Vækstmulighederne i dansk olie og gas industri

Transkript

1 Vækstmulighederne i dansk olie og gas industri Martin Næsby, direktør, Olie Gas Danmark 23. oktober 2014 Offshoreenergy.dk 23. oktober årsmøde Martin Næsby, direktør, Olie Gas Danmark November 4, 2014

2 Danish oil and gas era commenced in 1962 when A.P. Møller was awarded sole rights to exploration and production 2004: Oil output in Denmark reached a peak Gas production Oil production 1984: Most existing oil and gas fields are now discovered 1963: DUC was founded by Maersk and Gulf Oil. Later, Shell joined the consortium 1966: First offshore discovery (Kraka) : A.P. Møller was awarded sole rights to explore and produce oil on the Danish shelf 1972: Oil production in Denmark started, when the Dan field came on-stream 1984: First gas produced on danish shelf (from Tyra) 2012: The Danish North Sea Fund takes a 20% stake in DUC licenses 2 Source: The Danish Energy Agency

3 Danish oil and gas production is concentrated in a few fields the five largest fields generated more than 80% of production in 2011 Producing oil and gas fields in Denmark* mmboe Halfdan Dan Tyra** Valdemar Syd Arne Gorm Skjold Key facts top five producing oil and gas fields Fields Halfdan Dan Tyra** Share of total production (2011) First oil Reservoir depth Production volume 2011 Commercial reserves 2011 Production wells Remaining reserves life (years)*** 37.4% ,100 m 52 ~ % ,850 m 61 ~8 14.6% ,000 m 58 ~16 Harald Nini Siri Valdemar 7.2% ,850 m 21 ~12 Other** Total ,242 Syd Arne 6.4% ,800 m 13 ~15 3 * As per Field reserves are adjusted slightly (from 1,128 to 1,242) due to unavailability of field distribution of some reserves (likely new constructions) ** Other includes Roar, Svend, Kraka, Rolf, Lulita, Cecilie, Dagmar, Regnar. Tyra South East is included in Tyra *** Calculated as remaining commercial reserves divided by production 2011 Source: The Danish Energy Agency

4 Denmark's oil and gas production is very limited in a global context 0.3% of total oil production and approximately same share of total gas supply Global distribution of oil production 2010 Per cent 13% 12% 0.3% 0.3% 0.3% 0.3% 0.3% 9% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.2% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 5% 5% 4% 4% 3% 3% 3% 3%3% 3% 3% 2% 2% 2% EG YE* GE* DK TU* BR* OTH AFR PE OTH SA TO CH IT RO TU UZ 0.3% RU SA US IR CH CA MX AE VZ KW IR NI BR NO AN KA AL DK ~75% of world supply ~3% of world supply 4 * Yemen, Gabon, Turkmenistan, Brunei Source: BP Statistical Review

5 Oil and gas resources are maturing reserve replacement ratio has been well below 100% since 2002 Gross change in reserves and production mmboe (three-year moving average) Gross change in reserves Production Gross change in reserves is calculated residually as net change in reserves + production. Negative change in gross change can occur when reserves are re-estimated downwards Reserve replacement ratio* 208% 214% 215% 205% 135% 124% 129% 65% 153% 180% 234% 151% 120% 87% 92% 63% -10% -68% -22% 30% 5 Note: Chart is based on data from BP Statistical Review due to unavailability of gas reserves from the Danish Energy Agency back to Production deviates slightly from the Danish Energy Agency data (4-5 per cent) * Reserve replacement ratio expresses the relation between reserves and production when above 100%, growth in reserves exceeds production Source: BP Statistical Review; The Danish Energy Agency

6 OPEX and CAPEX costs per barrel have increased along with the oil price and maturity of fields and infrastructure Oil price, OPEX and CAPEX cost per barrel* Index, 2001 =100 OPEX per barrel CAPEX per barrel Oil price per barrel Change from from 01 to 11 (per cent) 225.8% % % The accelerating OPEX cost is driven by shelf maturity, increased complexity and cost increases of input factors 6 * Brent oil price, annual averages Source: The Danish Energy Agency

