 pr. boe. Både større og mindre felter oplever stigende driftsomkostninger pr. produceret enhed, dog er det på små og mellemstore felter, at de er steget mest og også forventes at stige mest i de kommende år. Jo mindre et felt er, desto dyrere er det at drive. Der ses en klar sammenhæng mellem et felts samlede og tilbageværende reserver og dets driftsomkostninger pr. produceret enhed. Felterne Dan, Halfdan, Tyra, Syd Arne og Valdemar har i gennemsnit samlede reserver på 607 mmboe, hvoraf 32% endnu ikke er produceret. Disse felter havde i 2012 en gennemsnitlig driftsomkostning på USD 9,8 pr. boe. Til sammenligning har de øvrige 10 producerende felter samlede reserver på gennemsnitligt 135 mmboe – med 11% tilbage heraf. Disse 10 felter havde i 2012 i gennemsnit en driftsomkostning på USD 17,3 pr. boe – det vil sige 77% højere end de fem førstnævnte felter.

20 Renset for udgifter forbundet med ’Siri Caisson Permanent Repair Project’

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Hvis ikke de eksisterende felters produktionsnedgang bremses via tilførsel af nye reserver, må det forventes, at deres relative driftsomkostninger fortsætter med at stige, hvilket vil påvirke felternes finansielle levetid negativt. Der vil i felternes resterende levetid være et konstant behov for, at operatørerne gør, hvad der er muligt for år efter år yderligere at nedbringe hvert enkelt af de danske felters absolutte driftsomkostninger, som samlet er steget med 32% over de seneste fem år. Dog uden at det sker på bekostning af den betydeligt forbedrede person- og processikkerhed samt mindskede miljøbelastning, som er opnået på de danske felter de senere år.

3.5 DER ER UDSIGT TIL, AT DE PRODUCERENDE FELTER VIL LUKKE NED PÅ STRIBE I DE KOMMENDE ÅR PÅ GRUND AF MANGLENDE PRODUKTION Tre felter – Dagmar, Regnar og Rolf – står i dag uden produktion, fordi de på nuværende tidspunkt ikke er økonomiske at reparere eller drive. Disse felters produktionsfaciliteter vil blive fjernet permanent, hvis ikke nye reserver viser sig at kunne produceres

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

via faciliteterne indenfor de kommende år, eller andre løsninger identificeres til at retfærdiggøre drift. Yderligere fem felter forventes af Wood Mackenzie umiddelbart at lukke ned indenfor de kommende otte år på grund af manglende produktion til at finansiere en fortsat dyr drift. Det interessante i denne sammenhæng er, at felterne lukker ned af finansielle og ikke af tekniske årsager. Der er stor forskel på de danske felters finansielle skæringsår – det vil sige året, hvor et felt lukkes ned, fordi det ikke længere er rentabelt at producere fra – og deres tekniske skæringsår – det vil sige året, hvor et felt lukkes ned, fordi det ikke længere er rentabelt at opretholde den tekniske integritet af dets produktionsanlæg. Det gennemsnitlige finansielle skæringsår for de danske producerende felter er ifølge Wood Mackenzie 2023, mens det tekniske skæringsår ifølge operatørerne af de producerende felter er 2039. Der er således i gennemsnit en forskel på 16 år mellem året for den finansielle og tekniske nedlukning. Produktionsfaciliteterne på dansk sokkel forventes dermed taget ud af drift adskillige år tidligere, end hvad den tekniske integritet tillader.

I TAKT MED DE EKSISTERENDE FELTERS FORVENTEDE NEDLUKNING BLIVER DET VANSKELIGT AT TILSLUTTE NYE FUND

LEVETIDER FOR FELTERNE I NORDSØEN* ÅR PR. FELT

2043

Dagmar Regnar Rolf Siri Nini Cecilie Svend Lulita Kraka Roar Gorm Skjold Harald Valdemar Syd Arne Dan Halfdan Tyra Hejre

2000

2035+

2005

2010

2015 2013

2020

2025

2030

2035

2040

2045

År for finansiel nedlukning

TIDSINTERVALLER (FELTER OP TIL 50 MMBOE)

År for teknisk nedlukning

ÅR

5 LICENS TIL EFTERFORSKN.BORING (N=12)**

FUND TIL UDBYGNINGSBESLUTNING (N=7) UDBYGNINGSBESLUT. TIL PROD. START (N=7) SAMLET

2 14 år

20 år

TIDSINTERVAL

FELTLEVETID

34 år

* Finansiel nedlukning er, når et felt lukkes ned, fordi det ikke længere er rentabelt at producere fra. Teknisk nedlukning er, når et felt lukkes ned, fordi det ikke længere er rentabelt at opretholde den tekniske integritet af dets produktionsanlæg ** Indeholder ikke efterforskningsboringer under Eneretsbevillingen, da der ikke tildeles separat licens for efterforskningsboringer, der foretages herunder Kilde: Wood Mackenzie; Energistyrelsen; Olie Gas Danmark; Maersk Oil; DONG Energy; HESS

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Nedlukning af de eksisterende produktionsfaciliteter betyder ringere udbygningsmuligheder for nuværende ikke-udbyggede fund samt fremtidige fund, som med forventeligt faldende størrelser i stigende grad vil forudsætte udbygning via tilslutning til eksisterende infrastruktur. I 2020 vil afstanden fra de nuværende ikke-udbyggede fund til nærmeste producerende platform eller satellit være 18,6 km mod de nuværende 12,8 km. I 2030 vil denne afstand være øget til 29,8 km. Den stigende afstand vil alt andet lige gøre udbygning af felterne dyrere. Samtidig er den samlede planlægnings- og produktionsperiode for nye mindre felter betydeligt længere end den tilbageværende periode frem mod den finansielle nedlukning af de producerende felter. På de nuværende udbyggede fund på dansk sokkel med reserver under 50 mmboe er der i gennemsnit gået 14 år fra tildelt licens til opstart af produktion, herunder er der gået syv år, fra at fundet blev gjort, til der blev truffet en udbygningsbeslutning. Da de samme felter forventes at producere i gennemsnitligt 20 år, er den samlede planlægnings- og produktionsperiode for de mindre felter 34 år. Kun fire felter – inklusive Hejre – forventes at have en resterende finansiel levetid på mere end 20 år, hvorfor dét blot at nå at producere de allerede gjorte fund, som ikke er udbygget via eksisterende infrastruktur, kan vise sig at være en udfordring. For nye marginale fund, som gøres, vil udbygning – baseret på de historiske tal – være praktisk talt umuligt. Næsten halvdelen af de producerende felter vil være taget ud af drift, før et nyt, mindre felt er nået frem til produktionsstart. Og selv hvis feltet når frem til produktionsstart via tilslutning til det nuværende producerende felt med den længste finansielle levetid (Tyra), vil det kun kunne producere ca. halvdelen af den typiske periode for denne type af felt. For at øge sandsynligheden for tilslutning af flere mindre fund til eksisterende infrastruktur i fremtiden bør tidsintervallet fra licenstildeling til produktionsstart og den samlede økonomiske usikkerhed for marginale fund nedbringes. Netop det, at marginalfeltsudbygninger er forbundet med en stor økonomisk usikkerhed, gør dem samtidig ressourcekrævende at planlægge, da der forud for en investeringsbeslutning typisk vil være behov for adskillige iterationer på hele beslutningsgrundlaget 21 Baseret på input fra operatørerne af de producerende felter, juni 2013

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

for at nedbringe risikoen forbundet med investeringen. Nedbringelse af planlægningsperioden på marginale fund forudsætter derfor også, at det vil være muligt at tiltrække og fastholde tilstrækkeligt med kvalificerede ressourcer i fremtiden. Derudover vil der – for at øge sandsynligheden for tilslutning af flere marginale fund til eksisterende infrastruktur – være behov for at der investeres yderligere i de producerende felters ’haleproduktion’, som kan forlænge disse felters finansielle levetid.

3.6 NYE INVESTERINGER KAN UDSKYDE DE PRODUCERENDE FELTERS NEDLUKNING Investeringer i produktionsforøgende tiltag på eksisterende felter kan igangsætte en positiv cirkel i forhold til deres levetid. Baseret på estimater fra operatørerne af de producerende felter på dansk sokkel kan eksempelvis en 20% forøgelse af et felts reserver over de seneste 10 år af dets finansielle levetid udskyde den finansielle nedlukning med op til fem år. En femårs udskydelse af den finansielle nedlukning kan til gengæld gøre, at investeringerne i produktionsforøgende tiltag øges med op til 50%, hvilket så igen kan forventes at forøge feltets reserver21. Der investeres i disse år betydelige beløb i feltudbygning på dansk sokkel – herunder i videreudbygning af Syd Arne og Tyra-felterne og ikke mindst i udbygning af det nye Hejre-felt. Over de seneste 10 år er der ifølge tal fra Energistyrelsen gennemsnitligt investeret DKK 5,6 mia. i feltudbygninger om året. Fra 2013-2016 skønner Energistyrelsen, at dette tal vil være DKK 9,8 mia. Det kan således ikke siges, at der ikke fortsat investeres på dansk sokkel. Tallet synes dog i højere grad at være udtryk for store investeringer i enkelte felter fremfor en generel investeringslyst på tværs af de danske felter. Eksempelvis udgør investeringerne i udbygningen af Hejre samt videreudbygningerne af Syd Arne og Tyra alene godt DKK 25 mia. Antallet af nye produktions- og injektionsbrønde – som kan bruges som et delvist udtryk for de investeringer, som gøres i optimering af produktionen fra eksisterende felter – nåede i 2012 det laveste niveau i 15 år med to produktionsbrønde og én injektionsbrønd. Antallet af nye produktions- og

injektionsbrønde er de seneste 10 år faldet med gennemsnitligt hhv. 23% og 16% om året. Der er i samme periode dog gennemført stadig flere omfattende reparations- og vedligeholdelsesprojekter

(workovers) for eksisterende brønde, hvorfor det kan siges, at fokus i stigende grad er på at sikre optimal drift af eksisterende faciliteter mere end optimering gennem videreudbygning af felterne.

