Perspektiver i et jubilæumsår
I 2012 var samtlige operatører for producerende danske
olie- og gasfelter under vejs med større eller mindre felt-
udbygninger. Hver for sig havde operatørerne inden for de
senere år oplevet faldende produktionstal fra de stadig mere
modne danske felter.
15
Nedgangen blev søgt imødegået via
en række udbygninger, hvor man selvsagt udnyttede de ind-
hentede erfaringer bedst muligt. I første omgang var udbyg-
ningerne dog primært af kvantitativ karakter, idet det – om
end stærkt forbedret – fortsat var såkaldt sekundær indvin-
dingsteknologi, som var grundlag for udbygningerne. Den
øvre grænse for sekundær indvinding (horisontale brønde
og vandinjektion m.v.) blev anset for at ligge omkring 30 %
af de indvindelige reserver i reservoirerne. I den danske del
af Nordsøen lå man i 2012 generelt omkring 26-27 %, og
overvejelserne om introduktion af tertiær indvindingstek-
nologi, som f.eks. injektion af CO
2
, brug af enzymer eller
sulfater m.v., var for længst begyndt. Tertiære teknologier
kunne potentielt forøge indvindingen med yderligere en
halv snes procent eller mere. Metoderne var imidlertid dyre
at introducere, men beregninger viste, at produktionen ved
eksisterende oliepriser ville have en værdi på omkring 50
milliarder kroner pr. ekstra procent olie, som kunne hentes
op fra reservoirerne.
16
Efter et lavpunkt på knap 13 USD i slutningen af
1990’erne havde oliepriserne været i mere eller mindre
konstant vækst, der kun havde været afbrudt af ganske få
og korte prisfald, som det f.eks. var tilfældet i forbindelse
med starten på den økonomiske krise i 2008. I 2011 og 2012
lå prisen på Brent olie eller Nordsø-olie på omkring eller
over 100 USD pr. tønde.
17
De stigende oliepriser op gen-
nem 2000’erne afspejlede en øget efterspørgsel ikke mindst
i vækstøkonomierne i folkerige stater som Kina og Indien.
Især i Kina gik udviklingen stærkt. Kina var blevet Verdens
næststørste olieforbruger efter USA. Landets økonomiske
vækst på omkring 10 % medførte behov for stadig mere
olie, og kinesiske statsolieselskaber gjorde massive opkøb
af udenlandske olieinteresser. Det skabte øget konkurrence
om verdens olieressourcer, som bl.a. foranledigede oliesel-
skaberne til at kaste sig over vanskeligt tilgængelige fore-
komster på f.eks. dybt vand eller i arktiske farvande, hvor
man tidligere ikke ville have risikeret investeringer.
18
Forholdene på verdensmarkedet var en udfordring for
alle olieselskaber; ikke mindst for selskaber med behov for
at opbygge tilstrækkelige oliereserver. Gennem en årrække
havde Mærsk Olie og Gas’ overskud primært bidraget til
A.P. Møller-Mærsk Gruppens øvrige aktiviteter frem for
investering i reserveopbygning. Efterhånden havde oliefor-
retningen imidlertid udviklet sig til et kerneområde for A.P.
Møller-Mærsk, hvis ledelse under hensyntagen til den vok-
sende internationale konkurrence på oliemarkedet i 2011
slog fast, at Mærsk Olie og Gas fremover skulle beholde
en større del af sin indtjening med henblik på øget efter-
forskning og investering i nye oliefelter. På en såkaldt Kapi-
talmarkedsdag hos A.P. Møller-Mærsk i oktober 2012 blev
der sat tal på oliesatsningen. Gennem Mærsk Olie og Gas
ville A.P. Møller-Mærsk Gruppen fremover årligt investere
mellem tre og fem milliarder USD mod hidtil en til tre milli-
arder USD i udvikling af olieprojekter, mens olieefterforsk-
ningen i lighed med de seneste år skulle tilføres en milliard
USD årligt.
19
En del af disse midler måtte forventes at blive investeret
i DUC-felterne på den danske del af Nordsøen, hvor det set
i lyset af såvel den internationale konkurrencesituation som
den høje internationale oliepris ville være et naturligt mål at
indvinde flest mulige af de tilstedeværende kulbrinter. Her
stod man imidlertid over for den udfordring, at succesfuld
implementering af tertiær indvindingsteknologi afhang af
tilstedeværelsen af nødvendig infrastruktur. Med andre ord
skulle tertiær indvindingsteknologi introduceres, inden DUC
for alvor begyndte nedlæggelse af felterne på Nordsøen. Det
ville inden for en relativ kort tidshorisont medføre behov for
massive investeringer i regi af DUC, hvor staten i medfør af
2003-Nordsøaftalen pr. 9. juli 2012 var blevet medejer med
en andel på 20 %. I udgangspunktet ville der imidlertid ikke
være modstridende interesser mellem staten og de øvrige
DUC-partnere om indvinding af flest mulige kulbrinter fra
den danske del af Nordsøen. Tværtimod blev mulighederne
for nødvendige, ekstra investeringer styrket med statens ind-
træden som den fjerde partner i arbejdsfællesskabet.
20
24
