Danmarks olie- og gasproduktion 2005
5. RESERVER
Energistyrelsen foretager hvert år en opgørelse af de danske olie- og gasreserver. Reserverne er pr. 1. januar 2006 opgjort til henholdsvis 257 mio. m3 olie og 122 mia. Nm3 gas.
Energistyrelsens nye opgørelse viser et fald i olie- og gasreserverne på henholdsvis 4 og 8 pct. i forhold til opgørelsen pr. 1. januar 2005. Reduktionen af reserverne skyldes hovedsagelig produktionen i 2005, men faldet afspejler også den beskedne efterforskningsindsats i 2005.
Den forventede samlede indvinding af olie er i forhold til sidste års opgørelse opskrevet med 11 mio. m3. Olieproduktionen i 2005 udgjorde 22 mio. m3, hvorfor faldet i oliereserverne er 11 mio. m3.
Der er pr. 1. januar 2006 produceret 277 mio. m3 olie, mens reserverne udgør 257 m3. Produktionen i perioden 1972- 2005 udgør således 52 pct. af den samlede forventede indvinding, se figur 5.1. Den danske olieproduktion har således netop passeret ”halvvejs-mærket”.
Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsaktiviteterne blandt andet som følge af 6. udbudsrunde forventes at tilføje opgørelsen yderligere reserver i fremtiden.
Udviklingen i oliereserverne for de sidste 10 år er vist på figur 5.2, og de aktuelle reserver er af samme størrelse som gennemsnittet for den viste periode. Det fremgår dog af figuren, at oliereserverne er faldet i de sidste 4 år.
Felternes gennemsnitlige forventede indvindingsgrad for olie er 24 pct., og dermed er forventningen steget 1 pct. point i forhold til sidste års opgørelse, se figur 5.2. Den gennemsnitlige indvindingsgrad er de samlede indvindelige oliemængder i forhold til de samlede tilstedeværende mængder. Stigningen på 1 pct. point skyldes hovedsagelig en øget forventning til indvindingsgraden på felterne Halfdan og Tyra Sydøst.
R/P-FORHOLD OG PRODUKTION
Oliereserverne kan sættes i et tidsmæssigt perspektiv ved at beregne forholdet mellem reserven og det forrige års produktion. Herved fås det såkaldte R(reserve)/P(produktion)-forhold, som er et mål for, hvor mange år olieproduktionen beregningsmæssigt kan opretholdes på det pågældende niveau.
R/P-forholdet er 12 beregnet på grundlag af den nye reserveopgørelse. Dette betyder, at en olieproduktion på 2005-niveau beregningsmæssigt vil kunne opretholdes i de næste 12 år. R/P-forholdet i den forrige opgørelse pr. 1. januar 2005 var også 12.
R/P-forholdet anvendes ofte, fordi det giver et sammenligneligt mål for, hvor langt reserverne rækker. Det kan imidlertid ikke erstatte en egentlig prognose, især ikke hvis der forventes store variationer i størrelsen af den fremtidige produktion, se figur 5.5 samt den tilhørende tekst om 20 års prognosen.
RESERVEOPGØRELSE
De opgjorte reserver er de mængder af olie og gas, som inden for en overordnet økonomisk ramme kan indvindes med kendt teknologi fra anborede strukturer, hvor der er påvist kulbrinter.
Den del af de tilstedeværende mængder, der kan produceres i hele feltets levetid, betegnes som den endelige indvinding. Forskellen mellem den endelige indvinding og den mængde, der er produceret på et givet tidspunkt, udgør således reserven.
