Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas. Rapport t.b.v. structuurvisie schaliegas

Transcriptie

1 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas Rapport t.b.v. structuurvisie schaliegas AUTEUR(S) EBN DATUM 27 oktober 214

2 Inhoud 1. Inleiding Ontwikkelconcept Voorbeeldwinning Schaliegas Productie Kosten Gasprijs Waardering voorbeeldwinning schaliegas Voorbeeldwinning schalie-olie Ontwikkelconcept Productie Kosten Olieprijs Waardering voorbeeldwinning schalie-olie Verantwoording scenario s Waterverbruik ten behoeve van hydraulic fracturing Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

3 1. Inleiding In 211 heeft EBN, in samenwerking met Halliburton, Tetratech en Royal Haskoning DHV een zogeheten Notional Field Development Plan (NFDP) uitgewerkt voor een eventuele ontwikkeling van gas uit schalie in Noord-Brabant. Dit plan ging uit van een ontwikkeling bestaande uit 38 boor- en productielocaties (well pads) met in totaliteit 319 putten. Daarnaast omvatte het plan de benodigde faciliteiten voor compressie en behandeling van gas alsmede de leidingen die de productielocaties en faciliteiten met elkaar verbonden en het gas evacueerde naar het landelijke gasnetwerk. Het NFDP is de enige economische en technische studie naar een schaliegaswinning in Nederland waarbij specifiek gebruik is gemaakt van gegevens van de zowel de Nederlandse ondergrond als bovengrond. In dit rapport wordt op verzoek van EZ een kleinschaliger voorbeeldontwikkeling beschreven. Hierbij wordt gebruik gemaakt van dezelfde gegevens van de ondergrond die ook in het NFDP zijn gebruikt. Er zijn, op verzoek van EZ, twee varianten op de voorbeeldwinning doorgerekend. De eerste variant van deze voorbeeldwinningen betreft een schaliegasontwikkeling van 13 boor- en productielocaties (pads) met in totaal 13 putten. Aangenomen is dat er twee rigs (boortorens) worden ingezet om deze putten te boren. De faciliteiten voor de winning, reiniging en transport van het gas en het benodigde en het gebruikte water zijn vanuit het NFDP geschaald conform de jaarlijkse verwachte gasproductie. De tweede variant betreft een voorbeeldwinning waarbij uit de schalie voornamelijk olie wordt geproduceerd (en enig gas). Aangenomen wordt, dat deze schalie-olie ontwikkeling met evenveel boor- en productielocaties (pads) wordt ontwikkeld en met hetzelfde aantal putten als de gasvariant: 13 pads respectievelijk 13 putten. Om alle parameters en aannames uit het oorspronkelijke NFDP realistisch te kunnen schalen is ook voor deze twee varianten op de voorbeeldwinning Noord- Brabant gekozen als conceptuele locatie. 2. Ontwikkelconcept In dit rapport worden beide varianten op de voorbeeldwinning beschreven. Hoewel er veel overeenkomsten zijn tussen de gas- en olievariant, zijn er ook een aantal verschillen. Zo zijn beide winningen identiek in schaal en fasering. De grootste verschillen ontstaan in de faciliteiten, de OPEX en de economie. Deze verschillen worden nader belicht in de beschrijving van beide varianten op de voorbeeldwinning. In het laatste hoofdstuk wordt ook het waterverbruik nader toegelicht. Een conventionele gas- of oliewinning (zoals het Groningenveld) wordt na een investeringsbeslissing in grotendeels één keer ontwikkeld en nadat zij in productie is genomen, wordt de investering terugverdiend. Een schaliegas ontwikkeling heeft een ander patroon. Na een initiële investering van enkele pads wordt opnieuw geëvalueerd of een nieuwe pad wordt ontwikkeld. Uitgaande van de opbrengsten en kosten van de vorige pads wordt gekeken of een volgende pad kan renderen. Een dergelijke modulaire aanpak kan voordelig zijn omdat sneller dan bij een conventioneel gasveld de productie en verdere ontwikkeling gestaakt kan worden op het moment dat de gas- of olieprijs te laag is en de jaarlijkse operationele kosten te hoog worden. Voor de onderstaande berekeningen van de voorbeeldwinning is aangenomen dat de investeringsbeslissing voor de volledige ontwikkeling aan het begin van het project is gemaakt en dat de volledige looptijd wordt uitgevoerd. In de realiteit en gezien de modulaire aanpak, zal dit een gefaseerde beslissing zijn, ongeacht of de geproduceerde koolwaterstof gas of olie is. 3 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

