Det Energipolitiske Udvalg 2010-11 (1. samling)
EPU Alm.del Bilag 282
Offentligt
I 1966 blev der for første gang fundet olie og naturgas iDanmark. Energistyrelsen har siden 1986 årligt udgivetrapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion”.Rapporten om 2010 beskriver som de tidligere rapporterefterforsknings- og udbygningsaktiviteterne på dansk om-råde og giver en gennemgang af produktionen. Rapportenbeskriver også anden udnyttelse af den danske undergrundend olie- og gasindvinding, herunder geotermi og mulig-heden for fremtidig lagring af CO₂ (CCS).Rapporten indeholder desuden en beskrivelse af desikkerheds- og sundhedsmæssige forhold ved olie- oggasproduktionen samt miljø og klima.Herudover indeholder rapporten en opgørelse over dedanske reserver af olie og gas samt et kapitel om kulbrinte-produktionens betydning for den danske økonomi.Rapporten kan rekvireres via Energistyrelsens hjemmeside:www.ens.dk
Danmarks olie-og gasproduktion- og udnyttelse af undergrundenEnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTlf 33 92 67 00Fax 33 11 47 43[email protected]www.ens.dkCVR-nr: 59 77 87 14ISBN: 978-87-7844-904-7
10
Olie_gas_omslag_DK_2010_uden_ryg.indd 1
24/05/11 13.01
Energistyrelsen blev oprettet i 1976 og er en styrelse under Klima- og Energiministeriet.Energistyrelsen beskæftiger sig nationalt og internationalt med opgaver i relation tilenergiforsyning og -forbrug herunder med vedvarende energi og forsyningssikkerhedsamt med indsatsen for at nedbringe CO2-udledning. Energistyrelsen har dermed ansvaretfor hele kæden af opgaver knyttet til produktion og forsyning, transport og forbrug afenergi, herunder energieffektivisering og -besparelser, forsknings- og udviklingsprojekterinden for vedvarende energi samt nationale CO2-mål og indsats til begrænsning afudledning af drivhusgasser.Derudover gennemfører Energistyrelsen analyser og vurderinger af udviklingen på klima-og energiområdet nationalt som internationalt og varetager danske politiske interesser påklima- og energiområdet i det internationale samarbejde.Energistyrelsen rådgiver ministeren om klima- og energispørgsmål og varetager admini-strationen af den danske lovgivning på områderne.
EnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTelefonTelefaxHjemmesideUdgivet:Oplag:Forsidefoto:Øvrige fotos:Redaktør:Illustrationerog kort:33 92 67 0033 11 47 43www.ens.dkJuni 20111.400 eksemplarerJacket (bærende struktur) til HBD procesanlægget til Halfdan Banlægget (Energistyrelsen, Christian Saxer)Energistyrelsen og Søren Berg Lorenzen, Dansk Fjernvarmes Geotermi-selskabJens Skov-Spilling, EnergistyrelsenPhilippa Pedersen og Sarah Christiansen, Energistyrelsen
Tryk:Trykt på:Layout:ISBN:ISSN:
Rosendahls – Schultz Grafisk A/SOmslag: 200g, indhold: 130gMetaform og Energistyrelsen978-87-7844-904-70907-2675
NORDI
MILJØMÆRSK
Redaktionen blev afsluttet den 15. april 2011.Eftertryk tilladt med kildeangivelse. Rapporten inklusive figurer ogtabeller findes også på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk. ISBNwww: 978-87-7844-905-4 ISSN www 1398-4349
541Tryksag
006
INGKN
Olie_gas_omslag_DK_2010_uden_ryg.indd 2
24/05/11 13.01
ForordDet er glædeligt, at der efter snart 50 års efterforskning i den danske del af Nordsøenfortsat gøres nye fund. To efterforskningsboringer førte i 2010 til to nye oliefund– Solsort og Sara. Antallet af efterforskningsboringer i 2011 tegner til at blive dethøjeste i 10 år. Endvidere har klima- og energiministeren bedt Energistyrelsen om atforberede et nyt udbud af licenser. Dette arbejde er indledt, og der arbejdes hen imodet udbud af arealer i 2013.Det positive billede fastholdes af, at Danmark forventes at være nettoeksportør afolie og naturgas til henholdsvis 2019 og 2021. Perioden forlænges, hvis nye fund ogny teknologi medregnes i prognosen.Energistyrelsen har fortsat fokus på, at indvindingen af olie og gas sker på en sikker,energieffektiv og mindre miljøbelastende måde. Behovet herfor understreges af denmeget betydningsfulde begivenhed i 2010, der foregik langt fra Nordsøen nemlig iDen Mexicanske Golf. Her skete en eksplosion på den flydende boreplatform ”Deep-water Horizon”, hvorved 11 omkom. Ulykken medførte et olieudslip, der varede inæsten tre måneder. En del af årsagerne til tragedien og den alvorlige miljøkatastrofeer identificeret i selskabernes manglende overholdelse af procedurer.Klima- og energiministeren har aftalt en handlingsplan med de danske operatørerom en styrket indsats for at reducere energiforbruget offshore. Planen har blandtandet medført et fald i energiforbruget på anlæggene samt et fald i afbrændingen afgas uden nyttiggørelse på de fleste felter. Som en del af regeringens Energistrategi2050 forventer Energistyrelsen i 2011 at forhandle med olieselskaberne om en nyhandlingsplan på området.Formatet for ’Danmarks olie og gasproduktion’ er ændret i år. Vi har ønsket at skabeen mere fokuseret publikation med et større samspil mellem årsrapporten og Energi-styrelsens hjemmeside. En række af de mere statiske dele af rapporten – mest markantbilaget om de producerende felter – er flyttet til Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk.Det er mit håb, at det nye format fortsat vil give læseren en god indføring i og opdate-ring om udnyttelsen af den danske undergrund.
Kranarbejde fra boreplatform.
København, juni 2011
Ib Larsen
Forord
3
4
Indhold
Forord 1. Koncessioner og efterforskning 2. Anden udnyttelse af undergrunden 3. Produktion og udbygning 4. Sikkerhed og sundhed 5. Miljø og klima 6. ressourcer 7. Økonomi
36141824354249
Bilag A Producerede og injicerede mængder Bilag B RessourceopgørelseBilag C Økonomiske nøgletalBilag d Gældende økonomiske vilkårBilag E Geologisk tidssøjleBilag F1 Kort over dansk koncessionsområde Bilag F2 ort over dansk koncessionsområdeK– det vestlige områdeomregningsfaktorer
5760616263646566
Indhold
5
1
KonCESSIonEr oG EFTErForSKnInGEfter snart 50 års efterforskning i den danske del af Nordsøen bliver der stadig gjortnye fund. To efterforskningsboringer blev boret i 2010, og begge førte til nye oliefund– Solsort og Sara.Udstedelsen af tre nye koncessioner bekræfter olieselskabernes fortsatte interessefor det danske område. Planer om nyt udbud skal sikre kontinuiteten i olie- og gas-efterforskningen.SPÆndEndE EFTErForSKnInG I VEnTE Antallet af efterforskningsboringer i 2011 tegner til at blive det højeste i 10 år. Ifølgeolieselskabernes budgetter vil der blive investeret over 1 mia. kr. i efterforskning efterolie og gas på dansk område til lands og til havs.På land er der planer om udførelse af to boringer. I tilladelse 2/07 har det amerikanskeolieselskab GMT Exploration Company planlagt at bore øst for Givskud i Jylland i for-året 2011, og hen på sommeren følger det polske statsolieselskab Polskie GórnictwoNaftowe i Gazownictwo SA (PGNiG) efter med en boring i tilladelse 1/05 ved Felstedi Sønderjylland. Det er fem år siden, der sidst blev boret efter olie og gas på land iDanmark.I Nordsøen forventes der boret fire til seks boringer. PA Resources ApS har indsendtplaner for to boringer i tilladelse 12/06 i den sydlige del af Centralgraven. Flere andreselskaber er ved at færdiggøre deres planer for boringer, som skal bores i løbet af året.Nogle af de planlagte boringer skal teste nye efterforskningsmodeller. En efterforsk-ningsmodel beskriver de geologiske forudsætninger, som skal være opfyldt, for at derkan gøres fund af olie eller gas. De vigtigste forudsætninger er tilstedeværelsen af enkildebjergart, som har dannet kulbrinterne, og tilstedeværelsen af reservoirlag, hvorkulbrinterne kan blive opsamlet.PlAnEr oM UdBUdKlima- og energiministeren bad i begyndelsen af 2011 Energistyrelsen om at indledeforberedelserne af et nyt udbud af arealer.Den seneste udbudsrunde i området vest for 6� 15’ østlige længde førte i 2006 tiludstedelsen af 14 nye koncessioner. Aftalerne med olieselskaberne om de efterforsk-ningsarbejder, der er en betingelse for koncessionerne, løber som udgangspunkt i6 år. Flere af de aftalte efterforskningsboringer er allerede foretaget. Ifølge aftalerneskulle der bores mindst 7 efterforskningsboringer på 6. runde koncessionerne. Olie-selskabernes kortlægning af koncessionsområderne har ført til, at der er identificeretyderligere boremål. Når efterforskningsprogrammerne afsluttes inden for de næsteår, forventer Energistyrelsen, at der vil være boret i alt 10 efterforskningsboringer på6. runde områderne.Den veludbyggede infrastruktur gør det muligt at udnytte olie- og gasforekomster,som det ellers ville være for dyrt at udbygge. Det er derfor vigtigt at udnytte infra-strukturen bedst muligt, mens den er der, og at få lokaliseret de forekomster, somstadig gemmer sig i undergrunden. Energistyrelsen har derfor indledt arbejdet med atetablere rammer, som skal gøre det muligt for olieselskaberne at fortsætte efter-forskningen, efter at de gældende efterforskningsaftaler er opfyldt. Inden områderneigen kan udbydes, skal klima- og energiministeren i overensstemmelse med bestem-
6
Koncessioner og efterforskning
melserne i undergrundsloven forelægge planerne og vilkårene for Det EnergipolitiskeUdvalg i Folketinget. Energistyrelsen har til hensigt at tilrettelægge arbejdet med sigtepå udbud af områderne i 2013. Arbejdet vil bl.a. omfatte en vurdering af de økonomi-ske vilkår, som skal gælde for et kommende udbud.nYE TIllAdElSErKlima- og energiministeren udstedte i 2010 to nye tilladelser til efterforskning ogindvinding af kulbrinter i Åben Dør området, se boks 1.1 og figur 1.1.De to tilladelser – 1/10 og 2/10 – blev udstedt den 5. juni 2010 til Devon EnergyNetherlands BV med en andel på 80 pct. og Nordsøfonden med en andel på 20 pct.Tilladelse 1/10 dækker et område i Nordjylland, mens tilladelse 2/10 omfatter etområde i Nordsjælland.Devon Energy Netherlands BV blev efterfølgende overtaget af det franske oliesel-skab Total, og dermed har Total overtaget Devon’s andele og operatørskaber i de totilladelser gennem det nederlandsk registrerede selskab, som nu betegnes Total E&PDenmark B.V.
fig. 1.1Nye tilladelser og ansøgning under behandling
Nye koncessionerKoncessionsansøgningØvrige koncessioner1/10TotalÅben Dør området
6� 15'
DONG
1/11 2/05Altinex
2/10Total
Koncessioner og efterforskning
7
boks 1.1
Åben dør procedureEn Åben Dør procedure blev i 1997 indført for alle ikke-koncessionsbelagte om-råder øst for 6�15’ østlig længde, dvs. hele det danske landområde samt områdetoffshore med undtagelse af den vestligste del af Nordsøen. Området er vist ifigur 1.1 og i bilag F1. Den vestligste del af Nordsøen udbydes i forbindelse medudbudsrunder.Olieselskaberne kan løbende inden for den årlige åbningsperiode fra den 2. januartil den 30. september søge om koncessioner. Modtager Energistyrelsen mereend én ansøgning til samme område, gælder ifølge udbudsvilkårene først-til-mølle-princippet. Det betyder, at Energistyrelsen behandler den først modtagneansøgning først.I Åben Dør området er der ikke hidtil gjort kommercielle fund af olie eller gas.Kravene til arbejdsprogrammet i en Åben Dør ansøgning er derfor mere lempeligeend i området i den vestlige del af Nordsøen.Koncessionskort samt invitationsskrivelse til Åben Dør proceduren kan findes påEnergistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.Det er klima- og energiministeren, der efter forelæggelse for Det EnergipolitiskeUdvalg udsteder tilladelserne.
Den 27. januar 2011 gav klima- og energiministeren en ny tilladelse til Altinex OilDenmark A/S med en andel på 47 pct., Elko Energy A/S med en andel på 33 pct. ogNordsøfonden med en andel på 20 pct. Tilladelsen blev givet på baggrund af, at rettig-hedshaveren i tilladelse 2/05, hvor de samme olieselskaber deltager, havde indgivet enkoncessionsansøgning til en såkaldt naboblok. Den nye tilladelse dækker et område iNordsøen lige vest for tilladelse 2/05, se fig. 1.1.DONG E&P A/S i tilladelse 4/95 ansøgte den 7. december 2010 om en nabobloktil området lige syd for Nini feltet i Nordsøen. Ansøgningen behandles af Energi-styrelsen.ÆndrInGEr AF TIllAdElSEr Energistyrelsen skal godkende alle overdragelser og forlængelser af tilladelser samtvilkårene herfor.Koncessionsoversigten på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk opdateresløbende og indeholder beskrivelser af alle ændringer i form af forlængelser, over-dragelser af andele og arealtilbageleveringer.Koncessionskortene i bilag F1 og F2 viser de gældende koncessioner pr. april 2011.overdragelserPA Resources AB har med virkning fra 22. december 2009 overdraget selskabetsandele i tilladelse 9/95 og 9/06 til PA Resources Denmark ApS. PA Resources ApSer et helejet datterselskab af PA Resources AB.
8
Koncessioner og efterforskning
Devon Energy Netherlands B.V. blev med virkning fra 5. juni 2010 overtaget af TotalHolding Netherland B.V. Dermed blev selskabets andele og operatørskaber i tilladelse1/10 og 2/10 overtaget af det franske olieselskab Total’s nederlandske datterselskab,som nu betegnes Total E&P Denmark B.V.DONG E&P A/S har med virkning fra 1. juni 2010 overdraget andele på 15 pct. af til-ladelse 4/98 og af tilladelse 3/09 til VNG Danmark ApS, som er et datterselskab af dettyske selskab Verbundnetz Gas AG. VNG har ikke tidligere deltaget i danske konces-sioner.I tilladelse 2/05 har Elko Energy A/S pr. 1. april 2010 overdraget en andel på 47 pct. tilAltinex Oil Denmark A/S. Elko har dermed reduceret sin andel af tilladelsen fra 80 pct.til 33 pct. Energistyrelsen har den 10. marts 2011 godkendt, at Altinex Oil DenmarkA/S har overtaget operatørskabet i tilladelsen fra Elko Energy.I tilladelse 4/98 har DONG Central Graben E&P Ltd. med virkning fra 1. januar 2009overdraget operatørskabet til DONG E&P A/S.EWE Aktiengesellschaft's andele i tilladelse 4/06 og 5/06 er med virkning fra 1. juli2010 overdraget til selskabets helejede datterselskab EWE ENERGIE AG.GMT Exploration Company reducerede sin andel i tilladelse 2/07 fra 55 pct. til 40 pct.Andelen på 15 pct. blev overført til medindehaveren Jordan Dansk Corporation, somdermed øgede sin andel fra 25 pct. til 40 pct. Overdragelsen har virkning fra 1. januar2010. GMT har efterfølgende oprettet en dansk filial, GMT Exploration CompanyDenmark ApS, og har fået Energistyrelsens godkendelse af, at selskabets andel på 40pct. samt operatørskabet i tilladelsen er overdraget til den danske filial med virkningfra 21. september 2010.Spyker Energy SAS' andel på 16 pct. i tilladelse 12/06 er overdraget til Danoil Explo-ration A/S (8 pct.) og til Spyker Energy ApS (8 pct.). Overdragelsen til Danoil harvirkning fra 1. januar 2011, mens overdragelsen til Spyker’s danske datterselskab harvirkning fra 11. marts 2011.Forlængelser af tilladelserEnergistyrelsen har i 2010 og i begyndelsen af 2011 meddelt forlængelse af de i tabel1.1 angivne tilladelser med henblik på efterforskning. Det er normalt en forudsætningfor forlængelserne, at rettighedshaverne har forpligtet sig til at foretage yderligereefterforskningsarbejder i de pågældende områder.
tabel 1.1Tilladelser forlænget med henblik på videre efterforskning
Tilladelse 4/981/052/058/06
operatør DONG E&P A/SPGNiGAltinex Oil Denmark A/SMærsk Olie og Gas A/S
Udløb 01-01-2013 (Solsort-delen til 29-06-2011)06-04-201227-01-201322-05-2013
Koncessioner og efterforskning
9
fig. 1.2Tilbageleveringer i Åben Dørområdet
ophørte tilladelser og arealtilbageleveringerTilladelse 1/07 ophørte den 1. juni 2010. Tilladelsen omfattede et område ved dentysk/danske grænse i Sønderjylland. Rettighedshaveren var Geo-Center-Nord G.m.b.H.(80 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.).Tilladelse 3/07 i Åben Dør området blev tilbageleveret den 12. februar 2011. Rettig-hedshaveren var DONG E&P A/S (80 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.). Tilladelsenomfattede et område i Nordvestjylland. Geokemiske undersøgelser i 2007 og 2008viste spor af kulbrinter, og i 2009 foretog rettighedshaveren en 2D seismisk under-søgelse.Rettighedshaveren i tilladelse 2/05 i Åben Dør området tilbageleverede med virkningfra 27. januar 2011 ca. 2/3 af det oprindelige tilladelsesområde.
6�15'
1/103/07
Del af 2/05
2/05
2/10
1/07
Ændringerne i Åben Dør området fremgår af fig. 1.2.Tilbageleveret område
Gældende koncessioner
Rettighedshaverne i tilladelse 5/98 og 1/06 indgav i maj 2010 en kommercialitets-erklæring for Hejre olieforekomsten. Energistyrelsen gav på den baggrund rettigheds-haverne en forlængelse med henblik på indvinding til de områder, som Hejre fore-komsten ligger i. Forlængelsen blev givet den 15. oktober 2010 og gælder til en del aftilladelse 1/06 og til en del af tilladelse 5/98. Tilladelsen til den resterende del af 5/98området udløb fra samme dato.Tilladelse 6/06 blev tilbageleveret den 22. maj 2010. Rettighedshaveren var Winters-hall Noordzee B.V. (35 pct.), Bayerngas Petroleum Danmark AS (30 pct.), EWE Aktien-gesellschaft (15 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.). Tilladelsen omfattede et område iden sydlige del af Centralgraven. Wintershall gruppen tilbageleverede pr. samme dato25 pct. af tilladelse 4/06 i den vestlige del af Centralgraven.Tilladelse 11/06 blev tilbageleveret den 15. november 2010. Tilladelsen omfattede etområde i den vestligste del af Nordsøen. Rettighedshaveren var PA Resources UK Ltd.(64 pct.), Spyker Energy SAS (16 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.).
fig. 1.3Tilbageleveringer i områdetvest for6�15' østlig længde
Ændringerne i området vest for 6� 15’ østlig længde er vist i figur 1.3.boks 1.2bgoksboks1.36�15'
Dele af 5/98Del af 4/06
Adgang til efterforskningsdataData, som tilvejebringes i medfør af eneretstilladelser efter undergrundsloven,omfattes generelt af en 5-årig fortrolighedsperiode. For tilladelsesområder, hvortiltilladelsen ophører, begrænses fortrolighedsperioden dog til 2 år.Andre olieselskaber får hermed mulighed for at skaffe sig data fra de efterforsk-ningsboringer og seismiske undersøgelser, som er gennemført i de tilbageleveredeområder. Hermed kan selskaberne forbedre deres kortlægning af undergrundenog deres vurderinger af de fortsatte muligheder for olieefterforskningen i områ-derne.
5/984/0611/06
6/06
Tilbageleveret områdeGældende koncessioner
De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS) for-midler alle frigivne oplysninger fra boringer, seismiske undersøgelser m.v. indhen-tet i forbindelse med efterforsknings- og indvindingsaktiviteter.
