Miscellaneous

De energietransitie draagt bij tot hogere olieprijzen

Jilles van den Beukel en Lucia van Geuns

FD, 11-10-2018

De energietransitie heeft een onverwacht bijeffect: hogere olieprijzen.

Banken zijn, onder druk van stakeholders, terughoudend geworden om te investeren in fossiel. Voor kleine bedrijven die zich specialiseren in het zoeken naar nieuwe velden is de financiering vrijwel geheel weggevallen. Grote bedrijven zoals Shell blijven, ook nu de olieprijzen weer aantrekken, relatief voorzichtig met het investeren in de exploratie naar en het ontwikkelen van nieuwe velden. De wereld vraagt van hen een hoog dividend, het inkopen van eigen aandelen, hogere investeringen in duurzame energie en lagere investeringen in olie en gas. Dat voor deze bedrijven de verhouding tussen bewezen reserves en jaarlijkse productie ondertussen is gedaald tot historisch lage niveaus (Shell kan met zijn bewezen reserves aan olie nog slechts 6 jaar vooruit) wordt veelal genegeerd.

Elektrische auto’s gaan ongetwijfeld een grote vlucht nemen. Maar op dit moment verminderen zij de wereldwijde olievraag slechts met minder dan 0,1%. Voorlopig is de energietransitie veel succesvoller in het tegenwerken van de productie van olie en gas dan in het terugdringen van de consumptie ervan. Terwijl dat laatste voor het klimaat zoveel zinvoller zou zijn.

Het bovenstaande versterkt een trend naar krappere oliemarkten die wij voor de komende jaren verwachten. De lage olieprijzen van de afgelopen jaren resulteerden in lage investeringen in het ontwikkelen van nieuwe conventionele velden. Tegelijkertijd begint schalieolie in de VS steeds meer moeite te krijgen het hoge groeitempo vol te houden. Het ineenstorten van Venezuela en de sancties tegen Iran halen de volgende cyclus van hoge olieprijzen nu verder naar voren. Voor het eerst sinds jaren wordt er weer serieus gepraat over prijzen van 100 dollar per vat.

Voor Nederland en de EU komen deze hoge olieprijzen op een ongelukkig moment. Onze economie draait voorlopig nog steeds op fossiel – of wij dat nu leuk vinden of niet. De mate van zelfvoorzienendheid voor olie en gas in de EU is tot een record laagte gedaald.

Iedereen heeft het erover of oliebedrijven wel zijn voorbereid op het einde van het olietijdperk. Misschien moeten we ons ook eens afvragen of wij wel zijn voorbereid op de hogere olieprijzen die daaraan voorafgaan.

 

Jilles van den Beukel is geofysicus en energieanalist; Lucia van Geuns is adviseur energie bij het Haags Centrum voor Strategische studies (HCSS).

 

Groningen gas: winstmaker of kostenpost?

Trouw, 28-5-2018

In Nederland overheerst het beeld van een ondoorzichtig gasgebouw waarin Shell en ExxonMobil met een minimum aan inspanning schatrijk zijn geworden aan het gas uit Groningen. Dat de deelname van de NAM (50% Shell, 50% ExxonMobil) in de Maatschap Groningen even groot is als die van de staat suggereert dat ze ook wel de helft van de winst zullen krijgen. Het is een beeld dat door veel politici graag in stand wordt gehouden.

Het is een beeld dat ver bezijden de waarheid ligt. De verdeling van kosten en opbrengsten is duidelijk en de winst die Shell en ExxonMobil hier gemaakt hebben is een fractie van wat de staat binnenhaalde.

Sinds 1974 krijgt de staat ongeveer 90% van de opbrengst (het exacte percentage is afhankelijk van de gasprijs). De staat betaalt 64% van de kosten. De ministers Langman en Lubbers, die deze regeling toen uitonderhandelden, haalden hier voor de overheid heel veel geld binnen.

Men ging er in die tijd van uit dat de kosten altijd heel laag zouden zijn ten opzichte van de opbrengst. In deze situatie, die tot ongeveer 2012 duurde, kreeg de NAM een kleine 10% van de winst. De laatste jaren, bij de snel stijgende aan aardbevingen gerelateerde kosten, betekende deze regeling dat dit percentage geleidelijk naar vrijwel nul daalde.