FOKUS ER SKIFTET FRA VIDEREUDBYGNING AF EKSISTERENDE FELTER MED NYE PRODUKTIONS- OG INJEKTIONSBRØNDE TIL REPARATION OG OPTIMERING AF EKSISTERENDE BRØNDE UDVIKLINGEN I ANTAL NYE PRODUKTIONSBRØNDE FRA 2003-2012

UDVIKLINGEN I ANTAL NYE INJEKTIONSBRØNDE FRA 2003-2012

UDVIKLINGEN I ANTAL WORKOVERS FRA 2003-2012

Antal, 2003-2012

Nye produktionsbrønde*

Nye injektionsbrønde**

Workovers***

23 21 +10% -23%

15 13

9 5

’06

’08

’10

’12

’04

’06

10 7

5 2

’04

-16%

2 0

’08

’10

4 2

1 ’12

’04

’06

’08

’10

’12

* Brønde der anvendes til produktion af olie eller gas ** Brønde der anvendes til nedpumpning af vand med henblik på at opretholde trykket i reservoiret *** Reparationer og vedligeholdelse af brønde der kræver en rig Kilde: Energistyrelsen

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

DER INVESTERES RELATIVT MINDRE PÅ DET SENE STADIE I DE DANSKE FELTERS LEVETID SAMMENLIGNET MED BRITISKE OG NORSKE FELTER CAPEX FORDELT OVER LEVETIDEN FOR PLATFORME I CENTRAL GRAVEN* PROCENT DK

30 Andel af samlet CAPEX (eksklusive nedlukning)

DK ~20% 20

UK ~29% NO ~34%

0 0-5

6-10

11-15

16-20

21-25

26-30

31-35

36-40

41-45

46-50

År Early-life

Mid-life

Late-life

* CAPEX er opgjort fra udbygningen af feltet, og nedlukningsomkostningerne er ikke medtaget. Beregningerne er baseret på platforme med en forventet levetid på over 30 år. Graferne er baseret på otte danske platforme med en gennemsnitsalder på 27 år, otte britiske platforme med en gennemsnitsalder på 30 år og fem norske platforme med en gennemsnitsalder på 28 år Kilde: Wood Mackenzie; Quartz+Co-analyse

En sammenligning af de samlede investeringer på de danske producerende felter gennem deres levetid med tilsvarende for norske og britiske felter beliggende i den del af Nordsøen, som støder op til den danske, viser samtidig, at der investeres relativt mindre på de danske felter i de senere faser af felternes levetid. 20% af investeringerne på de danske felter ligger efter 30 år mod hhv. 34% og 29% for de norske og britiske felter. Investeringsprofilerne for de norske og britiske felter illustrerer meget godt, at dét, at et felt er modent, ikke er ensbetydende med, at der ikke fortsat kan investeres i yderligere udbygning og optimering af feltet. Hvor profilerne for de norske og britiske felter samtidig har et relativt dynamisk forløb med flere investeringsintensive perioder, topper investeringerne på de danske felter efter 11 til 15 år (hvis man ser bort fra de oprindelige udbygningsinvesteringer) og er støt faldende derefter. I denne periode foretages der relativt set betydeligt større investeringer på de danske felter end på de britiske og norske felter.

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

En årsag til forskellen i investeringsprofilerne kan dels være, at de danske licenshavere relativt tidligt investerer i omfattende udbygninger af produktions anlæggene og langsigtet kapacitetsopbygning, som udtømmer behovet for betydelige efterfølgende investeringer, i takt med at feltet tilføres nye reserver. Men de begrænsede late-life-investeringer på de danske felter kan dels også være et udtryk for, at der ikke er tilstrækkelige incitamenter til sene investeringer på de danske felter hverken for eksisterende eller nye aktører, hvilket ellers kan have en betydelig positiv indvirkning på et felts samlede produktion og finansielle levetid. Oil & Gas UK har opgjort effekten af ændret ejerskab på modne felter – som der er sket 19 handler med på britisk sokkel siden år 2000 – til en gennemsnitlig forøgelse af investeringerne på DKK 3 mia. pr. felt, en forøgelse af et felts reserver med 19 mmboe og en forlængelse af et felts levetid med 10 år. Apaches overtagelse af det britiske felt Fortis i 2003 er et

eksempel på den positive effekt, der kan opnås. De danske producerende felter synes umiddelbart ikke at være attraktive investeringsemner for nye aktører. Således har vi i Danmark ingen eksempler på ændret ejerskab på modne felter, og vi har samlet set kun ét eksempel på en operatør, som har overtaget et producerende felt – DONG Energy’s overtagelse af Siri fra Statoil i 2002, som på det tidspunkt havde været i drift i tre år.

3.7 MULIGE LØFTESTÆNGER FOR PRODUKTION AF MARGINALE FELTER De 16 fund på dansk sokkel, som endnu ikke er udbygget, udgør ifølge tal fra Wood Mackenzie og operatørerne af de marginale fund sammenlagt 483 mmboe. Det er betydeligt mere end de 264 mmboe risikovejede betingede ressourcer, som Energistyrelsen har skønnet, og der indikeres dermed en mulig upside, hvis samtlige ikke-udbyggede ressourcer realiseres. Det centrale er imidlertid, om de marginale fund kan udbygges rentabelt – i øjeblikket planlægges der kun udbygning på ét ud af de 16 ikke-udbyggede fund, og dette fund udgør under 7% af de samlede ikke-udbyggede ressourcer.

kompenserer for denne økonomiske risiko ved udbygning af marginalfund. Således angiver aktørerne i den danske olieog gassektor også mangel på sådanne incitamenter som dét rammevilkår med størst betydning, og som kræver den største ændring, hvis der skal ske en øget udbygning af marginale fund22. Med soklens nuværende modenhedsstadie er der ifølge sektoren behov for et regime, som anerkender, at de danske olieog gasfelter er forskellige af natur (størrelse, reservoirdybde, play-type osv.) og derfor også har forskellige økonomiske vilkår, hvorfor der er behov for særlige incitamenter, hvis nogle typer af felter skal udbygges indenfor den eksisterende infrastrukturs levetid. På grund af felternes marginale karakter er det desuden afgørende, at der ved investering i deres udbygning er vished om efterfølgende stabilitet i de gældende rammevilkår – usikkerhed herom risikerer at udvande effekten af positive incitamenter.

Udbygningen af marginale fund er imidlertid begrænset af flere betydelige forhold, som er nødvendige at rette op på, hvis der igen skal ske nyudbygninger.

Der er generelt behov for at gøre underskoven af små felter kommercielle at udbygge, da de samlet repræsenterer en attraktiv og stigende ressourcemængde. Den ’small field allowance’, man indførte i Storbritannien i 2009 og udvidede i 2012, så der gives et fradrag på op til DKK 1,3 mia. for udbygning af felter under 50 mmboe, er netop et eksempel på et sådant incitament til investering i udbygning af mindre marginale fund. I Danmark er 13 ikke-udbyggede fund under 50 mmboe og ville således kvalificere sig til at modtage fradraget. For at eksemplificere effekten af denne small field allowance samt den generelle forskel på det britiske og danske skatteregime har en operatør, som er aktiv på både dansk og britisk sokkel, taget et typisk Nordsø-felt på lidt over 30 mmboe23 og kørt det igennem deres økonomiske modeller for hhv. Danmark og Storbritannien med alle faktorer konstant (CAPEX, OPEX, gaspris osv.) undtagen skatten. Der ville for det britiske felt opnås en NPV1024 ca. 60% højere end det danske felts.

Licenshaverne på den danske sokkel har internationale porteføljer af prospekter, fund og producerende felter, som de danske marginalfund skal konkurrere om investeringer og kompetencer med. Den store økonomiske usikkerhed forbundet med udbygning af marginale felter på dansk sokkel – både absolut og relativt – svækker de danske marginalfunds udbygningssandsynlighed og konkurrencevilkår betydeligt. Der er i øjeblikket ingen incitamenter, som

Samtidig med den begrænsede feltstørrelse er der adskillige af de ikke-udbyggede danske fund (herunder Svane, Luke og Amalie), som er belastet af at ligge i dybe reservoirer med højt tryk og høje temperaturer (HPHT), hvilket gør udbygning teknologisk kompleks og dyr. I Storbritannien, hvor man har flere af samme type felter, indførte man i 2009 en ’HPHT allowance’, som blev lempet i 2010 til at gælde for udbygning af felter med tryk og temperaturer

Det er afgørende for den samlede potentiale realisering, at der igen sættes gang i udbygningen af marginale fund – både direkte i forhold til realisering af de betingede ressourcer og indirekte i forhold til den fortsatte efterforskningsaktivitet, som med stigende sandsynlighed vil føre til fund af nye marginale felter. Manglende udbygning kan derfor undergrave incitamentet til fortsat efterforskning.