10
Koncessioner og efterforskning
fig. 1.4Indsamlede seismiske data iperioden 2001-2010km3.0002.5002.0001.5001.0005000001030507092D seismik i km3D seismik i km21.000500km22.0001.500
ForUndErSØGElSErAktivitetsniveauet for seismiske forundersøgelser i 2001-2010 er vist i figur 1.4. Figur1.5 viser placeringen af forundersøgelserne i Nordsøen. Energistyrelsens hjemmesideindeholder en oversigt med supplerende oplysninger om de omtalte forundersøgelser.I Centralgraven foretog PGS Geophysical AS en 3D seismisk undersøgelse MC3D-CGR-2010 i juli-august 2010. Undersøgelsen var især rettet mod norsk område, mendækkede tillige et område på 300 km� på den danske side af grænsen, se fig. 1.5.Længere mod øst i det Norsk-Danske Basin gennemførte Rocksource ASA i marts2010 en CSEM (elektromagnetisk) undersøgelse betegnet FREU01. Undersøgelse blevforetaget i selskabets norske koncessionsområde men berørte i mindre omfang danskområde, se fig. 1.5.På land færdiggjorde Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA (PGNiG) ibegyndelsen af 2010 den 3D seismiske undersøgelse, som selskabet havde påbegyndt iefteråret 2009 i den østlige del af Sønderjylland. Der blev i 2010 dækket et område på
fig. 1.5Geofysiske undersøgelser foretaget vest for 6�15' østlig længde
FREU01kesinasB
MC3D-CGR-2010
De
t
rsNo
k-
nsDa
HornenGrav
Ringkøbing-Fyn
Højderygg -en
3D seismik i 1981-20093D seismik i 2010
CentlGravraen
6�15'
KoncessionsgrænserCSEM undersøgelse i 2010
Koncessioner og efterforskning
11
ca. 40 km� og tillige indsamlet enkelte 2D linjer til brug for kortlægningen af efter-forskningsmulighederne i tilladelse 1/05, hvor PGNiG er operatør.Danica Resources ApS og Danica Jutland ApS indsamlede i september 2010 jord-bundsprøver i selskabernes tilladelsesområder i Midtjylland og på Lolland, Falster, Alsog Langeland. Prøverne anvendes til en geokemisk analyse, der kan vise, om der ertegn på olie- eller gasforekomster i undergrunden.Viborg Fjernvarme indsamlede i august-september 2010 ca. 20 km 2D seismiske linjeri og omkring Hjarbæk Fjord nord for Viborg. Undersøgelsen er foretaget med henblikpå kortlægning af mulighederne for indvinding af geotermisk energi (se også kapitel 2).BorInGErDer blev i 2010 udført to efterforskningsboringer i Central Graven, og i begge borin-ger blev der gjort fund af olie, se fig. 1.6. I statistikken er kun medregnet boringer, somer påbegyndt i 2010.
fig. 1.6Efterforsknings- og vurderingsboringer i 2010 vest for 6�15' østlig længde
Nuværende tilladelserEfterforsknings- og vurderingsboringer boret i 2010Øvrige efterforsknings- og vurderingsboringer
Sara-16/95
De
t
rskNo
-
nsDa
ke
sinasB
Efterforsknings- og vurderings-boringer foretaget fra 2001-2010Antal1086
3/09
4/98Solsort-1
4
Centr
al Graven
Ringkøbing-FynHøjderyggen
20
02
04
06
08
10
EllyLuke-1X8/068/06
EfterforskningsboringerVurderingsboringer
6�15'Strukturelle elementer er angivetmed kursiv.
12
Koncessioner og efterforskning
Luke-1X boringen, der gjorde fund af gas i tilladelse 8/06 lige øst for Elly feltet, blevafsluttet i februar 2010, men er statistisk regnet med i 2009 og er nærmere omtalt iårsrapporten for 2009.På Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk findes en oversigt over samtlige danskeefterforsknings- og vurderingsboringer.EfterforskningsboringerSolsort-1 (5604/26-05)DONG E&P A/S stod som operatør i tilladelse 4/98 for gennemførelsen af Solsort-1efterforskningsboringen i Centralgraven i september-december 2010. Solsort-1 borin-gen blev boret i samarbejde mellem rettighedshaverne i de to tilladelser 4/98 og 3/09,som begge bidrog med 50 pct. til boringen. Tilladelse 3/09 blev givet i 2009 som ensåkaldt naboblok til tilladelse 4/98.Solsort-1 blev boret som en lodret boring og sluttede i kalklag af formodet Danienalder i en dybde af 3041 meter under havets overflade. Boringen fandt olie i sand-stenslag over kalken, og der blev foretaget kerneboring, udført målinger og udtagetolieprøver. For nærmere at vurdere udstrækningen og kvaliteten af oliefundet blev derboret tre sideboringer i forskellige retninger.Foruden DONG E&P A/S deltog Bayerngas Danmark ApS, VNG Danmark ApS ogNordsøfonden i boringen. Olieselskaberne skal nu vurdere resultaterne fra Solsort-1nærmere og lægge en plan for de yderligere arbejder, der skal til for at afgøre, omoliefundet kan udnyttes kommercielt (vurderingsprogram).Sara-1 (5604/16-01)I perioden december 2010 til januar 2011 borede DONG E&P A/S efterforsknings-boringen Sara-1 ca. 8 km nord for Siri feltet i tilladelse 6/95.Sara-1 boringen blev udført som en såkaldt “sole risk” boring af DONG E&P A/Salene, da de to øvrige selskaber i tilladelsen – Altinex Oil Denmark A/S og Siri (UK)Limited – ikke ønskede at deltage i boringen.Sara-1 blev boret som en afbøjet boring og sluttede i kalklag i en dybde af 2075 meterunder havets overflade. Boringen fandt olie i sandstenslag af Paleocæn alder overkalken. For nærmere at vurdere udstrækningen og kvaliteten af oliefundet blev derboret en sideboring til en position ca. 1½ km væk fra hovedboringen. I sideboringenblev der kerneboret, udtaget væskeprøver og foretaget omfattende målinger.Resultaterne fra Sara-1 bliver nu analyseret nærmere af DONG, inden der lægges enplan for de nødvendige yderligere arbejder til vurdering af fundet (vurderingspro-gram).
Koncessioner og efterforskning
13
2
AndEn UdnYTTElSE AF UndErGrUndEnUdnyttelse af den danske undergrund til forskellige formål reguleres af lov om anven-delse af Danmarks undergrund. Loven omtales normalt som undergrundsloven. I dettekapitel omtales anden brug af undergrunden end olie- og gasindvinding. I Danmarkforegår der også produktion af salt fra undergrunden, efterforskning og indvinding afgeotermisk varme, lagring af naturgas, ligesom rammerne for lagring af CO2i under-grunden er ved at blive fastlagt. Undergrundsloven forventes ændret inden sommeren2011 for blandt andet at implementere EU-direktivet om geologisk lagring af CO2.GEoTErMISK VArMEProdUKTIonI efteråret 2009 udgav Energistyrelsen redegørelsen ”Geotermi – varme fra jordensindre, status og muligheder i Danmark”. Som en opfølgning herpå udgav Energi-styrelsen i maj 2010 redegørelsen ”Geotermi – varme fra jordens indre, internationaleerfaringer, økonomiske forhold og udfordringer for geotermisk varmeproduktion iDanmark”. Begge redegørelser er tilgængelige via Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk. Hovedkonklusionerne på baggrund af redegørelsen fra 2009 – om etstort teknisk potentiale for udnyttelse af geotermisk energi i Danmark – blev omtalt iEnergistyrelsens rapport ”Danmarks olie- og gasproduktion – og udnyttelse af under-grunden, 2009”.I redegørelsen fra maj 2010 konkluderes det, at de største udfordringer for etableringaf geotermiske varmeanlæg i Danmark er forhold vedrørende økonomi og risici ved-rørende tilstedeværelse af sandstenslag i undergrunden med tilstrækkelige produk-tionsmuligheder. Det vurderes også i redegørelsen, at varmeprisen som afspejling afproduktionsomkostningerne fra geotermiske anlæg som udgangspunkt er konkurren-cedygtig med anden varmeproduktion.
fig. 2.1Geotermitilladelser og -ansøgninger ved udgangen af 2010
GeotermitilladelserDONG VE A/S *)Geotermisk anlægved Thisted
GeotermiansøgningerAabybro FjernvarmeværkA.m.b.a og Dansk Geotermi ApsStruer Forsyning FjernvarmeA/S og Dansk Geotermi ApsMorsø Kommune, Nykøbing MorsFjernvarmeværk A.m.b.a og Sdr.Herreds KraftvarmeværkerA.m.b.a. og Morsø Varme A/SSkive Kommune og DanskGeotermi ApsTønder Fjernvarme A.m.b.a.og Dansk Geotermi Aps
Sønderborg Fjernvarme A.m.b.a. *)Centralkommunernes Transmissions-selskab I/S (18 pct.), DONG VE A/S *)(28 pct.), KE Varme P/S (18 pct.),DONG Energi Power A/S (18 pct.) ogVestegnens Kraftvarmeselskab I/S(18 pct.) - HGS*) Operatør for tilladelsen
Geotermisk anlægved Amagerværket
Aabenraa-Rødekro FjernvarmeA.m.b.a. og Dansk Geotermi ApsHjørring Varmeforsyning ogDansk Geotermi ApsViborg Fjernvarme, SkalsKraftarmeværk A.m.b.a,Boligselskabet Viborg, StoholmFjernvarmeværk, LøgstrupVarmeværk, Overlund Fjern-varmeværk A.m.b.a., EnergiViborg Kraftarme A/S, Bolig-selskabet Sct. Jørgen Viborg-Kjellerup og Dansk GeotermiAps
14
Anden udnyttelse af undergrunden
DONG tilbageleverede i sommeren 2010 uudnyttede arealer i forbindelse med derestilladelse fra 1983 til efterforskning og indvinding af geotermisk energi. Bortset fraet afgrænset område indeholdende det geotermiske anlæg ved Thisted og et mindreområde omkring DONG’s geotermiboring ved Aars blev resten af tilladelsen afgivet.Arealerne omfattet af tilladelsen fra 1983 er vist på figur 2.1.For at give alle interesserede mulighed for at søge om en tilladelse til efterforskningog indvinding af geotermisk energi blev der i efteråret 2010 gennemført en åben ind-kaldelse af nye ansøgninger om tilladelse til efterforskning og indvinding af geoter-misk energi til fjernvarmeproduktion. Energistyrelsen fremlagde den 1. oktober 2010proceduren for indsendelse af sådanne ansøgninger. I denne forbindelse blev der ogsåfremlagt standardvilkår for tilladelser til efterforskning og indvinding af geotermiskenergi med henblik på fjernvarmeforsyning. Der kunne søges om nye tilladelser førstegang pr. 1. december 2010. Herefter vil der kunne søges om nye tilladelser to gangeom året med ansøgningsfrist den 1. februar og 1. september. Ansøgningsproceduren ertilgængelig på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.Ved ansøgningsfristen den 1. december 2010 modtog Energistyrelsen i alt otte ansøg-ninger om tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermisk energi. Områdernefor disse otte ansøgninger er vist i figur 2.1, hvor også de eksisterende tilladelser tilgeotermisk energi er vist. Forud for ansøgningsfristen den 1. december 2010 forelåen række tidligere indsendte ansøgninger om nye tilladelser til geotermisk energi.Ansøgerne hertil blev bedt om at bekræfte deres ansøgninger og fik lejlighed til atforetage eventuelle justeringer i deres ansøgninger, og disse indgår i de ansøgninger,som forelå pr. 1. december 2010. Ved udgangen af 2010 var de otte nye ansøgningerunder behandling af Energistyrelsen. Før nye tilladelser kan udstedes af klima- ogenergiministeren, skal sagen forelægges for Det Energipolitiske Udvalg i Folketinget.Der er i dag to geotermiske anlæg i Danmark. Et anlæg ved Thisted har produceretvarme siden 1984 og et anlæg på Amager siden 2005. Produktionen af geotermiskenergi gennem de sidste ti år er vist i figur 2.2. Samlet set blev der i 2010 produceret213 TJ geotermisk energi til fjernvarmeproduktion. Det svarer til varmeforbruget i ca.3200 husstande. Det er ca. 12 procent mindre end i 2009, og skyldes mindre produk-tion fra anlægget på Amager på grund af tekniske forhold.fig. 2.2TJ3002502001501005000204060810Produktion af geotermisk energi,2001-2010
nyt geotermisk anlæg ved SønderborgI 2007 blev der udstedt en tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermiskenergi, som dækker Sønderborg Kommune. Området for tilladelsen er vist i figur 2.1.Tilladelsen blev givet til DONG VE A/S og Sønderborg Fjernvarme A.m.b.a. Efterudførelse af seismiske undersøgelser af undergrunden samt vurdering af de geologiskeforhold i området blev der i 1. halvår af 2010 etableret to boringer til brug ved et nytanlæg til produktion af geotermisk energi. Det nye anlæg forventes idriftsat i startenaf 2012.Den første boring, Sønderborg-1, blev boret som en afbøjet boring til 2.401 meterslodret dybde men fandt ikke de sandstenslag, man havde forventet at finde ved dennedybde. I stedet blev det besluttet at udnytte højere beliggende sandstenslag i endybde af ca. 1.150 meter. Derfor blev der boret en sideboring, Sønderborg-1A, til 1.202meters lodret dybde. Herfra blev der ved en prøveproduktion produceret vand meden temperatur omkring 48 �C. Den næste boring, Sønderborg-2, blev boret til 1.247meters dybde, og der blev også gennemført en prøveproduktion af varmt vand i denneboring. De to boringer har en afstand på ca. 10 meter ved overfladen, og i sandstens-
ThistedAmager
Anden udnyttelse af undergrunden
15
lagene i undergrunden i ca. 1.200 meters dybde, hvor det varme vand skal produceresfra, er der ca. 700 meter mellem boringerne. Sønderborg Fjernvarme har oplyst, at detkostede i alt 125 mio. kr. at udføre de to boringer.I efteråret 2010 er DONG VE A/S udtrådt af tilladelsen, som nu alene indehaves afSønderborg Fjernvarme A.m.b.a. I den forbindelse har Sønderborg Fjernvarme A.m.b.a.indgået aftale med et rådgivende selskab om teknisk bistand vedrørende blandt andetdet geotermiske anlæg.lAGrInG AF Co2Mulighederne for at nedbringe CO2-udledningerne til atmosfæren overvejes i mangesammenhænge. En mulighed kunne være at opsamle og efterfølgende lagre CO2frastore punktkilder som eksempelvis kraftværker og store industrianlæg. Ofte omtalesdenne teknologi som CCS, en forkortelse af udtrykket Carbon Capture and Storage.Lagring af CO2skal ske på steder med egnede geologiske forhold. Før sådanne stederkan udpeges, skal der gennemføres en række detaljerede undersøgelser og vurderingerfor at vurdere undergrundens egnethed til lagring af CO2. Teknologien omkringlagring af CO2i undergrunden minder på en række områder om lagring af naturgas iundergrunden.Det er også en mulighed at injicere CO2i oliefelterne i Nordsøen. Herved kan deropnås den effekt, at der kan produceres mere olie fra felterne. CO2injektion vilsåledes kunne frigøre mere olie fra lagene i oliefeltet - olie som ellers ikke ville kunneproduceres med den teknologi, der anvendes i dag. Metoden anvendes endnu ikke påoliefelter i Nordsøen, men der arbejdes på at undersøge om et projekt kan sættes iværk i de kommende år.I marts 2010 har Vattenfall fremsendt en ansøgning om tilladelse til at anvende under-grunden til lagring af CO2i Vedsted strukturen beliggende nordvest for Aalborg. Deter aftalt med Vattenfall, at stillingtagen til ansøgningen afventer, at CCS direktivetsbestemmelser er gennemført i dansk lovgivning, jf. nedenfor.ÆndrInG AF UndErGrUndSloVEnEU vedtog i april 2009 et direktiv om lagring af CO2, det såkaldte CCS-direktiv. Iefteråret 2010 gennemførte Energistyrelsen en høring af et udkast til lovforslag omændring af undergrundsloven, hvor blandt andet CCS-direktivets bestemmelserforeslås indført i undergrundsloven. Klima- og energiministeren har efterfølgende ifebruar 2011 fremsat lovforslag i Folketinget om ændring af undergrundsloven. Demere tekniske dele af CCS-direktivet vil blive implementeret i en bekendtgørelse.Med lovforslaget tages der ikke stilling til, om CO2-lagring skal anvendes i Danmark.Lovforslaget opstiller en retlig ramme for brug af CO2-lagring, såfremt det besluttesat anvende denne teknologi i Danmark.Det fremsatte lovforslag til ændring af undergrundsloven indeholder også forslag tilandre ændringer.Der foreslås indført en hjemmel til at kunne afstå at behandle uopfordrede nye ansøg-ninger om tilladelse til efterforskning og indvinding af et eller flere råstoffer. Hervedfås der mulighed for, at der kan ske en prioritering af anvendelsen af undergrunden tilforskellige formål. Der foreslås også særlige bestemmelser i loven om efterforskningog indvinding af geotermisk energi, herunder om hvordan der kan indsendes ansøg-
Foringsrør installeres i boring ved Sønderborg.
16
Anden udnyttelse af undergrunden
fig. 2.3
Saltproduktion og statens ind-tægter fra produktionsafgiften,2001-2010mio. kr.7
103tons salt7006005004003002001000
ninger om nye tilladelser. Desuden foreslås der en revision af bestemmelsen, som giverklima- og energiministeren mulighed for at påbyde samordnet indvinding og udnyt-telse af anlæg til brug for indvinding, behandling og transport af olie og gas. Formåleter at sikre bedst mulig udnyttelse af infrastrukturen med henblik på at forlængelevetiden for eksisterende olie- og gasfelter og produktion fra nye marginale felter.GASlAGrInGDer findes i dag to gaslagre i Danmark. Det ene ligger ved Stenlille på Sjælland og erejet af DONG Storage A/S. Det andet gaslager ligger ved Lille Torup i det nordligeJylland og ejes af Energinet.dk Gaslager A/S.I foråret 2011 har begge selskaber fået forlænget deres tilladelser til at lagre naturgas iundergrunden. Tilladelserne løber nu til 2037.Der findes flere oplysninger om gaslagrene ved Stenlille og Lille Torup i Energistyrelsensrapport ”Danmarks olie- og gasproduktion - og udnyttelse af undergrunden, 2009”.SAlTIndVIndInGI Danmark indvindes salt et enkelt sted. Det er selskabet Akzo Nobel Salt A/S, der ind-vinder salt fra en salthorst i undergrunden ved Hvornum ca. 8 km sydvest for Hobro.Selskabet har en eneretsbevilling til produktion af salt fra den danske undergrund.Saltet anvendes til konsumsalt, industrisalt og vejsalt.Den årlige produktion af salt er omkring 500.000 til 600.000 tons om året, og statensindtægter fra produktionsafgift er omkring 5 mio. kr. om året. Figur 2.3 viser de sene-ste ti års produktion af salt og de statslige indtægter fra produktionsafgift.
6
5
4
3
2
1
0
02
04
06
08
10
Produktion
Produktionsafgifttil staten
Anden udnyttelse af undergrunden
17
3
ProdUKTIon oG UdBYGnInGI 2010 har der generelt været meget aktivitet på olie- og gasområdet i den danske delaf Nordsøen. Året bar præg af produktionsopstart fra Nini Øst platformen samt yder-ligere produktion fra seks nye brønde i andre felter. Der har desuden været et størrearbejde med produktionsoptimering af eksisterende brønde og anlæg, som har haft enpositiv indvirkning på produktionen i 2010.
fig. 3.1Placering af produktionsanlæg i Nordsøen 2010
7
km
Nini Ø
Nini A32km
6 15'0
13
km
Siri
TrymLulitaHarald
Cecilie
20 km
Gas (29km)
Svend
Ga
s(26
0
km)
Ga80s(
65
Syd Arne
Valdemarkm)Gas (235
16 km
km
Roar
km)
til
Ny
bro
til NybroTyra
Rolf
m)330 kOlie (
ericiatil Fred
33
27
kmkm
OliefeltGasfeltOlierørledningtil NOGATDagmar
Tyra SØ
GormGas (29 km)
19 km
Halfdan NØHalfdanDan
Skjold26 km
GasrørledningFlerfaserørledningRørledninger ejet af DONGRørledning ejet 50 pct. af DONGog 50 pct. af DUC selskaberne
Kraka
Regnar
18
Produktion og udbygning
fig. 3.2Selskabsmæssig fordeling afolieproduktionen
pct.40
ProdUKTIonEn I 2010Danmarks olie- og gas produktion foregår indtil videre kun offshore i Nordsøen. I 2010foregik produktionen fra 19 felter, hvor Mærsk Olie og Gas A/S er operatør for 15 afdem, DONG E&P A/S for tre og Hess Denmark ApS for et enkelt felt. Placeringen afproduktionsanlæggene samt større rørledninger til produktion kan ses i figur 3.1.En beskrivelse af hvert felt med angivelse af brønde, produktion og reserver findes påEnergistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.Der er 10 selskaber, som har andel i den danske produktion. DUC (Dansk UndergrundsConsortium) stod for 86 pct. af olieproduktionen i 2010. Samtlige selskabers andel afolieproduktionen for 2010 ses i figur 3.2.I 2010 foregik indvindingen fra Nordsøen med 283 aktive produktionsbrønde, hvoraf198 var oliebrønde og 85 var gasbrønde. 108 aktive vandinjektionsbrønde og 5 gas-injektionsbrønde bidrog til indvindingen.olieproduktionen i 2010Olieproduktionen i 2010 blev 14,2 mio. m�, hvilket er et fald på 6 pct. i forhold til2009. Dette er i tråd med udviklingen siden 2005, hvor produktionen årligt er faldetmed mellem 3 og 9 pct. i forhold til det foregående år. Denne tendens skyldes til delsaldrende felter, hvor det ældste felt, Dan, startede sin produktion i 1972. Den frem-tidige faldende produktion bliver forsøgt modvirket ved produktionsoptimering afeksisterende felter med eksisterende og ny teknologi samt udbygning af nye felter.Udviklingen i olie- og gasproduktionen i de sidste 25 år kan ses i figur 3.3. En oversigtover producerede og injicerede mængder fordelt på felter siden 1972 findes i bilag A.Udover det forventede fald i den danske olieproduktion har der også været kortvarigefeltnedlukninger i forbindelse med vedligeholdelsesarbejder, reparationer og ombyg-ninger. Disse nedlukninger har dog ikke påvirket produktionen i nær så høj grad somforventet.På enkelte felter er der opnået en forbedret produktion i gamle brønde efter oprens-nings- og renoveringskampagner samt procesoptimering.