4 3. Voorbeeldwinning Schaliegas De putten en infrastructuur worden ontwikkeld volgens wat EBN een Nomad scenario noemt. Vanaf een centrale compressie/behandel unit, die in de nabijheid van een Gasunie hoofdtransportleiding wordt gesitueerd, worden de initiële pads ontwikkeld. Naarmate de tijd vordert (de hele ontwikkeling duurt circa 14 jaar) zullen nieuwe pads steeds verder van de centrale faciliteit af komen te liggen. De pads worden geclusterd in groepen van 4, ten behoeve waarvan een infield compressor wordt geïnstalleerd. Totaal zijn dat drie compressoren. De 13e pad wordt ondergebracht bij het eerste cluster op het moment dat de eerste 4 pads zodanig in productie zijn teruggelopen dat de eerste compressor dit 13 e pad kan bedienen. De 13 pads komen overeen met wat in het NFDP bekend stond als de noordwestelijke sector (netwerk van pads en leidingen) plus 1 extra pad. Deze 13 pads omvatten oorspronkelijk echter geen 13 maar 19 putten. Ten behoeve van het 13/13 scenario zijn daarom 21 extra putten toegevoegd, die zijn ondergebracht op de pads met minder dan 1 putten. Het onderstaande kaartje laat zien hoe zo n ontwikkeling van 13 pads, gebaseerd op het NFDP, er conceptueel in de ruimte uit zou kunnen zien. Onderstaande figuur is een schematische weergave van de 13 pads met 1 putten per pad, 3 pads met infield compressie, pijpleidingen en centrale behandelingsinstallatie. De totale gedraineerde oppervlakte van deze ontwikkeling is ongeveer 15-2 km 2. 4 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

5 Mln m3 per year Onderstaande figuur laat het aantal producerende putten per jaar zien. In de periode worden 12 boorlocaties met 19 putten gerealiseerd. De dertiende pad wordt aangesloten op de eerste infield compressor. In de periode worden 21 putten geboord bij de bestaande boorlocaties Aantal putten in productie Onderstaande figuur visualiseert de ingebruikname van de compressors in de tijd en hun doorvoer door de jaren. Bij compressor 1 is de toevoeging van de 13 e pad zichtbaar als een tweede piek in de doorvoer. Bij de andere twee compressoren zijn het in bedrijf komen van de extra 21 putten eveneens zichtbaar als twee extra pieken na de eerste piek. Naast de infield compressoren is er ook nog een centrale compressie faciliteit waar het gas naar Gasunie druk gebracht wordt. Throughput per infield compressor Compressor 1 Compressor 2 Compressor 3 5 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

6 Mln m3 per jaar Mln m3 per jaar 3.1 Productie Onderstaande figuur toont het productieprofiel van de gasvariant van de voorbeeldwinning, in mln. m 3 (TQ) per jaar, van alle 13 putten. Het cumulatieve volume bedraagt 29, mld. m 3 (TQ). Voor dit productieprofiel is aangenomen dat 13 pads en 13 putten worden ontwikkeld en produceren volgens de verwachte looptijd. Deze 13 putten eindigen alle met een horizontale boorsectie in de 3 m dikke Posidonia Formatie. Dit horizontale deel van de boorsectie is of 15 m lang (77 putten) of 25 m lang (53 putten). Deze keuze is bepaald op basis van de specifieke ondergrond in oost Noord-Brabant, waar de Posidonia formatie zich gemiddeld op een diepte bevindt van 3 m of meer. Putten met een horizontale ondergrondse sectie van 25 m worden alleen daar geboord, waar de afstand tussen de breuken een dergelijk lange sectie toestaat. De veronderstelde boortijd van deze putten is respectievelijk 2 en 3 maanden Wells 2 Rigs productieprofiel Onderstaande figuur toont het productieprofiel van een enkele put, zowel voor een 15 meter put als voor een 25 meter put. Deze hebben respectievelijk een cumulatief volume van 193 mln. m 3 en 266 mln. m 3. Productieprofiel per put Jaar 15 meter put 25 meter put 6 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