7 The Danish shelf is significantly smaller and has less active players than other parts of NW Europe Production 2010 mmboe Gas Oil Commercial reserves 2011* mmboe Gas Oil Active oil and gas producing companies Companies 1,482 20, ,471 7, DK NO 489 UK NL 1,242 DK ,659 NO 4,523 1,688 2,835 UK 7, NL 8 DK NO UK NL 7 Note: DK, NO, UK, NL = Denmark, Norway, The United Kingdom, The Netherlands * Oil and gas commercial reserves as per Source: The Danish Energy Agency; BP Statistical Review; Wood Mackenzie

8 It is complex to drill at the Danish shelf and future well sizes are estimated to be amongst the smallest in NW Europe Well length and future field discovery size mmboe, metres, bubble size = remaining reserves 2011 Remaining reserves (mmboe**) Average total well length ( )* (metres) Denmark Norway Netherlands The U.K Average future field discovery (mmboe) 8 * Average measured depth from the rotary table to the end of the well (TD) along the well bore. Figures include production, appraisal and exploration drillings from 2007 to 2011 ** Commercial reserves as per Source: Norwegian Petroleum Directorate; The Rushmore Reviews; BP Statistical Review; IHS Global Window

9 Stable oil and gas consumption is expected towards 2030 the oil and gas sector has ensured selfsufficiency of oil and gas from 1991 to 2020 with the current production estimates Oil and gas production and consumption in Denmark ( ) mmboe 200 Consumption Production 150 Current estimates indicate that Denmark will be self sufficient in petroleum products until Period as self sufficient 9 Source: The Danish Energy Agency

10 In 2012, almost 60% of the total energy consumption in Denmark comes from oil and gas there is no sign of an expected decline in the dependency on oil and gas going forward Energy consumption in Denmark ( ) Share of total energy consumption in Denmark (per cent) 100% Change from '90 to '10 (percentage points) Change from '10 to '22 (percentage points) 90% 80% 43.3% 38.7% 40.4% Oil -4.6% 1.7% 70% 60% 50% 10.0% 20.6% 16.9% Gas 10.6% -3.7% 40% 30% 39.9% 20% 10% 6.8% 0% % 22.5% % Coal 28.0% Renewables % -3.4% 15.8% 5.5% 10 Source: The Danish Energy Agency: "Danmarks olie- og gasproduktion 2010"

11 The oil and gas sector is the largest governmental corporate income source in Denmark Corporate tax contributing industries in 2010 DKK billions Additional tax* not included in DST data The Danish Energy Agency estimates the total direct corporate tax contribution* from the oil and gas sector to be DKK 23.7 billion Share of total (per cent) Financial and insurance Extraction of oil and gas Wholesale and retail trade Transportation Pharmaceuticals Manufacture of furniture and other manufacturing Knowledgebased Telecommunications services 17,0% 15,3% 10,8% 7,9% 5,3% 4,1% 2,9% 2,5% In 2010, for every 1 million barrels of oil equivalent produced, government revenues of DKK ~170 million were generated 11 * In addition to ordinary corporate taxes, government revenues from the oil and gas sector includes carbon tax and profit-sharing Source: Statistics Denmark; the Danish Energy Agency

12 The oil and gas sector almost generated sufficient government income to finance all higher education in 2010 Danish governmental oil and gas total tax revenues compared to selected major governmental spending accounts, 2010 DKK billions Oil and gas Hospital services Handicap and illness Families and children Elementary/ public schools Unemployment Youth education Higher education Cultural services Police 12 Source: Statistics Denmark; the Danish Energy Agency