30
20
10
039,7ShellA.P. Møller-33,7MærskChevron13,0DONG E&PHess5,24,3Altinex Oil 2,2RWE-DEASiri (UK)1,20,6
Danoil0,1Altinex0,1Petroleum
fig. 3.3Produktion af olie og gas i perioden 1986-2010252015
1050
86
88
90
92
94
96
98
00
02
04
06
08
10
Olieproduktion mio. m3
Gasproduktion, salgsgas mia. Nm3
Produktion og udbygning
19
På de felter, hvor nye brønde er kommet i produktion i 2010, er der enten sket enforbedret produktion, eller faldet i produktionen fra feltet er forsinket i en periode.Gasproduktionen i 2010Den totale gasproduktion for 2010 var 8,1 mia. Nm�. Heraf blev 7,1 mia. Nm� gassendt til land som salgsgas, hvilket er et fald på 2,5 pct. i forhold til 2009.Den resterende del af gasproduktionen blev enten reinjiceret i udvalgte felter tilforbedring af indvindingen eller brugt som brændstof på platformene. En mindredel af gassen blev afbrændt uudnyttet (flaring) af tekniske og sikkerhedsmæssigeårsager. Forbrug af gas til brændstof og gasafbrænding uden nyttiggørelse (flaring)er beskrevet i afsnittetMiljø og Klima,og en oversigt over udviklingen siden 1972findes i bilag A.Vandproduktionen og vandinjektionen i 2010Produktion af vand fra brøndene er et biprodukt i forbindelse med produktionen afolie og gas. Alligevel kræver det meget energi at håndtere det producerede vand, daandelen af vand i den samlede væskeproduktion for den danske del af Nordsøen i2010 er nået op på 72 pct. For visse gamle felter er andelen af vand helt oppe omkring90 pct. Vandet kan stamme fra en naturlig vandzone under oliezonen i reservoiret,men kan også komme fra injektionsbrønde.Vandproduktionen i 2010 er faldet 0,9 pct. i forhold til 2009. Dette skal ses i forholdtil, at fem mindre felter ikke producerede i op til fire måneder i 2009 og derved hellerikke havde nogen vandproduktion.Vandinjektionen i 2010 er faldet 2,3 pct. i forhold til 2009, hvilket passer med tenden-sen siden 2007. Operatørerne har en interesse i at begrænse vandinjektionen til kundet højst nødvendige for at undgå injiceret vand i produktionsbrøndene.UdBYGnInG I 2010Der er blevet boret og afsluttet seks nye produktionsbrønde i de danske felter i 2010.Det generelle aktivitetsniveau for etablering af udbygningsbrønde i 2010 har dermedværet lavere end i 2009, men niveauet forventes øget igen i 2011.Disse boringer og de øvrige udbygningsaktiviteter repræsenterer en samlet investeringpå 4,9 mia. kr., hvilket er et fald på ca. 27 pct. i forhold til 2009.På Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk findes en beskrivelse af de enkelte felter,herunder udbygnings- og investeringsaktiviteter samt kort, der viser placeringen af devigtigste brønde.Godkendte udbygningsplaner og igangværende aktiviteterSyd Arne feltetPå Syd Arne feltet er den udbygningsplan, som blev godkendt i 2009, blevet realisereti 2010. Udbygningen af feltet foregår i faser, som er inddelt i etaper, og de to brøndeSA-20 og SA-21, som blev boret i 2010, var en del af 1. etape i 3. udbygningsfase. Somled i planen blev brønden SA-17 lukket.
Installation af understel til Halfdan BD platform 2010.
20
Produktion og udbygning
Operatøren ansøgte den 25. juni 2010 om godkendelse af 2. etape i feltets 3. udbyg-ningsfase. Der blev ansøgt om tilladelse til etablering og produktion fra to nyeplatforme med i alt 11 nye brønde. Den ene nye platform er en ubemandet brønd-hovedplatform (WHP-N) ca. 2,5 km nord for den eksisterende Syd Arne platform.Den anden nye platform er en brøndhovedplatform (WHP-E), som placeres øst forden eksisterende Syd Arne platform og forbindes til denne med en bro. I tilknytningtil udbygningen vil der endvidere udføres nødvendige ændringer i forbindelse medopkoblingen til det eksisterende anlæg og infrastruktur herunder rørforbindelser fradet eksisterede anlæg til de nye anlæg.Udgifterne til den ansøgte udbygning er estimeret til mere end 5 mia. kr., og produk-tionen fra de nye brønde vil samlet udgøre ca. 5,6 mio. m� olie og ca. 1,2 mia. Nm� gas.Udbygningen blev påbegyndt i slutningen af 2010 med målsætning om produktions-start ved udgangen af 2012. Planen blev godkendt den 1. oktober 2010, og offentlig-gørelsen var i dagspressen den 6. oktober 2010.dagmar feltetDer var i 2010 ingen produktion fra Dagmar feltet, men operatøren arbejder fortsatmed at revurdere feltets potentiale og økonomiske muligheder. En endelig plan afven-tes fortsat, men umiddelbart står feltet ikke overfor en endelig lukning og fjernelse afinstallationerne.Tyra og Adda felterneTyra feltet blev i 2010 udbygget med en ny brønd TEB-23E fra Tyra Øst B-platformen.Brønden blev godkendt i oktober 2009 og var oprindeligt planlagt som en langtræk-kende horisontal brønd med et brøndspor placeret i reservoir på både Tyra og Addafelterne. Geologiske forhold forhindrede udførelse af den del af brønden, som skullevære nået helt til Adda Feltet.Resultaterne fra TEB-23E i Tyra skal blandt andet anvendes til at vurdere mulighe-derne for en selvstændig udbygning af Adda feltet, hvorfra der endnu ikke er etableretproduktion.Valdemar feltetValdemar feltet er udbygget med to nye brønde VAB-5 og VAB-2, som begge er en delaf en udbygningsplan, der blev godkendt i 2004.Yderligere en brønd VBA-6E er påbegyndt i 2010, men afsluttes i 2011. Denne brøndblev godkendt som en del af en udbygningsplan i 2009.halfdan feltetPå Halfdan feltet har man i 2010 arbejdet med at installere den nye Halfdan BD plat-form, der blev godkendt i 2008 som led i feltets fase 4 udbygningsplan. Platformenidriftsættes i 2011.Brønden HBB-9 blev, som nævnt i årsrapporten sidste år, påbegyndt i 2009 og afslutteti 2010 fra Halfdans feltets HBB platform.Siri feltetSom beskrevet i årsrapporten sidste år blev der i 2009 observeret problemer med enundervandkonstruktion på Siri anlægget, som understøtter brøndcaissonen. Der blev
Installation af understel til Halfdan BD platform 2010.
Produktion og udbygning
21
etableret en midlertidig understøtning af caissonen i januar 2010, og der er arbejdesfortsat med at finde en optimal permanent løsning. Planerne forventes klar i førstehalvdel af 2011.Kraka feltetPå Kraka feltet har de eksisterende brønde gennemgået et omfattende vedligeholdel-sesprogram, hvor brøndene bl.a. har fået nye produktionsrør.I efteråret 2010 blev det godkendt at lukke brønden A-4H og udføre en ny brønd A-11fra denne position. Borearbejdet for A-11 blev indledt i 2010 og afsluttes i 2011.De efterforsknings- og vurderingsboringer, som er udført i 2010, omtales i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Udbygningsplaner under behandlinghalfdan feltetOperatøren Mærsk Olie og Gas A/S ansøgte den 5. november 2010 om godkendelse afen plan for videreudbygning af Halfdan feltet.Der er ansøgt om tilladelse til etablering og produktion fra op til fire nye olieproduk-tionsbrønde fra eksisterende brøndstyr. Indledningsvis planlægges en brønd udført fraHalfdan DA, og afhængig af resultaterne fra denne vurderes potentialet for udførelseaf yderligere tre brønde fra Halfdan DA.Udgifterne til den første brønd skønnes at andrage ca. 256 mio. kr. Produktionenfrabrønden forventes at udgøre ca. 0,23 mio. m� olie og ca. 0,19 mia. Nm� gas i brøn-dens levetid. Udbygningen planlægges udført i begyndelsen af 2011. Ved årsskiftet2010/2011 var ansøgningen under behandling, og en godkendelse blev givet i marts2011.hejre feltetOperatøren DONG E&P A/S ansøgte den 4. november 2010 om godkendelse afudbygning af Hejre feltet, hvorfra der ikke tidligere har været etableret produktion.Feltet er placeret på dansk område i den nordlige ende af centralgraven.Der er ansøgt om tilladelse til etablering og produktion fra et nytoffshoreanlæg samtfem nye brønde. Det planlagte offshoreanlæg omfatter en kombineret beboelse,brøndhovedplatform og procesplatform. Behandlingskapaciteten på anlægget plan-lægges til ca. 6.000 m� olie pr. dag. Beboelsen forventes at kunne huse maksimalt70 personer. I tilknytning til udbygningen vil der endvidere blive udført rørlægnings-arbejder i forbindelse med opkobling til eksisterende infrastruktur i Nordsøen.De geologiske forhold i Hejre feltet kræver udstyr til håndtering af højt tryk og højtemperatur (HPHT udstyr). Man forventer at producere både olie og våd gas, der kræ-ver etablering af særlige tekniske installationer.Omkostningerne til udbygningen forventes at andrage ca. 9 mia. kr., og den samledeproduktion fra brøndene forventes at udgøre ca. 16 mio.m� olie og ca. 10 mia. Nm�gas i projektets levetid. Udbygningen planlægges påbegyndt i 2014 med forventetproduktionsstart i 2015. Ved årsskiftet 2010/2011 var ansøgningen under behandling,og Energistyrelsen var i dialog med operatøren.
Kranen Thialf ved Halfdan B anlægget 2010.
22
Produktion og udbygning
Oplysninger om godkendte udbygningsplaner og planer under behandling kan end-videre findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.
Produktion og udbygning
23
4
SIKKErhEd oG SUndhEdSikkerhed og sundhed på faste og mobile offshoreanlæg på dansk sokkelområdereguleres af offshoresikkerhedsloven og regler udstedt i medfør af denne. Offshore-sikkerhedsloven med tilhørende regler kan findes på Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk.Offshoresikkerhedsloven trådte i kraft den 1. juli 2006, men en del af reglerne udstedt imedfør af den tidligere havanlægsloven blev holdt i kraft under den nye lov. De ikraft-holdte regler er løbende erstattet af nye regler i form af bekendtgørelser og tilhørendevejledninger, således at offshoresikkerhedsloven nu er fuldt implementeret i 2010.Offshoresikkerhedsloven er baseret på, at selskaberne selv fastsætter høje sikkerheds-og sundhedsstandarder og reducerer risici til et niveau, der er så lavt som praktiskmuligt. Endvidere er offshoresikkerhedsloven baseret på, at virksomhederne har etledelsessystem for sikkerhed og sundhed, så de selv kan styre risici og sikre, at bestem-melser i love og regler overholdes.Energistyrelsen fører sammen med Søfartsstyrelsen tilsyn med virksomhedernesstyring af risici og overholdelse af love og regler. Energistyrelsen samarbejder end-videre med en række andre nationale myndigheder og nationale og internationaleorganisationer, heriblandt offshoresikkerhedsrådet, Miljøstyrelsen og North SeaOffshore Authorities Forum om løbende at forbedre sikkerheds- og sundhedsfor-holdene på offshoreanlæggene.Et højt niveau for sikkerhed og sundhed er af afgørende betydning for de op mod3.000 mennesker, der har deres arbejdsplads på offshoreanlæg på dansk sokkelområde.TIlSYn MEd SIKKErhEd oG SUndhEd PÅ nordSØAnlÆGGEnEDet skal være sikkert at arbejde på offshoreanlæg på dansk sokkelområde. Derforsøger Energistyrelsen hvert år gennem tilsynsbesøg og dialog med selskaberne athøjne det sikkerheds- og sundhedsmæssige niveau i den danske sektor, så det erblandt de højeste i Nordsøen.Der er tre hovedtyper af tilsynsbesøg, nemlig strakstilsyn, projekttilsyn og driftstilsyn.StrakstilsynStrakstilsyn gennemføres i forbindelse med arbejdsulykker og større nærved hændel-ser. Ved strakstilsyn medvirker Energistyrelsen til klarlægning af hændelsesforløbet,når politiet deltager, mens Energistyrelsen selv forestår klarlægningen, hvis politietikke deltager.ProjekttilsynProjekttilsynet er tilsyn med nybygninger og større ændringer af eksisterendeoffshore anlæg.driftstilsynLangt de fleste tilsynsbesøg er driftstilsyn. Driftstilsyn omfatter de anmeldte regel-mæssige tilsynsbesøg, de uvarslede tilsynsbesøg og de såkaldte tematilsyn.Regelmæssige tilsynsbesøgNormalt gennemføres et årligt tilsyn med driftsforholdene på alle bemandede faste-og flytbare anlæg. Besøget omfatter bl.a. tre faste tilsynspunkter: gennemgang afarbejdsulykker, kulbrinteudslip og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr.
24
Sikkerhed og sundhed
boks 4.1
Tilsyn med psykisk arbejdsmiljøEnergistyrelsen har ført tilsyn med det psykiske arbejdsmiljø i 2009 og 2010.Det psykiske arbejdsmiljø hører under øvrige risici i §§ 14, 16 og 19 i bekendt-gørelse nr. 729 af 3. juli 2009 om styring af sikkerhed og sundhed på offshore-anlæg. Risikofaktorerne kan bl.a. være arbejdspres, arbejdstid, arbejdsrotation,indflydelse på eget arbejde, støj og manglende uforstyrret hvile. Herudover erforhold som uklar definition og prioritering af arbejdsopgaver, manglendeledelsesmæssig støtte og feedback risikofaktorer.Energistyrelsen gennemgik de driftsansvarlige virksomheders ledelsessystem påland for at klarlægge, hvordan det psykiske arbejdsmiljø er indarbejdet i ledelses-systemet. Efterfølgende er det ved tilsyn offshore undersøgt, om ledelsessystemetfølges i praksis, herunder bl.a. om der er behov for et tilpasset tilsyn med særligfokus på det psykiske arbejdsmiljø.Energy Endeavour.
Ved landtilsynene blev det overordnet konkluderet, at det psykiske arbejdsmiljøikke var tilstrækkeligt defineret i selskabernes ledelsessystem, og at psykiskearbejdsmiljøfaktorer ikke bliver specifikt vurderet i risikovurderingerne, men atfaktorerne vurderes indirekte ved vurdering af andre risikofaktorer. Hos enkelteselskaber blev det konstateret, at der manglede procedurer for håndtering af detpsykiske arbejdsmiljø (pauser, alenearbejde og hvordan diskussion omkring emnettages op).Ved tilsynene offshore blev det overordnet konkluderet, at der er et godt fælles-skab, en god omgangstone og gensidig tillid på anlæggene. Det er generelt accep-teret, at der kan opstår situationer af privat eller arbejdsmæssig karakter, hvorman har behov for at komme hjem uden for den planlagte rotation. Endvidere erdet generelt accepteret at sige fra og omprioritere opgaver ved travlhed.Sygefravær på anlæggene kunne ikke henføres til det psykiske arbejdsmiljø.Der er generelt skarpe tidsfrister i catering, så tilstrækkelig bemanding er hervigtigt.Information og god kommunikation mellem ansatte og mellem ansatte og ledelseer væsentlige forudsætninger for et godt psykiske arbejdsmiljø, og især ved orga-nisationsændringer.For entreprenøransat personale er det en stressfaktor, at længden af ansættelses-forholdet er ukendt.Energistyrelsen konstaterede, at det psykiske arbejdsmiljø på offshoreanlæggeneer tilfredsstillende, og ingen offshoreanlæg har behov for opfølgende tilpassettilsyn med særlig fokus på det psykiske arbejdsmiljø. Det er Energistyrelsensvurdering, at tilsynene har givet større opmærksomhed og forståelse for psykiskearbejdsmiljøproblemer hos selskaberne og hos de ansatte.
Sikkerhed og sundhed
25
Uvarslede tilsynUvarslede tilsyn gennemføres, hvor formålet med tilsynet ville forspildes, hvis besøgetblev varslet, eksempelvis overholdelse af hviletidsbestemmelserne, indkvartering ogberedskab ved opmanding af anlæg, malerkampagner mv. Endvidere gennemføresuvarslede tilsyn, hvis der anmeldes forhold, der er i strid med lovgivningen, eller hvishensynet til de ansattes sikkerhed og sundhed i øvrigt gør det nødvendigt.Et uvarslet tilsynsbesøg adskiller sig fra det årlige tilsyn med driften ved, at program-met normalt kun fokuserer på to-tre aktuelle emner.TematilsynTematilsyn er et tilsyn, hvor ét bestemt emne tages op. Siden 2007 har fokus væretrettet mod:•Arbejdsulykker (2007)•Støj (2008)•Psykisk arbejdsmiljø (2009 – 2010)•Muskel- og skeletbesvær (2010 – 2011)Det igangværende tilsyn med muskel- og skeletbesvær gennemføres i tre faser•Fase 1: Gennemgang af relevante dele af selskabets ledelsessystem•Fase 2: Onshore informationsmøde i Energistyrelsen med deltagelse af alle parter•Fase 3: Gennemgang offshore (er integreret i de varslede driftstilsyn)TIlSYnSBESØG 2010Energistyrelsen gennemførte 32 tilsynsbesøg offshore i 2010. Tilsynsbesøgene varfordelt med 19 besøg på bemandede faste offshoreanlæg, to besøg på ubemandedeanlæg samt 11 besøg på flytbare anlæg, dvs. boreplatforme og beboelsesplatforme.Energistyrelsen foretog ét strakstilsyn på det flytbare anlæg ENSCO 71, som opfølg-ning på en arbejdsulykke.Tre af tilsynsbesøgene blev gennemført som uvarslede tilsyn. To af disse blev gennem-ført på de faste anlæg Dan E og Tyra Vest, medens det tredje tilsyn blev gennemførtpå Mærsk Reacher, som er et flytbart anlæg. Ved besøgene blev der ikke observeretforhold af væsentlig sikkerhedskritisk karakter.Tre af tilsynsbesøgene på de flytbare anlæg blev udført som ekstraordinært tilsyn medanlæggenes styring af sikkerhed med brøndkontrol, dvs. BOP-udstyr og procedurer,der anvendes i forbindelse forebyggelse af ukontrolleret udblæsning (blow-out).Tilsynet var en opfølgning på Deepwater Horizon ulykken, se boks 4.2Endvidere blev der gennemført otte tilsynsbesøg hos operatører og driftsansvarligevirksomheders landorganisation, samt to tilsynsbesøg hos disses leverandører.Herudover blev én boreplatform besøgt i Singapore, inden der blev meddelt tilladelsetil drift på dansk område.En oversigt over tilsynsbesøg i 2010 findes på Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk.I 2010 blev der i lighed med tidligere år sat fokus på arbejdsulykker, nærved hændelser,gaslækager og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr samt på selskabernes ledelses-systemer. Derudover fører Energistyrelsen løbende tilsyn med beredskabet offshore.
Helidæk, Mærsk Resolve.
26
Sikkerhed og sundhed
boks 4.2
deepwater horizon ulykken i den Mexicanske Golf Den 20. april 2010 skete der en eksplosion på den flydende boreplatform”Deepwater Horizon”, som udførte borearbejde på Macondo feltet. Boringenblev udført på 1.544 meter vanddybde, og eksplosionen skyldtes gas, der strøm-mede ukontrolleret ud af boringen.11 mennesker omkom, boreplatformen sank og gennem en periode på tre måne-der strømmede mere end 4 mio. tønder (800.000 m�) olie op fra den ca. 5.600meter dybe boring og ud i den Mexicanske Golf. Årsagerne til denne tragedie ogefterfølgende svært overskuelige miljøkatastrofe er identificeret til svigt af flereuafhængige barrierer, som kunne have forhindret hændelsen eller afværget konse-kvenserne af hændelsen. Eksplosionen skete under boring af ”Macondo”-brønden.I modsætning til situationen i den Mexicanske Golf er vanddybderne i den danskedel af Nordsøen under 100 meter, og boringer udføres fra jack-up boreplat-forme, som står på havbunden og har sikkerhedsventilarrangementet (Blow-outPreventer, trykluftbank, nødnedlukningssystem etc.) placeret tørt og tilgængeligtpå boreplatformen, under boredækket.Som umiddelbar reaktion på tragedien gennemførte Energistyrelsen tilsyn medsikkerhedsventilarrangementerne på de tre boreplatforme, som på det tidspunktudførte borearbejde i dansk offshoreområde. Ved tilsynet blev der ikke observeretsikkerhedsmæssige mangler ved brøndkontroludstyr, dets vedligehold eller proce-dure for test af dette. Der blev heller ikke konstateret mangler ved procedurer tillukning af brønden i nødstilfælde og personalets kendskab til disse.Energistyrelsen deltager i det løbende analyse- og evalueringsarbejde, som foregåri EU regi og i et internationalt samarbejde (se www.ens.dk) med henblik på atlære af tragedien og implementere læringen i reguleringen af borearbejdet – isærfor borearbejde under vanskeligere forhold, hvilket i dansk område vil sige dybeboringer under høje tryk- og temperaturforhold.boks 4.3
BOP-ventiler.
EU-Kommissionen har bebudet fælles EU-regulering på området i løbet af 2011.Anmeldelse af arbejdsulykkerArbejdsulykker, der fører tiluarbejdsdygtighed i mindst én dagud over tilskadekomstdagen, skalanmeldes.Arbejdsgiveren har pligt til atanmelde ulykker, men alle har rettil at indgive en anmeldelse.Uarbejdsdygtighed defineres som,at ”den tilskadekomne er ude afstand til i fuldt omfang at vare-tage sit sædvanlige arbejde.”