7 EUR Mln RT EUR Mln RT Kosten In 211 zijn kostenschattingen gemaakt van alle onderdelen van het NFDP: CAPEX (Capital expenditures, voor rigs, leidingen en faciliteiten), OPEX (Operational expenditures, de jaarlijkse lopende kosten) en ABEX (Abandonment expenditures, de kosten verband houdende met het opruimen van de productiemiddelen). Deze kosten zijn voor deze analyse met 2% per jaar geïnfleerd. Tevens is de hele ontwikkeling 3 jaar doorgeschoven in de tijd: Het begin van de gasproductieis nu voorzien voor 22, voorafgegaan door 3 jaar van investeren. CAPEX De kosten om de 13 putten te realiseren zijn in onderstaande figuur weergegeven. CAPEX 2 Rigs 13 Putten boren + fraccing Boren Fraccing Cumulative Boren+Fracc. Cumulatief is er, uitgedrukt in euro s Real Term 214, een bedrag van EUR 1,8 mld. benodigd voor de putten. Nominaal, uitgaand van een jaarlijkse stijging van de kosten met 2%, is dat EUR 2,3 mld. Deze kosten zijn gebaseerd op de aannames dat de boorkosten voor 77 kortere putten EUR 9, mln. per put (RT14) bedragen en voor de langere 53 putten EUR 11,7 per put. De respectievelijke hydraulic fracturing kosten bedragen EUR 3,2 mln. en EUR 5,3 mln. (Real Term 214). De cumulatieve investeringskosten voor bovengrondse zaken bedragen EUR,26 mld. RT 214; nominaal EUR,3 mld. Hieronder zijn deze in de tijd uitgezet. Het gaat hier om de putlocaties, een drietal infield compressor stations en een centrale behandel- en compressie faciliteit, alsmede alle leidingen. 13 Putten 2 Rigs CAPEX faciliteiten + pijpleidingen Faciliteiten Pijpleidingen Cumulatief Fac.+Pijpl. 7 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

8 EUR Mln RT 214 OPEX De ontwikkeling van gas uit schalie kent relatief hoge operationele (jaarlijkse) kosten, met name door de compressie. Onderstaande figuur toont de OPEX in de tijd. Cumulatief bedragen deze EUR 1,2 mld. (RT 214). Nominaal bedragen de cumulatieve OPEX EUR 1,9 mld OPEX Pads en Putten Facilities en Leidingen Totaal cumulatief De totale kosten die voor de gas-variant van de voorbeeldwinning worden verondersteld (inclusief ABEX: de kosten voor het opruimen) bedragen EUR 3,4 mld. (RT 214). Dat is EUR 12 ct/m 3. Ter vergelijking: EBN s portfolio van kleine velden (on- en offshore) kennen globaal een kostenniveau van 1 ct/m 3, met een stijgende trend. 3.3 Gasprijs Gegeven de horizon van het hier geanalyseerde scenario is de te verwachten prijs een zeer ongewisse grootheid. EBN placht hier mee om te gaan door meerdere prijsscenario s te beschouwen. In dit document wordt de ontwikkeling bij vier prijsniveaus gewaardeerd: ct/m 3 (RT 214). Dit zijn prijzen voor een m 3 gas van Groningen kwaliteit (35,17 MJ). De veronderstelde GHV (calorische waarde) van 39 MJ/m 3 van het gas uit schalie maakt dat de daadwerkelijke opbrengstprijs navenant hoger ligt wanneer het omgerekend wordt naar equivalenten gas van Groningen kwaliteit (GE). 3.4 Waardering voorbeeldwinning schaliegas Hieronder volgt de waardering van dit project voor de operator en eventuele andere private investeerders ( de vergunninghouder ), die gezamenlijk 6% van de kosten dragen en opbrengsten genieten. De andere 4% wordt geïnvesteerd door EBN, dat zijn winst uit het project in de vorm van vennootschapsbelasting (Vpb) en dividend afdraagt aan de Staat. De Staat ontvangt tevens de afdrachten die de vergunninghouder uit hoofde van de Mijnbouwwet verschuldigd is (cijns en winstaandeel), alsmede diens Vpb. Hierna wordt voor de vergunninghouder en voor de Staat de nominaal te ontvangen waarde uit dit project weergegeven, maar wat relevanter is: de Netto Contante Waarde (NPV) van de toekomstige cashflows uit het project. Daarbij is voor de vergunninghouder een disconteringsvoet van 1% gehanteerd, hetgeen diens (minimale) rendementseis geacht wordt te zijn. Voor de Staat heeft de tijdwaarde van geld een andere betekenis, hetgeen wordt weerspiegeld door de cashflow van de Staat tegen 5% contant te maken. Voor de vergunninghouder geven we tevens de Internal Rate of Return (IRR) weer: het rendement van het project. 8 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