13 The majority of people directly employed in the "Extraction of oil and gas" sector work in Esbjerg Main oil and gas employment areas in Denmark Distribution of employees (average ) Number of employees (per cent) ~1, % Copenhagen ~680 (40%) ~680 Copenhagen Esbjerg ~1,020 (60%) Esbjerg ~1, Source: Statistics Denmark "Registerbaseret arbejdsstyrkestatistik"

14 The employees in the oil and gas sector have significantly higher educational levels than the average Danish employee Highest completed educational level per employee comparison of the oil and gas sector to DK average employee, 2009 Per cent 30.1% 32.4% All Extraction of oil and gas 22.0% 23.0% 18.9% 20.2% 13.0% 14.6% 13.6% 7.1% 2.3% 1.0% 0.5% 1.3% Elementary school Upper secondary education Standardised basic training and apprentice levels Short-term higher education Medium-term higher education Long-term higher education PhD-level education 54% of employees within "Extraction of oil and gas" have completed a higher education compared to the national average of 35% 14 Source: Statistics Denmark "Registerbaseret arbejdsstyrkestatistik"

15 The indirect activities driven by the oil and gas sector create significant personal income tax revenues Direct and indirect sector person15al tax DKK millions, average Indirect 3,200 2,500 Historical oil and gas sector direct and indirect personal income tax contribution Index, 100 = Direct employment ,400 1,200 1, Indirect Direct CAGR '92-'10 (per cent) 5.4% 5.0% Historical production and average salary cost per employee Index, 100 = 1992 OPEX Production volume 400 CAPEX CAGR '92-'10 (per cent) Direct % 4.2% 3.1% Note: Direct and indirect figures are related to the Danish oil and gas sector Source: Statistics Denmark National accounts

16 Produktionen på den danske sokkel har toppet, men der er stadig et betydeligt potentiale gemt i betingede ressourcer, efterforskningsressourcer og teknologiske ressourcer Historisk og forventet produktionsforløb samt ressourcer (olie og gas) Mmboe 200 Teknologiske ressourcer Efterforskningsressourcer Betingede ressourcer* Gasproduktion Olieproduktion 150 Det samlede ressourcepotentiale frem til 2042 er estimeret af Energistyrelsen til mmboe, hvilket er næsten 1/3 højere end den forventede tilbageværende produktion frem mod 2042 og svarer til 41% af den samlede historiske produktion af olie og gas 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

17 1600 Mmboe DKK 190 mia. i skatter pct. (1,4 bn. bbls) pct. DKK 190 mia. i yderligere skatter, hvis halvdelen af potentialet realiseres 0 Kilde: Energistyrelsen; Quartz+Co-analyse Planlagt produktion ( ) Potentiale ( )

18 Produktionen er gennemsnitligt faldet med 10% om året fra og nåede i 2012 det laveste niveau siden Der er gennemsnitligt tæret på reserverne med 112 mmboe om året fra Fra er den samlede reservemængde skrumpet med 916 mmboe. De tilbageværende reserver på den danske sokkel er faldet fra 59% af de totale reserver i 2002 til 35% i 2011 Samlet årlig produktionsvolumen og bruttoreservetilvækst (olie og gas) Mmboe % Produktion Bruttoreservetilvækst* 100 Ø Tilbageværende reserver procent af total % 57% 54% 50% 47% 42% 40% 38% 36% 35% 2012** * Bruttoreservetilvækst beregnes som nettoændring i reserver + produktion. Negativ ændring af reserver kan forekomme ved nedjustering af reserveestimater ** Energistyrelsen har ikke opgjort tilbageværende reserver i "Danmarks olie- og gasproduktion samt anden anvendelse af undergrunden 2012", da dette fra i år kun forventes gjort hvert andet år Kilde: Energistyrelsen