Uit de jaarlijkse 20-f rapporten van Shell aan de SEC (de toezichthouder op de Amerikaanse beurzen) laat zich distilleren hoe de waarde en de reserves van de NAM voor Shell zich van 2012 tot nu ontwikkelden. Op basis hiervan kan men ook een schatting maken van hoe de waarde van Groningen voor Shell zich ontwikkelde.

De waarde van Groningen voor Shell daalde van ongeveer $ 5 miljard (in 2012) tot vrijwel nul (eind 2017; vlak voor Zeerijp). Het laatste overgebleven restje waarde werd bij de presentatie van de eerste kwartaalcijfers dit jaar door Shell volledig afgeschreven. Het is aannemelijk dat die waarde, na het recente afbouwplan voor de productie in Groningen, nu zelfs negatief is geworden. Het staat in schril contrast met de grote waarde die Groningen nog steeds voor de staat heeft. Groningen is voor de staat nog steeds een winstmaker maar voor Shell is het nu een kostenpost.

Dit alles is het logische gevolg van de steeds hoger wordende schatting van toekomstige kosten gerelateerd aan schades, de waardevermindering van huizen en versterkingsoperaties (kosten die voor een relatief groot deel op het conto van de NAM komen) in combinatie met een dalende gasproductie en gasprijzen.

Het bovenstaande impliceert dat het geen gegeven is dat de NAM aandeelhouders de gaswinning in Groningen ook willen continueren. Misschien wordt het voor hen wel financieel aantrekkelijker om met die gaswinning te stoppen. Dat is iets wat minister Wiebes niet kan laten gebeuren; voorlopig kunnen wij nog niet zonder het gas uit Groningen.

Een aanpassing van de verdeling van kosten en opbrengsten is dan ook onvermijdelijk. Daarover is de afgelopen maanden achter de schermen in Den Haag onderhandeld. Daarnaast heeft de minister een winningsplicht voor Groningen in het concept van de nieuwe Mijnbouwwet opgenomen. Het is het ultieme machtsmiddel om te voorkomen dat Shell en ExxonMobil hier uitstappen. Het heeft ook een keerzijde voor de staat: als men de NAM verplicht om boven een zeker minimum niveau te produceren moet dat wel consequenties hebben voor de aansprakelijkheid wat betreft de schade.

 

Jilles van den Beukel is geofysicus en werkte ruim 25 jaar voor Shell (laatstelijk als een principal geoscientist). Sinds 2016 schrijft hij over energie.

 

 

O Nederland, let op uw saeck

NRC, 13-3-2018

Lucia van Geuns en Jilles van den Beukel

Na Zeerijp wordt er nu een afbouwplan voor Gronings gas uit de grond gestampt. Minister Wiebes streeft ernaar dat de productie zo snel mogelijk van 21.6 naar 12 miljard kuub per jaar wordt teruggebracht. Hij heeft 200 grootverbruikers laten weten dat zij 4 jaar de tijd krijgen om van het Gronings gas af te stappen.

Naar aanleiding van de TNO scenario’s uit 2017 over de toekomst van gas in Nederland werd opgemerkt dat het tijdstip waarop Nederland een netto-importeur van gas kan worden te vroeg werd ingeschat. Nu lijkt het goed mogelijk dat dit rond 2021 (het meest conservatieve scenario) reeds gaat plaats vinden.

Toch kan Zeerijp moeilijk een verrassing worden genoemd. Uit het Groningen winningsplan kan worden afgeleid dat de jaarlijkse kans op een dergelijke beving van magnitude 3.4 of groter op ongeveer 25% geschat wordt. De vraag laat zich stellen hoe goed Nederland is voorbereid op alle mogelijke scenario’s. Tot nu toe lijken wij, sinds de Huizinge beving in 2012, steeds te worden overvallen door events.

 

Daarbij spelen niet alleen de onzekerheid in de toekomstige seismische intensiteit en de maatschappelijke onrust in Groningen een rol. Naar onze inschatting is het geen gegeven dat de NAM aandeelhouders (Shell en ExxonMobil) de gasproductie hier op de lange termijn (daarbij kan men denken aan een termijn van 1 of 2 decennia maar ook aan een termijn van 1 of 2 jaren) zullen continueren. Schattingen van toekomstige kosten lopen nu snel op. De hoeveelheid seismische energie die vrijkomt per eenheid geproduceerd gas neemt al decennia lang geleidelijk toe. Het is geen gegeven, maar wel waarschijnlijk, dat deze trend zich zal voortzetten.