9 EUR Mln EUR Mln nominaal Onderstaande figuur geeft de in dit project gegenereerde 1% nominale bruto cashflow weer, op jaarbasis en cumulatief, in het base case prijsscenario van 25 ct/m 3 GE. Dit weerspiegelt de economische waarde die wordt gegenereerd, en door de deelnemende partijen (vergunninghouder en Staat) wordt verdeeld. Project cashflow Per jaar Cumulatief De investeringsbeslissing wordt genomen door de vergunninghouder. Voor de investeringsbeslissing is het van doorslaggevend belang dat diens NPV(1%) positief is. Bij een gasprijs van EUR 25 ct/m 3 bedraagt die NPV EUR,2 mld. Na het nemen van de investeringsbeslissing wordt er in totaal EUR 7, mld. winst voor belasting gegenereerd. Hiervan komt EUR 4,8 mld toe aan de Staat. De vergunninghouder houdt er, na aftrek van afdrachten/belastingen, nominaal EUR 2,1 mld. (31%) aan over. Voor de vergunninghouder bestaat het verschil tussen bruto- en netto winst uit cijns, winstaandeel en Vpb. De cijns is productie/omzet gerelateerd, de andere twee zijn winst gerelateerd. Naarmate de productie in een kalenderjaar hoger is stijgt het percentage van de omzet dat de vergunninghouder als cijns afdraagt. In de gasvariant van de voorbeeldwinning is dit percentage 2,8%. Cashflow vergunninghouder Netto per jaar Cumulatief, nominaal Contant(1%) De waarde die naar de Staat vloeit (EUR 4,8 mld.) komt via EBN en in de vorm van belasting/afdrachten van de vergunninghouder. Onderstaande figuur geeft dit weer, waarbij EBN s aandeel in deze figuur EBN s cashflow uit hoofde van het project representeert. 9 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

10 Onderstaande tabel vat de resultaten samen, voor de vier prijsscenario s. Op grond van de veronderstellingen in de voorbeeldwinning blijkt een economisch rendabele ontwikkeling reëel bij een gasprijs van 2 cent of hoger. Prijs (ct/m3) EUR mld. Project Vergunninghouder Staat Nominaal Nominaal NPV(1%) IRR Nominaal NPV(5%) 15 2,4,8 -,1 7% 1,6,6 2 4,7 1,5, 11% 3,2 1,3 25 7, 2,1,2 15% 4,8 2, 3 9,3 2,8,3 18% 6,5 2,6 1 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

11 Mln.bbl per jaar 4. Voorbeeldwinning schalie-olie 4.1 Ontwikkelconcept Net als bij de voorbeeldwinning gas, wordt ook in dit scenario aangenomen is dat er twee rigs worden ingezet om de putten te boren. Vanaf een centrale behandelingsinstallatie worden de initiële pads ontwikkeld. Naarmate de tijd vordert (de hele ontwikkeling duurt circa 14 jaar) zullen nieuwe pads steeds verder van de centrale faciliteit af komen te liggen. Dit is vergelijkbaar met de aanpak voor gas. De optimale locatiekeuze van de centrale faciliteit is voor olie echter mogelijk anders dan voor gas. Wat betreft het ontwerp van de putten en de boor- en productielocaties (de pads) is er weinig verschil met de gas situatie. EBN heeft voor deze olie ontwikkeling een globaal ontwerp gemaakt van de benodigde faciliteiten op de puttenclusters en de centrale locatie. Hiervoor is een begroting opgesteld. In dit scenario wordt de olie via een pijpleiding afgevoerd naar een afnamepunt op een afstand van 5 km. Omdat de locaties van de pads identiek zijn aan de voorbeeldontwikkeling van gas, is de totale gedraineerde oppervlakte van deze ontwikkeling is eveneens ongeveer 15-2 km Productie Onderstaande figuur toont het productieprofiel van de schalie-olie voorbeeldwinning, in mln. barrels per jaar, voor alle 13 putten. Het cumulatieve volume bedraagt 88 mln. bbl (plus 2, mld m 3 gas). bij het berekenen van de verwachte olieproductie is aangenomen dat de schalieformatie voor zowel olie als gas dezelfde doorlatendheid heeft. Er is echter een risico dat de doorlatendheid voor olie lager is. Daarom heeft EBN tevens een situatie met lagere productiviteit doorgerekend. Die genereert een cumulatief volume van 37 mln. bbl (en,9 mld. m 3 gas). Aangenomen is, dat de kwaliteit van de olie vergelijkbaar is als die van representatieve olievelden in Nederland waarvan bekend is dat de olie afkomstig is uit de Posidonia formatie. Voor deze analyse is olie uit het Amstelveld als representatief genomen (36 API). Net als in de gasvariant eindigen alle 13 putten met een horizontale sectie van 15 m lang (77 putten) of 25 m lang (53 putten) in de Posidonia formatie. De keuze voor een lange of kortere horizontale sectie is afhankelijk van de aanwezigheid van de Posidonia formatie in het studie gebied. De veronderstelde boortijd van deze putten is respectievelijk 2 en 3 maanden. 6, 13 Wells 2 Rigs productieprofiel 5, 4, 3, 2, 1, base case productiviteit low case productiviteit 11 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