19 Antallet af boringer på dansk sokkel var i 2012 på det laveste niveau siden Siden 2001, hvor antallet af boringer toppede, er der sket et gennemsnitligt fald i antallet på 19% om året Fra er der gennemsnitligt foretaget 12 boringer om året det er det laveste gennemsnit over en femårig periode i mere end 30 år Samlet antal boringer på dansk sokkel fra * Antal boringer pr. år Samlet antal boringer % Årligt gennemsnit over femårig periode Ø = 22 Ø = 19 Ø = 18 Ø = 35 Ø = 26 Ø = * Indeholder efterforsknings-, appraisal, produktions- og injektionsboringer (oversigten indeholder ikke lukkede boringer og genboring af samme) Kilde: Energistyrelsen

20 Olie Gas Danmark peger på 3 indsatsområder ( vækstmotorer ): Forøgelse af efterforskningsaktiviteter Udvikling af og produktion fra marginale felter Forøgelse af indvindingsgraden

21 Opdeling af den danske sokkel efter type af efterforskningsboringstilladelse i februar 2013 Den danske sokkel, februar 2013* Licenser Licensansøgninger Åben dør Her er tildelt licenser i forbindelse med minirunder Nabobloktilladelse med efterforskningsboring Åben dør-ansøgning Naboblok-tilladelse med efterforskningsboring De hvide tern dækker over blokkene i licensrundeområdet Minirunde-tilladelse med efterforskningsboring 21 * Splittet mellem licenser, licensansøgninger og åben dør på den danske sokkel for februar 2013 (dette billede opdateres løbende) Kilde: Energistyrelsen

22 Antallet af aktive licenser i Central Graven vest for 6 15' var på sit højeste i slut 90'erne, hvor licensrunde 5 startede Det største antal aktive licenser for runde 1-6 var de 35 i 5. licensrunde, som aftog omkring 2005, hvorefter 6. licensrunde blev initieret og medførte 13 nye aktive licenser på toppen af de eksisterende 12. Aktiviteten i licensrunde 1-6 har været størst 0-7 år efter, licensrunderne er påbegyndt Alle aktive licenser i den danske del af Central Graven, vest for 6 15' 6. licensrunde 5. licensrunde 4. licensrunde Antal 3. licensrunde 2. licensrunde Antallet af aktive licenser, dækker over tilladelser, der er gældende i det pågældende år og ikke er tilbageleveret licensrunde Andre Eneretsbevilling Kilde: Energistyrelsen

23 Tidligere blev der boret mange wildcats på den danske sokkel i dag er området mere modent, og der bores tættere op ad eksisterende infrastruktur grundet tieback-muligheder Efterforskningsboringer på den danske sokkel vest for 6 15' I dag bores der færre wildcats og tættere op ad eksisterende infrastruktur end i og ' E Fund Ud af de 135 efterforskningsboringer, der er foretaget vest for 6 15', er det kun 35, der har været egentlige fund på. Mens der er relativt stor spredning på efterforskningsboringerne, ligger fundene tæt Tør eller kun små spor af olie og gas 6 15' E 23 Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark; Quartz+Co analyse

24 Der er kun igangværende udbygning på ét fund. 88 procent af fundene i pipelinen er endnu ikke nået til planlægning af udbygning Fund på tværs af pipeline-stadier År siden fund 40 Størrelsen angiver de samlede tekniske ressourcer 35 Adda DONG Energy Maersk Oil Elly Amalie Boje Gert Ravn Alma PA Resources Wintershall Tilbageleveret til Energistyrelsen Svane Hejre 5 0 Rau Luke Sara Sofie Solsort Ingen planer om udbygning Ikke kommercielt p.t. Broder Tuck Lille John Hibonite Potentiel udbygning mulighed for udbygning undersøges p.t. Udbygning planlægges p.t. Igangværende udbygning 24 Note: Kategoriseringen er baseret på Wood Mackenzie og input fra operatørerne. Videreudbygning af eksisterende felter er ikke inkluderet Kilde: Wood Mackenzie; Energistyrelsen; Input fra operatørerne