ArBEJdSSKAdErArbejdsskader er en fælles betegnelse for arbejdsulykker og arbejdsbetingede lidelser.Arbejdsulykker, der sker på offshoreanlæg, skal anmeldes til Energistyrelsen, se boks4.3. Arbejdsbetingede lidelser skal indberettes til både Energistyrelsen, Arbejdstilsynetog Arbejdsskadestyrelsen af lægen, som er anmeldepligtig.ArbejdsulykkerEnergistyrelsen registrerer og behandler samtlige anmeldte arbejdsulykker på dedanske offshoreanlæg, ligesom styrelsen vurderer selskabernes opfølgning. Allearbejdsulykker tages op på møder med sikkerhedsorganisationen på anlægget vedEnergistyrelsens første tilsynsbesøg efter ulykken. Ved alvorlige ulykker gennemførerEnergistyrelsen straksbesøg på anlægget i samarbejde med politiet.
Sikkerhed og sundhed
27
fig. 4.1Antal ulykker på offshoreanlæg7060504030201000304050607080910
Det overordnede formål med Energistyrelsens opfølgning på arbejdsulykker er, at virk-somhederne i samarbejde med sikkerhedsorganisationen styrker den forebyggendeindsats på offshoreanlæggene.I 2010 har Energistyrelsen registreret 11 anmeldte arbejdsulykker. Heraf skete seks afulykkerne på faste offshoreanlæg inkl. flytbare beboelsesplatforme, mens fem arbejds-ulykker skete på øvrige flytbare offshoreanlæg, se figur 4.1. Ulykkerne er opdelt efterulykkesårsag i tabel 4.1 og figur 4.2.Den enkelte tilskadekomnes faktiske fravær fra arbejdspladsen for både faste og flyt-bare offshoreanlæg er angivet i tabel 4.2.Energistyrelsen hari løbet af de senere år modtaget enkelte sent anmeldte arbejdsulyk-ker, sædvanligvis fordi følgerne af en hændelse først viser sig senere.Det vil sige, at ulyk-kerne er anmeldt for sent til at figurere i styrelsens årsrapport for det pågældende år.For sent anmeldte ulykker vilblive registreret bagud i det omfang anmeldelsen ermodtaget af Energistyrelsen.Således vil arbejdsulykker,der er sketi 2010, men somanmeldes efterfølgende, blive taget med i fremtidige årsrapporter.I 2010 har Energistyrelsen modtaget en anmeldelse af en ulykke, som er hændt i 2009.Statistikken for 2009 er derfor justeret, så anmeldelsen er taget med, og der kan såle-des være afvigelser, hvis der sammenlignes med figurer fra tidligere årsrapporter.fig. 4.2Sammenligning af anmeldte ulykker i 2006-2010 for offshoreanlæg fordelt efterulykkesårsag2006Fald/snublenBrug af tekniske hjælpemidlerHåndtering af godsKran/løfteoperationerFaldende genstandØvrige2007200820092010
Faste anlægFlytbare anlæg
fig. 4.3Ulykkesfrekvens for offshoreanlægUlykker pr. mio. arbejdstimer15
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Antal anm eldte ulykker
10
UlykkesfrekvenserEnergistyrelsen udregner hvert år en ulykkesfrekvens. Ulykkesfrekvensen er antalanmeldte ulykker pr. mio. arbejdstimer.Den samlede ulykkesfrekvens for både de faste og de flytbare offshoreanlæg for deseneste år er vist i figur 4.3, som også viser, at ulykkesfrekvensen i 2010 for flytbareog faste offshoreanlæg tilsammen var 2,3. Dette er et fald i forhold til 2009, hvor densamlede ulykkesfrekvensen var 4,6.For de flytbare offshoreanlæg alene blev der i 2010 registreret fem arbejdsulykker, ogder blev leveret i alt 1,2 mio. arbejdstimer. Ulykkesfrekvensen for flytbare offshore-anlæg er derved steget fra 2,4 i 2009 til 4,2 i 2010.
5
0
02
04
06
08
10
Flytbare anlægFaste anlægGennemsnit
28
Sikkerhed og sundhed
tabel 4.1Anmeldte arbejdsulykker fordeltefter ulykkesårsagHvordanskete ulykken?Fald/snublenBrug af tekniskehjælpemidlerHåndtering af godsKran/løfteoperationerØvrigeTotal
Faste311016
Mobile103105
På faste offshoreanlæg og flytbare beboelsesplatforme, som opgøres samlet, varantallet af anmeldte arbejdsulykker seks i 2010. De driftsansvarlige virksomheder haroplyst, at der i 2010 blev leveret i alt 3,6 mio. arbejdstimer på disse offshoreanlæg.Ulykkesfrekvensen for de faste offshoreanlæg er dermed 1,7 for 2010, hvilket er etfald i forhold til 2009, hvor ulykkesfrekvensen var 5,7.boks 4.4
Skoldningsulykke i vaskeriet på et fast anlægPå Halfdan A fik en catering medarbejder den 22. juli 2010 en skoldningsskade iforbindelse med vask af tøj. Skadelidte lukkede en vaskemaskine op i tiltro til, atden havde vasket færdig, og fik derved 90 grader varmt vand nedover underbenog fødder og pådrog sig 2. grads forbrændinger. Skadelidte blev straks nedkøletmed vand og derefter fløjet med helikopter til Esbjerg sygehus.Energistyrelsen fulgte op på ulykken ved det efterfølgende tilsyn på anlægget, ogfik her oplyst, at der var blevet konstateret en fejl på niveaumåleren ved dennetype vaskemaskine. Fejlen var blevet rettet, således at døren i maskinen ikke kanåbnes, hvis vaskeprogrammet er uafsluttet. Desuden var alle vaskemaskiner blevettilsluttet koldtvandstilførslen. Erfaringen er blevet kommunikeret videre til deøvrige anlæg på Nordsøen.Energistyrelsen anser sagen som afsluttet.
boks 4.5
løfteulykke på boreriggen EnSCo 71Ulykken skete i forbindelse med et rutineløft af foringsrør (vægt ca. 800 kg) frahoveddækket den 11. juni 2010. Foringsrøret kom under løftet ved nedsænk-ningen i bevægelse og ramte skadelidte, som var med til at styre røret med en line.Skadelidte, som var en erfaren medarbejder indhyret fra en entreprenørvirksom-hed, blev ramt på benet og fik bl.a. forvredet knæskallen. Skadelidte stod på enrepos, og havde frit udsyn til bagbordskranen, der udførte løftet.Skadelidte blev straks fløjet med helikopter til Odense sygehus for nærmereundersøgelser, hvor det viste sig, at han havde fået alvorlige skader på knæ samtskrammer på kroppen og hovedet.tabel 4.2Faktisk fravær for anmeldtearbejdsulykker i 2010Varighed1-3 dage4-14 dage2-5 ugerMere end 5 ugerUoplystI altFaste042006Mobile001225
Energistyrelsen undersøgte sammen med Syd- og Sønderjyllands politi ulykkes-stedet. Energistyrelsen vurderede, at selvom der var frit udsyn til kranen, harskadelidtes udsyn til byrden på ulykkestidspunktet været begrænset.Den driftsansvarlige virksomhed (ENSCO Netherlands Ltd.) har efterfølgendegennemført forskellige tiltag, herunder modificeret alle arbejdsinstruktioner omsikre arbejdsområder, ligesom der er udarbejdet en ny arbejdsinstruktion, somfokuserer på planlægningen af et job. Herudover er der udarbejdet en ny proce-dure, som skal sikre en forbedret introduktion af indhyret personel.Energistyrelsen vil følge op på selskabets implementerede og planlagte tiltag pånæste ordinære tilsyn.
Sikkerhed og sundhed
29
På grund af det relativt lille antal ulykker på offshoreanlæggene, skal der ganske fåulykker til at ændre billedet fra år til år. Det er derfor udviklingen gennem en årrække,og ikke udviklingen fra det ene år til det andet, der giver et indtryk af, hvordan bil-ledet af ulykkesfrekvensen ser ud.Ulykkesfrekvens på landEnergistyrelsen har sammenlignet ulykkesfrekvensen på de danske offshoreanlæg medulykkesfrekvensen på land som vist i tabel 4.3.boks 4.6
Arbejdstilsynets opgørelse af arbejdsulykker For brancher på land opgør Arbejdstilsynet incidensen af anmeldte arbejdsulykkersom antal ulykkesanmeldelser i forhold til arbejdsstyrken, dvs. antal beskæftigede.Arbejdstilsynet anvender Danmarks Statistiks Registerbaserede arbejdsstyrke-statistik (RAS), som er en opgørelse af antallet af personer, der har deres primærebeskæftigelse i de pågældende brancher i november måned året før opgørelses-året. I Arbejdstilsynets årsopgørelser angives incidensen pr. 10.000 beskæftigede.For samtlige brancher på land var der således i 2009 en incidens på 150 anmeldel-ser pr. 10.000 beskæftigede.Denne incidens er ikke umiddelbart sammenlignelig med opgørelser af ulykkeri forhold til antal præsterede arbejdstimer (f.eks. pr. 1 mio. arbejdstimer). Enomregning fra antal beskæftigede til antal præsterede arbejdstimer kan kun væreen tilnærmelse, idet det forudsættes at én beskæftiget svarer til et årsværk. Iomregning af tallene for virksomheder på land antages det, at der er 222 arbejds-dage om året, og at der er 7,12 arbejdstimer pr. dag svarende til et årsværk på1.580 timer.
Der blev i 2009 anmeldt 42.544 arbejdsulykker for virksomheder på land. Med enarbejdsstyrke i 2009 på 2.831.120 beskæftigede (~ ca. 4,5 mia. arbejdstimer) kan ulyk-kesfrekvensen i 2009 for samtlige branchekategorier på land beregnes til 9,5 anmel-delser pr. 1 mio. arbejdstimer. Beregningen er baseret på de antagelser, der er beskre-veti boks 4.6. Arbejdstilsynet har endnu ikke opgjort antal arbejdsulykker ogantalbeskæftigede for 2010.Arbejdstilsynet har for 2009 ændret på antallet af branchekoder. Tidligere var detsamlede antal af branchekoder på land 49. Dette tal er nu reduceret til 36 forskelligebranchekoder, hvilket betyder, at tallene for de enkelte brancher i 2009 ikke er sam-menlignelige med tallene fordelt på brancher fra tidligere år. Tabellen viser derfor kunden samlede ulykkesfrekvens på land for 2009.Fremadrettet vil Energistyrelsen udarbejde en oversigt over ulykkesfrekvenser forudvalgte branchekategorier på land. Disse vil være baseret på de ændrede branche-koder.Arbejdsbetingede lidelserArbejdsbetingede lidelser defineres som en sygdom eller en lidelse, der er opståetefter længere tids påvirkning under arbejdet eller som følge af andre forhold påoffshoreanlægget.
30
Sikkerhed og sundhed
tabel 4.3Ulykkesfrekvens offshore og i andre brancher onshoreBrancheFrekvens - ulykker pr. mio. arbejdstimer2004Offshoreanlæg*Samtlige brancher på land i altHeraf:- Skibsværfter- Jord, beton og belægning- Murer-, snedker- og tømmer-forretninger- Isolation og installation- Kemisk industri- Tunge råmaterialer oghalvfabrikata**Flaretårn, Halfdan A.*) amlet ulykkesfrekvens for faste og flytbare offshoreanlægS**) Tunge råmaterialer og halvfabrikata” dækker over mange brancher. F.eks. er udvinding af ”råolie og naturgas, tek isk servicevirksomhed i forbindelse med olie og gasudvinding m.fl. neksempler på undergrupper indenfor ”Tunge råmaterialer og halvfabrikata”.7,110,220056,411,020064,911,220073,711,020083,510,720094,69,520102,3
38,521,315,016,112,412,7
50,623,518,018,713,112,1
57,624,017,518,912,211,1
47,423,516,719,815,414,5
48,721,316,419,910,613,8
Lægerne har fra den 1. juli 2008 haft pligt til at indberette alle konstaterede eller for-modede arbejdsbetingede lidelser til Energistyrelsen. De arbejdsbetingede lidelser skaldesuden fortsat indberettes til Arbejdstilsynet og Arbejdsskadestyrelsen.For at sikre at Energistyrelsen har medtaget alle indberetninger om formodedearbejdsbetingede lidelser, som er opstået efter påvirkning under arbejdet på etoffshoreanlæg, har styrelsen afventet data fra Arbejdstilsynet for 2009 og 2010.Arbejdstilsynet har afsluttet sit arbejde angående arbejdsbetingede lidelser for 2009,men har endnu ikke offentliggjort data for 2010.boks 4.7
Anmeldelse af nærved hændelserVed en nærved hændelse forståsen hændelse, som umiddelbartkunne have ført til en ulykke medpersonskade eller en skade påoffshoreanlægget. De hændelser,der skal anmeldes til Energi-styrelsen, er nærmere beskrevet ianmeldevejledningen, som findespå Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk.
Energistyrelsen har for 2009 modtaget 19 indberetninger fra arbejdstilsynet om for-modede arbejdsbetingede lidelser, hvor en læge har vurderet, at den arbejdsbetingedelidelse fortrinsvist er blevet pådraget i forbindelse med arbejde på offshore anlæg.Indberetningerne for 2009 er fordelt på 5 høreskader, 7 indberetninger af muskel-og skeletbesvær, 5 hudlidelser/eksem, 1 vibrationsskade samt 1 indberetning for enpsykisk lidelse.nÆrVEd hÆndElSErVæsentlige nærved hændelser skal anmeldes til Energistyrelsen, se boks 4.7. Energi-styrelsen har i 2010 modtaget 11 anmeldelser om nærved hændelser, hvilket ervæsentlig lavere end i 2009.Kulbrinteudslip defineres også som nærved hændelser, se afsnittetGasudslip.
Sikkerhed og sundhed
31
boks 4.8
havarikommissionen Havarikommissionen er en gruppe af uvildige personer udpeget af klima- ogenergiministeren. Havarikommissionen har til formål at undersøge større hændel-ser på offshoreanlæg. Hændelserne skal have forårsaget alvorlig personskade ellerskader på anlægget og anlæggets udstyr, eller være udefrakommende påvirkninger,der har forårsaget dødsfald, alvorlige skader på personer eller anlæg. Ved alvorligeskader på personer forstås i denne sammenhængskader, der giver varige ménsamt skader, der medfører sygefravær på over 5 uger.Havarikommissionens undersøgelser har til formål at klarlægge hændelsensopståen, udvikling, omfang og skadevirkninger, herunder såvel tekniske somorganisatoriske forhold, som kan have haft betydning for hændelsen.Tilkalder Havarikommissionens sagkyndige eller andre, der medvirker i en under-søgelse, som foretages af kommissionen, skal disse også være uvildige i deresundersøgelse.
GASUdSlIPDe driftsansvarlige virksomheder har pligt til straks at anmeldestørre udslipogvæsent-lige udslipaf kulbrintegas.Større udslip er udslip af en mængde på mere end 300 kg eller en massehastighed påmere end 1 kg/sek. i mere end 5 minutter.Væsentlige udslip er udslip af en mængde på mellem 1-300 kg eller en massehastighedpå 0,1-1 kg/sek. med en varighed på 2-5 minutter.I 2010 er der anmeldt to væsentligt udslip. Det ene udslip skyldtes en skæv sammen-spænding af to flanger. Udslippet skønnes at have varet i 6 minutter med en masse-hastighed på ca. 0,07 kg/sek. Udslipsmængden er vurderet til ca. 25 kg. Det andetudslip skete ved en lækagetest, hvor det viste sig, at man havde glemt at genmontereen blindprop. Udslippet varede ca. 30 sekunder og havde en massehastighed på 0,08kg/sek. Udslipsmængden var ca. 2,5 kg.Siden Energistyrelsen rettede fokus mod utilsigtede udslip af kulbrintegas, er detsamlede antal udslip faldet fra 36 i 2004 til to udslip i 2010, se figur 4.4. Faldet viser, atselskabernes indsats mod utilsigtede udslip af kulbrintegas har været effektiv.GodKEndElSEr oG TIllAdElSEr MEddElT I 2010Tilsynet med sikkerhed og sundhed på faste og flytbare offshoreanlæg på dansk sok-kelområde indebærer godkendelser og tilladelser til design, idriftsættelse og ændrin-ger samt til demontering af offshoreanlæggene.04050607080910
fig. 4.4Utilsigtede udslip af kulbrintegas,2004-2010Antal
40
30
20
10
0Større udslipVæsentlige udslip
Godkendelser og tilladelser efter offshoresikkerhedslovenDet overordnede design af et produktionsanlæg skal godkendes efter § 27 i offshore-sikkerhedsloven inden produktionsanlægget detailprojekteres og bygges.
32
Sikkerhed og sundhed
Før produktionen kan påbegyndes, skal anlægget have en driftstilladelse efter § 28i offshoresikkerhedsloven. Tilsvarende skal et flytbart offshoreanlæg, som f.eks. enboreplatform, have en driftstilladelse, før det tages i brug på dansk område.Ved væsentlige ændringer af eksisterende anlæg, hvor ændringen påvirker risikoen forstore ulykker, skal den driftsansvarlige virksomhed søge om en ændringstilladelse ihenhold til § 29 i offshoresikkerhedsloven.Inden et fast offshoreanlæg må demonteres, skal rettighedshaveren ansøge om god-kendelse af dette i henhold til § 31 i offshoresikkerhedsloven.Energistyrelsen har i 2010 meddelt følgende godkendelser og tilladelser til faste ogflytbare anlæg samt en rørledning i den danske del af Nordsøen:Syd Arne feltetPå Syd Arne feltet er der givet tilladelse til udbygning af feltet med to nye platformemed i alt 11 brønde samt en rørledning mellem platformene. Den ene platform eren ubemandet brøndhovedplatform ca. 2,5 km nord for den eksisterende Syd Arneplatform. Den anden platform er en brøndhovedplatform placeret øst for Syd Arneplatformen og broforbundet med denne.I tilknytning til udbygningen er der meddelt flere tilladelser til at udføre ændringer,som forberedelse til opkobling af de nye platforme på det eksisterende Syd Arneprocesanlæg.Endvidere er der givet tilladelse til at øge bemanding på Syd Arne platformen ogøge belægning på ti kamre i forbindelse med forberedelse af udbygningsprojektet.Tilladelsen er meddelt for en periode af 4 måneder og efterfølgende forlænget med3 måneder.halfdan feltetPå Halfdan feltet er der givet tilladelse til en midlertidig omlægning af produktionenpå Halfdan A. Endvidere er der i givet tilladelse til at øge belægning på 12 kamre påHalfdan A i en periode på 4 måneder samt øge belægning på 22 kamre i en periode på2½ måned.dan feltetPå Dan feltet er der givet tilladelse til etablering af et 20” stigrør på Dan FG samt til-ladelse til at anvende ENSCO 70 som ekstra beboelse.Gorm feltet (inklusiv Skjold feltet)På Gorm feltet er der givet tilladelse til at anvende Safe Esbjerg som ekstra beboelseved Gorm F. Endvidere er der meddelt tilladelser til at øge belægning på kamrene påGorm og Skjold i en periode på 7 dage.Tyra feltet (inklusiv harald og Valdemar felterne)På Tyra feltet er der givet tilladelse til, at Mærsk Resolve må udføre borearbejde vedTyra Øst B. Endvidere er der givet tilladelse til at anvende Safe Esbjerg som ekstrabeboelse ved Tyra Øst med broforbindelse til platform A og B.På Valdemar BA er der givet tilladelse til ændring af de operationelle forhold, medensMærsk Resolve ligger ved platformen som boreenhed.
Halfdan B, beboelse.
Sikkerhed og sundhed
33
Endvidere er der givet tilladelse til at øge belægning på kamrene på Tyra Vest i enperiode på 7 dage.På Harald er der givet tilladelse til øget belægning på 5 kamre i hele 2010 i forbindelsemed tie-in af Trym. Tilladelsen er i december 2010 forlænget til 31. juli 2011.Flytbare anlægMærsk Reacher, ENSCO 70 og Safe Esbjerg har fået nye driftstilladelser i 2010.Endvidere er der meddelt ændringstilladelser til Mærsk Reacher, Mærsk Resolve,ENSCO 70, ENSCO 71 og Safe Esbjerg i forbindelse med operation ved fasteoffshoreanlæg.Energy Endeavour, Mærsk Reacher, Atlantic Rotterdam og Noble George Sauvageauhar alle forladt dansk sokkelområde i 2010.