En beskrivelse af den systematik, som Energistyrelsen anvender ved udarbejdelse af reserveopgørelsen og produktionsprognoserne, er anført i boks 5.1.
boks 5.1 Reservekategorier
|
Ved reserveberegninger benyttes en metode, som tilgodeser, at der er usikkerhed forbundet med alle de parametre, som indgår i beregningen. For hvert olie- og gasfelt resulterer beregningerne i et sæt reservetal, hvori indgår tre værdier: Lav, forventet og høj, som udtrykker et interval for det pågældende felts olie- og gasreserver. Igangværende indvinding Besluttet indvinding Dette gælder udbygning af nye felter såvel som videre udbygninger og ændringer af eksisterende anlæg. Planlagt indvinding Mulig indvinding For fund, hvor der endnu ikke er afgivet kommercialitetserklæring, klassificeres reserverne under mulig indvinding. I denne kategori inddrages også indvinding fra fund, som er vurderet ikke at være kommercielle. |
Få store bidragydere
Det er karakteristisk, at nogle få felter har produceret størstedelen af den danske olie, og at oliereserverne er koncentreret på forholdsvis få felter.
Dan, Gorm og Skjold er de tre ældste, producerende danske felter. Disse felter har produceret 62 pct. af den samlede olieproduktion, og på grund af udbygning med vandrette brønde og vandinjektion indeholder felterne stadig betydelige reserver.
Reserverne i felterne Dan, Gorm, Skjold, Halfdan og Syd Arne vurderes at udgøre omkring 75 pct. af de samlede danske oliereserver. De resterende 25 pct. af reserverne er opgjort for mere end 30 felter og fund.
I gennemsnit for samtlige danske felter og fund udgør den forventede indvindingsgrad ca. 24 pct. På felter som Dan, Gorm og Skjold med gunstige indvindingsforhold forventes opnået en gennemsnitlig indvindingsgrad på ca. 38 pct. med anvendelse af blandt andet injektion af vand og gas. I opgørelsen indgår imidlertid også bidrag fra de relativt store olieforekomster i Tyra og Tyra Sydøst felterne, som grundet særligt vanskelige indvindingsforhold har relativt lave indvindingsgrader.
Tabel 5.1 viser Energistyrelsens opgørelse over reserver af olie og gas fordelt på felter og kategorier.
For de enkelte felter er der angivet de opgjorte lave, forventede og høje reserveskøn for at illustrere den usikkerhed, som er forbundet med opgørelsen. Ved en vurdering af Danmarks samlede reserver er det ikke realistisk at forudsætte, at det lave eller det høje skøn vil blive opfyldt for samtlige fel ter. Det samlede reservepotentiale for et stort antal felter bør derfor baseres på de forventede skøn.
Det fremgår af figur 5.3, at de forventede oliereserver udgør mellem 210 og 257 mio. m3. Forskellen på de to tal svarer til de mulige reserver på 47 mio. m3. Reserverne for kategorierne planlagt og mulig indvinding svarer til en stigende grad af usikkerhed med hensyn til, om reserverne kan udnyttes kommercielt.
På tilsvarende måde illustrerer figur 5.4, at de forventede gasreserver udgør mellem 93 og 122 mia. Nm3. Gasproduktionen er anført som nettoproduktion, altså produ ceret gas minus reinjiceret gas. Det skal bemærkes, at de angivne gasmængder afviger fra de mængder, som kan markedsføres som naturgas, idet differencen udgøres af et fradrag på skønsmæssigt 10-15 pct., som forbruges eller afbrændes på platformene i forbindelse med produktionen.
I forhold til Energistyrelsens reserveopgørelse fra januar 2005 er der foretaget en række ændringer. Disse ændringer skyldes yderligere produktionserfaringer samt nye modeller af visse af felterne som følge af ny viden.
De områder, hvor Energistyrelsen har foretaget væsentlige ændringer af reserverne, omtales i det følgende.
Igangværende og besluttet indvinding
I reserveopgørelsen for januar 2005 var der under kategorien planlagt indvinding medtaget bidrag for videre udbygning af Dagmar feltet og udbygning af Bo området på Valdemar feltet. Udbygningsplanerne for Dagmar og Valdemar blev godkendt i henholdsvis august og september 2005, og indvindingen for disse udbygninger er derfor medtaget som igangværende og besluttet.