22 Quartz+Co olieog gassektor survey og workshop, juni 2013 23 Gasfelt, 30-40 meters vanddybde, tieback til større procesplatform 24 NPV10 vil sige, at der er estimeret en 10% sandsynlighed for at realisere en net present value (NPV) med denne værdi

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

over hhv. 862 bar og 166ºC med en lineær forøgelse af fradraget ved højere tryk og temperaturer. De senere års betydelige stigning i udbygningsomkostningerne har forringet de økonomiske vilkår for udbygning af marginale fund. På trods af at CAPEX-markedet er globalt, er det nødvendigt, at der gøres en indsats for at nedbringe udbygningsomkostningerne, hvor det er muligt. Der bør fokuseres på at nedbringe de kraftigt stigende boreomkostninger (se kapitel 2) for dermed at nedbringe omkostningerne til etablering af produktionsbrønde i forbindelse med udbygning og gøre det billigere at foretage vurderingsboringer, hvor dette er nødvendigt for at afklare potentialet for udbygning. Samtidig bør de danske operatører forholde sig åbent i forhold til alle mulige tekniske og kommercielle udbygningsløsninger, såsom anvendelse af faciliteter hvor der i dag ikke produceres fra (Dagmar, Regnar og Rolf) samt clubbing og clustering. Det forekommer dog umiddelbart ikke realistisk, at udbygningsomkostningerne nedbringes til et nyt strukturelt niveau, hvor de marginale fund kan udbygges med selvstændige platforme. Udbygning og produktion af nuværende marginale fund og fremtidige fund synes helt afhængig af den fortsatte tilstedeværelse af infrastruktur, som de kan produceres via. På trods af realistisk afstand til den eksisterende infrastruktur samt rammelovgivning, der giver andre licenshavere ret til adgang hertil, er dette imidlertid en væsentlig udfordring. Store dele af de producerende felter har nået et modenhedsniveau, hvor de inden længe selv bliver marginale og ikke har tilstrækkelig produktion til at opretholde en rentabel drift, hvorfor de må lukkes ned på trods af, at produktionsanlæggenes tekniske integritet tillader væsentligt længere produktion. Skal de marginale fund udbygges og produceres via den eksisterende infrastruktur, er det centralt, at operatørerne af de marginale fund og operatørerne af de producerende felter samarbejder for at udnytte det tidsmæssige vindue, der er for dette. Det hidtidige samlede tidsinterval fra licenstildeling til produktionsstart på mindre fund skal nedbringes – de nuværende 14 år er for længe – hvis de

marginale fund skal nå at produceres via den eksisterende infrastruktur. Der synes i særdeleshed at være potentiale for at reducere de syv år, der er gået fra fund til udbygningsbeslutning, særligt hvis der er forstærkede incitamenter forbundet med udbygning, som forbedrer risiko-/afkastprofilen på investeringerne. Derudover synes de fem år, som er gået fra tildelt licens til efterforskningsboring, at være længe for fremtidige fund – de nuværende omstændigheder taget i betragtning. Skal den finansielle nedlukning udskydes, skal ’haleproduktionen’ på de nuværende producerende felter forlænges, hvilket flere elementer kan bidrage til. Der er behov for en kontinuerlig indsats for at nedbringe felternes absolutte driftsomkostninger, som er steget væsentligt over de senere år. Sektorens aktører anerkender, at der kan gøres yderligere tiltag for at facilitere en sådan udvikling – bl.a. tættere operatørsamarbejde f.eks. på logistiksiden, hvor der i højere grad kunne deles helikoptere og forsyningsskibe. Derudover gør stadig bedre ’integrated operations’-teknologier det muligt i stigende grad at flytte funktioner – som i dag varetages af dyrt personale offshore – til land, hvor de kan varetages betydeligt billigere25. På den anden side kan det heller ikke udelukkes, at der er et teknisk potentiale for yderligere produktionsforøgende ’late-life’-investeringer. Der kan gøres flere tiltag for at forbedre indvindingsgraden – og dermed reserverne – på de producerende felter (se kapitel 4). Med den danske sokkels nuværende modenheds niveau er det en forudsætning for fuld potentialerealisering, at det er attraktivt for både eksisterende og nye aktører at investere i udbygning af marginale fund og i de producerende felters ’haleproduktion’. I Storbritannien, hvor olieog gasproduktionen har et modenhedsniveau meget lig den danske sokkels, indførte man i 2012 en ’brown-field allowance’, som er et fradrag, der skal øge attraktiviteten af marginale investeringer på eksisterende felter for dermed at sikre, at felternes fulde potentiale realiseres. Fradragets størrelse bestemmes på en glidende skala baseret på kapitalomkostningen pr. tønde og gives til nye investeringer på eksisterende felter, som skaber ny produktion ikke allerede indeholdt i feltudbygningsplanen.

25 ‘Integrated Operations’, som er faciliteret af udviklingen indenfor informations- og kommunikationsteknologi, refererer til etablering af nye arbejds- og samarbejdsprocesser i olieog gasproduktion, hvor der etableres integrerede processer mellem onshore og offshore, som tillader, at flere delprocesser kan varetages fra land

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

HIGHLIGHTS: VÆKSTMOTOR II – PRODUKTION AF MARGINALE FELTER CENTRALE FAKTA • Af de 35 fund af olie og gas, som er gjort i den danske Nordsø, er 18 blevet udbygget og et er under udbygning. Der har skullet godt 10 efterforskningsboringer til at gøre ét kommercielt fund – der er således adskillige af de DKK 22,4 mia. investeret i efterforskning på dansk sokkel, som ikke har givet noget afkast • 16 fund, som samlet udgør 483 mmboe, er endnu ikke udbygget. Kun et af de ikke-udbyggede fund planlægges i øjeblikket til udbygning • De ikke-udbyggede fund er belastet af deres feltstørrelse og geologiske forhold – de har i gennemsnit en størrelse på 30 mmboe og ligger på ca. 3.700 meters dybde mod gennemsnitligt 242 mmboe og 2.319 meter for de udbyggede felter • Udbygning af felter under 50 mmboe har historisk været præget af stor økonomisk usikkerhed med en tilbagebetalingstid på 39 år med en standardafvigelse på 44 år • Størstedelen af de ikke-udbyggede fund og fremtidige fund skal på grund af deres begrænsede størrelse udbygges via tilslutning til eksisterende infrastruktur • Flere af de producerende felter, som de marginale fund potentielt vil skulle tilsluttes, er selv på vej til at blive marginale på grund af faldende produktion (gennemsnitligt 10% om året de seneste fem år) og stigende driftsomkostninger (32% over de seneste fem år). De producerende felter har i gennemsnit kun 18% af deres reserver tilbage, og alle felter undtagen ét producerer mere vand end olie fra deres brønde • De producerende felter vil i gennemsnit lukke ned i 2023, men havde de produktion til det, kunne de teknisk producere gennemsnitligt yderligere 16 år.

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Med de mindre felters historiske gennemsnitlige tidsinterval fra licenstildeling til produktionsstart på 14 år bliver det svært at nå at producere nye fund via eksisterende felter • Investeringerne på de danske felter topper tidligere end på britiske og norske felter. Hvor der investeres relativt meget tidligt på de danske producerende felter, investeres der relativt lidt senere i felternes livscyklus – 20% af de danske felters field-life-CAPEX ligger efter 30 år mod hhv. 29% og 34% for de britiske og norske felter

LØFTESTÆNGER • Nedbringelse af mindre funds samlede efterforsknings- og udbygningsperiode med særligt fokus på perioden fra tildelt licens til efterforskningsboring samt perioden fra fund til udbygningsbeslutning • Nedbringelse af udbygningsomkostningerne – herunder med særligt fokus på boreomkost ningerne. Derudover bør alle mulige kommercielle udbygningsløsninger for de danske felter undersøges nærmere • Besparelser relateret til de producerende felters driftsomkostninger – eksempelvis gennem et tættere operatørsamarbejde omkring logistik samt ved at flytte flere funktioner til land (integrated operations) • Etablering af en incitamentsstruktur som indeholder særlige incitamenter koblet til udbygning af felter, som er marginale på grund af deres feltstørrelse eller geologiske forhold (HPHT) • Stærkere incitamenter til indvindingsforøgende (og dermed levetidsforlængende) ’late-life’-investeringer på de producerende felter

4. VÆKSTMOTOR III – FORØGELSE AF INDVINDINGSGRADEN Operatørerne på dansk sokkel har formået konti nuerligt at forøge indvindingsgraden gennem så vel flere som horisontale produktionsbrønde samt vandinjektion og forventer i dag en gennemsnitlig indvindingsgrad på 28%. Hvert procentpoint, som indvindingsgraden forøges med, er af betydelig værdi for operatørerne såvel som det danske sam fund. Yderligere forøgelser af indvindingsgraden er blevet stadig sværere og er vanskeliggjort af flere felters begrænsede størrelse samt den danske un dergrunds svære geologiske forhold – i kraft af man ge kalkfelter som generelt har en betydeligt lavere indvindingsgrad end sandstensfelter. Der synes dog at være et yderligere teknisk potentiale for at for øge indvindingsgraden, og da indvindingsgraden i høj grad er betinget af de investeringer, der gøres i indvindingsforøgende tiltag, kan den fortsat påvir kes gennem yderligere investeringer. Realisering af de teknologiske ressourcer forudsætter, at der in vesteres bredt i indvindingsforøgende tiltag, hvilket særlige ’brownfield’-beskatningsmodeller kunne øge

attraktiviteten af. Der er behov for at vende faldet i antallet af produktions- og injektionsboringer, at udbrede konventionel vandinjektion til flere felter, at der snarest etableres en samlet plan for kommerciel udnyttelse af CO2-injektion på relevante danske fel ter, samt at den generelle forskningsindsats omkring tertiære indvindingsteknikker intensiveres.

4.1 FORØGELSEN AF INDVINDINGSGRADEN ER AFTAGET IGENNEM DE SENERE ÅR På nuværende tidspunkt forventes en endelig indvindingsgrad på den danske sokkel på 28% – dette er operatørerne af de producerende felters estimat og dækker både historisk og forventet fremtidig indvinding fra felterne. Der er store variationer i indvindingsgraderne på tværs af de danske felter, og den spænder fra under 10% på felterne med laveste indvindingsgrad til over 50% på felterne med den højeste.