25 Der er aldrig blevet udbygget et nyt (stand-alone) felt i Danmark på under 85 mmboe Hejre bliver det første udbyggede felt med et reservoir dybere end meter Feltstørrelse Mmboe Kun 7 ud af 21 felter på 50 mmboe eller derunder er blevet udbygget på den danske sokkel, selvom flere af fundene er større end de eksisterende tiebacks. 9 ud af de 16 ikke-udbyggede felter har en reservoirdybde på over meter Feltstørrelse og reservoirdybde for alle felter på dansk sokkel Mmboe/meter 0 Tyra Skjold Dan Halfdan Siri Gorm Roar Valdemar Syd Arne Harald Kalk/stand-alone Sandsten/stand-alone Tieback/kalk Tieback/sandsten Ikke udbygget Hejre Reservoirdybde* Meter 25 * For eksisterende felter, hvor reservoirdybden varierer for samme felt, anvendes den gennemsnitlige feltdybde. For ikke-udbyggede fund er reservoirdybden lig med funddybden Kilde: Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

26 Gennemsnitlig fundstørrelse er i dag på grænsen til at være under threshold for nye felter udviklingen af nye felter vil fremadrettet, i stigende grad, forudsætte tieback til eksisterende felter Udvikling i gennemsnitlig fundstørrelse og threshold på dansk sokkel Mmboe Gennemsnitlig fundstørrelse (pr. årti) New-field threshold Near-field threshold Model field size* Minimum threshold** 100 New-field: mmboe Near-field: mmboe * IHS indikerer dette som den mest sandsynlige fremadrettede fundstørrelse på den danske sokkel i Nordsøen ** Estimeret af operatørerne på dansk sokkel spænd i threshold skyldes forskel i operatørestimater. Threshold er et simpelt udtryk for den feltstørrelse, der minimum kræves for kommerciel udbygning. Threshold påvirkes af en række forhold (eksempelvis skatteregime, olie-/gaspris og CAPEX inflation), og er således dynamisk over tid 26 Kilde: Energistyrelsen; Olie Gas Danmark; IHS; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

27 Med nuværende tidsinterval (lead time) på mindre fund vil over halvdelen af de producerende felter være taget ud af drift, før et nyt mindre felt vil være nået frem til produktionsstart Tidsintervaller (felter med til og med 50 mmboe)* År Licens til efterforskn.boring (N = 12) Fund til udbygningsbeslutning (N = 7) Udbygningsbeslut. til prod. start (N = 7) Samlet Tidsinterval 2 Felt levetid 34 år Karakteristika for et gennemsnitligt felt til og med 50 mmboe 14 år fra licenstildeling til produktionsstart Resterende levetid for eksisterende infrastruktur 24 mmboe i samlede reserver Svend Siri Nini Cecilie* Lulita Kraka Roar Gorm Skjold Harald Valdemar Syd Arne Dan Halfdan Tyra Financielt cut-off < 14 år Financielt cut-off > 14 år 27 Note: Cecilie er det felt, som krævede kortest tid fra licenstildeling til produktionsstart kun 5,5 år fordelt på henholdsvis 2,5 år fra licenstildeling til fund, 2 år fra fund til udbygningsbeslutning og 1 år fra udbygningsbeslutning til produktionsstart * Indeholder ikke efterforskningsboringer fra eneretsbevillingen, da der ikke tildeles separat licens for efterforskningsboringer, der foretages herunder Kilde: Wood Mackenzie; Energistyrelsen; Medlemmerne af Olie Gas Danmark