Indvindingen på Dan er opskrevet som følge af produktionserfaringer og yderligere udbygning af vestflanken af feltet ifølge en plan, der blev godkendt i marts 2006. Planen er nærmere beskrevet i afsnittet Udbygning og produktion.
Indvindingen på Skjold feltet og Halfdan feltets sydlige del er opskrevet på grund af positive produktionserfaringer.
Reserverne på Syd Arne er justeret i henhold til de seneste planer for videre udbygning af feltet.
Planlagt indvinding
I september 2005 blev der indsendt en plan for indvinding af gas fra den nordøstlige del af Halfdan feltet (Igor). Planen er nærmere beskrevet i afsnittet Udbygning og produktion.
I januar 2006 blev der indsendt en plan for den sydvestlige del af Halfdan feltet omfattende yderligere boringer til udvidelse af det eksisterende brøndmønster.
Ved redaktionens afslutning er planerne under behandling i styrelsen, og de tilhørende reserver er derfor medtaget under planlagt indvinding.
Mulig indvinding
Energistyrelsen har vurderet en række muligheder for yderlige re indvinding med kendt teknologi. Det vil sige teknologi, som i dag anvendes under forhold, som er sammenlignelige med forholdene i Nordsøen.
På grundlag af reservoirberegninger og overordnede skøn for investeringer, driftsomkostninger og udvikling i olieprisen vurderes det, at der vil kunne indvindes yderligere oliemængder under anvendelse af vandinjektion i felterne Dan, Gorm, Halfdan, Syd Arne og Tyra Sydøst.
Ved anvendelse af vandrette brønde vurderes der at være et yderligere indvindingspotentiale fra Bo området i Valdemar feltet.
Endelig er der medtaget fund, som er under vurdering.
PRODUKTIONSPROGNOSER
Energistyrelsen udarbejder på grundlag af reserveopgørelsen prognoser for produktion af olie og naturgas i de kommende 5 og 20 år. Prognoserne er baseret på samme systematik som reserveopgørelsen, og der medregnes projekter til og med kategorien mulig indvinding.
Prognosen inklusive planlagt indvinding betegnes det planlagte forløb, mens progno sen inklusive mulig indvinding benævnes det mulige forløb. Sammenhængen mellem reserveopgørelsen og prognoserne er illustreret ved figur 5.5a og 5.5b.
Angående felternes indfasning er der valgt det godkendte eller det tidligst mulige tidspunkt for påbegyndelse af produktion.
|
|
 |
5 års prognose
Den forventede olieproduktion for 5 års prognosen fremgår af tabel 5.2 og er illustreret på figur 5.5b.
For 2006 forventes olieproduktionen at blive 21,2 mio. m3 svarende til ca. 366.000 tønder olie pr. dag. I forhold til sidste års prognose for 2006 er det en opskrivning på 7 pct., som hovedsagelig skyldes en øget forventning til produktionen fra felterne Dan, Halfdan og Syd Arne. 
Klik på billedet for at se html-versionen af: ''tabel 5.2 Olieproduktion, mio. m3''
Det planlagte forløb
I forhold til det planlagte forløb, som blev bragt sidste år, er den forventede produktion opskrevet i de fem år, som prognoseperioden dækker. Væsentlige ændringer af produktionsforventningerne omtales i det følgende.
På Halfdan er produktionen opskrevet i henhold til de seneste produktionserfaringer.
Den forventede produktion fra Siri og Syd Arne er justeret i henhold til produktionserfaringer og de seneste planer for videre udbygning af felterne.
Som følge af godkendelse af planen for Bo området på Valdemar feltet er den forventede produktion for udbygningen medtaget.
Forventningen til de øvrige felters produktion er stort set uændret i forhold til forrige år. Kategorien planlagt indvinding omfatter fremtidig udbygning af Freja og Halfdan.