DER ER STORE FORSKELLE I INDVINDINGSGRADEN PÅ TVÆRS AF DE DANSKE FELTER OVERBLIK OVER OLIEN PÅ DANSK SOKKEL* MMBBL**

Indvindingsgrad Procent

STOIIP Tilbageværende olie v. endt produktion Tyra + Tyra SE Halfdan Dan

Oliereserver 8%

199

-2.563 -1.625

517 -1.393

670

Syd Arne

-547

Valdemar

-531

Skjold Gorm Kraka

141

-470

379 33 4

-267 -183 -134

Roar Rolf

-120

Svend

-110

78 16 1 28 46 6 62 4

-80

Regnar

-56

Harald

-50

Dagmar

-24

Lulita

-19

Nini

-16

6 0 51 6 3 0 13 2

Cecilie -14

Tilbageværende olie efter planlagt endt produktion

112

94 47 28 282

-388

Hejre

Siri

426

33 21

37% 36% 30% 12% 40% 51% 12% 30% 12% 19% 32% 45% 9% 51% 21% 16% 47% 37%

7 1

Gns. 28%

Produceret mængde olie fra produktionsstart til 2012 Tilbageværende potentiale ved nuværende indvindingsgrad * Flere felter har qua betydelige mængder gas sammenholdt med olie og svære undergrundsforhold primært kommercielt fokus på gasindvindingen, hvilket påvirker olieindvindingsgraden. Et eksempel herpå er Tyra ** Mmbbl står for en million tønder olie Kilde: Energistyrelsen; Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co-analyse

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

At det forventes, at den endelige indvinding kommer til at være ca. 28%, betyder samtidig, at 72% af olien på dansk sokkel – på nuværende tidspunkt – forventes at forblive i undergrunden, når produktionen er indstillet, og det sidste produktionsanlæg er dekommissioneret. Målt i tønder olie svarer det – med nuværende estimater for de samlede tilstedeværende mængder olie – til ca. 8.600 mmbbl. En forøgelse af indvindingsgraden med blot få procentpoint vil have en betragtelig værdi. Som belyst i rapporten Den danske olieog gassektors udvikling og samfundsmæssige betydning (1992-2012), som blev udarbejdet af Quartz+Co i foråret 2012, har en forøgelse af indvindingsgraden med 1 procentpoint for hele den danske sokkel en produktionsværdi på op til DKK 80 mia., hvoraf en stor andel tilfalder den danske stat.

Over de seneste 30 år har operatørerne på dansk sokkel opbygget stadig større viden og kompetencer i forhold til at øge indvindingsgraden. Samtidig med at de tekniske muligheder er forbedret, har dette skabt markante løft i indvindingsgraderne for de enkelte felter og dermed også for den danske sokkel som helhed. I 1985 var den forventede indvinding for de producerende felter på hele soklen 11%, altså er der siden sket en forøgelse af indvindingsgraden med 17 procentpoint, eller hvad der i gennemsnit svarer til 3,6% om året. Denne konstante forbedring af indvindingsgraden har været afgørende for soklens samlede værdiskabelse. Soklens modenhed og det opnåede tekniske stadie gør imidlertid, at der ikke kan forventes tilsvarende fortsatte forøgelser i de kommende år. De seneste år er de årlige forøgelser således aftaget – fra 2003 og frem til 2012 er den årlige stigning faldet til gennemsnitligt 2,5% fra 4,2% i de foregående 10 år.

DER ER SKET EN KONSTANT FORØGELSE AF INDVINDINGSGRADEN OVER TID, MEN DEN ER AFTAGET OVER DE SENERE ÅR HISTORISK UDVIKLING AF INDVINDINGSGRADEN PROCENT

2,5% 26

4,2%

24 22

19 16

1985

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

2012

Kilde: Energistyrelsen; Erling Halfdan Stenby, Institutdirektør, professor DTU; Quartz+Co-analyse

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Da yderligere forøgelser af indvindingsgraden bliver stadig sværere at opnå, kræves der stadig større specialistkompetencer for at tilvejebringe disse. På DTU har man netop en ingeniøruddannelse i Olieog Gasteknologi, men tre ud af fire studerende på uddannelsen er i dag udenlandske. Samtidig oplever operatørerne, at de har vanskeligt ved at tiltrække erfarne danske medarbejdere med de nødvendige kvalifikationer, hvorfor 42% af de fastansatte reservoiringeniører og petrofysikere i dag er udenlandske specialister – typisk på forskerordning26.

4.2 KALK KOMPLICERER INDVINDINGSFORHOLDENE PÅ DANSK SOKKEL I hele Nordsø-regionen har der historisk været et betydeligt større fokus på indvindingsgraden og bedre udnyttelse af ressourcerne end i de fleste andre regioner globalt, hvilket afspejles i de forventede indvindingsgrader relativt til resten af verden. Indvindingsgraden på den danske sokkel er dog

relativt lav sammenlignet med eksempelvis den norske og britiske sokkel, hvor indvindingsgraderne er hhv. 46% og 41%. Den betydelige forskel kan for en stor dels vedkommende henføres til naturen af den danske sokkels undergrund. Størstedelen af de danske felter (13) produceres fra tætte kalkstensreservoirer, mens en mindre del af felterne (seks inklusive Hejre hvor produktion forventes påbegyndt i 2015) i lighed med størstedelen af de britiske og norske felter ligger i sandstensreservoirer. Sandstensfelterne på dansk sokkel har en gennemsnitlig indvindingsgrad på 38%, mens kalkfelterne i gennemsnit har en indvindingsgrad på 25%. Kalkfelterne dominerer den danske sokkel, hvor de udgør 93% af de samlede oliereserver (historiske og tilbageværende). Kalkfelternes indvindingsgrad er derfor styrende for den samlede indvindingsgrad på dansk sokkel. Kalk er et kompleksitetsforøgende element i forhold til indvindingsgraden, da kalken er porøs og har en lav permeabilitet i forhold til sandstensfelterne, som gør, at olien har væsentligt

INDVINDINGSGRADEN PÅ SANDSTENSFELTERNE ER MERE END 50% HØJERE END PÅ KALKFELTERNE GENNEMSNITLIG (IKKE-VÆGTET) INDVINDINGSGRAD FOR HENHOLDSVIS KALK OG SANDSTENSFELTER PROCENT

+13,7 (+126%)

Kalk Sandsten

+18,3 (+94%) 37,8

36,4

24,6 19,5

20,4

14,3 10,9

0,0 1985

1995

Kilde: Energistyrelsen; Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co-analyse 26 Baseret på input fra operatørerne af de producerende felter, juli 2013

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

2005

2012

DE DANSKE KALKFELTER HAR ET LAVERE TEKNISK INDVINDINGSPOTENTIALE, MEN OGSÅ EN LAVERE INDVINDINGSGRAD END INTERNATIONALE KALKFELTER FORVENTET ENDELIG INDVINDINGSGRAD OG ESTIMERET TEKNISK MAKSIMAL INDVINDING FOR DANSKE OG INTERNATIONALE KALKFELTER PROCENT Udnyttelsesgrad*

Gennemsnit for kalkfelter på den danske sokkel

Forventet indvindingsgrad

Estimeret teknisk indvindingspotientiale

42 67%

Gennemsnit for kalkfelter på andre sokler

Forventet indvindingsgrad

Estimeret teknisk indvindingspotientiale

52 75%

Note: Felterne medtaget i analysen er ikke fuldt repræsentative for den danske sokkel, og nogle af de danske felter med lavere indvindingsgrader er ikke medtaget, hvorfor gennemsnittet er højere end det samlede gennemsnit for de danske kalkfelter som er 24,6% * Beregnet som gennemsnit af udnyttelsesgraden pr. felt medtaget i analysen Kilde: SPE; Maersk Oil; HESS; Quartz+Co-analyse

sværere ved at flyde. Problemet kan illustreres ved at forestille sig et badekar, der fyldes med vand. Sættes en prop af sandsten i, tager det det cirka 14 dage, før vandet er ude, mens det tager vandet 30 år, hvis proppen er af kalk. Samtidig har kalkfelterne typisk en mindre kerne (hvor indvindingsgraden er højest) og et større flankeareal med ringere reservoirkvalitet i form af højere vandmætning og lavere porøsitet. Disse elementer skal man derfor have for øje i sammenligningen med den norske og britiske sokkel, hvor kompleksiteten samlet set er lavere grundet den større andel af sandstensfelter. I den kontekst udgør Nordsøens andre sokler ikke det bedste grundlag for sammenligning med den danske. I 2012/2013 lavede Maersk Oil i samarbejde med analyse- og forskningsvirksomheden Foroil en kompleksitetsberegningsmodel for kalkfelter til at

kunne bestemme et givent kalkfelts maksimale tekniske potentiale27. Modellen inkluderede 22 kalkfelter, hvoraf de 10 var danske, som udgangspunkt for analysen. På baggrund af analysen kan det konkluderes, at de danske felter i forhold til internationale kalkfelter generelt ligger på et lavere indvindingsniveau – 30%28 mod 38% for de internationale felter – og at det teknisk opnåelige potentiale ligeledes er lavere for de danske felter – med 42% mod 52% for de internationale felter. Relativt har de danske kalkfelter således generelt en lavere udnyttelse af det tekniske potentiale i forhold til de internationale felter – 67% i forhold til 75% for internationale sammenlignelige felter. På trods af undersøgelsens statistiske usikkerhed indikerer resultaterne, at det stadig bør være muligt at forøge indvindingsgraden yderligere på de danske felter også med felternes kompleksitet taget i betragtning.