28 Ved produktionsstop ville der på de fleste af de danske felter, under nuværende forudsætninger, være væsentlige mængder olie tilbage, som ikke kan udnyttes Overblik over olien på dansk sokkel Mmbbl STOIIP Tilbageværende olie v. endt produktion Tyra + Tyra SE Halfdan Dan Syd Arne Valdemar -531 Skjold Gorm Kraka Hejre Rolf Svend Siri Regnar Harald Dagmar Lulita Nini Cecilie Roar Tilbageværende olie efter planlagt endt produktion Produceret mængde olie fra produktionsstart til 2012 Tilbageværende potentiale ved nuværende indvindingsgrad Oliereserver * 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 Kilde: Energistyrelsen; Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co analyse Indvindingsgrad Procent 8,4% 12,3% 50,8% 12,3% 11,6% 18,8% 9,4% 30,0% 31,8% 45,5% 21,1% 15,6% 36,7% 36,0% 30,0% 40,1% 51,3% 47,5% 37,0% Gns. 28%

29 Ifølge licenshavernes egne estimater vil den endelige indvindingsgrad ligge på ~28% af de 28% er ~¾ allerede indvundet, så totalt er der ~¼ af de tilgængelig ressourcer tilbage (~850 mmboe) Af de i alt 21% historisk indvundne mængder olie, der er indvundet, er langt størstedelen (16 procentpoint) indvundet via sekundær indvinding kun 5 procentpoint er indvundet via primær indvinding Tertiær indvinding (EOR) har historisk ikke været fortaget, og i alt forventes kun 160 Mmbbl (1 procentpoint af den totale indvinding) at komme fra tertiær indvinding Overblik over historisk og fremtidig indvinding fordelt på type (mmboe) (72%) (28%) 610 (5%) (16%) 0 (0%) (21%) 197 (2%) +846 (+34%) 488 (4%) 160 (1%) (28%) STOIIP Ikketilgængeligt olie Tilgængelig resourcer Hidtidig primære indvinding Hidtidig sekundær indvinding Hidtidig tertiær indvinding Total indvinding indtil ultimo 2012 Fremtidig primær indvinding Fremtidig sekundær indvinding Fremtidig tertiær indvinding Forventet total indvinding 29 Kilde: Maersk Oil; DONG Energy; HESS; Quartz+Co analyse

30 Teknisk introduktion hvad er IOR og hvordan fungerer det? Definition af IOR Sekundær indvinding (IOR) Sekundær indvinding er oftest indvinding via IOR, der dækker injektion af væsker, som allerede er til stede i reservoiret. Disse metoder anvendes, når der er utilstrækkeligt underjordisk pres til at flytte den resterende olie. Den mest almindelige teknik er waterflooding, som bruges via injektionsbrønde til at indføre store mængder af vand ind i reservoiret. Gennem tryk presses olie og vand gennem reservoiret. Indvinding er mellem 10-30% af STOOIP Illustration og gennemgang af typisk metode for IOR 1. Separate injektionsbrønde bliver boret enten fra separate injektionsplatforme eller hovedplatformen. På flere af de danske felter ligger injektionsbrøndene parallelt med indvindingsbrøndene 2. Vand eller gas bliver via injektionsbrøndene pumpet ned i reservoiret, hvilket får trykket til at stige i reservoiret, hvorved der skabes mulighed for øget indvinding 3. Produktionsplatformen øger sin indvinding og olie, da mere vand/gas vil blive presset op. Olien og vandet vil blive filteret, og vandet bliver enten geninjiceret eller renset og ledt ud i havet 30 Kilde: Erling Halfdan Stenby Institutdirektør, professor DTU, Energistyrelsen; Quartz+Co analyse