Wij zien bij de NAM nu een verschuiving van focus van het op korte termijn op peil houden van productie en winst naar het op lange termijn zo goed mogelijk hieruit springen. De relatief conservatieve risico-inschatting blijft niet langer op de achtergrond. Er wordt nu duidelijk gesteld dat de enige manier om een aardbeving als Zeerijp volledig uit te sluiten het terugbrengen van de productie naar nul is. Bij een halvering van de productie zal de kans op een dergelijke beving volgens de NAM ruwweg halveren.

Shell en ExxonMobil zijn geen charitatieve instellingen. Zodra stoppen voor hen financieel aantrekkelijker wordt dan voortzetting van de productie zullen zij stoppen. Het zal afhangen van hoe enerzijds gasprijzen en productie en anderzijds kosten van schade, waardevermindering en versterking van huizen zich zullen ontwikkelen. Voor de NAM (met ongeveer 10% van de opbrengst en 36% van deze kosten) wordt dit omslagpunt veel eerder bereikt dan voor de staat. Dat de winstuitkering van de NAM aan de aandeelhouders de afgelopen jaren geleidelijk is gedaald naar nul is een veeg teken.

Op dit moment staat Groningen nog met een grote hoeveelheid bewezen reserves in de boeken van Shell en ExxonMobil. Bewezen reserves vereisen een reasonable certainty dat ze geproduceerd kunnen worden. Als een substantieel deel van deze bewezen reserves ooit wordt afgeboekt geeft dat aan dat een exit point  dichterbij komt.

 

Het is, gezien onze grote afhankelijkheid van gas, geen aanlokkelijk scenario voor de minister. De concessie lijkt, in de huidige situatie, onverkoopbaar aan een andere gasproducent. Mogelijk is de enige wijze om de gasproductie te continueren een overname door de staat. In de praktijk lijkt dat alleen mogelijk als de NAM op de huidige wijze blijft functioneren met de staat (bijvoorbeeld via overheidsbedrijf EBN) als enige aandeelhouder.

Het is tijd dat we ons gaan voorbereiden op dit soort scenario’s.

 

Lucia van Geuns is adviseur energie bij HCSS (Den Haag Centrum voor Strategische Studies). Jilles van den Beukel is geofysicus en energie analist. Beiden werkten in het verleden voor Shell.

 

Hansa’s Lower Rotliegend Ruby discovery: a gamechanger for Dutch gas exploration?

With a reported volume of 7 BcM (in place) / 6 BcM (recoverable) this discovery is substantially larger than other recent Dutch gas discoveries. For comparison: typical Dutch gas exploration wells target about 0.1 – 1.0 BcM (onshore) or 0.5 – 2.0 BcM (offshore). Since the 1980’s these kind of discoveries have become increasingly rare (Grijskerk, 1990, about 10 Bcm; K15-FK, 2001,about 8 BcM; both in place volumes).

The importance of the Ruby discovery (N05-1) is not so much the volume found, however, but rather that it opens up a new play. So far virtually all Dutch gas production came from the Slochteren sands in the Upper Rotliegend. The Ruby well, on the other hand, targeted Lower Rotliegend Havel sands. No gas has been produced from the Lower Rotliegend Havel and Findorf sands in the Netherlands. A single Havel sand discovery in the adjacent German offshore (L1-Alpha) has never been developed.

The current discovery will in all likelihood lead to the testing of similar prospect in the Hansa-operated Gems and 4Quads areas. Hansa here estimates potential volumes of 50 BcM (Gems area) and 100 BcM (4Quads area). To what extent these other prospects have been de-risked by the current well is as yet unclear. In addition, the current discovery will revive interest in this play over a much larger area – both offshore the Netherlands and offshore Germany. For comparison: Gas production from the giant Groningen field has recently been lowered to 21.6 BcM per year.

Key to the current success is the optimum (for the Lower Rotliegend target) acquisition and reprocessing of 3D seismic, enabling delineation of these relatively thin sands. As for several other important North Sea discoveries this discovery has not been made by one of the major producers but instead by a small niche exploration company (UK-based Hansa Hydrocarbons).

Exploration for gas in the Netherlands has seen a large decrease in activity over the recent years due to a combination of creaming of existing plays, low gas prices and the current anti-gas climate in the Netherlands. This discovery will revive interest; in particular in the offshore where opposition to a new field development is less vehement.