27 J. Horikx, P. Timmermans, Maersk Oil; R. Daudin, N. O’Neill, F. Sorriaux; Foroil (2013): A Specific Way of Assessing Target Recovery Factor (Chalk Oil Fields), SPE International 28 I forhold til undersøgelsens analysemæssige datagrundlag er enkelte af de danske felter udtaget, eksempelvis var Gorm repræsenteret med tre datapunkter

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

4.3 STØRRE FELTER HAR BEDRE BETINGELSER FOR EN HØJ INDVINDINGSGRAD Der er en klar tendens mod, at de største felter – målt på oliereserver – har de bedste indvindingsgrader. Eksempelvis har de tre største kalkfelter en gennemsnitlig indvindingsgrad på 41%, mens de resterende kalkfelter har en gennemsnitlig indvindingsgrad på 20%. Denne sammenhæng gælder både for kalk- og sandstensfelterne, omend indvindingsgraderne generelt er højere for sandstensfelterne – både for mindre og større felter. Denne sammenhæng mellem mindre og større felter skyldes dels mindre felters relativt større flankeareal, som typisk har en højere vandmætning og dårligere reservoirkvalitet end feltets kerne, hvilket giver en lavere indvindingsgrad. Ifølge Erling Halfdan Stenby, professor ved DTU, er sammenhængen imidlertid primært et udtryk for de økonomisk betingede beslutninger, som operatørerne træffer i forhold til felternes udbygning, snarere end et resultat af felternes geologiske vilkår. Et større felt har ganske enkelt mere solide økonomiske betingelser for investeringer i produktionsoptimerende tiltag (som f.eks. flere og vandrette produktionsbrønde, vandinjektion samt 4D-seismik), som gavner indvindingsgraden.

Der skal investeres relativt mere i små felter for at indvinde relativt mindre. Sammenholdes de totale CAPEX pr. boe med de gennemsnitlige indvindingsgrader for hvert af felterne, fremgår det, at de mindre felter generelt har højere CAPEX pr. boe og samtidig lavere indvindingsgrader.

4.4 SEKUNDÆR INDVINDING HAR BIDRAGET MEST TIL FORØGELSEN AF INDVINDINGSGRADEN Indvinding af olie kan ske på forskellige måder, som overordnet kan inddeles i tre forskellige typer eller stadier – hhv. primær, sekundær og tertiær indvinding (se også faktaboks nedenfor). Som tidligere nævnt estimerer operatørerne af de danske producerende felter på nuværende tidspunkt den endelige indvindingsgrad til 28%. Af de 28% er 3/4 allerede indvundet – svarende til 21 procentpoint. Af de historisk indvundne mængder olie er kun 5 procentpoint indvundet via primær indvinding, mens langt størstedelen – 16 procentpoint – er indvundet via sekundær indvinding (vandinjektion). Tertiær indvinding (EOR) har historisk aldrig været anvendt på dansk sokkel.

FAKTA – TRE INDVINDINGSTYPER Primær indvinding kommer fra boring af en eller flere produktionsbrønde. Når en brønd er boret og afsluttet i en olieholdig zone, vil de naturlige tryk ved denne dybde forårsage, at olie strømmer mod lavere tryk ved borehullet, hvorefter olien løftes op til overfladen. Den primære indvinding resulterer som oftest i indvindingsgrader på mellem 5-15% afhængigt af bl.a. antallet af produktionsbrønde og undergrundstype. Sekundær indvinding er oftest indvinding via metoder til ’Improved Oil Recovery’ (IOR), der dækker injektion af væsker, som allerede er til stede i reservoiret – eksempelvis vand og gas. Disse metoder anvendes, når der er utilstrækkeligt underjordisk tryk til at flytte den resterende olie. Via det øgede tryk presses olien og den injicerede væske gennem reservoiret. Sekundær indvinding resulterer som oftest i en yderligere forøgelse af indvindingsgraden med 10-30 procentpoint. Tertiær indvinding er oftest indvinding via metoder til ’Enhanced Oil Recovery’ (EOR), der dækker injektion af væsker, som ikke normalt er til stede i reservoiret – eksempelvis flydende CO2 og dinitrogen. Med EOR bliver ydre energi og materialer injiceret i et reservoir for at kunne flytte og indvinde den resterende olie på en kontrolleret måde. Dette sker primært via ændring af vædningsniveau, grænsefladespændinger, væskeegenskaber og trykgradienter. Tertiær indvinding (EOR) har været brugt længst tid i USA, hvilket på flere felter har resulteret i forøgelser af indvindingsgraden på op til 15 procentpoint.

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

SEKUNDÆR INDVINDING HAR HISTORISK BIDRAGET MEST TIL INDVINDINGEN PÅ DANSK SOKKEL OG FORVENTES OGSÅ AT GØRE DET FREMADRETTET OVERBLIK OVER HIDTIDIG OG FREMTIDIG INDVINDING FORDELT PÅ INDVINDINGSTYPE MMBBL

11.943 8.590 (72%)

+846 (+34%)

3.353 (28%) 610 (5%) STOIIP

Ikketilgængelig olie

Tilgængelige ressourcer

Hidtidig primær indvinding

1.897 (16%)

Hidtidig sekundær indvinding

197

0 (0%)

(2%)

488 (4%)

~160 (1%) 3.353 (28%)

2.507 (21%) Hidtidig tertiær indvinding

Total indvinding indtil ultimo 2012

Fremtidig primær indvinding

Fremtidig sekundær indvinding

Fremtidig tertiær indvinding

Forventet total indvinding

Kilde: Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co-analyse

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

4.5 INDVINDINGSGRADEN ER TÆT FORBUNDET MED ANTALLET AF PRODUKTIONS- OG INJEKTIONSBRØNDE Introduktionen af horisontale (det vil sige vandrette i stedet for de normalt mere lodrette) produktions- og injektionsbrønde på flere af særligt de større kalkstensfelter har historisk haft en betydelig indflydelse på indvindingsgraden på dansk sokkel. Maersk Oil startede med horisontale boringer i slutningen af 1980’erne og har sammen med de andre aktører på dansk sokkel løbende udbygget felterne med stadig flere, således at flertallet af de danske felter i dag har horisontale brønde. Fordelen ved de horisontale brønde er deres væsentligt større kontaktflade med reservoiret, hvilket særligt er af stor betydning i kalkstensfelterne, hvor reservoiret har en lav permeabilitet. Generelt er der en klar korrelation mellem den historiske udvikling i indvindingsgraden og antallet af produktionsbrønde (både lodrette og vandrette). Den samlede indvindingsgrad er gennemsnitligt steget med 2,5% om året over de seneste 10 år, mens antallet af produktionsbrønde i samme periode er steget med 2,7% om året. De danske felter er løbende blevet videreudbygget med nye produktionsbrønde for at optimere indvindingen, og Danfeltet producerer som det største felt eksempelvis i dag fra 62 produktionsbrønde. Nye produktionsbrønde kan etableres med stadig større præcision i forhold til at sikre den optimale udnyttelse af et felts tilbageværende indvindingspotentiale. Dette skyldes stadig bedre boreteknikker samt bedre viden om ændringerne, som sker i felternes reservoirer over tid. På flere felter – herunder Dan-feltet – er der foretaget 4D-seismiske undersøgelser, som baseret på 3D-seismik skudt over samme reservoir ved bestemte tidsintervaller kan skildre ændringerne i reservoiret over tid (bl.a. flow, tryk og mætning), hvorved der kan lokaliseres

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

uudnyttede lommer af olie. Den betydelige omkostning forbundet med 4D-seismiske undersøgelser gør dog, at ikke alle felter, som kunne have gavn heraf, gør brug af dem. Vandinjektion via separate injektionsbrønde har historisk været en betydelig faktor i forhold til forbedring af indvindingsgraden på dansk sokkel. Ved at injicere vand holdes reservoirtrykket oppe, så olien presses mod det lavere tryk ved produktionsbrønden. Der blev første gang injiceret vand på Skjoldfeltet i 1986, og i 1989 fulgte Dan- og Gorm-felterne. I dag bliver der injiceret vand på otte felter, og disse felter står tilsammen for 82% af den danske sokkels samlede produktion. Som med produktionsbrøndene ses der ligeledes en klar korrelation mellem forøgelsen i indvindingsgraden og brug af vandinjektion. På felterne med vandinjektion er indvindingsgraden gennemsnitligt steget med 4,3% om året siden midten af 1980’erne, mens indvindingsgraden på felter uden injektion steg med 2,9% i samme periode. Ligeledes ses der en tydelig korrelation mellem udviklingen i indvindingsgraden for felter med vandinjektion og det totale antal injektionsbrønde boret. De otte producerende felter på dansk sokkel, hvor der injiceres vand, har i gennemsnit væsentligt bedre indvindingsgrader end de 10 felter uden injektion. I 1985 var forskellen mellem felterne som i dag har vandinjektion og felterne uden injektion 4 procentpoint. I 2012 var den forskel steget til 20 procentpoint, så indvindingsgraden for de respektive felter i dag er hhv. 40% og 20%. Overordnet kan det konkluderes, at både antallet af produktionsbrønde, og hvorvidt der anvendes vandinjektion, historisk har været vigtige elementer til forøgelse af indvindingsgraden. Fremadrettet må de derfor også betragtes som væsentlige instrumenter, hvis indvindingsgraden skal øges yderligere. Dette

FELTER MED VANDINJEKTION HAR EN INDVINDINGSGRAD, DER ER DOBBELT SÅ HØJ SOM FELTER UDEN SAMMENLIGNING AF INDVINDINGSGRADER FOR FELTER MED OG UDEN VANDINJEKTION

45 40

40%

Vandinjektion

20%

Ingen injektion

35%

Indvindingsgrad (%)

35 30 24%

25 20

16% 15

13%

12%

5 0 1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Kilde: Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co-analyse

bekræftes af operatørerne, som mener, at langt størstedelen af det tilbageværende indvindingspotentiale stadig skal indfries via primær og sekundær indvinding. Der er eksempelvis stadig udfordrende reservoirer (nedre kridt) på kalkfelterne, hvor vand injektion stort set ikke anvendes i dag, men hvor vandinjektion forventes at kunne have en langsigtet positiv effekt på indvindingen. Som vist i kapitel 3 synes udviklingen i antallet af nye produktions- og injektionsbrønde dog at gå i den forkerte retning – de seneste 10 år er antallet af nye produktions- og injektionsbrønde faldet med gennemsnitligt hhv. 23% og 16% om året til to og én i 2012. Potentialet forbundet med at videreudbygge de danske felter med stadig flere brønde er givetvis blevet mindre i takt med, at brøndene ligger stadig tættere, men potentialet er ikke udtømt. Imidlertid synes operatørernes fokus at have skiftet

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

fra boring af nye produktions- og injektionsbrønde til udbedring og optimering af eksisterende brønde. De seneste 10 år er der foretaget 90 workovers, som er komplekse interventioner i eksisterende brønde, som er sat ud af drift eller ikke yder optimalt – eksempelvis på grund af udstyr der har sat sig fast eller tæring og voks i brønden. Sådanne interventioner kræver typisk en borerig og er ofte ganske omkostningstunge at gennemføre. Antallet af workovers er steget med gennemsnitligt 10% om året siden 2003 og toppede i 2012 med hele 23. På trods af en ofte stor kompleksitet forbundet med workovers er både etablering af nye produktions- og injektionsbrønde samt intervention i eksisterende brønde baseret på velafprøvede teknologier med en velkendt positiv effekt på indvindingsgraden. Boring af nye brønde såvel som fortsat løbende optimering af eksisterende brønde synes centralt for realisering af de teknologiske ressourcer.