Det mulige forløb
I tabel 5.2 er medtaget bidrag fra kategorien mulig indvinding.
Produktionspotentialet for kategorien mulig indvinding er baseret på Energistyrelsens vurdering af potentialet for yderligere produktion, hvor der ikke er fremlagt udbygningsplaner.
Prognosen for det mulige forløb har en aftagende tendens med en gennemsnitlig årlig olieproduktion i prognoseperioden på 19,8 mio. m3 svarende til ca. 341.000 tønder olie pr. dag.
Kategorien mulig indvinding omfatter fremtidig yderligere udbygning af felterne Dan, Gorm, Halfdan, Syd Arne, Tyra Sydøst og Valdemar samt udbygning af Hejre fundet.
I forhold til det mulige forløb, som blev bragt sidste år, er den forventede produktion opskrevet med i gennemsnit 3 pct. i prognoseperioden. Dette skyldes hovedsagelig en opskrivning af den forventede produktion på Dan, Halfdan og Syd Arne, samt at Hejre fundet er inkluderet i prognosen.
Forventningen til produktion af naturgas er vist på figur 5.6. I prognosen er medregnet naturgasproduktion som følge af nye eksportkontrakter gennem rørledningen fra Tyra Vest via NOGAT ledningen til Holland. Yderligere kondensatproduktion som følge af den øgede gasproduktion til de nye kontrakter er medtaget i produktionsprognosen i tabel 5.2.
20 års prognose
En prognose, som dækker en periode på 20 år, er mest pålidelig først i perioden, og det ligger i prognosens metodik, at produktionen falder efter en kort årrække.
Det planlagte og mulige forløb
Prognosen for både det planlagte og mulige forløb er aftagende, se figur 5.5b. Produktionen for det mulige forløb forventes omkring 2015 at udgøre ca. 50 pct. af produktionen i 2005. Der forventes således et markant fald i olieproduktionen. Faldet i produktionen er ikke jævnt fordelt, idet der for perioden 2005 til 2010 forventes et fald i produktionen på ca. 3 mio. m3 olie, mens der for perioden 2010 til 2015 forventes et fald på ca. 8 mio. m3.
For perioden 2005 til 2010 forventes således et moderat fald i produktionsprognosen som følge af investeringer i videre udbygning af eksisterende felter samt udbygning af nye felter. I prognosen er ikke forudsat større udbygninger efter 2010, og derfor forventes et markant fald i olieproduktionen efter 2010.
Produktionsfaldet kan forventes opbremset af den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsaktiviteterne blandt andet som følge af 6. runde.
Produktion af naturgas
I modsætning til olieproduktionen, der umiddelbart kan afsættes til den gældende markedspris, er det en forudsætning for produktion af naturgas, at der er indgået kontrakter om levering.
Siden gassalget begyndte i 1984, er leverancerne af naturgas fra A. P. Møllers Enerets-bevilling sket i henhold til gassalgskontrakter indgået mellem DUC-selskaberne og DONG Naturgas A/S. Det nuværende aftalekompleks omfatter ikke et fast, samlet volumen, men en årlig mængde, der leveres så længe, det er teknisk og økonomisk forsvarligt for DUC at opretholde produktionen på dette niveau.
I 1997 blev der endvidere indgået aftale om køb af gassen fra Syd Arne feltet mellem Amerada Hess-gruppen og DONG Naturgas A/S, og i 1998 blev der indgået kontrakt med DONG Naturgas A/S om leverance af DONG-gruppens andel af gassen fra Lulita feltet.
Endvidere er der medregnet naturgasproduktion som følge af nye eksportkontrakter gennem rørledningen fra Tyra Vest via NOGAT ledningen til Holland.