Hansa Fig1

Stratigraphic overview and Havel sands seismic signature (source)

 

Ruby volumes

Whereas Hansa has not reported post drill volumes for Ruby, EBN, EZ have now reported a volume of 7 BcM (in place) / 6 BcM recoverable. It not clear whether they were referring to a volume proved up by the well or a new mid-case volume. A downdip sidetrack also encountered gas.

The N05-1 well encountered 24 m of net sand with high permeability. The discovery well was flow tested at a maximum rate of 53 MMscf/day (constrained). The reservoir quality in the well thus seems to be of sufficiently high quality to warrant a 80 – 90 % recovery factor (unless faulting severely compartmentalizes the field; something that cannot be excluded given the relatively small thickness of the sands).

It seems very likely that the discovery will be commercial (cutoff volume for a new Dutch offshore development being of the order of 1.5 – 2.0 BcM). The NGT pipeline is at a distance of approximately 20 km.

The Hansa website gives a 2 tcf (57 BcM) estimate for total volumes in pace for the Gems area (unrisked). This could correspond to a total (unrisked) recoverable volume of some 50 BcM. As yet only the two partners may have an informed view on how realistic this 2 tcf estimate is.

Hansa Fig2

Ruby development

In all likelihood, an FDP (Field Development Plan) will now be written for Ruby (which will also contain more information on post drill volumes). FID (Final Investment Decision) may be taken in 2-3 years; first gas in 4-5 years.

I would expect that at some stage operatorship will be transferred from Hansa to another company (either an existing partner or a new one). I doubt that Hansa has the ambition to remain operator throughout the development/production phase. It is quite conceivable that they will sell a part of their share in Ruby to finance their remaining share in Ruby development and to fund exploration elsewhere (exploration being their core competence).

Potentially ONE (Oranje Nassau Energy), one of their existing partners, may be interested to become operator for the development / production phase.

Alternatively, one of the established bigger Dutch gas producers may be interested:
– NAM. Seems unlikely. NAM has its hands full with issues related to the major Groningen field. It seems less interested in other small Dutch gas fields and may at some stage start to sell its existing smaller assets.
– Engie/GdF. Five years ago this would have been the most likely candidate. It is now occupied with a transition from fossil to renewables (accompanied by an internal French power struggle).
– Wintershall. Could be a candidate. Potential synergies with the German offshore where some of its acreage has potential for this play.
– Total. Could be a candidate. Total is increasing its focus on the North Sea. Its Dutch licenses In the K4, K5 area also have Lower Rotliegend potential.
– Vermilion. Could be a candidate. Now also operates Corrib (offshore Ireland). Its reputation as a low cost operator may help. It has generated quite some local resistance wrt its onshore Dutch developments though.

Further exploration

Testing and development of this play in the Dutch offshore will involve several stages:
– Development of the current development of (minimum?) 6 BcM.
– Other prospects in the GEms area (in total, pre-Ruby, estimated at 50 BcM). How much is the de-risking as a consequence of the Ruby discovery? Will post Ruby POS’s (probability of success) be say 25, 50 or 75%? It seems likely that at least some of these other GEms prospects will be tested.
– Other prospects in the 4Quads area further North. Hansa gives an (unrisked) in-place volume of 100 BcM for the megaclosure Kampen prospect. It now states that this is currently seen as the next prospect to be tested (2018/2019?).
– These sands could potentially be present over a very large E-W trending area in the Dutch and German offshore. Hansa will have had good reasons to focus on the current areas. How about the other areas?

My back of the envelope (educated?) guess for this play (risked): 40 BcM.
With still a huge uncertainty range: 6 – 40 – 300 BcM. The magnitude of this range will diminish over the coming years.

For the NGO’s

OK, the reflex is to be 100% against this. But take a breath. Why not?

Some areas in the North Sea will experience a few cm of subsidence. So what?

It seems unlikely that gas production from these relatively thin sands can induce earthquakes in the North Sea. But even if it does: so what?

Production of this gas will result in less Russian gas import into Europe. Russian gas has a 25 % larger net footprint compared to Dutch gas.

So advocate that a substantial part of the proceeds of this gas are used to finance a much needed energy transition. Let some of the proceeds go to Groningen to support a struggling economy in this area. Those people, after all they have endured from Groningen earthquakes, deserve some support.