4.6 TERTIÆR INDVINDING – HERUNDER CO2-INJEKTION – VIL UNDER NUVÆRENDE FORHOLD BIDRAGE MINIMALT TIL DEN SAMLEDE INDVINDING I forhold til det tilbageværende olieindvindingspotentiale på de danske felter – svarende til 7 procentpoint op til de 28% – forventes det af operatørerne, at størstedelen (58%) fortsat skal komme fra sekundær indvinding. Primær indvinding forventes at bidrage med 23%, og tertiær indvinding, som Energistyrelsen ellers har store forventninger til på dansk sokkel, forventes af operatørerne – under nuværende forhold – kun at bidrage med omkring 19% af den tilbageværende indvinding. De fire felter, som har det største tilbageværende olieindvindingspotentiale, er Halfdan, Dan, Syd Arne og Hejre. Disse felter forventes at stå for 84% af den tilbageværende indvinding. På de tre førstnævnte felter forventes sekundær indvinding – primært via vandinjektion – at udgøre 68% af den totale indvinding, mens produktionen på Hejre grundet reservoirets høje tryk alene vil være baseret på primær indvinding. Dan og Halfdan er de to eneste felter på dansk sokkel, hvor der i øjeblikket vurderes at være et kommercielt potentiale i brug af tertiære indvindingsteknikker (EOR). Maersk Oil forventer at CO2-injektion på de to felter kan bidrage med en betragtelig voloumen. Operatørernes nuværende forventninger til indvinding via EOR ligger dog væsentligt under de 470 mmbbl, som Energistyrelsen forventer, der kan indvindes via CO2-injektion. Operatørernes tilbageholdenhed i forhold til brug af EOR på dansk sokkel er i høj grad et udtryk for kompleksiteten, den manglende teknologiske modenhed og de betydelige investeringer, der er forbundet med EOR, sammenholdt med den begrænsede tilbageværende levetid af de eksisterende felter. Udover CO2-injektion er der flere EOR-metoder, som har et teknisk potentiale til at kunne forøge de danske felters indvinding – eksempelvis injektion af afsaltet havvand, injektion af dinitrogen (N2) på HPHT-felter og brug af polymer flooding på sandstensfelter med vandinjektion. I en dansk kontekst er disse teknologier imidlertid

stadig på et for umodent udviklingsstadie til, at der i øjeblikket regnes med et kommercielt potentiale forbundet hermed. Operatørerne og branchen som helhed anser øget teknologisk udvikling og modning af teknikker som de nævnte til en dansk kontekst som centrale for at kunne udbrede tertiær indvinding til de danske felter29. Således bruger branchen også store ressourcer på forskning og udvikling med det formål. Betragtet ud fra den samfundsmæssige værdi forbundet med fortsatte forøgelser af indvindingsgraden er det imidlertid påfaldende, at dansk energiforskningspolitik praktisk talt ekskluderer olieog gasindvinding i bevillingen af forskningsmidler. Tid er også i denne sammenhæng en afgørende faktor for potentialerealiseringen.

4.7 DER ER STORE BARRIERER FORBUNDET MED CO2-INJEKTION, MEN SKAL POTENTIALET REALISERES, HASTER DET MED AT ETABLERE EN KOMMERCIEL MODEL Rambøll har i en rapport udarbejdet for Energistyrelsen vurderet, at der er gode muligheder for at opstille en model for kombineret carbon capture storage (CCS30) og EOR med en anseelig positiv samfundsmæssig værdi. Men det konkluderes dog samtidig, at der stadig mangler at blive skabt de fornødne incitamenter, for at de største CO2udledere, der skal foretage store initielle investeringer for at kunne indsamle CO2’en, vil være villige til at deltage i projektet. Endvidere er der to andre centrale og korrelerede problemstillinger forbundet med EOR via CO2-injektion. Der er et væsentligt tidsmæssigt perspektiv i forhold til, hvor længe det vil være muligt at udnytte EOR qua det modne stadie, som den danske sokkel befinder sig på. Således anser Hess i øjeblikket ikke CO2-injektion som en økonomisk rentabel mulighed på Syd Arne. Indvinding via EOR må nødvendigvis finde sted, mens felterne stadig er i drift og skal påbegyndes flere år inden forventet produktionsstop, for at injektionen kan nå at have den tilsigtede effekt. Disse forhold efterlader et begrænset vindue for, hvornår produktionen skal foregå (se

29 Quartz+Co olieog gassektor survey og workshop, juni 2013 30 CCS er en metode til at indsamle og transportere CO2 fra CO2-udledende anlæg og efterfølgende lagre denne CO2 i eksempelvis de danske olieproducerende felters reservoirer

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

også kapitel 3). Omvendt er det netop tiltag som disse, der kan bidrage til at forlænge den finansielle levetid af de danske felter. Det fremskredne tidsmæssige perspektiv forstærkes yderligere af, at det forventes at tage tre-fire år at etablere de fornødne komplekse indsamlingsfaciliteter på det første CO2-udledende anlæg. Herefter forventes der at være behov for minimum et års drift med erfaringsindsamling, førend flere indsamlingsfaciliteter kan installeres. Samtidig er der behov for anseelige mængder CO2 for at kunne foretage CO2-injektion af kommerciel karakter, og der vil afledt heraf være udfordringer i forhold til at få etableret tilstrækkelig indsamlingskapacitet i Danmark, mens der stadig er kommercielt potentiale på soklen. Såfremt der etableres indsamlingskapacitet på Danmarks tre mest udledende anlæg, vil en betydelig volumen kunne produceres. Men for at der kan indvindes olie derudover skal der etableres indsamling på yderligere adskillige mindre anlæg indenfor en begrænset årrække. Alternativt skal der findes CO2-kilder udenfor Danmarks grænser, men international lovgivning tillader på nuværende tidspunkt kun transport af CO2 på tværs af landegrænser under visse omstændigheder.

4.8 MULIGE LØFTESTÆNGER FOR FORØGELSE AF INDVINDINGSGRADEN Ifølge Energistyrelsen er det de teknologiske ressourcer – som skal materialiseres via en forbedring af indvindingsgraden – der udgør det største tilbageværende ressourcepotentiale på den danske sokkel med samlet 593 mmboe – svarende til 42% af det samlede ressourcepotentiale. Energistyrelsens estimat for de teknologiske ressourcer er baseret på en forventning om, at det er muligt at øge den gennemsnitlige indvindingsgrad – som Energistyrelsen senest har opgivet til 26% – med 5 procentpoint. Heraf forventes hovedparten opnået ved ibrugtagning af ny teknologi til CO2-injektion på de store producerende felter med vandinjektion, mens resten er mindre bidrag fra andre teknologiske tiltag. Operatørerne af de producerende felter på dansk sokkel er imidlertid væsentligt mindre optimistiske i forhold til, hvad der realistisk kan opnås under de nuværende vilkår. Dels skønner de, at der kan opnås en endelig indvindingsgrad på 28% og ikke 31%, dels er de væsentligt mere forbeholdne med hensyn til bidraget, som skal komme fra CO2-injektion. Skal Energistyrelsens estimat for de teknologiske ressourcer realiseres, er det således nødvendigt, at der gøres en betydelig indsats i forhold til at forøge indvindingsgraden, som ikke er begrænset til et enkelt eller få midler – som eksempelvis CO2-injektion.