34
Sikkerhed og sundhed
5
MIlJØ oG KlIMAEfterforskning og indvinding af kulbrinter påvirker omgivelserne gennem udledningeraf blandt andet CO2(kuldioxid) og NOx(kvælstofilte) til luften og kemikalier ogolierester til havet samt gennem støj fra seismisk indsamling af oplysninger om under-grunden og udbygning af anlæg.EnErGIEFFEKTIVITET oFFShorEI den energipolitiske aftale af 21. februar 2008 mellem regeringen og Socialdemokra-terne, Dansk Folkeparti, Socialistisk Folkeparti, Det Radikale Venstre og Ny Allianceblev der opstillet mål for udviklingen af det danske energiforbrug i årene 2008-2011.Et af de overordnede mål i energiaftalen er en reduktion i det danske bruttoenergi-forbrug på 2 pct. i 2011 og 4 pct. i 2020 i forhold til 2006-niveauet. Som et af opfølg-ningspunkterne i aftalen udarbejdede Energistyrelsen med bidrag fra de danskeoperatører redegørelsen“Kortlægning og oplæg til initiativer til en mere energieffektiv ind-vinding af olie og gas”,december 2008. Klima- og energiministeren aftalte på baggrundaf denne redegørelse en handlingsplan i april 2009 med de danske operatører om enstyrket indsats for at reducere energiforbruget offshore. Der er siden aftalt et tillægtil handlingsplanen i februar 2010.boks 5.1boks5.1
Afgangsrør fra gasturbine på Syd Arne platformen.
handlingsplan for en mere energieffektiv indvinding af olie og gas i nordsøenEt af de centrale elementer i den nuværende handlingsplan er, at operatørernehar forpligtet sig til at indføre energiledelse efter de principper, der findes i stan-darden for energiledelse. Dette er med til at sikre, at fokus på energieffektivise-ring er blevet styrket og indgår både i den daglige drift og ved planlægning af nyeprojekter. Operatørerne har derved integreret energieffektivitet i deres politikkerog har opstillet mål for energieffektiviseringsindsatsen i deres energiledelses-systemer. Gennemførte konkrete initiativer er eksempelvis:•Omlægning til mere energieffektiv drift af generatorer, pumper og kompressorer•Reduktion af energiforbruget til belysning•Bedre overvågning af brønde for at reducere vandproduktion og forbrug afløftegas•Bedre overvågning af udstyrOperatørerne har i handlingsplanen forpligtet sig til at foretage en fortsatoptimering af driften med henblik på at reducere afbrænding af gas uden nyttig-gørelse af gassens energiindhold (flaring). Aktiviteter, der er gennemført for atreducere mængden af flaring, er bl.a.•en ændret styring og omlægning af udvalgte processystemer på både Dan- ogGorm-anlæggene, hvorved der kan genvindes gas,•en systematisk gennemgang og reparation af ventiler, der tidligere har lækketgas til flaresystemet,•at antallet af stop på procesudstyret, og deraf følgende nedblæsninger tilflaresystemerne, er reduceret gennem forbedret vedligehold og yderligere øgetfokus på stabile driftsforhold.Handlingsplanen indeholder endvidere en arbejdsplan for yderligere analyser.Disse analyser er gennemført og resultaterne af analyserne er præsenteret sam-men med en status for gennemførelse af handlingsplanen i starten af maj 2010.Handlingsplanen og statusrapporten kan findes på Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk.
Miljø og klima
35
boks 5.2boks5.1
Tillæg til handlingsplanen med ændringer vedr. flaregasgenindvindingEn del af den gas, der flares, kan genvindes ved installation og brug af gasgenind-vindingsanlæg. Sådanne anlæg findes på platforme i Norge og på Siri-platformeni den danske del af Nordsøen. Under almindelige driftsforhold opsamles ogkomprimeres gas, der er ledt til flaresystemet, for at blive tilbageført til proces-anlæggene på platformen.Den flarede mængde gas består af gas, som det er nødvendig at afbrænde af sik-kerhedsmæssige årsager, og gas, som afbrændes af tekniske årsager. Ved udgangenaf 2008 blev det opgjort, at ca. 60 pct. afbrændes af tekniske årsager, mens densikkerhedsmæssige afbrænding udgør ca. 40 pct. Afbrænding af tekniske årsagerkan reduceres ved etablering af flaregasgenvindingsanlæg, mens afbrænding afgas af sikkerhedsmæssige årsager kan reduceres ved øget fokus på optimering afdriften.I februar 2010 blev handlingsplanen ændret, således at der skal etableres etnyudviklet flaregasgenvindingsanlæg på Tyra Vest i stedet for som oprindeligtaftalt i handlingsplanen på Harald, der begge drives af Mærsk Olie og Gas A/S.Det er aftalt at, Mærsk Olie og Gas gennemfører en vurdering af pilotanlæggetmed flaregasopsamling på Tyra Vest inden den 1. juni 2011. Mærsk Olie og Gas ogEnergistyrelsen vil, når resultatet for Tyra Vest foreligger, vurdere på hvilke andreanlæg, der eventuelt kan idriftsættes flaregasgenindvindingsanlæg på fra 2013.Hess Denmark ApS har til opfølgning af handlingsplanen analyseret mulighedernefor etablering af et flaregasgenvindingsanlæg på Syd Arne og har efterfølgendebesluttet at etablere et anlæg, som forventes i drift medio 2012.
fig. 5.1Brændstofforbrug (gas)mio. Nm8003
Handlingsplanen indeholder en række initiativer til energieffektivisering, som samletset for perioden 2006-2011 forventes at føre til et fald i energiforbruget på 3 pct.mod tidligere en forventet stigning på 1,5 pct. Der er således tale om initiativer, derforventes at føre til en samlet besparelsesindsats på omkring 4,5 pct. i forhold til 2006.Omkring en fjerdedel af de forventede besparelser skyldes reduceret afbrænding afgas uden nyttiggørelse af gassens energiindhold (flaring) som følge af en omlægning afdriften.Et fokuspunkt i Energistrategi 2050 er, at regeringen vil lave en ny handlingsplan foren mere energieffektiv indvinding af olie og gas i Nordsøen. Den ny handlingsplan skalaftales med olieselskaberne, som foretager indvinding i Nordsøen. Den ny handlings-plan forventes forhandlet medio 2011.lUFTEMISSIonErLuftemissionerne består blandt andet af gasserne CO2og NOx.
600
400
200
0
02DanGormTyra
04
06HaraldHalfdan
08Siri
10*
Syd Arne
*Fra 2006 er opgørelsen baseret påverificerede CO2-udledningsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven
Udledninger af CO2til luften kommer fra afbrænding af gas og dieselolie. Ved produk-tion og transport af olie og gas forbruges betydelige energimængder. Det er desudennødvendigt at afbrænde en del gas, der af sikkerhedsmæssige eller anlægstekniskegrunde ikke kan nyttiggøres (flaring). Flaring sker på alle offshore platforme medbehandlingsanlæg og er nødvendig af sikkerhedshensyn, hvis anlæggene skal tømmesfor gas hurtigt.
36
Miljø og klima
fig. 5.2CO2-udledning fra produktions-anlæg i Nordsøen10 tons CO23
Størrelsen af udledningen fra det enkelte anlæg eller felt afhænger af produktionensstørrelse samt anlægstekniske og naturgivne forhold.Afbrænding af gas uden nyttiggørelse reguleres via undergrundsloven, mens udled-ningen af CO2(inklusive CO2fra flaring) er omfattet af CO2-kvoteloven.Forbrug af brændstofGas som brændstof udgjorde i 2010 knap 85 pct. af det totale gasforbrug offshore. Deresterende godt 15 pct. er flaret. Udviklingen i forbruget af gas til brændstof på dedanske produktionsanlæg kan ses på figur 5.1. Årsagen til den generelle stigning frem til2007 er dels en stigende produktion af olie og gas, dels ældningen af felterne. Årsagentil faldet fra 2008 og frem er primært en effektiviseringsindsats fra operatørernes side.I de senere år er det især de stadigt ældre felter, som påvirker forbruget af brændstof.De naturgivne forhold i de danske felter medfører, at energiforbrug pr. produceret tonolieækvivalent (t.o.e.) stiger, jo længere tid et felt har produceret. Dette skyldes bl.a.,at produktionens vandandel stiger gennem et felts levetid, og at der dermed produ-ceres relativt mindre olie og gas i forhold til den samlede produktion. Med uændredeproduktionsforhold medfører dette et stigende behov for brug af løftegas og eventuelinjektion af vand for at bevare trykket i reservoiret. Begge dele er energikrævende.Udviklingen i udledningen af CO2fra produktionsanlæggene i Nordsøen siden 2001er vist i figur 5.2. Det ses, at den samlede udledning i 2010 udgjorde ca. 1,89 mio. tonsCO2, dvs. det næstlaveste niveau i de seneste 10 år og kun en svag stigning fra 2009.Det fremgår af figur 5.3, at CO2-udledningen fra brændstofforbruget i forhold tilkulbrinteproduktionens størrelse er steget i de seneste 10 år. Stigningen skyldes, atnedgangen i produktionen af olie og gas har været mere markant end reduktionen ibrændstofforbruget, hvorfor CO2-udledningen fra brændstofforbruget set i forholdtil de producerede mængder er steget.Flaring – gasafbrænding uden nyttiggørelseFlaringen er faldet markant fra 2006 til 2010 på alle felterne på nær Siri, hvor særligeomstændigheder har gjort sig gældende (se boks 5.3). Årsagerne hertil kan henføres tilmere stabile driftsforhold på anlæggene, omlægninger af driften og fokus på energi-boks 5.3boks5.1fig. 5.3CO2-udledning fra brændstof-forbrug pr. mio. t.o.e.103tons CO280
2.5002.0001.5001.000500
0
02
04
06
08
10*
Brændstof (gas)Flaring*Fra 2006 er opgørelsen baseret påverificerede CO2-udledningsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-udledning*fradieselforbrug på anlæggene
fig. 5.3CO2-udledning fra brændstof-forbrug pr. mio. t.o.e.103tons CO29070
50
30100
SiriFlaringen på Siri anlægget har siden idriftsættelsen af Nini Øst, som er en del afNini feltet, i slutningen af marts 2010 været markant højere end tidligere. Årsagen60er, at den producerede gas’ egenskaber ikke passer til gaskompressoren på Siri, hvil-ket blev overset i designprocessen. Derved bliver kompressorens kapacitet for lille.40
02
04
06
08
10*
Brændstof*Fra 2006 er opgørelsen baseret påverificerede CO2-udledningsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-udledning*fradieselforbrug på anlæggene
DONG E&P A/S har i august 2010 efter krav fra Energistyrelsen fremsendt enredegørelse for, hvorledes flaringen kan nedbringes. DONG E&P A/S oplyste, at20der var udført flere tiltag for at reducere flaringen fra området. Dele af kompres-soren er udskiftet, produktionen fra Cecilie feltet har været lukket i en periode,0og produktionen fra Nini Øst feltet er reduceret. Derudover arbejdes der på andre03050709*01procesoptimeringer, som kan reducere flaring. I januar 2011 blev kompressorenBrændstofrenoveret, således at kapaciteten forøges.*Fra 2006 er opgørelsen baseret påverificerede CO2-udledningsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-udledning fradieselforbrug på anlæggene
Miljø og klima
37
fig. 5.4Flaringmio. Nm3300
effektivisering. Som det fremgår af figur 5.4, der viser mængden af flaret gas, er deren stor variation i flaring fra år til år. Det store udsving i 2004 skyldtes blandt andetindfasning af nye felter og indkøring af nye anlæg. I 2010 var den samlede afbrændinguden nyttiggørelse 116 mio. Nm�, hvoraf flaringen på Siri udgjorde knap halvdelen.Mængden af flaret gas afhænger bl.a. af det enkelte anlægs opbygning og ikke af denmængde gas eller olie, der bliver produceret.I 2010 udgjorde udledningen fra flaring 0,33 mio. tons CO2ud af en samlet CO2-udledning fra offshoresektoren på 1,89 mio. tons – dvs. 17,5 pct. af den samledeudledning. Hele udledningen er omfattet af CO2-kvotesystemet.
200
100
002DanGormTyra040608SiriSyd Arne10*DagmarHaraldHalfdan
*Fra 2006 er opgørelsen baseret påverificerede CO2-udledningsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven
Udledningen fra flaring har været faldende siden 2004 frem til 2009, men er i 2010steget igen. Hvis Siris andel af flaringen holdes udenfor, ses dog et samlet fald på alleandre felter fra 2009 til 2010. Kulbrinteproduktionen er faldet over de seneste 10 år,og dermed er afbrændingen per produceret t.o.e steget frem til 2007, se figur 5.5. Fra2008 til 2009 er afbrændingen per produceret t.o.e. faldet for at stige igen i 2010. HvisSiri imidlertid holdes uden for opgørelsen, ses et yderligere fald fra knap 12 til 9,6 ktonCO2per mio. t.o.e., hvilket vil sige, at for hovedparten af felterne har reduktionen iflaringen været så stor, at det har mere end opvejet faldet i kulbrinteproduktionen.PÅVIrKnInGEr AF hAVMIlJØETIndvinding af kulbrinter i Danmark foregår i dag offshore, og produktionen samtboringen af brønde medfører udledninger til havet og emissioner til luften. Der skerdesuden efterforskningsaktivitet med f.eks. indsamling af seismiske data, hvor derudsendes trykbølger (støj) i havet. Havmiljøet med marin flora og fauna bliver såledesdirekte udsat for påvirkninger. Energistyrelsen bidrager i samarbejde med en rækkeandre myndigheder og organisationer til at beskytte den marine natur mest muligtgennem regulering af aktiviteterne.Udledninger til havetFra produktion af olie og gas samt ved boring af nye brønde tilføres havet kemikalie-og olierester samt materiale, der følger med op fra undergrunden, gennem kontrol-leret udledning. Desuden forekommer utilsigtede spild, især som følge af svigt i udstyreller materialer.For at mindske miljøpåvirkningerne fra kemikalierester substitueres miljøskadeligekemikalier, hvor det er muligt, med mindre miljøskadelige kemikalier. Vand med resterfra produktionsprocesserne behandles og renses i flere trin før udledning i havet.Udledninger til havet reguleres af havmiljøloven og miljøministerens Offshore-handlingsplan, der bl.a. sætter begrænsninger for udledningen af olie og kemikalier iproduceret vand. Danmark har gennem aftaler i den internationale havmiljøkonven-tion, OSPAR , forpligtet sig til at regulere udledningerne i lighed med de øvrige med-underskrivere af konventionen. OSPAR dækker det nordøstlige Atlanterhav, herunderNordsøen.
fig. 5.5CO2– udledning fra flaringpr. mio. t.o.e.103tons CO230
20
10
00204060810*
Flaring*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-emission*fradieselforbrug på anlæggene
Brøndstrømmene fra undergrunden indeholder en blanding af gas, olie og vand, somadskilles i procesanlæg på platformene. Mens gas og olie repræsenterer værdi, ervandet et besværligt restprodukt. Da det naturlige tryk i bunden af brøndene medtiden aftager, er det nødvendigt i de danske felter at pumpe vand ned i undergrundenfra platformene for at opretholde trykket. Dette øger gradvist mængden af vand i
38
Miljø og klima
produktionsbrøndene, således at der i dag “produceres” ca. tre gange så meget vandsom olie. Da vandmængden, der pumpes ned som trykstøtte, overvejende er behand-let havvand, arbejdes der ihærdigt på at erstatte havvand med behandlet produceretvand, således at mængden af restprodukter, som udledes til havet med produceretvand, kan reduceres yderligere.En af udfordringerne ved at reinjicere produceret vand i de kalkstensreservoirer, somudgør størstedelen af de danske oliefelter, er at opnå en tilstrækkelig rensning af van-det for at undgå reduktion af reservoirets ydeevne og forøget slid på udstyr.Efterforskningsaktiviteter og naturbeskyttelseEfterforskningsaktiviteter, så som forundersøgelser (f.eks. seismiske undersøgelser)og efterforskningsboringer, vil almindeligvis ikke kræve en VVM redegørelse.Når der ansøges om et projekt til f.eks. en efterforskningsboring eller en seismiskundersøgelse, skal ansøger indsende de nødvendige oplysninger om projektet iforhold til projektets påvirkning på internationale beskyttelsesområder, for atEnergistyrelsen kan afgøre, om der skal foreligge en konsekvensvurdering.Projekter, der må antages at påvirke et internationalt naturbeskyttelsesområde, kander kun gives tilladelse til, hvis der foreligger en konsekvensvurdering, som viser, atprojektet ikke ødelægger beskyttelsesområdets udpegningsgrundlag. Energistyrelsenbeslutter, om der skal indsendes en konsekvensvurdering sammen med ansøgning omtilladelse til projektet. Ansøgere skal tage højde for, at der kan gå længere tid, indenen tilladelse kan gives, hvis Energistyrelsen når frem til, at der skal udarbejdes en kon-sekvensvurdering for projektet.I forbindelse med en tilladelse eller en godkendelse kan der være knyttet vilkår meddet formål at beskytte natur, miljø og kulturarv. Sådanne vilkår kan medføre begræns-ninger for projektet, f.eks. kan der i nogle områder være tidsmæssige begrænsningerfor, hvornår støjende aktiviteter kan udføres. Et sådant vilkår skal sikre, at f.eks.hvaler, som er beskyttet af EU’s habitatdirektiv, ikke bliver forstyrret i perioder, hvorarten er særligt følsom overfor forstyrrelser, som f.eks. i parrings- og yngletiden.Som nævnt ovenfor hører hvaler til de arter, der er beskyttet af EU’s habitatdirektiv.Det betyder, at de ikke må forstyrres i deres naturlige udbredelsesområde i forbin-delse med udførelsen af projekter herunder efterforskningsaktiviteter. Et projekt kanikke tillades, hvis projektet forstyrrer arten. I ansøgninger om efterforskningsaktivi-teter skal der være tilstrækkelige oplysninger til, at Energistyrelsen kan vurdere omarter, der er beskyttet af EU’s habitatdirektiv, bliver forstyrret under udførelsen afaktiviteten.Et standardvilkår i forbindelse med en godkendelse eller tilladelse er, at selskaberneskal anvende en såkaldt soft start-procedure, når en støjende aktivitet skal udføres.Soft start-proceduren går ud på, at lydniveauet fra lydkilden langsomt øges til detoperationelle niveau. Hvis der observeres havpattedyr i en afstand mindre end 200meter fra lydkilden, skal soft start-proceduren udsættes. Soft start-proceduren skaludføres efter et sæt ”Best practice” retningslinjer, der er udarbejdet af DanmarksMiljøundersøgelser (DMU).Vilkårene, der stilles i forbindelse med godkendelse af aktiviteter på havet, er blandtandet baseret på de nyeste data og oplysninger om tilstedeværelsen af og adfærden
Dan B platformen.
Miljø og klima
39
hos de havpattedyr, der lever i det danske offshoreområde. Energistyrelsen revurdererog opdaterer løbende vilkårene, når der kommer ny viden om emnet for at sikre, athabitatdirektivets krav om en streng beskyttelse af havpattedyr bliver overholdt.Energistyrelsen modtog i slutningen af 2009 en delvis afrapportering med de fore-løbige resultater fra to overvågningsprogrammer af blandt andet marsvins adfærd ogudbredelse i den vestlige del af Nordsøen fra Mærsk Olie og Gas A/S. Mærsk Olieog Gas A/S fik udført overvågningsprogrammerne som en del af selskabets forplig-telser i forbindelse med deres olie- og gas aktiviteter. På baggrund af rapporternesresultater igangsatte Energistyrelsen et arbejde, hvor DMU og Naturstyrelsen blevhørt. Arbejdet skulle afklare, om der skulle yderligere tiltag til for at sikre den bedstebeskyttelse af havpattedyr. På baggrund af dette arbejde har Energistyrelsen vurderet,at der er et behov for at indsamle flere data om bl.a. marsvins periodemæssige udbre-delse i den vestlige del af den danske del af Nordsøen. Overvågningsprogrammetforventes igangsat i løbet af 2011.Tyra Øst platformen.
havstrategidirektivetHavstrategidirektivet (direktiv 2008/56/EF om fastlæggelse af en ramme for Fælles-skabets havmiljøpolitiske foranstaltninger) indeholder en fælles køreplan formedlemsstaterne til at sikre en god miljøtilstand i havmiljøet senest i år 2020. Hav-strategidirektivet pålægger den enkelte medlemsstat at udarbejde og gennemførehavstrategier for sine havområder. Som led heri skal der udarbejdes basisanalysermed beskrivelse af tilstand og påvirkninger af de enkelte havområder, fastlægges målfor natur- og miljøtilstand med tilhørende indikatorer samt udarbejdes indsats- ogovervågningsprogrammer for at fastholde eller opnå god miljøtilstand for havet.Formålet med havstrategierne er at beskytte, bevare og forebygge forringelse afhavmiljøet og så vidt muligt genoprette marine økosystemer i områder, hvor der alle-rede er sket en negativ påvirkning. Samtidig skal forureningen af havmiljøet og densskadevirkninger reduceres og forebygges. Ved at anvende en økosystembaseret tilgangtil forvaltning af menneskelige aktiviteter skal det sikres, at det samlede pres fra disseaktiviteter holdes inden for niveauer, der er forenelige med opnåelsen af god miljøtil-stand, og at de marine økosystemer bevarer evnen til at håndtere de menneskeskabteforandringer, de bliver udsat for.I Danmark er direktivet gennemført ved havstrategiloven (lov nr. 522 af 26. maj 2010om havstrategi), der trådte i kraft den 25. juli 2010.Naturstyrelsen under Miljøministeriet har igangsat en række aktiviteter som led iudarbejdelsen af basisanalyser af de danske havområder, beskrivelser af god miljøtil-stand samt forslag til miljømål, der alle skal foreligge senest den 15. juli 2012. Energi-styrelsen følger arbejdet i en myndighedsgruppe, der er etableret i forbindelse hermed.En samlet maritim strategiRegeringen udsendte i juli 2010 “En samlet maritim strategi”. Strategien giver etsamlet billede af de politikker, der findes for det maritime område i Danmark, samt etoverblik over de initiativer og konkrete tiltag, der allerede eksisterer eller påtænkesigangsat. Hensigten er gennem en integreret indsats at skabe gode erhvervsmæssigeudviklingsmuligheder for de maritime erhverv. Strategien omfatter maritime erhverv ibred forstand, herunder også olie- og gasindvinding eller anden anvendelse af under-grunden på dansk havområde.
40
Miljø og klima
I strategien er indsatsen rettet mod fem overordnede mål:1. Gode udviklingsmuligheder for de maritime erhverv2. Mindsket udledning af drivhusgasser og reduktion af luftforurening3. Beskyttelse af havmiljøet og kystzonen4. Øget sikkerhed til søs5. Koordination af indsatsen på det maritime områdeStrategien er en opfølgning på EU’s Integrerede Maritime Politik, som blandt andethar peget på en integreret tilgang til havpolitikken og nytten af en styrket koordina-tion i medlemslandene af deres maritime indsats.Energistyrelsen er ansvarlig myndighed for visse af tiltagene i strategien, bl.a.
