POTENTIALET I NORDSØEN

POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 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 olie- og 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 Realisering gennem tre vækstmotorer og har til hensigt at bidrage med en fakta baseret 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 Nicolai Bargholz Associated Partner 1 Rapporten kan findes på OGDs hjemmeside og via følgende link: Den danske olie- og gassektors udvikling og samfundsmæssige betydning (1992-2022) 2 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

INDHOLDSFORTEGNELSE Resumé...................... 4 1. Potentialet på dansk sokkel................. 6 1.1 Der er tre centrale vækstmotorer for realisering af potentialet......... 7 2. Vækstmotor I Øget efterforskningsaktivitet............ 9 2.1 Efterforskningsaktiviteten er på det laveste niveau siden 60 erne........ 9 2.2 Der er stadig færre aktive licenser på dansk sokkel........... 10 2.3 En større andel af boringer fører til fund, men fundene bliver samtidig mindre..... 11 2.4 Det er blevet dyrere at efterforske efter olie og gas på den danske sokkel særligt indenfor de seneste år........... 14 2.5 Mulige løftestænger for øget efterforskningsaktivitet........... 15 3. 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............ 21 3.4 Den økonomiske og kommercielle usikkerhed er stor for de marginale felter..... 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....... 24 3.6 Nye investeringer kan udskyde de producerende felters nedlukning....... 26 3.7 Mulige løftestænger for produktion af marginale felter.......... 29 4. Vækstmotor III Forøgelse af indvindingsgraden............ 32 4.1 Forøgelsen af indvindingsgraden er aftaget igennem de senere år........ 32 4.2 Kalk komplicerer indvindingsforholdene på dansk sokkel.......... 34 4.3 Større felter har bedre betingelser for en høj indvindingsgrad......... 36 4.4 Sekundær indvinding har bidraget mest til forøgelsen af indvindingsgraden..... 36 4.5 Indvindingsgraden er tæt forbundet med antallet af produktions- og injektionsbrønde... 38 4.6 Tertiær indvinding herunder CO 2 -injektion vil under nuværende forhold bidrage minimalt til den samlede indvinding........ 40 4.7 Der er store barrierer forbundet med CO 2 -injektion, men skal potentialet realiseres, haster det med at etablere en kommerciel model...... 40 4.8 Mulige løftestænger for forøgelse af indvindingsgraden.......... 41 5. Sammenfatning: Gearing til vækst på dansk sokkel........... 44 Ordforklaringer.................... 46 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 3

RESUMÉ Der er et betydeligt olie- og 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 olie- og 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. 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 største delens 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 inden for 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 medvirke 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 4 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 5

1. POTENTIALET PÅ DANSK SOKKEL Udviklingen på dansk sokkel over de seneste år kunne give indtryk af en dansk olie- og gasproduktion under afvikling. Produktionen er faldet markant gennemsnitligt 10% om året de seneste fem år og nåede i 2012 105 mmboe 2, 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 olie- og 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 prognose for de tilbageværende ressourcer på den danske sokkel. Ressourcerne, som dækker over den yderligere olie- og 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 RESSOURCE POTENTIALE 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 50 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 olie- og gasreserver i en enkelt og dermed sammenlignelig enhed 3 Energistyrelsen: Danmarks olie- og gasproduktion 2012, side 3 6 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

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. 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 olie- og gassektors udvikling. 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 ressourcer 4, 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 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. Endelig forudsætter realisering af de teknologiske ressourcer, at der gøres en betydelig indsats på dansk sokkel for at forøge den nuværende gennemsnitlige indvindingsgrad 5, som er måden, hvorpå de teknologiske ressourcer materialiseres. 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. 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 CO 2 -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 olie- og 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 7

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 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. 8 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