OPERATØRERNE OG ENERGISTYRELSEN SER I ØJEBLIKKET FORSKELLIGT PÅ POTENTIALET I TERTIÆR INDVINDING (EOR) OG DERMED OGSÅ PÅ, HVOR HØJT INDVINDINGSGRADEN KAN NÅ OVERBLIK OVER HISTORISK OG FREMTIDIG INDVINDING FORDELT PÅ TYPE PROCENT Operatørenes estimat

Energistyrelsens estimat

5,0%

1,3%

28,0%

26,7%

TOTAL HIDTIDIG OG FREMTIDIG INDVINDING VIA PRIMÆR OG SEKUNDÆR INDVINDING

FREMTIDIG TERTIÆR INDVINDING

FORVENTET TOTAL INDVINDING

31,0%

26,0%

TOTAL HIDTIDIG OG FREMTIDIG INDVINDING VIA PRIMÆR OG SEKUNDÆR INDVINDING

FREMTIDIG TERTIÆR INDVINDING

FORVENTET TOTAL INDVINDING

Kilde: Energistyrelsen; Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co-analyse

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Operatørerne har gennem årene påvist en betydelig evne til kontinuerligt at forøge indvindingsgraden på de danske felter, og derfor kan det ikke udelukkes, at der også fremadrettet kan ske fortsatte forøgelser heraf, omend de i de senere år er kommet i et langsommere tempo, og størstedelen af felterne i dag er meget modne. Som tidligere nævnt vurderes der ligeledes at være et uudnyttet indvindingspotentiale på de danske felter, som hvis blot en mindre del heraf udnyttes, kan bidrage væsentligt til realiseringen af de teknologiske ressourcer. Da et felts indvindingsgrad i høj grad er betinget af de investeringer, som foretages på feltet og ikke udelukkende dets geologiske forhold, kan et felts indvindingsgrad påvirkes ved at ændre på attraktiviteten af investeringer i indvindingsoptimerende tiltag. Den danske olieog gassektors aktører peger selv på nødvendigheden af stærkere incitamenter som det væsentligste instrument, hvis indvindingsgraden skal forøges31. Det kunne eksempelvis være i form af beskatningsmodeller målrettet brug af ny teknologi (bl.a. EOR-teknologi), som bliver stadig mere afgørende, hvis indvindingsgraden fortsat skal øges – eller modeller målrettet mindre felter, hvor indvindingsgraden halter efter de større felters, da det her ikke har været rentabelt at etablere de samme produktionsforøgende faciliteter. Det kunne også være særlige ’brownfield’-modeller, hvor der feltspecifikt kunne forhandles lavere beskatningsprocenter for reserveproduktion over en given tærskel. Ligeledes bør der tilskyndes til udbredelse af 4D-seismiske undersøgelser til flere af de danske felter, som alle kunne have gavn af den viden, som disse undersøgelser bibringer om uudnyttede indvindingsmuligheder i felternes reservoirer. Operatørerne vurderer, at størstedelen af den fortsatte indvinding fra de producerende felter skal komme fra primær og sekundær indvinding. Dette synes dog at forudsætte, at de senere års betydelige fald i antallet af nye produktions- og injektionsbrønde vendes, så nye brønde etableres i det omfang, der er et ressourcemæssigt potentiale, som tilsiger det, samtidig med at operatørerne fortsætter deres indsats med at udbedre og optimere eksisterende brønde gennem workovers.

31 Quartz+Co olieog gassektor survey og workshop, juni 2013

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Eftersom felter med vandinjektion præsterer betydeligt højere indvindingsgrader end felter uden, og det i dag kun er halvdelen af de producerende felter, hvor der injiceres vand, synes der umiddelbart at være et ressourcemæssigt potentiale forbundet med at udbrede konventionel injektion til flere felter, såfremt det kan ske under økonomiske attraktive vilkår. Samtidig skal det være attraktivt at udbrede vandinjektion til teknisk mere udfordrende reservoirer på de eksisterende felter med vandinjektion. Skal ressourcepotentialet forbundet med CO2injektion udnyttes – og maksimeres i henhold til Energistyrelsens forventning – er der behov for, at operatørerne af relevante producerende felter, ejerne af de mest CO2-udledende anlæg i Danmark samt den danske stat snarest bliver enige om en samlet plan herfor. Planen må nødvendigvis tage højde for det begrænsede tidsmæssige vindue, der er for etablering af en infrastruktur til CO2-injektion samt de nuværende begrænsede incitamenter og den økonomiske usikkerhed forbundet hermed for centrale aktører. EOR-teknologier rummer givetvis et betydeligt indvindingspotentiale for den danske sokkel – som også identificeret af Energistyrelsen. Men den teknologiske modenhed gør dem svære at kommercialisere uden en betydelig forsknings- og udviklingsindsats. Denne indsats drives i øjeblikket næsten udelukkende af sektoren selv, men da netop tiden er afgørende for, hvorvidt potentialet kan realiseres, er det i det danske samfunds interesse, at staten melder sig ind i denne forskningsindsats. I samme forbindelse er det centralt, at der gøres en indsats for at holde det tidsmæssige vindue for investering i CO2-injektion samt andre EOR-tiltag åbent længst muligt ved at udskyde felternes finansielle nedlukning, gennem tiltag som kan bidrage til fastholdelse af produktion. Optimering af felternes eksisterende brønde og videreudbygning med nye brønde vil bidrage hertil, og det samme vil tilslutning af marginale fund til de eksisterende platforme, hvilket samtidig er af afgørende betydning for realisering af de betingede ressourcer (se også kapitel 3).

HIGHLIGHTS: VÆKSTMOTOR III – FORØGELSE AF INDVINDINGSGRADEN CENTRALE FAKTA

LØFTESTÆNGER

• Operatørerne på dansk sokkel har formået kontinuerligt at forøge indvindingsgraden og forventer i dag en gennemsnitlig indvindingsgrad på 28% mod 11% i 1985. Det svarer til en årlig forbedring på 3,6%. 21% af de tilgængelige olieressourcer er i dag indvundet

• Boring af nye produktions- og injektionsbrønde i det omfang der er et ressourcemæssigt potentiale, som tilsiger det, samt fortsat kontinuerlig indsats med udbedring og optimering af eksisterende brønde gennem workovers

• 93% af oliereserverne på dansk sokkel ligger i kalkfelter, hvor reservoirernes evne til at transportere olie (permeabilitet) er væsentligt ringere end for sandstensfelter. Indvindingsgraden på de danske kalkfelter er gennemsnitligt 25%, mens den er 38% for sandstensfelterne • De danske kalkfelter ligger i forhold til internationale sammenlignelige kalkfelter generelt på et lavere indvindingsniveau og har et relativt større teknisk uudnyttet potentiale • Indvindingsgraden for de otte felter med vandinjektion er i dag 40%, mens den er 20% for de 10 producerende felter uden vandinjektion • De største felter målt på oliereserver har de bedste indvindingsgrader – de tre største kalkfelter har en gennemsnitlig indvindingsgrad på 41%, mens de resterende kalkfelter har en gennemsnitlig indvindingsgrad på 20%

• Udbredelse af vandinjektion til flere felter samt til mere udfordrende reservoirer • Snarlig udarbejdelse af samlet plan for udnyttelse af CO2-injektion på de danske producerende felter som tager højde for det begrænsede tidsmæssige vindue, der er for dette • Etablering af forsknings- og udviklingsindsats målrettet modning og kommercialisering af EORteknologier med deltagelse af såvel sektoren selv, højteknologivirksomheder samt statslige institutioner • Etablering af incitamentsstruktur som tilskynder til indvindingsforøgende tiltag – eksempelvis med incitamenter målrettet brug af ny teknologi, investeringer på mindre producerende felter samt udbredelse af 4D-seismiske undersøgelser til flere felter

• Der er en tæt korrelation mellem antallet af produktions- og injektionsbrønde og udviklingen i indvindingsgraden. Fremadrettet forventes primær og sekundær indvinding at stå for over 80% af indvindingen. Der forventes på nuværende tidspunkt kun et begrænset bidrag fra CO2-injektion

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

5. SAMMENFATNING: GEARING TIL VÆKST PÅ DANSK SOKKEL Det er et faktum, at olieog gasproduktionen på dansk sokkel er aftagende. Det er imidlertid også et faktum, at trods den danske sokkels modenhedsniveau er der et fortsat stort ressourcepotentiale, som reelt udgør over 40% af den samlede historiske produktion. Realiseres 50% af det estimerede potientiale, svarer det til et skattemæssigt merbidrag på ca. DKK 190 mia. frem mod 204232. Øges ambitionen, og lykkes det at realisere 80% af potentialet, vil Danmark – udover et yderligere skattemæssigt merbidrag – kunne bevare sin status som nettoeksportør af olie og gas de næste 20 år. En forventet realisering af det fremtidige potentiale synes dog at være under stort pres. Efterforskningsaktiviteten er på et historisk lavpunkt og kaster stadig mindre fund af sig, udbygningen af marginale fund står stille og synes uden perspektiv, og indvindingsgradens forøgelse er aftagende, og der er langt op til det estimerede niveau. Ud fra et overordnet nationalt perspektiv synes den danske olieog gassektors rammevilkår og måde, hvorpå den drives og udvikles, at være ude af takt med soklens reelle modenhedsniveau og infrastrukturens forventede restlevetid. Licenstildelingsmodellen begrænser det hurtige initiativ, efterforskningsboringer og udbygninger planlægges og eksekveres med lange tidsintervaller, der er intet ekstraordinært incitament til marginale investeringer, der investeres relativt lidt i de producerende felters ’haleproduktion’, efterforsknings-, udbygnings- og driftsomkostningerne er stigende trods faldende volumener, og nye perspektiver på de producerende felters udviklingsmuligheder udebliver med nye aktørers manglende interesse for disse felter. Tid er samtidig en altafgørende faktor, idet størrelsen af potentialet, der kan realiseres, afhænger af, hvor hurtigt de tre vækstmotorer – Øget efterforskningsaktivitet, Produktion af marginale felter og Forøgelse af indvindingsgraden – bringes samlet op i fart. Jo længere tid der går, før der sættes

ind, desto tidligere vil den nuværende infrastruktur lukke ned grundet manglende produktion til at opretholde driften. Dette reducerer muligheden for udbygning af marginale fund og undergraver dermed også incitamentet til efterforskning. Tidligere nedlukning af de producerende felter resulterer samtidig i en lavere indvindingsgrad, da investeringer i en fortsat forøgelse heraf er afhængig af fortsat produktion. At være afventende nu for så at genoptage aktiviteten senere er ikke en mulighed – de nødvendige produktionsfaciliteter og kompetencer vil ikke være til stede. De kommende års indsats er derfor kritisk for den danske olieog gassektors fortsatte udvikling. Således er der et behov for at sætte bredt og sammenhængende ind på tværs af de tre vækstmotorer og finde nye og alternative løsninger indenfor en række af de centrale løftestænger, der kan øge aktiviteten på dansk sokkel, såsom Omkostningsniveau: nedbringelse af nuværende bore-, udbygnings- og driftsomkostninger gennem et tættere operatørsamarbejde omkring eksempelvis indsamling af seismik, borekampagner, udbygning af mindre felter, logistikservices samt modning og standardisering af teknologi. Regulering: tilpasning af den nuværende licenstildelingsmodel til øget fleksibilitet med henblik på at fremme efterforskningsinitiativ og nedbringe tiden der går fra, at en licens er tildelt, til der bores indenfor licensen. Dette kunne eksempelvis være gennem en forøgelse af antallet af licensrunder eller ’åben dør’ på alle ikke-licenserede områder og hvis hensigtsmæssigt kombineret med skærpede myndighedskrav til opretholdelse af konstant aktivitet på tildelte licenser. Endvidere bør det tilsikres, at de regulatoriske rammer ikke fordyrer aktivitet på den danske sokkel unødigt, herunder bør der gælde ens regler for borerigge i EU-landene der støder op til Nordsøen, med henblik på at øge tilgængeligheden af rigge og nedbringe ekstraomkostningerne forbundet med boringer (p.t. betyder forskellige landes regler, at der laves tidskrævende og fordyrende