Energistyrelsens prognose for det mulige forløb er blandt andet baseret på, at kontrakterne med DUC omfatter en samlet mængde på omkring 170 mia. Nm3 naturgas frem til år 2020. Desuden indgår der omkring 10 mia. Nm3 i det mulige forløb fra Syd Arne.
Selvforsyning
Energistyrelsen udarbejder prognoser for forbruget af olie og naturgas i Danmark, og baseret på styrelsens seneste prognose vil den samlede produktion af olie og naturgas i Danmark overstige forbruget til og med 2015.
Der er markant forskel på forløbet af prognoserne for forbrug og produktion omkring 2015. Forbrugsprognoserne har et svagt stigende forløb, mens produktionsprognoserne er stærkt aftagende, da der ikke på det tidspunkt er forudsat yderligere udbygning af kendte felter eller udbygning af nye fund.
Dog forventes den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsaktiviteterne, se nedenfor om Ressourcer, at bidrage med yderligere produktion og dermed forlænge Danmark’s selvforsyning med olie og naturgas.
I forhold til prognoserne i Energistrategi 2025, er der generelt foretaget mindre opskrivninger af produktionsprognoserne for olie og naturgas samt en mindre nedskrivning af forbrugsprognosen for olie, se boks 5.2. Forbrugsprognosen for naturgas er nedskrevet efter 2010 i forhold til prognosen i Energistrategi 2025 som følge af energispareaftalen af 10. juni 2005.
RESSOURCER
I styrelsens reserveopgørelse forudsættes det, at de opgjorte reserver kan indvindes med kendt teknologi. Endvidere medregnes kun reserver i anborede strukturer, hvor der er påvist kulbrinter.
Som supplement til reserveopgørelsen er der i tidligere rapporter foretaget et skøn over de mængder, der vil kunne indvindes ved anvendelse af ny teknologi samt indvindingspotentialet i ikke-anborede strukturer. Disse mængder benævnes i det følgende ressourcer. Det skal understreges, at et skøn over ressourcernes størrelse er behæftet med stor usikkerhed.
I rapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion 2004” blev der estimeret et teknologibidrag for olie, som svarer til en forøgelse af den gennemsnitlige indvindingsgrad med omkring 5 pct. point svarende til godt 100 mio. m3 olie.
Det skal understreges, at en antagelse om en forøgelse af den gennemsnitlige indvindingsgrad for olie med omkring 5 pct. point er baseret på en vurdering af den historiske udvikling, idet det ikke er muligt at forudse, hvilke nye teknikker der vil bidrage til yderligere produktion eller at estimere, hvor meget disse teknikker vil bidrage til produktionen.
|
Produktionsprognoser Forbrugsprognoser Selvforsyning med olie Selvforsyning med naturgas |
Som supplement til sidste års reserveopgørelse blev der for gasfelter estimeret et teknologibidrag på omkring 10 mia. Nm3 gas.
Øget indvinding ved nye teknikker er nærmere beskrevet i afsnittet Udbygning og produktion.
Det skal pointeres, at nye teknikker skal implementeres, mens felterne producerer, idet det som oftest ikke vil være økonomisk rentabelt at indføre ny teknologi, når et felt først er lukket. Dette indebærer, at der er et begrænset tidsrum til at indføre nye teknikker i, se boks 2.1.
I forbindelse med 6. udbudsrunde lavede Energistyrelsen en opgørelse over kulbrinteressourcerne i endnu ikke-anborede strukturer, det såkaldte efterforskningspotentiale.
Efterforskningspotentialet blev medio 2003 vurderet til 205 mio. m3 olie og 152 mia. Nm3 gas. Rapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion 2003” indeholder en beskrivelse af opgørelsen og af den systematik, der er anvendt. Selve opgørelsen findes desuden på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.
Denne side er kapitel 6 af 11 til publikationen "Danmarks olie- og gasproduktion 2005".
Elektronisk publikation fremstillet efter Statens standard for elektronisk publicering
© Energistyrelsen 2006