•på sigt at arbejde for at opnå en gensidig anerkendelse af flere offshore uddannelserblandt landene omkring Nordsøen,•at arbejde for, at indvinding af olie og gas gennemføres energimæssigt effektiv, jf.Handlingsplanen for en mere energieffektiv indvinding af olie og gas i Nordsøen2009-2011,•at tilstræbe, at de danske olie- og gasreserver udnyttes bedst muligt på en sikkermåde med respekt for miljøet og gennem forbedrede indvindingsmetoder,•at følge med i den internationale udvikling vedrørende deponering af CO2i under-grunden og i lyset heraf overveje eventuelle danske tiltag på området.“En samlet maritim strategi” kan findes på Økonomi- og Erhvervsministeriets hjemme-side, http://www.oem.dk/publikationer/2010/en-samlet-maritim-strategi.rEdEGØrElSEr oM VUrdErInG AF VIrKnInGErnE PÅ MIlJØET (VVM)regulering – ny bekendtgørelseDen 15. april 2010 blev den hidtidige VVM-bekendtgørelse afløst af bekendtgørelsenr. 359 af 25. marts 2010 om VVM, konsekvensvurdering vedrørende internationalebeskyttelsesområder samt beskyttelse af visse arter ved projekter om kulbrinte-indvinding, rørledninger, m.v. på søterritoriet og kontinentalsoklen.Den nye VVM-bekendtgørelse viderefører med enkelte præciseringer de hidtidigeregler om udarbejdelse af en vurdering af virkningerne på miljøet (en såkaldt VVM-redegørelse) ved større udbygningsprojekter til indvinding af kulbrinter eller vedetablering af større rørledninger på dansk havområde.I bekendtgørelsen er der nu medtaget nærmere regler om udarbejdelsen af konse-kvensvurdering for projekter på havområdet omfattet af undergrundsloven ellerkontinentalsokkelloven, hvis projekterne må antages at kunne påvirke Natura2000-områder væsentligt.Endelig er der i VVM-bekendtgørelsen medtaget nye regler om beskyttelse af vissedyrearter, der er omfattet af en streng beskyttelse efter habitatdirektivet, i forbindelsemed projekter på dansk havområde omfattet af undergrundsloven og kontinental-sokkelloven. Det drejer sig aktuelt om beskyttelse af oddere, alle arter af hvaler,herunder marsvin, samt fiskearten snæbel.
Flaretårn på Syd Arne platformen.
Miljø og klima
41
6
rESSoUrCErEnergistyrelsen foretager hvert år en opgørelse af de danske olie- og gasressourcer.Energistyrelsen benytter et klassifikationssystem for kulbrinter til at opgøre Danmarksolie- og gasressourcer. Ressourceopgørelsen anvendes som grundlag for prognoserfor olie- og gasproduktionen, der blandt andet kan bruges til at give et skøn over defremtidige indtægter til staten. Formålet med klassifikationssystemet er at opgøreressourcerne på en systematisk måde. En beskrivelse af klassifikationssystemet findespå Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.rESSoUrCEoPGØrElSEn 2011De producerede mængder og de danske ressourcer, opgjort efter Energistyrelsensklassifikationssystem, fremgår af tabel 6.1. For gas er angivet to mængder: nettogas,der er produktion fratrukket gas, der reinjiceres, og salgsgas, der er produktion fra-trukket reinjiceret gas samt forbrug af gas til brændstof og flaring (gasafbrændinguden nyttevirkning). I Energistyrelsens opgørelse bruges salgsgasmængden, mens deri ældre opgørelser er brugt nettogasmængden. For at muliggøre sammenligning medEnergistyrelsens ældre opgørelser er nettogasmængden angivet her.
tabel 6.1Producerede mængder og ressourcer, opgjort pr. 1. januar 2011
ProduktionReserverBetingede ressourcerTeknologiske ressourcerEfterforskningsressourcer
olie (mio. m�)3611434210045
nettogas (mia. Nm�)1646635
Salgsgas (mia. Nm�)14652311530
En mere detaljeret opgørelse af producerede mængder, reserver og betingede ressour-cer fremgår af bilag B.Der blev i 2010 produceret 14,2 mio. m� olie og 7,9 mia. Nm� nettogas eller 7,1 mia.Nm� salgsgas.En sammenligning af sidste års olieressourcer med den nuværende opgørelse er visti figur 6.1. Summen af reserver og betingede ressourcer på 194 mio. m� olie i 2010skal sammenlignes med summen af reserver og betingede ressourcer på 185 mio. m�i 2011. Produktionen i 2010 var 14,2 mio. m� olie, og vurderingen af den fremtidigeindvinding er opskrevet med 5 mio. m� således, at forskellen mellem opgørelserne er9 mio. m� olie. Opskrivningen af den fremtidige indvinding skyldes hovedsagelig nyeudbygningsmuligheder.Skønnet for øget indvinding af olie ved hjælp af ny teknologi, benævnt teknologiskeressourcer, er reduceret med 10 mio. m� i forhold til sidste års opgørelse. De teknolo-giske ressourcer forudsættes at udgøre 5 pct. af de samlede tilstedeværende mængder,og reduktionen skyldes en nedskrivning af de samlede tilstedeværende mængder.Efterforskningsressourcerne for olie er vurderet til 45 mio. m�, og skønnet er uændreti forhold til sidste års opgørelse.
42
Ressourcer
fig. 6.1Olieproduktion og olieressourcerEfterforskningsressourcer45 mio. m� olieTeknologiskeressourcer110 mio. m� olieTeknologiskeressourcer100 mio. m� olieBetingede ressourcer48 mio. m� olieBetingede ressourcer42 mio. m� olieEfterforskningsressourcer45 mio. m� olie
Produktion347 mio. m� olie
Reserver146 mio. m� olie
Produktion361 mio. m� olie
Reserver143 mio. m� olie
1972
1. januar 2010
1972
1. januar 2011
For opgørelsen af nettogas skal summen af reserver og betingede ressourcer på 101mia. Nm� i 2011 sammenlignes med summen af reserver og betingede ressourcer på105 mia. Nm� i 2010. Produktionen i 2010 var 7,9 mia. Nm� gas, og vurderingen afden fremtidige indvinding er opskrevet med 4 mia. Nm� således, at forskellen mellemopgørelserne er 4 mia. Nm� gas. Opskrivningen af den fremtidige indvinding skyldeshovedsagelig en forøgelse af reserverne på Tyra feltet.Ved estimeringen af forbruget til brændstof og afbrænding er det forudsat, at hoved-parten af procesanlæggene, eksempelvis Tyra anlægget, forventes at producere i heleprognoseperioden. Det samlede forbrug til brændstof og afbrænding for klassernereserver og betingede ressourcer er estimeret til 18 mia. Nm� gas.Skønnet for indvinding af gas ved hjælp af ny teknologi udgør 15 mia. Nm� og eruændret i forhold til sidste års opgørelse.Efterforskningsressourcerne for gas er vurderet til 30 mia. Nm� gas, og skønnet er ikkeændret i forhold til sidste års opgørelse.Ressourceopgørelsen er grundlaget for udarbejdelse af Energistyrelsens produktions-prognoser for olie og gas.ProdUKTIonSProGnoSEr ForÅr 2011Energistyrelsen udarbejder prognoser for den forventede danske olie- og gasproduk-tion både på kort og lang sigt.Udgangspunktet for Energistyrelsens prognoser er et forventet forløb således, at det iprincippet er lige så sandsynligt, at prognosen viser sig at være optimistisk, som det ersandsynligt, at den viser sig at være pessimistisk.
Ressourcer
43
fig. 6.2Sammenhæng mellem Energi-fig. 6.2styrelsens ressourceopgørelsefig. 6.2og produktionsprognoseRessource-opgørelse*Prognose*
Produktionsprognoserne tager udgangspunkt i de opgjorte ressourcer. Opgørelsenbliver justeret ved, at der for de betingede ressourcer skønnes en sandsynlighed for, atudbygningsprojekterne for de opgjorte ressourcer gennemføres. Se figur 6.2.For olie medfører risikovurderingen, at forskellen mellem de betingede ressourcer og derisikovejede betingede ressourcer er knap 25 mio. m� olie. Godt 10 mio. m� olie stam-mer fra ressourcer i fund, som ikke indgår i en efterforskningstilladelse, mens resten eren reduktion som følge af sandsynlighedsvægtningen af udbygningsprojekterne.For gas medfører risikovurderingen, at forskellen mellem de betingede ressourcer ogde risikovejede betingede ressourcer er godt 15 mia. m� gas. Omkring 10 mia. Nm� gaser fra ressourcer i fund, som ikke indgår i en efterforskningstilladelse, mens resten afreduktionen er en følge af sandsynlighedsvægtningen af udbygningsprojekterne.Energistyrelsens prognoser for produktion af olie og gas samt for de investeringer ogdriftsomkostninger, der knytter sig til produktionen, anvendes bl.a. til beregning afstatens forventede indtægter fra olie- og gasindvindingen.Endvidere anvendes prognoserne for olie- og gasproduktionen sammen med Energi-styrelsens forbrugsprognoser til at vurdere, om Danmark er nettoimportør eller -eks-portør af olie og gas. Danmark er nettoeksportør, når energiproduktionen overstigerenergiforbruget i en samlet energiopgørelse.For at belyse mulighederne for at forlænge Danmarks periode som nettoeksportør afolie og gas ved anvendelse af ny teknologi og gennem nye fund som følge af efter-forskningsaktiviteterne er der foretaget en vurdering for de samlede ressourcer.Prognosen baseret på de samlede ressourcer betegnes det mulige forløb.Det forventede forløb er grundlag for udarbejdelse af Energistyrelsens såkaldte 5–års-prognose.5-års-prognoseEnergistyrelsen udarbejder en 5-års-prognose for produktion af olie og gas til brug forFinansministeriets fremskrivninger af statens indtægter. 5-års-prognosen offentlig-gøres i Energistyrelsens rapport “Danmarks olie- og gasproduktion – og udnyttelse afundergrunden”. Prognosen revideres desuden hvert efterår.OlieFor 2011 forventes olieproduktionen at blive 12,6 mio. m� svarende til ca. 217.000tønder olie pr. dag, se tabel 6.2. Det er en nedgang på 11 pct. i forhold til 2010, hvorolieproduktionen var 14,2 mio. m�. I forhold til sidste års skøn for 2011 er det ennedskrivning på 2 pct.For 5-års-perioden, altså fra 2011 til 2015 forventes olieproduktionen at aftage. I for-hold til sidste års prognose er der foretaget mindre revisioner for perioden 2011 til2014, mens der for 2015 er foretaget en betydelig nedskrivning på 16 pct., som hoved-sagelig skyldes en udsættelse af det forventede tidspunkt for idriftsættelse af Hejrefeltet. En mere detaljeret prognose findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.SalgsgasProduktionen af salgsgas forventes i 2011 at blive 4,8 mia. Nm�, se tabel 6.2. I forholdtil sidste års prognose for 2011 er det en nedskrivning på 9 pct., som hovedsagelig
Reserver
Reserver
Forventet forløb
Betingederessourcer
Risiko-vurde-ring
Risikovejedebetingederessourcer
Muligt forløb
Teknologiskeressourcer
Teknologiskeressourcer
Efter-forsknings-ressourcer
Efter-forsknings-ressourcer
* Ressourceopgørelsen og prognosener vist med farvekoden for olie
44
Ressourcer
skyldes en større nedlukningsperiode til vedligeholdelse på Tyra feltet end tidligereforudsat.I forhold til sidste års skøn er der for 2015 foretaget en markant nedskrivning på 18pct., der som nævnt for olien hovedsagelig skyldes en udsættelse af det forventedetidspunkt for idriftsættelse af Hejre feltet.
tabel 6.2Forventet forløb for produktion af olie og salgsgas
Olie, mio. m�Salgsgas, mia. Nm�
2011 12,64,8
2012 11,64,3
2013 10,93,8
2014 9,54,2
2015 9,34,5
nettoeksport/nettoimport i de kommende 20 årEnergistyrelsen udarbejder årligt en 20-års-prognose baseret på det forventede forløbfor produktion af henholdsvis olie og salgsgas.En prognose, som dækker en periode på 20 år, er mest pålidelig først i perioden, ogdet ligger i prognosens metodik, at produktionen falder efter en kort årrække. Detskyldes, at alle kommercielle udbygninger gennemføres hurtigst muligt. Der findesderfor ikke planlagte udbygninger i slutningen af prognoseperioden, selvom det måformodes, at der også vil blive foretaget udbygninger på dette tidspunkt, hvis selska-berne vurderer, at udbygningerne er kommercielle.Det forventede forløb for olie er generelt aftagende, se figur 6.3. Dog forventes enstigende produktion i 2016 som følge af udbygning af nye felter og videreudbygningaf en række eksisterende felter. Produktionen forventes om godt 10 år at udgøreomkring halvdelen af produktionen i 2011.Forbrugsprognosen fra “Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2011” er vist påfigur 6.3. Basisfremskrivningen repræsenterer et forløb, hvor det antages, at der ikkeimplementeres virkemidler udover de, der allerede i dag er vedtaget med politisk fler-tal. Basisfremskrivningen er derfor ikke en prognose for det fremtidige energiforbrug,men en beskrivelse af den udvikling, som under en række forudsætninger om tekno-logisk udvikling, priser, økonomisk udvikling mv. kan forekomme i perioden frem til2030, hvis det antages, at der ikke gennemføres nye initiativer eller virkemidler.fig. 6.3Forventet forløb, oliemio. m�202019
Med disse forudsætninger for produktion og forbrug forventes Danmark at værenettoeksportør af olie til og med 2019. Det skal dog bemærkes, at der i 2014 og 2015ikke forventes at være markant forskel på størrelsen af produktionen og forbruget.En forudsætning for produktion af salgsgas er i modsætning til olie, der fra Nordsøenoftest afsættes som enkelte skibslaster til den gældende markedspris, at der er indgåetkontrakter om levering. Kontrakterne kan være langtidskontrakter eller “spot”-kon-trakter til levering i en meget kort periode.
10
02011
2016
2021
2026
2031
Forventet forløbForbrug
Siden salget af gas begyndte i 1984, er leverancerne af gas fra A. P. Møller – Mærsk’sEneretsbevilling primært sket i henhold til langtidskontrakter for gassalg indgåetmellem DUC-selskaberne og DONG Naturgas A/S. Det nuværende aftalekompleksomfatter ikke et fast, samlet volumen, men en årlig mængde, der leveres så længe, det
Ressourcer
45
fig. 6.4Forventet forløb, salgsgasmia. Nm�10
er teknisk og økonomisk forsvarligt for DUC at opretholde produktionen på detteniveau.I 1997 blev der endvidere indgået aftale om køb af gassen fra Syd Arne feltet mellemHess Denmark ApS-gruppen og DONG Naturgas A/S, og i 1998 blev der indgået kon-trakt med DONG Naturgas A/S om leverance af DONG-gruppens andel af gassen fraLulita feltet.Endvidere er der gasproduktion som følge af eksportkontrakter gennem rørledningenfra Tyra Vest via NOGAT-rørledningen til Nederlandene.Alle de ovennævnte bidrag er medtaget i produktionsprognosen for salgsgas. Produk-tionsprognosen for det forventede forløb for gas er vist på figur 6.4. Forløbet afprognosen er generelt aftagende i lighed med olien. Dog forventes produktionen atstige i 2015 og 2016 som følge af udbygning af nye felter og videreudbygning af enrække eksisterende felter. Prognosen angiver de mængder, som det forventes at væreteknisk muligt at producere. Den faktiske produktion afhænger imidlertid, som nævnt,af salget på grundlag af de nuværende og fremtidige gassalgskontrakter.Brændstofforbruget i forbindelse med produktionen skal ifølge internationale for-ordninger medregnes i opgørelsen af energiforbruget, men er her fratrukket forbru-get således, at forbruget kan sammenlignes med produktionen. Danmark forventesat være nettoeksportør af salgsgas til og med 2021 med det forventede forløb somgrundlag, se figur 6.4. Det skal dog bemærkes, at der i 2013 ikke forventes at væremarkant forskel på størrelsen af produktionen og forbruget.Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforsknings-aktiviteterne forventes dog at bidrage med yderligere produktion og dermed forlængeDanmarks periode som nettoeksportør af olie og salgsgas.nettoeksport/nettoimport baseret på de samlede ressourcerEn prognose, baseret på de samlede ressourcer, kan opdeles i bidragene:Forventet forløb, teknologiske ressourcer og efterforskningsressourcer.Det skal understreges, at skøn for størrelsen af både de teknologiske ressourcer ogefterforskningsressourcerne er behæftet med stor usikkerhed.Energistyrelsens skøn for de teknologiske ressourcer for olie forudsætter en forøgelseaf den gennemsnitlige indvindingsgrad på de danske felter og fund med 5 pct. point.Den gennemsnitlige indvindingsgrad er de samlede indvindelige oliemængder i for-hold til de samlede oprindeligt tilstedeværende mængder i undergrunden.Baseret på de opgjorte reserver og risikovejede betingede ressourcer er den gennem-snitlige forventede indvindingsgrad for olie 26 pct.Antagelsen om, at det er muligt at forøge den gennemsnitlige indvindingsgrad forolie med fem pct. point, er baseret på en vurdering af den historiske udvikling. Dengennemsnitlige indvindingsgrad steg således med ni pct. point i perioden 1990 til2000. Der har ikke siden 2000 været nogen signifikant forøgelse af indvindingsgraden.Det er imidlertid meget vanskeligt at forudse, hvilke nye teknologier der fremover vilbidrage til produktionen og at estimere, hvor meget disse teknologier vil bidrage med.
5
2021
02011
2016
2021
2026
2031
Forventet forløbForbrug
46
Ressourcer
Hovedparten af teknologibidraget på fem pct. forventes opnået ved ibrugtagningaf ny teknologi til CO2-injektion i de store producerende felter med vandinjektion,mens resten er mindre bidrag fra andre teknologiske tiltag. Det er forudsat, at CO2-injektion vil bidrage til produktionen fra perioden 2020-25, mens bidragene til pro-duktionen fra de øvrige tiltag vil være fordelt ud over prognoseperioden fra 2016.En analyse – igangsat af Mærsk Olie og Gas A/S, Nordsøfonden og Energistyrelsen –foretaget af det anerkendte University of Texas i Austin demonstrerer, at den bedstemulighed for substantielt at øge olieproduktionen fra de største danske felter er atinjicere CO2i felterne. Analysen findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.Indvindingsgraden for de store producerende felter med vandinjektion forventes atblive 33 pct. De oprindeligt tilstedeværende oliemængder i disse felter udgør godthalvdelen af de samlede oprindeligt tilstedeværende mængder i undergrunden. Derforforudsætter de teknologiske ressourcer en forøgelse af den gennemsnitlige indvin-dingsgrad på omkring 9 pct. point for disse felter. Med de forudsatte teknologiske res-sourcer forventes der opnået en gennemsnitlig indvindingsgrad for de store oliefelterpå 42 pct.Nye teknologier skal implementeres, mens felterne producerer, da det oftest ikke vilvære økonomisk rentabelt at indføre de nye teknologier, når et felt først er lukket.Dette indebærer, at der er et begrænset tidsrum til at udvikle og indføre nye tekno-logier.Energistyrelsens skøn for efterforskningsressourcerne tager udgangspunkt i de i dagkendte efterforskningsprospekter, som forventes anboret. Desuden indgår vurderingeraf hvilke yderligere prospekter, der kan forventes påvist senere i prognoseperioden.Prognosen for olieproduktion opdelt i de tre nævnte bidrag, det forventede forløb, deteknologiske ressourcer og efterforskningsressourcerne, er vist på figur 6.5 sammenmed forbrugsprognosen fra “Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2011”.
fig 6.5Produktion og muligt forløb, oliemio. m�30
20
2019
10
019751985ProduktionTeknologiske ressourcer
1995
2005
2015
2025
2035
Forventet forløbEfterforskningsressourcer
Forbrug
Ressourcer
47
Det ses af figuren, at Danmark forventes at være nettoeksportør af olie i 9 år til ogmed 2019 baseret på det forventede forløb. Perioden med Danmark som nettoeks-portør er forholdsvis sikkert bestemt for det forventede forløb, idet produktionenfor bidraget kendes med betydelig sikkerhed og forventes at aftage markant, mensforbruget forventes at være nogenlunde konstant.Prognosen for olieproduktionen inklusiv teknologiske ressourcer og efterforsknings-ressourcer har et varierende forløb fra 2016 til omkring 2035, hvorefter skønnet forproduktionen forventes at falde. Hvis de teknologiske ressourcer og efterforsknings-ressourcerne medregnes, vil de bidrage markant til at mindske Danmarks nettoimportaf olie fra omkring 2025 til omkring 2035.Prognosen for produktion af salgsgas, opdelt i det forventede forløb, teknologiskeressourcer og efterforskningsressourcer, er vist på figur 6.6. Endvidere er forbrugs-prognosen fra “Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2011” vist. Af figuren ses, atDanmark forventes at være nettoeksportør af salgsgas i 11 år til og med 2021 baseretpå det forventede forløb.
fig 6.6Produktion og muligt forløb, salgsgasmia. Nm�15
102021
5
019751985ProduktionTeknologiske ressourcer1995200520152025Forbrug2035
Forventet forløbEfterforskningsressourcer
For salgsgas forventes ikke noget markant bidrag fra teknologiske ressourcer for deproducerende felter, da der allerede med dagens teknologi opnås en væsentlig højereindvindingsgrad end for olie. Der er dog medtaget et bidrag som følge af mulighedenfor udvikling af ny brøndteknologi.Hvis de teknologiske ressourcer og efterforskningsressourcerne medregnes, skønnesDanmark at være nettoeksportør af naturgas i godt 20 år regnet fra 2011.