32 Beregningen af det skattemæssige merbidrag er baseret på en række opdaterede antagelser i forhold til beregningen præsenteret i Den danske olieog gassektors udvikling og samfundsmæssige betydning (1992-2022) sidste år. Herunder er den væsentligste, at ressourceestimaterne inkluderet i beregningen er opdateret i henhold til de seneste tilgængelige tal fra Energistyrelsen, samt at de betingede ressourcer indgår risikovejet som en del af ressourcerne fremfor som en del af reserverne. Dette har hævet ressourceestimatet fra 1.209 mmboe til 1.398 mmboe

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

ombygninger, når en borerig entrerer et nyt lands farvand). Skatteregime: etablering af et skatteregime for nye projekter der anerkender dansk sokkels modenhedsniveau og skaber økonomisk og samfundsmæssigt bæredygtige incitamenter til at investere i efterforskning målrettet nye play-typer og nye områder, udbygning af marginale fund samt indvindingsoptimerende tiltag på producerende felter. Dette kan gøres på forskellige måder, som det ses i det norske og britiske skatteregime. Det danske regime bør imidlertid afspejle den risikoprofil, der kendetegner det danske område. Derudover står sektoren med et generelt problem i forhold til at uddanne, tiltrække og fastholde tilstrækkelig arbejdskraft. Det kræver stadig flere ressourcer og større kompetencer at indvinde de tilbageværende ressourcer på dansk sokkel, samtidig med at der uddannes færre indenfor relevante specialistområder, den danske befolknings interesse for at arbejde i olieog gassektoren er dalende, og konkurrencen om erfarne medarbejdere bliver

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

stadig hårdere på globalt plan. Cirka 1/3 af specialiststillingerne hos operatørerne er i dag besat med udenlandsk arbejdskraft, hvilket bibringer den danske olieog gassektor værdifuld viden, men de udenlandske medarbejdere er svære at fastholde i mere end få år. Således er der i dag ca. 70 længerevarende ubesatte stillinger på kritiske specialistområder alene hos operatørerne af de producerende felter på dansk sokkel. Ovenstående kalder på udarbejdelsen af en national strategi, hvor alle centrale aktører i og omkring sektoren bidrager til at etablere en fælles vision og afledte initiativer for den fortsatte udvikling af den danske olieog gassektor. Den nationale strategi bør som minimum anvise konkrete løsninger i forhold til at accelerere aktiviteten indenfor de tre vækstmotorer, som er de centrale drivere for realisering og maksimering af soklens tilbageværende potentiale. Med soklens nuværende karakter er det afgørende, at der tænkes anderledes, og at der handles hurtigt.

ORDFORKLARINGER Betingede ressourcer – udbygninger af fund og nye felter eller videreudbygning af eksisterende felter hvor det tekniske eller kommercielle grundlag endnu ikke er på plads til en endelig beslutning om udbygning Clubbing – betegnelse der anvendes, når en operatør af et marginalfund kobler sig på en anden operatørs videreudbygning af et eksisterende felt Clustering – betegnelse der anvendes, når operatører af nærtliggende marginalfund går sammen om en fælles udbygning Creaming curve – en ’creaming curve’ skildrer, hvordan en sokkel er blevet udforsket ved at se på forholdet mellem de kumulative mængder fund (mmboe) og antallet af efterforskningsboringer over tid CCS – Carbon Capture Storage (CCS) er en metode til at indsamle og transportere CO2 fra CO2udledende anlæg og efterfølgende lagre denne CO2 i eksempelvis de danske olieproducerende felters reservoirer DUC – DUC er en forkortelse for Dansk Undergrunds Consortium og består i dag af A.P. Møller Mærsk A/S, Chevron Denmark Inc., Shell Olie- og Gasudvinding Danmark BV. samt Nordsøfonden Efterforskningsboring – boring der udføres for at undersøge om en kortlagt struktur indeholder olie og gas Efterforskningsressourcer – en vurdering af de mængder som forventes at kunne indvindes fra nye fund EOR – ’Enhanced Oil Recovery’, se Tertiær indvinding EU ETS – ’EU’s Emissions Trading System’ GEUS – De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland – disse hører under Klimaog Energiministeriet

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

Haleproduktion - (tail-end production) bruges som en betegnelse for den sidste del af produktionen på et felt over dets levetid HPHT – ’High Pressure/High Temperature’, højt tryk og høj temperatur Indvindingsgrad – den del af olien i et givent reservoir som er tilgængelig for indvinding, det vil sige hvor stor en del af den totale mængde olie i reservoiret (STOIIP), der kan indvindes i feltets levetid under de givne tekniske og økonomisk vilkår. Den beskriver altid den forventede endelige indvinding og ikke den allerede opnåede indvinding Injektionsbrønd – brønd der anvendes til nedpumpning af vand eller gas med henblik på at holde trykket i reservoiret højt nok til, at der stadig kan indvindes olie og gas fra producerende brønde, se produktionsbrønd Integrated Operations – er faciliteret af udviklingen indenfor informations- og kommunikationsteknologi og refererer til etablering af nye arbejds- og samarbejdsprocesser i olieog gasproduktion, hvor der etableres integrerede processer mellem onshore og offshore, som tillader at flere delprocesser kan varetages fra land IOR – ’Improved Oil Recovery’, se Sekundær indvinding Marginale fund – fund der ikke er kommercielle at udbygge på nuværende tidspunkt – eksempelvis på grund af fundstørrelsen, de geologiske forhold eller den geografiske beliggenhed Mmbbl – en million tønder olie Mmboe – en million tønder olieækvivalent (mmboe). En tønde olieækvivalent (boe) er en energienhed som angiver den anslåede mængde energi, der bliver frigivet ved at forbrænde en tønde olie (svarende til 158,97 liter). Boe bruges af olieselskaberne til at kombinere olieog gasreserver i en enkelt og dermed sammenlignelig enhed OGD – Olie Gas Danmark, brancheforeningen for den danske upstream olieog gasindustri

Operatør – den virksomhed som udøver efterforskningen eller produktionen på rettighedshaverens vegne

Teknologiske ressourcer – et skøn over de mængder af olie og gas der vurderes yderligere at kunne indvindes ved brug af ny teknologi

Play – et play er en kategoriseret betegnelse for de geologiske vilkår, som kontrollerer en gruppe af felter eller prospekter indenfor en region

Tertiær indvinding – ofte indvinding via metoder til ’Enhanced Oil Recovery’ (EOR) der dækker injektion af væsker, som ikke normalt er til stede i reservoiret – eksempelvis flydende CO2 og dinitrogen

Primær indvinding – boring af en eller flere produktionsbrønde Produktionsbrønd – brønd der anvendes til produktion af olie eller gas Prospektivitet – prospektivitet henviser til den samlede mængde prospekter i et område, det vil sige mulige (både kendte og hypotetiske), men endnu ikke anborede/ fundne olieog gasforekomster Reservoirdybde – afstanden ned til de fundne mængder olie/gas Seismiske undersøgelser – undersøgelser der udføres ved at sende en trykbølge fra en lydkilde ned i undergrunden. Trykbølgen rammer forskellige lag i undergrunden, og en del af trykbølgen vil som følge heraf blive reflekteret tilbage til overfladen og opfanget af specielle modtagere. Således opnås et billede af undergrundens geologi, der kan anvendes til at lokalisere olie og gas. 2D-seismik viser et tværsnit af undergrunden, 3D-seismik viser et tredimensionelt billede af undergrunden, der laves ved at samle 2D-seismiske undersøgelser i et fintmasket net

Tieback – betegnelse for en tilslutning af et mindre olieog gasfelt til et eksisterende produktions anlæg, hvor olien/gassen indvundet fra det mindre felt sendes videre til det eksisterende produktions anlæg for videre processering/distribution. Tiebacks er en mindre omkostningstung udbygningsform end udbygning af nye selvstændige produktionsanlæg Vurderingsboring – boring der udføres for at kvalificere og forøge viden om et funds størrelse og karakter (udføres på baggrund af en efterforskningsboring, se Efterforskningsboring) Wildcats – betegnelse for efterforskningsbrønde som bores i relativt uudforskede områder, hvor der endnu ikke er gjort fund af olie/gas Workovers – reparationer og vedligeholdelse af brønde der kræver en rig

Sekundær indvinding – ofte indvinding via metoder til ’Improved Oil Recovery’ (IOR) der dækker injektion af væsker, som allerede er til stede i reservoiret – eksempelvis vand og gas STOIIP – ’Stock Tank Oil Initially in Place’, se indvindingsgraden Succesrate – procentdelen af efterforskningsboringer som medfører reelle fund af olie eller gas, det vil sige mere end blot spor af forekomster

POTENTIALET I NORDSØEN – TRE VÆKSTMOTORER TIL REALISERING

RYESGADE 3A 2200 KØBENHAVN N