2. VÆKSTMOTOR I ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET Efter adskillige års succesfuld efterforskning har efterforskningsaktiviteten 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 betydeligt dyrere at foretage efterforskning bl.a. som følge af færre tilgængelige borerigge. Skal efterforskningsressourcerne realiseres, er der behov for, at antallet af efterforskningsboringer øges eksempelvis via indførelse af en differentieret skattemæssig tilskyndelse til efterforskning, en mere smidig licenstildelingsmodel, en ensretning af de danske regler for borerigge med de øvrige EU-landes samt en øget udbygning af marginale fund. 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 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. 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 (94) 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. 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 14 12 10 8 6 4 2 0 62 1962: Eneretsbevilling. Kort efter blev 1967: DUC* stiftet Første fund 64 66 68 70 72 74 1983: Licensudbudsrunder blev introduceret 1981: Indskrænkning af eneretsbevillingen** 76 78 80 82 1984: Licensrunde 1 84 1986: Licensrunde 2 86 88 1989: Licensrunde 3 1995: Licensrunde 4 1998: Licensrunde 5 Antal efterforskningsboringer vest for 6 15 Antal efterforskningsboringer på den resterende danske sokkel 2006: Licensrunde 6 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 Ø4 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 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 olie- og 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 9

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 efterforskningsboringer på dansk sokkel end på britisk og norsk sokkel som begge dog har en betydeligt højere tilbageværende prospektivitet end den danske 7. 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 licensaktiviteten 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 SOK- KEL. 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* UDVIKLINGEN I ANTAL TILDELTE LICENSER OG EFTERFORSKNINGSBORINGER SAMT TIDSINTERVALLET FOR LICENSRUNDE 1-6 94 19 76 72 Licenser Boringer med fund Boringer uden fund Licenser Boringer med fund Boringer uden fund År mellem licensrunder 14 75 1 58 25 4 4 3 1 4 3 1 2 2 15 12 1 11 2 år 3 år 6 år 3 år 8 år 9 11 12 9 1 9 19 4 15 17 14 3 11 14 7 5 2 Åben dør Minirunde Eneretsbevilling Licensrunder Nabobloktilladelse Licensrunde 1 Licensrunde 2 Licensrunde 3 Licensrunde 4 Licensrunde 5 Licensrunde 6 GNS. TIDSINTERVAL PÅ EFTERFORSKNINGSBORINGER** - 4 år 5 år 4 år 2 år 2 år 4 år 6 år 5 år 4 år 4 år * Der er foretaget 9 yderligere boringer klassificeret som efterforskningsboringer af Energistyrelsen, men som ikke hører under de nævnte typer af tilladelser. Dette gælder waste/gas storage investigation og geothermal concession ** 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 olie- og gasforekomster 10 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

Udover licensrunderne kan der i dag tildeles licenser via minirunder, nabobloktilladelse og åben dør. Minirunder og nabobloktilladelser 8 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 licensrundefrekvens, 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 undergrunden 10. 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 11

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% 17% 17% 21% Ø26% 1965-1969 1970 erne 1980 erne 1990 erne 2000 erne 2010-2013 Totalt antal fund = 35 Totalt antal tørre brønde = 100 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 sokkel 11, 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 12 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

DEN GENNEMSNITLIGE FUNDSTØRRELSE ER FALDENDE, OG DER ER BLEVET LANGT MELLEM DE STORE FUND UDVIKLING I GENNEMSNITLIG FUNDSTØRRELSE PÅ DANSK SOKKEL PR. ÅRTI MMBOE Gennemsnitlig fundstørrelse pr. årti* 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 202 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 00 erne 10 erne 60 28 Årti 90'erne 00'erne 10'erne-indtil nu Minimum 6 (Lulita) 2 (Sofie) 2 (Sara) Maksimum 882 (Halfdan) 168 (Hejre) 50 (Solsort) Standardafvigelse 381 74 16 * 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 enerets bevillingen, 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 13

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 5.000 4.500 4.000 Fund af Halfdan i 1999 4.967 4.967 1% 0% 13% Minirunde Naboblok Licensrunder Eneretsbevilling 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 Fund af Dan og Gorm i 1971 86% 1.000 500 Antal 0 boringer 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 År 1970 1980 1990 2000 2010 Kilde: Energistyrelsen; DUC faktabog; Medlemmerne af Olie Gas Danmark Der er gjort fund på syv forskellige play-typer på dansk sokkel 13. Historisk er der gjort flest fund på play-typen Danian og Øvre Kridt kalk (14). Der foretages dog i stigende grad efterforskningsboringer 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 år 14. 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 14 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