48
Ressourcer
7
ØKonoMIOlie- og gasproduktionen fra Nordsøen påvirker samfundsøkonomien via statensskatteindtægter, effekterne på handels- og betalingsbalancen samt via overskuddet fraolie- og gassektorens aktører og ikke mindst som arbejdsplads for mange mennesker.Indvindingen af kulbrinter har sammen med bl.a. energibesparelser og udnyttelsen afvedvarende energi siden 1997 bidraget afgørende til, at Danmark som eneste EU-lander nettoeksportør af energi.VÆrdIEn AF olIE- oG GASProdUKTIonEnVærdien af olie- og gasproduktionen bestemmes af tre faktorer: produktionens stør-relse, den internationale råoliepris samt dollarkursen.Den gennemsnitlige oliepris i 2010 var ved Brent-noteringen 79,5 US$ pr. tønde mod61,6 US$ pr. tønde i 2009. Det er en stigning på knap 30 pct. i forhold til 2009.Udviklingen i olieprisen i 2010 ses af figur 7.1. Året har været præget af en forholdsvisstabil oliepris omkring 75 US$ pr. tønde med en stigende tendens i slutningen af året.Af figur 7.1 ses, at forholdet mellem € og US$ har været forholdsvist stabilt i 2010.Olieprisens udvikling fra 1972 til 2010 er vist i figur 7.2.Dollarkursen var i 2010 på 5,6 kr. pr. US$. Det er en stigning på knap 4 pct. i forhold til2009, hvor den gennemsnitlige dollarkurs var 5,4 kr. pr. US$.Den svagt stigende dollarkurs og markant højere oliepris i US$ i forhold til gennem-snitsprisen i 2009 bevirkede, at olieprisen målt i danske kroner steg med knap 37 pct.fra 2009 til 2010. Den gennemsnitlige pris for en tønde Brent-olie var på 446,7 danskekroner i 2010 mod 326,1 i 2009.Produktionsværdien fordeler sig ifølge de foreløbige skøn for 2010 med ca. 40,4 mia.kr. på olieproduktion og 10,6 mia. kr. på gasproduktion.
fig 7.1Oliepriser, 2010, US$ og EURVærdi100
9080706050403020100janfebmaraprmajjunjulaugsepoktnovdec
US$ pr. td.Euro pr. td.
Økonomi
49
fig 7.2Olieprisens udvikling 1972-2010, US$ pr. td.US$pr. td.120
100
80
60
40
20
072768084889296000408
Løbende priser2010-priser
Den samlede værdi af den danske olie- og gasproduktion i 2010 skønnes til 51 mia.kr., hvilket er en stigning på knap 18 pct. i forhold til året før. Stigningen i produk-tionsværdien skyldes, at den højere oliepris og valutakurs mere end opvejer faldet iproduktion.Olieproduktionens fordeling på de ti producerende selskaber i Danmark i 2010 kan sesi figur 3.2 i kapitel 3:Produktion og udbygning.Energistyrelsen udarbejder på baggrund af reserveopgørelsen en produktionsprognosefor den fremtidige udvikling i produktionen, se Kapitel 6:Ressourcer.I bilag C findes en detaljeret oversigt over økonomiske nøgletal fra 1972 til 2010.ProdUKTIonEnS BETYdnInG For dAnSK ØKonoMIOlie- og gasproduktionen bidrager til, at Danmark er nettoeksportør af energi. Denneeksport har en positiv effekt på handelsbalancen og på betalingsbalancens løbendeposter.handelsbalancen for olie og naturgasUdviklingen i Danmarks handel med udlandet inden for olie og gas ses af figur 7.3.Danmark har siden 1995 haft overskud på handelen med udlandet.I 2010 var overskuddet på 15,1 mia. kr., hvilket er på niveau med 2009 men et stykkefra rekordårene 2005 til 2008.BetalingsbalanceeffektenPå baggrund af egne prognoser for produktion, investeringer, drifts- og transportom-kostninger udarbejder Energistyrelsen et skøn for olie- og gasaktiviteternes effekt påbetalingsbalancens løbende poster i de kommende fem år. Beregningerne sker på bag-grund af en række antagelser om importindholdet, renteudgifter samt selskabernesoverskud for kulbrinteaktiviteterne.
50
Økonomi
fig 7.3Handelsbalance for olie og naturgas 1972-2010, løbende prisermia. kr.403020100-10-20-30
72
80
90
00
10
Energistyrelsens 5-års-prognose er i år udarbejdet med tre forløb af olieprisen. De treforløb beregnes med en oliepris på henholdsvis 70, 110 og 150 US$ pr. tønde og meden dollarskurs på 5,38 kr. pr. US$ for årene 2011-2013. For årene 2014 og 2015 regnesmed en dollarkurs på henholdsvis 5,54 og 5,70 kr. pr. US$. En pris på 110 US$ pr.tønde svarer til IEA’s langsigtede forventning til olieprisen i “New policies scenariet”(2009-priser).Formålet med at beregne tre forløb er at illustrere betalingsbalanceeffektens følsom-hed overfor ændringer i olieprisen. Det er således kun olieprisen, som ændres i de treforløb. Beregningerne indeholder ingen dynamiske eller afledte effekter.Værdien af de forskellige poster i beregningen af olie- og gasaktiviteternes effekt påbetalingsbalancen for prisforløbet på 110 US$ pr. tønde er vist i tabel 7.1. Nederst itabellen vises endvidere den beregnede effekt på betalingsbalancens løbende posterfor prisforløb på henholdsvis 70 US$ og 150 US$ pr. tønde.Ved en oliepris på 110 US$ pr. tønde skønnes olie- og gasaktiviteternes effekt påbetalingsbalancens løbende poster at ligge på cirka 29 til 39 mia. kr. pr. år i perioden2011-2015. Det fremgår endvidere, at en højere oliepris betyder en større effekt ogomvendt.
tabel 7.1Olie- og gasaktiviteternes betalingsbalanceeffekt, mia. kr., 2010-priser,prisforløb 110 US$/td.
Samf. økonomiskproduktionsværdiImportindholdVare- og tjenestebalancenRenter og udbytterBetalingsbal. løbende posterBetalingsbal. løbende poster,prisforløb 70 US$/td.Betalingsbal. løbende poster,prisforløb 150 US$/td.
2011 5545012392651
2012 5054511342346
2013 4764110322142
2014 435389292039
2015 446389292039
Note: baseret på Energistyrelsens 5-års-produktionsprognose
Økonomi
51
fig 7.4Fordeling af statens indtægter i 2010
31 pct.32 pct.
Statens indtægterStaten modtager indtægter fra indvindingen af olie og naturgas i Nordsøen viadirekte indtægter fra forskellige skatter og afgifter: selskabsskat, kulbrinteskat,produktionsafgift, olierørledningsafgift, dispensationsafgift og overskudsdeling. PåEnergistyrelsens hjemmeside www.ens.dk beskrives indtægtskilderne nærmere.Udover de direkte indtægter fra skatter og afgifter har staten indirekte indtægter fraNordsøen gennem sin aktiepost i Dong Energy. Det skyldes, at datterselskabet DONGE&P A/S deltager i dele af olie- og gasaktiviteterne, og herigennem opnår staten indi-rekte en indtægt. Endvidere vil staten på sigt opnå en indtægt gennem Nordsøfonden.En uddybende forklaring af grundlaget for statens indtægter fra skatter og afgifter påindvindingen af olie og gas kan findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk ogi bilag D.Overskudsdeling udgør med en andel på cirka 32 pct. den væsentligste indtægtskildefor staten. Fordelingen af statens skatteindtægter i 2010 er vist i figur 7.4.Statens samlede indtægter fra indvindingen af kulbrinter i Nordsøen beløber sig iperioden 1963-2010 til 287 mia. kr. i 2010-priser. Figur 7.5 viser udviklingen i statensindtægter fra 1972-2010. Den akkumulerede produktionsværdi var i perioden 752 mia.kr., mens den akkumulerede værdi af rettighedshavernes udgifter til efterforskning,udbygning og drift var 280 mia. kr. (2010-priser).
0 pct.
8 pct.
29 pct.SelskabsskatRørledningsafgift (inkl.dispensationsafgift)OverskudsdelingProduktionsafgiftKulbrinteskat
fig 7.5Udvikling i statens samlede indtægter ved olie- og gasindvinding 1972-2010,2010-prisermia. kr.403530252015105072 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10ProduktionsafgiftOverskudsdeling* Inkl. dispensationsafgiftAnm. Finanslovens periodisering (indbetalingsår)SelskabsskatRørledningsafgift*Kulbrinteskat
Udviklingen i 2010 har været præget af fald i produktion og stigning i oliepris og valu-takurs. De samlede indtægter for 2010 skønnes til 23,7 mia. kr. Det er et fald i forholdtil 2009 på knap 4 pct.Udviklingen i de samlede skatteindtægter fordelt på de forskellige skatter og afgifter ide seneste fem år er vist i tabel 7.2.
52
Økonomi
tabel 7.2Statens indtægter i de seneste 5 år, mio. kr., løbende priser
KulbrinteskatSelskabsskatProduktionsafgiftOlierørledningsafgift*OverskudsdelingI alt * Inkl. 5 pct. dispensationsafgift** SkønAnm. Finanslovens periodisering (indbetalingsår)
2006 8.28211.73812.1569.32231.499
2007 8.2459.47521.8158.34827.885
2008 12.40510.09222.51111.14536.155
2009 8.2508.87601.4316.02724.584
2010** 6.9437.37401.8247.59423.735
Statens indtjening er som følge af stigningen i olieprisen vokset betydeligt siden 2003.Stigningen skyldes også, at regeringen i 2003 indgik en aftale med A.P. Møller - Mærsk,den såkaldte Nordsøaftale. Gennem en omlægning af mulighederne for fradrag betødaftalen en skærpet beskatning. På www.ens.dk findes oplysninger om selskaberne iDansk Undergrunds Consortiums (DUC) resultat før skat. Oplysningerne vil ligesomde tidligere år ligeledes blive sendt til Det Energipolitiske Udvalg i Folketinget.Statens andel af overskuddet opgjort i indbetalingsår skønnes i 2010 at være ca. 61pct. Marginalskatten er ca. 71 pct. efter de nye regler inklusiv overskudsdeling og ca.29 pct. efter de gamle regler eksklusiv kulbrinteskat. Reglerne for kulbrintefradragbevirker, at selskaber, der beskattes efter de gamle regler, i praksis ikke betaler kul-brinteskat. Tilladelser, som er tildelt før 2004, beskattes efter de gamle regler.Olieindtægterne i forhold til statens samlede finanser er vist i figur 7.6. Som detfremgår, er indtægterne fra den danske del af Nordsøen med til at mindske statensunderskud i 2010.
fig. 7.6Statens finanser (DAU-saldo) og statens indtægter fra Nordsøenmia. kr.1007550250-25-50-75-100Statens finanser (DAU-saldo)Statens indtægter fra Nordsøen
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
Note: DAU-saldo (Statens saldo for Drift, Anlæg og Udgifter) er forskellenmellem statens samlede indtægter og statens samlede udgifter
Skatteministeriet skønner for de kommende fem år og med et olieprisforløb på 110US$ pr. tønde, at statens samlede indtægter vil være mellem 23 og 30 mia. kr. pr. årfra 2011 til 2015. I tabel 7.3 er vist udviklingen i statens forventede indtægter for detre olieprisforløb på 70, 110 og 150 US$ pr. tønde. Det fremgår ligeledes af tabellen,at statens andel er voksende ved stigende indtjening eksempelvis som følge af højere
Økonomi
53
tabel 7.3Statens indtægter fra olie- og gasindvinding, mia. kr., løbende priser*
2011 71,049,127,113,89,55,114,89,74,612,60,08,90,05,10,00,00,00,03,02,21,444,330,316,362,361,760,2
2012 63,243,022,913,79,24,916,410,85,26,81,94,81,32,80,70,00,00,01,61,20,740,427,314,364,063,662,4
2013 57,939,220,514,49,75,018,612,56,30,03,60,02,40,01,30,00,00,00,50,40,237,125,012,964,063,862,9
2014 54,937,019,113,59,14,717,711,55,70,03,40,02,30,01,30,00,00,00,50,40,235,223,311,964,163,162,2
2015 56,337,719,113,99,34,718,311,96,00,03,50,02,40,01,30,00,00,00,60,40,336,324,112,364,563,964,3
Selskabskattegrundlag 150 US$/td.før skatter og afgifter 110 US$/td.70 US$/td.Selskabsskat150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.Kulbrinteskat150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.OverskudsdelingNordsøfondenoverskud efter skat**150 US$/td.150 US$/td.110 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.70 US$/td.Produktionsafgift150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.Olierørledningsafgift*** 150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.Total150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.Statens andel (pct.) 150 US$/td.110 US$/td.70 US$/td.
fig. 7.7Rettighedshavernes akkumuleredeudgifter i perioden 1963-2010,mia. kr., 2010-priser3396
* Der er forudsat 1,8 pct. årlig inflation** Staten indtræder den 9. juli 2012 i DUC gennem Nordsøfonden med en andel på 20 pct. i DUC. Nordsøfonden er skatte-pligtig, hvorfor indtægterne fra statsdeltagelsen er indeholdt i flere kategorier, herunder kulbrinteskat og selskabsskat.Nordsøfondens overskud efter skat tilfalder staten. Det bemærkes dog, at Nordsøfonden først skal afvikle fondens gæld ogfinansiere løbende investeringer før staten modtager overskud fra Nordsøfonden*** Inklusiv 5 pct. dispensationsafgiftKilde: SkatteministerietNote: baseret på Energistyrelsens 5-års-produktionsprognoseAnm. Nationalregnskabsperiodisering (indkomstår)
oliepriser. Indtægterne fra Nordsøfonden begynder at fremgå fra 2012 samtidig med,at indtægterne fra overskudsdeling udfases. Forklaringen er, at staten den 9. juli 2012via Nordsøfonden indtræder med en andel på 20 pct. i DUC.Fremtidige skøn over selskabs- og kulbrinteskat indeholder usikkerhed om både olie-pris, produktion og dollarkurs. Hertil kommer en usikkerhed knyttet til beregninger-nes stiliserede forudsætninger med hensyn til blandt andet selskabernes finansierings-udgifter.Investeringer og udgifterPå samme måde som olieprisen har betydning for indtægterne fra indvindingen fraNordsøen, spiller rettighedshavernes indsats en stor rolle for såvel det nuværendesom fremtidige aktivitetsniveau og dermed også for de potentielle indtægter.
152
EfterforskningFeltudbygningDrift
54
Økonomi
fig. 7.8Efterforskningsudgifter2006-2010, løbende prisermio. kr.1.6001.4001.2001.0008006004002000
Fordelingen af rettighedshavernes udgifter fra 1963 til 2010 er vist i figur 7.7. Udbyg-ning og investering i nye felter udgør over halvdelen af rettighedernes samlede udgif-ter. Udgifterne til efterforskning, udbygning og drift inkl. administration og transportudgør henholdsvis 12, 54 og 34 pct. af de samlede udgifter.EfterforskningsudgifterUdviklingen i efterforskningsudgifter fra 2006 til 2010 er vist i figur 7.8.De foreløbige tal for 2010 viser et fald i efterforskningsudgifterne fra 2009 til 2010på cirka 65 pct. Det skyldes, at der blev foretaget flere dybe efterforskningsboringeri 2009. For 2010 vurderes de samlede efterforskningsudgifter foreløbigt til knap 0,5mia. kr.I 2011-2013 forventes samlede investeringer på ca. 2,3 mia. kr. Aktiviteterne vilomfatte yderligere efterforskning både på land og i den danske del af Nordsøen.UdbygningsinvesteringerBlandt rettighedshavernes økonomiske forhold er investeringerne i udbygning afnye og eksisterende felter den mest udgiftskrævende post. Investeringen til udbyg-ningsaktiviteter i 2010 er skønnet til knap fem mia. kr., hvilket er et fald på ca. 1,8mia. kr. i forhold til året før. Investeringsniveauet i 2010 er lidt under de gennemsnit-lige årlige investeringer som de sidste ti år har været på ca. 5,5 mia. kr. Figur 7.9 viserinvesteringer i feltudbygninger i perioden 2006-2010. På Energistyrelsens hjemmesidewww.ens.dk findes en tabel med en feltfordeling af investeringer.
06
07
08
09
10
fig. 7.9Investeringer i feltudbygninger 2006-2010, løbende prisermio. kr.8.0006.0004.0002.000020062007200820092010
fig. 7.10Investeringer i felter samt udgiftertil drift og transport, 2010-prisermia. kr1412108642020112012DriftTransport**Eksl. rørlednings- og dispensationsafgift
Energistyrelsens forventninger til udbygningsaktiviteten i perioden 2011 til 2015 ervist i tabel 7.4. Forventningerne bygger på reservekategorierne, igangværende indven-ding, besluttet og sandsynliggjort udbygning samt risikovejede betingede ressourcer.Se kapitel 6:Ressourcer.På Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk findes en feltfordeling af investeringernei kategorien igangværende og besluttet udbygning.201320142015Investeringer
Udgifter til drift, administration og transportFor 2010 har Energistyrelsen skønnet udgifterne til drift, administration og transporttil 5,1 mia. kr. Det er et fald på cirka 4 pct. i forhold til året før.
Økonomi
55
Energistyrelsens forventninger til udviklingen i investeringer, drifts- og transport-udgifterne fra 2011-2015 kan ses i figur 7.10.
tabel 7.4Forventede investeringer i feltudbygning i perioden 2011-2015, mia. kr, 2010-priser
Igangværende og besluttetSandsynliggjort udbygningRisikovejede betingede ressourcerForventet i alt
2011 3.8431.0044165.263
2012 2.9922.4202.2927.704
2013 2.2421.8594.1618.262
2014 1.2972.2144.1977.708
2015 2.043 3.1734.79810.014
56
Økonomi
BILAG A: PRODuCEREDE OG INjICEREDE mæNGDERProduktion og salg19 -2 7200020012002200320042005200620072008
OLIE tusindekubikmeter20092010I alt
Dan Gorm Skjold Tyra Rolf Kraka Dagmar Regnar Valdemar Roar Svend Harald Lulita Halfdan Siri Syd Arne Tyra SØ Cecilie Nini I alt
50.343 40.150 31.044 18.519 3.627 3.422 986 815 1.101 1.618 3.923 4.897 547 1.342 3.711 3.315 - - -
6.879 2.180 1.354 872 51 253 4 33 181 317 397 866 66 2.965 1.761 2.031 - - -
6.326 2.887 1.659 801 51 157 6 18 353 175 457 578 24 3.718 1.487 2.313 493 - -
5.929 2.838 1.532 918 104 139 7 19 435 121 280 425 20 4.352 925 2.383 343 166 391
6.139 2.469 1.443 723 107 199 2 19 491 98 326 314 19 4.946 693 2.257 580 310 1.477
5.712 1.978 1.310 773 79 211 0 16 423 94 324 237 35 6.200 703 2.371 614 183 624
5.021 1.897 1.214 845 89 222 - 11 470 51 296 176 68 6.085 595 1.869 446 116 377
4.650 1.639 1.015 764 103 176 - 0 881 35 299 139 55 5.785 508 1.245 377 88 323
4.241 1.053 989 551 78 112 0 - 1.268 28 278 114 47 5.326 598 1.139 429 66 355
3.549 924 918 415 76 37 - - 1.410 30 195 65 24 5.465 326 1.164 374 38 159
2.979 923 835 856 60 67 - - 909 24 190 70 36 5.119 286 1.065 225 33 544
101.76858.94043.31426.0364.4264.9951.0059307.9222.5916.9657.88194051.30411.59321.1523.8809984.250
169.360
20.207
21.505
21.327
22.612
21.886
19.847
18.084
16.672
15.169
14.223
360.891
Produktion19 -2 7200001020304050607
GAS millionerNormalkubikmeter080910lt
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Dan Gorm Skjold Tyra Rolf Kraka Dagmar Regnar Valdemar Roar Svend Harald Lulita Halfdan Siri Syd Arne Tyra SØ Cecilie Nini I alt
16.318 13.291 2.708 54.203 153 1.069 150 53 481 7.409 460 9.519 410 215 338 880 - - -
1.049 306 104 3.749 2 100 1 3 78 1.702 48 2.475 27 522 176 774 - - -
945 480 123 3.948 2 52 1 1 109 1.052 61 2.019 6 759 157 681 447 - -
786 339 92 3.994 4 25 3 2 151 915 43 1.563 5 1.142 110 544 452 14 29
764 216 77 4.120 5 23 2 2 218 894 38 1.232 5 1.449 64 461 1.233 22 109
651 218 93 3.745 3 24 0 1 208 860 34 1.091 13 2.582 112 485 1.337 13 46
561 207 77 3.792 4 28 - 1 208 489 28 927 38 2.948 55 366 1.108 8 28
456 175 69 3.916 4 28 - 0 355 367 28 781 33 2.675 47 234 848 6 24
467 119 60 3.130 3 36 0 - 593 417 24 690 30 3.104 63 225 889 4 26
364 109 58 2.007 3 8 - - 510 398 16 400 15 3.401 44 271 939 2 12
360 99 87 1.664 3 12 - - 791 213 27 592 18 2.886 67 248 911 2 76
22.72315.5583.54888.2681861.404158633.70314.71880721.29159921.6821.2325.1698.16471350
107.656
11.116
10.844
10.213
10.934
11.517
10.873
10.046
9.879
8.559
8.056
209.693
De månedlige produktionstal for 2010 findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk
Bilag A
I a
57
Brændstof*19 -2 720002001200220032004200520062007
GAS millionerNormalkubikmeter200820092010I alt
Dan Gorm Tyra Dagmar Harald Siri Syd Arne Halfdan I alt
1.225 1.752 2.108 21 46 29 35 -
184 111 243 - 10 22 34 -
182 146 245 - 9 21 45 -
198 135 242 - 8 20 49 -
201 137 249 - 8 19 45 20
205 124 247 - 7 20 52 39
209 124 241 - 8 24 53 39
222 132 228 - 7 25 55 39
225 117 233 - 7 25 51 39
207 116 219 - 4 19 52 39
206 111 208 - 8 27 55 37
3.264 3.0054.46321123251525253
5.216
604
648
652
679
694
698
708
697
656
652
11.904
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Flaring*19 -2 7200001020304050607080910I alt
Dan Gorm Tyra Dagmar Harald Siri Syd Arne Halfdan I alt
1.699 1.295 737 128 115 82 154 -
20
79 88 68 1 11 15 9 -
20
55 81 61 1 3 9 11 -
20
71 66 54 3 1 23 12 4
20
37 57 63 2 1 65 11 25
20
23 61 55 0 1 15 14 16
20
29 61 51 - 2 6 11 20
20
27 48 43 - 2 7 11 17
20
25 41 43 0 2 7 7 8
20
16 19 32 - 2 4 7 4
20
12 12 23 - 3 58 6 2
2.073 1.8281.23013514529025395
4.210
270
222
234
262
184
180
154
132
85
116
6.049
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Injektion19 -2 7200001020304050607080910lt
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Gorm Tyra Siri I alt
8.133 23.390 228
4 2.773 139
14 2.535 127
6 2.312 109
4 1.612 111
3 1.285 135
0 761 61
- 1.094 45
- 119 61
- 451 35
- 89 60
8.16436.4191.111
31.750
2.916
2.676
2.428
1.727
1.423
821
1.139
180
486
149
45.694
Salg*19 -2 7200001020304050607080910lt
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Dan Gorm Tyra Harald Syd Arne Halfdan I alt
14.730 4.972 36.318 9.768 690 -
1.412 209 2.493 2.482 730 -
1.521 364 2.776 2.013 625 -
1.679 228 2.948 1.558 483 4
1.681 99 4.580 1.228 406 274
1.804 126 4.598 1.096 419 1.172
1.862 103 4.574 954 302 1.370
1.653 66 4.143 804 168 1.215
1.293 23 4.652 710 167 2.020
947 33 3.163 408 212 2.560
1.200 64 3.283 598 198 1.798
29.7806.28673.52821.6194.40110.412
66.478
7.326
7.299
6.900
8.267
9.215
9.164
8.049
8.865
7.324
7.140
146.027
*) De anvendte navne henviser til behandlingscentre.**) Gas fra felterne Cecilie og Nini injiceres i Siri.