31 Teknisk introduktion hvad er EOR og hvordan fungerer det? Definition af EOR Tertiær indvinding (EOR) Tertiær indvinding er oftest indvinding via EOR, der dækker injektion af væsker, som ikke normalt er til stede i reservoiret, fx CO 2. EOR skal fra et definitionsmæssigt synspunkt forstås som metoder og teknikker, hvorved ydre energi og materialer bliver føjet til et reservoir for at kunne flytte resterende råolie på en kontrolleret måde gennem en produktionsbrønd. Dette sker primært via ændring af følgende: 1) Vædningsniveau, 2) grænsefladespændinger (IFT), 3) væske egenskaber og 4) trykgradienter Illustration og gennemgang af mulig metode for EOR Forklaring af processen 1. En væske eller gas bliver injiceret i reservoiret via separate injektionsbrønde 2. Væsken eller gasen går enten i forbindelse med olien eller skaber via øget tryk bedre muligheder for, at olien kan blive pumpet op 3. Via indvindingsbrøndene bliver yderligere olie indvundet, hvorfor den samlede indvindingsgrad for feltet stiger 31 Kilde: Erling Halfdan Stenby Institutdirektør, professor DTU; Energistyrelsen; Quartz+Co analyse

32 Det globale potentiale for øgning af indvindingsgraderne er meget signifikante men Nordsøen er det område i verden med de højeste indvindingsgrader Overblik over forventede indvindingsniveauer (% af STOOIP) USA 37% Mellemøsten Norge Storbritannien Danmark 25% 28% 41% 46% I Nordsøen har fokus på indvindingsgraden og bedre udnyttelse af ressourcerne været langt kraftigere end i andre regioner hvilket også generelt afspejles i indvindingsgraden Ift. de andre lande i Nordsøen ligger indvindingsgraden på den danske sokkel lavt. Variationer i kompleksiteten for indvindingen bærer dog en væsentlig del af årsagen til en stor del af forskellen +18 (+64%) 32 Kilde: Rafael Sandrea, PhD, IPC Petroleum Consultants; Quartz+Co analyse

33 Lykkedes det at realisere 80% af ressourcepotentialet kan Danmark være selvforsynende med olie og gas 20 år endnu Historisk og forventet produktionsforløb samt ressourcer (olie og gas) og forbrug i Danmark mmboe 200 Teknologiske ressourcer Efterforskningsressourcer Betingede ressourcer* Gasproduktion Olieproduktion Forbrug (olie og gas)** 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 ** Forbrug er baseret på historisk data fra 1975 til 2012 og estimeret af Energistyrelsen fra Kilde: Energistyrelsen

34 Key messages Huge potential in the Danish Sector of the North Sea Realization of potential requires massive investments Need for stable and incentivising framing conditions Focus on enhanced exploration, production of marginal fields, increase of recovery rate Climate and Energy Minister has committed to initiate collaboration in respect of a Long Term Strategy for realization of the potential in Denmark 34

35 Potential for supplier and service industry Offshore exploration and appraisal activities, including e.g. drilling, seismic operations, well services, logistics, consultancy, HSE Harbour activities, including e.g. logistics, R&D, rig upgrades, maintenance, supply services etc. Onshore R&D, including e.g. cost efficient solutions, improved handling/operations, concept development, Danish Research Center (DTU), product development (e.g. well technology) etc. Onshore consultancy and fabrication, including e.g. engineering, HSE, legal, environment, certification, training, rigs, platforms, well technology, automation technology, maintenance, data handling and processing etc. Other onshore activities, including e.g. hotels, transportation, real estate, infrastructure etc. Offshore production activities, including e.g. process safety, brownfield work (e.g. upgrades, maintenance etc), supply services etc. Decommissioning activities 35

36 DK Recovery Maximisation Policy DK seems to have passed its peak recovery and may expect growth DK s infrastructure is in private ownership and softly regulated Like UK, Denmark expects to be able to recover more oil and gas with a new long term strategy Mandate ( Kommissorium ) released on 10 April: Key areas include Potential Infrastructure Workforce/education Future licenses

37 DK Next step Strategy Process Set up of Forvaltningsenhed Appointment of industry participants from oil and gas industry by Oil Gas Denmark Appointment of governmental representatives from Ministry of Finance, Ministry of Industry and Growth and Ministry of Climate, Energy and Building as well as representatives from Danish Energy Agency, Nordsøfonden. Scoping taking place. Report to Government planned 2015

38 Spørgsmål?