EFTERFORSKNINGSOMKOSTNINGERNE ER STEGET BETYDELIGT DE SENERE ÅR GENNEMSNITLIG EFTERFORSKNINGSOMKOSTNING PR. BORING I 2012-TAL* DKK MILLIONER 445 +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 efterforsknings boringer, og ligeledes at flere operatører samarbejder om borekampagner. 2.5 MULIGE LØFTESTÆNGER FOR ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET 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 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. 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. 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. POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 15

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 aktiviteten 15. 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 væsentligt element at få øget fleksibilitet ind i licenstildelingsmodellen med henblik på at øge antallet af aktive licenser. 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 efterforskningsaktiviteten 16. 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 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. 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 olie- og gassektor. 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. 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 efterforskningsaktiviteten 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 olie- og gassektor survey og workshop, juni 2013 16 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

HIGHLIGHTS: VÆKSTMOTOR I ØGET EFTERFORSKNINGSAKTIVITET CENTRALE FAKTA 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 Antallet af efterforskningsboringer er faldende, og i perioden 2008-2012 var efterforskningsaktiviteten i Danmark den laveste siden 1960 erne 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 Antallet af efterforskningsboringer, som resulterer i fund, er stigende, men størrelsen af fundene er samtidig kraftigt faldende LØFTESTÆNGER Etablering af en mere fleksibel licenstildelingsmodel gennem øget frekvens af licensrunder eller ved at åbne hele den danske sokkel op som åben dør-område Tættere samarbejde blandt operatørerne på dansk sokkel omkring borekampagner Harmonisering af myndigheders krav til borerigge på tværs af EU-landene som støder op til Nordsøen Særlige incitamenter i skattesystemet koblet til eksempelvis bestemte geografiske områder, play-typer (herunder Danian, Nedre kridt og HPHT) eller feltstørrelse 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 17

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 ressourcemængde 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 udbygningsomkostninger forudsætter udbygning af marginale fund tilslutning til eksisterende infrastruktur, men dette er en udfordring trods gode afstandsmæssige, infrastrukturmæssige og juridiske forhold. Der er stor økonomisk usikkerhed forbundet med udbygning af marginale fund, som gør, at de har svært ved at konkurrere om investeringer. Skal de marginale fund udbygges, kræver det opkobling til den eksisterende infrastruktur. Der er dog umiddelbart udsigt til, at store dele af den eksisterende infrastruktur vil lukke ned de kommende år på grund af manglende produktion til at opretholde en dyr drift, hvilket reducerer det tidsmæssige vindue for tilslutning af marginale fund. Skal marginale fund tilsluttes den eksisterende infrastruktur i de kommende år, må deres samlede planlægningsperiode og økonomiske usikkerhed nedbringes. Samtidig skal det gøres attraktivt for både nuværende og nye aktører at investere yderligere i de producerende felters haleproduktion, som kan forlænge deres finansielle levetid 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 Feltstørrelse mmboe 950 900 850 800 400 350 300 250 200 150 100 50 Tyra Skjold Dan Halfdan Siri Gorm Valdemar Roar Syd Arne 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 Harald Kalk/stand-alone Sandsten/stand-alone Tieback/kalk Tieback/sandsten Ikke udbygget 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 Hejre** 18 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER

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 Maersk Oil DONG Energy PA Resources Wintershall Tilbageleveret til Energistyrelsen Størrelsen angiver fundstørrelse ANTAL OG PROCENT 35 18 ÅR SIDEN FUND 40 100% 51% 1 3% 16 35 30 25 20 15 Svane Elly Amalie Gert Boje Ravn Alma Adda 46% 10 Sofie Lille John Fund på dansk sokkel Udbyggede fund* Igangværende udbygninger Ikke-udbyggede fund 5 0 Rau Sara Luke Ingen planer om udbygning ikke kommercielt p.t. Solsort 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 REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER 19

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 sokkel 18. 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 10-15 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% 7 7 5 19% 8% 13 14% 1 14% 5 1 NO* UK* DK Andel udbygget via tieback Ubemandet indvindingsplatform Undervandsinstallation Produktionsboring fra stand-alone * 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 20 POTENTIALET I NORDSØEN REALISERING GENNEM TRE VÆKSTMOTORER