58
Bilag A
I a
I a
udledning19 -2 720002001200220032004200520062007
CO2-uDLEDNING tusindetons200820092010I alt
Brændstof Flaring I alt
11.955 9.905 20.861
1.459 646 2.104
1.577 535 2.112
1.591 564 2.154
1.642 664 2.306
1.694 457 2.151
1.675 470 2.144
1.690 449 2.139
1.670 354 2.025
1.572 241 1.813
1.559 331 1.890
28.08214.61641.700
CO2-udledning fra anvendelse af dieselolie er ikke medtaget frem til og med 2005.CO2-udledningen er beregnet under anvendelse af parametre, som er specifikke for de enkelte år og for de enkelte anlæg.Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven og indeholder CO2-emission fra dieselforbrug på anlæggene.
Produktion19 -2 720000102030405060708
VAND tusindekubikmeter0910I alt
Dan Gorm Skjold Tyra Rolf Kraka Dagmar Regnar Valdemar Roar Svend Harald Lulita Halfdan Siri Syd Arne Tyra SØ Cecilie Nini I alt
20.544 22.779 21.828 17.364 3.928 2.300 3.183 2.012 294 773 2.276 59 20 293 2.187 73 - - -
6.599 3.353 2.872 2.545 181 352 102 475 150 386 954 98 23 493 2.753 112 - - -
20
6.348 4.017 3.007 2.261 168 306 160 257 272 301 1.051 78 14 367 3.041 370 250 - -
20
7.183 4.420 3.525 3.039 270 208 375 316 310 476 1.330 43 14 612 2.891 857 596 25 0
20
8.053 5.173 3.688 2.977 308 426 90 396 325 653 1.031 15 15 2.099 1.641 1.127 466 331 63
20
9.527 5.252 4.270 3.482 290 320 3 352 792 662 1.309 12 38 2.825 1.683 1.790 437 637 730
20
10.936 4.822 4.328 3.150 316 297 - 255 937 498 1.205 12 92 3.460 2.032 1.830 377 651 822
20
12.152 4.708 3.885 2.725 383 359 - 1 854 560 1.200 18 96 4.086 2.528 1.861 669 576 619
20
13.946 3.976 3.636 3.103 349 436 13 - 925 586 1.022 21 91 4.766 2.686 2.174 602 456 660
20
12.889 4.737 3.855 2.677 381 183 - - 812 624 804 11 49 4.814 1.778 2.334 716 266 522
20
12.111 4.904 3.895 1.980 281 166 - - 1.207 275 664 37 65 5.519 2.868 2.068 568 317 195
20
120.28868.14058.79045.3036.8545.3533.9274.0646.8765.79312.84640551529.33426.08714.5974.6813.2583.612
99.911
21.449
22.268
26.490
28.875
34.410
36.019
37.280
39.448
37.452
37.121
420.721
Injektion19 -2 7200001020304050607080910lt
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
Dan Gorm Skjold Halfdan Siri Syd Arne Nini Cecilie I alt
73.673 60.875 56.399 95 4.966 58 - -
18.176 6.549 4.805 620 4.549 1.991 - -
16.123 8.167 6.411 2.532 4.517 4.397 - -
18.063 7.066 6.115 5.162 3.383 5.332 81 -
20.042 7.551 5.607 5.759 1.683 4.949 918 93
20.281 7.251 6.045 9.710 1.350 5.608 502 198
21.520 6.544 5.711 11.026 1.973 5.362 912 30
20.230 6.678 6.098 12.107 3.499 4.296 413 91
19.275 5.251 4.989 12.727 2.695 4.279 883 42
16.712 4.777 5.285 11.485 1.692 3.872 501 97
15.148 4.408 4.155 11.945 2.692 3.427 1.558 47
259.244125.116111.62183.16932.99843.5715.766598
196.067
36.689
42.148
45.201
46.603
50.945
53.077
53.412
50.141
44.420
43.379
662.084
Injektion af vand omfatter både injektion af produceret vand og havvand. Hovedparten af det producerede vand fra felterne Gorm, Skjold, Dagmar og Siri reinjiceres.
Bilag A
I a
59
BILAG C
BILAG B: RODuCEREDE mæNGDER, RESERVER OG BETINGEDE PRESSOuRCER PR. 1. jANuAR 2011
OLIE, mio. m� Produktion Igangværende og besluttet udbygningCecilie Dagmar Dan Gorm Halfdan Harald Kraka Lulita Nini Regnar Roar Rolf Siri Skjold Svend Syd Arne Tyra** Valdemar Sandsynliggjort udbygning 1,0 1,0 101,8 58,9 51,3 7,9 5,0 0,9 4,3 0,9 2,6 4,4 11,6 43,3 7,0 21,1 29,9 7,9 - 0,3 0,0 17,0 5,5 49,2 0,4 0,6 0,3 2,2 0,0 0,1 0,6 1,2 8,6 0,4 14,5 11,3 9,3 22
GAS, mia. Nm�Ressourcer Forv. ReserverIgangværende og besluttet udbygningCecilie Dagmar Dan Gorm Halfdan Harald Kraka Lulita Nini Regnar Roar Rolf Siri Skjold Svend Syd Arne Tyra** Valdemar Sandsynliggjort udbygning 0,1 0,2 22,7 7,4 21,7 21,3 1,4 0,6 0,4 0,1 14,7 0,2 0,1 3,5 0,8 5,2 60,0 3,7 - - 0,0 2,7 0,6 12,7 2,6 0,1 0,2 - 0,0 0,6 0,0 - 0,7 0,0 3,1 25,7 6,2 11 -00010300-010-0022169
Nettopro- duktion*
RessourcerNettogas* Forv. Salgsgas*Forv.
Reserver
Sum
361
143
Sum
164
66
52
Afventende udbygningUafklaret udbygningAfvist udbygning---
Betingede ressourcer 22811Afventende udbygningUafklaret udbygningAfvist udbygning---
Betingede ressourcer214101949
Sum Total Januar 2010
361 347
42 185 194
Sum Total Januar 2010
164 156
35 101 105
32 84 85
*) Nettoproduktion: historisk produktion fratrukket injektionNettogas: fremtidig produktion fratrukket injektionSalgsgas: fremtidig produktion fratrukket injektion samt forbrug til brændstof og flaring**) Tyra Sydøst inkluderet
60
Bilag B
BILAG C: ØKONOmISKE NØGLETAL
1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010*
Invest. i feltudbygning mio.kr. 5) 105 9 38 139 372 64 71 387 956 1.651 3.884 3.554 1.598 1.943 1.651 930 928 1.162 1.769 2.302 2.335 3.307 3.084 4.164 4.260 3.760 5.381 3.531 3.113 4.025 5.475 7.386 5.104 3.951 5.007 6.524 5.879 6.686 4.864
Driftsomk. Efterforsknings for felter omk. mio.kr. mio.kr. 1) 29 31 57 62 70 85 120 143 163 320 534 544 1.237 1.424 1.409 1.380 1.413 1.599 1.654 1.898 1.806 2.047 2.113 1.904 2.094 2.140 2.037 2.118 2.813 2.756 3.102 3.522 3.289 3.760 4.744 4.129 5.402 5.284 5.060
Råoliepris uS$/tønde 2) 3,0 4,6 11,6 12,3 12,9 14,0 14,1 20,4 37,5 37,4 34,0 30,5 28,2 27,2 14,9 18,3 14,8 18,2 23,6 20,0 19,3 16,8 15,6 17,0 21,1 18,9 12,8 17,9 28,5 24,4 24,9 28,8 38,2 54,4 65,1 72,5 97,2 61,6 79,5
$-kurs kr./uS$ 7,0 6,1 6,1 5,8 6,1 6,0 5,5 5,3 5,6 7,1 8,4 9,1 10,4 10,6 8,1 6,8 6,7 7,3 6,2 6,4 6,0 6,5 6,4 5,6 5,8 6,6 6,7 7,0 8,1 8,3 7,9 6,6 6,0 6,0 5,9 5,4 5,1 5,4 5,6
Inflation pct. �) 6,7 9,3 15,3 9,6 9,0 11,1 10,0 9,6 12,3 11,7 10,1 6,9 6,3 4,7 3,7 4,0 4,5 4,8 2,6 2,4 2,1 1,2 2,0 2,1 2,1 2,2 1,8 2,5 2,9 2,4 2,4 2,1 1,2 1,8 1,9 1,7 3,4 1,3 2,3
Handelsbalance Statensoverskud indtægtermia.kr mio.kr.4)-3,2 -4,0 -9,2 -8,5 -9,5 -10,4 -9,5 -13,7 -18,6 -20,1 -20,6 -17,8 -18,3 -17,6 -7,3 -5,9 -3,7 -3,2 -2,7 -1,9 -0,4 -1,7 -0,5 0,3 0,4 1,4 0,9 3,5 14,9 12,6 14,5 15,3 19,7 24,8 31,5 28,3 27,1 15,0 15,1
30 28 83 76 118 114 176 55 78 201 257 566 1.211 1.373 747 664 424 366 592 985 983 442 151 272 470 515 406 656 672 973 1.036 789 340 578 600 547 820 1.413 487
- 11245211929362314015641.1921.3991.3285681.0242.0891.8891.9111.8112.0531.9802.4653.1713.1253.6308.6959.63410.1379.25517.09224.16331.49927.88536.155 24.584 23.735
Løbende priser1) Inkl. transportomkostninger2) Brent råolie3) Forbrugerpriser, kilde: Danmarks Statistik4) Nettovaluta værdi - Overskud på handelsbalancen med olieprodukter og naturgas, kilde: Udenrigshandels statistik fra Danmarks Statistik5) Investeringer er inkl. rørledning til NOGAT pipeline*) Skøn
Bilag C
61
BILAG D: GæLDENDE ØKONOmISKE VILKåR
Selskabsskat
Eneretsbevillingen pr. 1/1-2004 25 pct.Kan fradrages i grundlaget for kulbrinteskatten.52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år (i alt 30 pct.) for investeringer.
Tilladelser meddelt før 1/1-2004 25 pct.Kan fradrages i grundlaget for kulbrinteskatten.70 pct.Fradrag på 25 pct. i 10 år (i alt 250 pct.) for investeringer.
Tilladelser meddelt efter 1/1-2004 25 pct.Kan fradrages i grundlaget for kulbrinteskatten.52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år (i alt 30 pct.) for investeringer.
Kulbrinteskat
Produktionsafgift
Overgangsregler for investeringerog uudnyttede underskud fra før 1. januar 2004.Nej
Nej
2. runde tilladelser, betaler enproduktionsafhængig afgift:1.000 td/dag 0 - 5 5 - 20 20 - Sats2 pct.8 pct.16 pct.
Fradragsberettiget i selskabs- og kulbrinteskattegrundlaget.5 pct.
5 pct. frem til 8. juli 2012, herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiften kan modregnes i kulbrinteskatten og kan ikke fradrages i selskabs- og kulbrinteskattegrundlaget.20 pct.
Rørlednings-/ 5 pct. frem til 8. juli 2012, dispensationsafgift herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiften kan modregnes i kulbrinteskatten og kan ikke fradrages i selskabs- og kulbrinteskattegrundlaget.20 pct. fra og med 9. juli 2012
Statsdeltagelse
Rørlednings-/dispensationsafgiften kan fradrages i grundlaget for produktionsafgift samt selskabs- og kulbrinteskattegrundlaget.20 pct. 1., 2. og 3. runde: Statsdeltagelse ”båret” i efterforskningsfasen.I udbygnings- og produktionsfasen er den betalende andel afhængig af produktionens størrelse.4. og 5. runde samt Åben Dør: Fuld betalende andel. Nej
Overskudsdeling
Fra 1. januar 2004 til 8. juli 2012betales 20 pct. af den selskabs-skattepligtige indkomst før skat og før nettorenteudgifter.
Nej
62
Bilag D
BILAG E: GEOLOGISK TIDSSØjLE
Krono-stratigrafimio. år
Efterforskningsmål
Producerende olie og gasfelter,gaslagre, salt og geotermi
Kænozoikum
2,6
Kvartær
Neogen
23
Palæogen
PalæogenesandstenDanien ogØvre Kridtkalk
Siri, Nini, CecilieDagmar, Dan,Gorm, Halfdan,Kraka, Regnar,Rolf, Skjold, Svend,Syd Arne, Tyra,Tyra SØ, ValdemarHalfdan NØ, Harald (Øst),Roar, Tyra,Tyra SØ,Valdemar
65
KridtNedre Kridtkalk og sandsten
Valdemar
146
Mesozoikum
Jura
JurassiskesandstenLulitaHarald (Vest)
200Triassiskesandsten
Thisted (geotermi)Stenlille (gaslager)Trias
Magretheholm (geotermi)
251Perm
ZechsteinkarbonatRotliegendessandsten
Dagmar
Lille Torup (gaslager)Mariager (salt)
299
Karbon
359
Palæozoikum
Devon
OliefeltGasfelt
416444
Silur
Geotermisk varmeproduktionGaslagerSaltindvinding
Ordovicium
488Kambrium
Alun Skifer
Geotermi-efterforskningsmålKulbrinte-efterforskningsmål
542
Bilag E
63
BILAG G1
Bilag F1: Dansk koncessionsområde - marts 20119�12�15�58�58095810
3�
6�
58�
5708Total E&PDenmark B.V.1/10
5709
571057�57111/10
57�5706
6� 15'
5707
DONG E&P A/S
56105611560756081/09Danica Jutland ApSTotal E&PDenmark B.V.
560656095612
56�
5603
5604
5605
56�
55032/09DanicaJutland ApSGMTExpl. Co.2/07
2/05Altinex
2/10
55045507550955085510
5505
5506
551155124/09Schuepbach Energy LLC
5514
5515
551655�55135413541454155416
55�1/05
PGNiG
54085409
5410
54111/08
5412
Danica Resources ApS
54�
Koncessioner tildelt 1962-2009
Koncessioner tildelt i 2010 og 2011
Koncessionsansøgning
Åben Dør området
6� 15'6�
BILAG G2
Bilag F2: Dansk koncessionsområde - marts 2011Det vestlige områdeDONG4/95
5�DONGDONGDONG1/90DONG16/986/95
56� 30'
Koncession tildelt i 2011DONG7/86Harald
Koncessioner tildelt 1986-2009DONG1/06DONG5/98DONGSvend3/09DONGDONG4/98Mærsk9/069/951/06DONG7/86Mærsk
A.P. Møller - Mærsk, 1962 bevillingFreja
4�
Altinex7/06
Koncessionsansøgning
Hess7/892/06HessWintershallWintershall5/064/06
Altinex1/11
56� 00'
56� 00'
4�Elly
Det Sammenhængende Område(D.S.O.)Mærsk8/06
Rolf
D.S.O.
55� 30'PA Resources12/06
6�
5�
OmREGNINGSFAKTORERReferencetryk og -temperatur for de nævnte enheder: Råolie Naturgas m� (st) stb m� (st) Nm� scf Temp. 15�C 60�F 15�C 0�C 60�F TryK 101,325 kPa14,73 psiaii101,325 kPa101,325 kPa14,73 psia
I oliebranchen benyttes jævnligt to typer enheder: SI enhederne, også kaldet de metriske enheder, og de såkaldte oil field units, der oprindelig kommer fra USA. For de metriske enheder findes internationalt fastlagte definitioner, mens der kan være traditionsbestemte forskelle på de oil field units, der anvendes i forskellige lande. For oil field units benyttes de forkortelser, som SPE (Society of Petroleum Engineers) anbefaler. Olie og naturgas angives i rumfang eller energiindhold. Da gassen og i nogen grad også olien kan presses sammen, varierer rumfanget af en bestemt mængde med tryk og temperatur. Rumfangsangivelser er derfor kun entydige, hvis tryk og temperatur oplyses. Sammensætningen og dermed brændværdien af råolie og naturgas varierer fra felt til felt. Sammensætningen af den danske råolie varierer lidt over tiden, og derfor er omregningsfaktorerne til ton (t) og gigajoule (GJ) tidsafhængige. Den nedre brænd-værdi er angivet.SI præfikserne m (milli), k (kilo), M (mega), G (giga), T (tera) og P (peta) står for henholdsvis 10⁻�, 10�, 10⁶, 10⁹, 10�� og 10�⁵. I oil field units benyttes et lidt specielt præfiks: M (romertal 1.000). Én million stock tank barrels skrives 1 MMstb og én milliard standard cubic feet skrives 1 MMMscf eller 1 Bscf (amerikansk billion).
ii) Referencetrykket 14,73 psia benyttes blandt andeti Danmark og i enkelte stater i USA samt offshoreUSA.
Nogle enheders forkortelser:
kPapsiam�(st)Kilopascal. Trykenhed, hvor 100 kPa = 1 bar.Pound per square inch absolute; pund perkvadrattomme, absolut målt.Standardkubikmeter. Benyttes om naturgasog råolie ved en referencetilstand; her 15�Cog 101,325 kPa.Normalkubikmeter. Benyttes om naturgasved referencetilstanden 0�C og 101,325 kPa.standard cubic feet; standardkubikfod.Benyttes om naturgas ved en reference-tilstand; her 15�C og 101,325 kPa.Stock tank barrel; tønde ved reference-tilstanden 15�C og 101,325 kPa. Benyttesom olie.Blue barrel. I oliebranchens pionertid, hvorolien handledes i fysiske tønder, blev derhurtigt forskel på tøndernes størrelse. For atundgå forvirring malede Standard Oil derestønder med et fastsat rumfang blå. Råolie Naturgas Rummål Energi Densitet
Fra m� (st) m� (st) m� (st) Nm� Nm� Nm� Nm� m� (st) m� (st) m� (st) m� m� US gallon bbl t.o.e. GJ cal Fra �API �API
Til stb GJ t scf GJ t.o.e. kg ¶ mol scf GJ kg ¶ mol bbl ft� in� US gallon GJ Btu J Til kg/m� g
GanG med 6,29336,55i0,85i 37,23960,03946i942,49 ¶ 10⁻⁶i0,044615835,30140,03741i0,04229326,2898135,31467231*42*41,868* 947817 4,1868*KonverTerinG 141.364,33/(�API+131,5)141,5/(�API+131,5)
Nm�scf
stb
bbl
kg ¶ mol kilogrammol; mængde af et stof, hvor masseni kg er lig med molekylvægten af stoffet.gBtut.o.e.inftgamma; relativ vægtfylde i forhold til vand.British Thermal Unit. Er ækvivalent medenhederne J (=Joule) og cal (=kalorie).ton olieækvivalent; enheden er internationaltdefineret ved: 1 t.o.e.=10 Gcal.inch; engelsk tomme. 1 inch=2,54 cm.feet; engelsk fod. 1fod=12 in=0,3048 m.
*) Eksakt værdi.i) Gennemsnitsværdi for de danske felter for 2010.
66
Omregningsfaktorer