12 4.3 Kosten CAPEX De kostenschatting voor de putten is gebaseerd op de 211 schatting (geïnfleerd) van het NFDP, waaraan toegevoegd een ESP (electrisch dompelpomp) van EUR,2 mln RT214 per put. Zowel in de gas- als olievariant van de voorbeeldwinning wordt de CAPEX sterk gedomineerd door de putkosten. De onderstaande figuur geeft de CAPEX voor een olie-ontwikkeling weer. Cumulatief is er derhalve, uitgedrukt in euro s Real Term 214, een bedrag van EUR 1,9 mld. benodigd voor de putten. Nominaal, uitgaand van een jaarlijkse stijging van de kosten met 2%, is dat EUR 2,3 mld. Deze kosten zijn gebaseerd op de aannames dat de boorkosten voor 77 putten EUR 9, mln. per put (RT214) bedragen en voor de langere 53 putten EUR 11,7 per put (excl. ESP). De respectievelijke hydraulic fracturing kosten bedragen EUR 3,2 mln. en EUR 5,3 mln. (RT214). De cumulatieve investeringskosten voor bovengrondse zaken bedragen EUR,32 mld. RT214; nominaal EUR,38 mld. De belangrijkste bovengrondse installatie is de centrale inrichting waarin het geproduceerde olie en het geassocieerde gas op verkoopcondities wordt gebracht. Voor de olie dient een oliestabilisatie inrichting met opslag te worden voorzien, voor het geassocieerde gas is dit een gasbehandelingsinstallatie met compressie. Vergeleken met de voorbeeldwinning gas is die laatste de compressie installatie aanzienlijk kleiner, maar is vanwege de oliestabilisatie de technische complexiteit groter. OPEX Net zoals gas kent ook de ontwikkeling van olie uit schalie relatief hoge operationele (jaarlijkse) kosten. Onderstaande figuur toont de OPEX in de tijd, uitgesplitst naar een aantal categorieën. Cumulatief bedragen deze EUR 1,3 mld. (RT14). Nominaal bedragen de cumulatieve OPEX EUR 2, mld. Dit is dus aanzienlijk hoger dan de OPEX voor de voorbeeldontwikkeling gas. Dit wordt mede veroorzaakt door het feit dat in de olievariant zowel gas als olie wordt geproduceerd. Beide stromen zullen behandeld en afgevoerd moeten worden. Daarnaast brengt het gebruik van de ESP s hoge elektriciteits- en onderhoudskosten met zich mee. Bovendien is de oliestabilisatie, waarin in essentie de olie wordt gekookt zodat alle vluchtige componenten kunnen worden afgescheiden een energie-intensieve, en dus kostbare, operatie. 12 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

13 EUR Mln. RT OPEX Facilities Putten ESP's Personeel Overig Cumulatief De totale kosten die voor dit 13/13 scenario worden verondersteld (inclusief ABEX) bedragen EUR 3,7 mld. RT 214. Dat is EUR 42 /bbl. 4.4 Olieprijs Gegeven de horizon van het hier geanalyseerde scenario is de te verwachten prijs een zeer ongewisse grootheid. Daarom wordt ook de schalie-olie voorbeeldwinning bij drie prijsniveaus gewaardeerd: EUR 8 /bbl is de base case prijs, waar omheen een hoog (+2% oftewel EUR 96 /bbl) en een laag (-2% oftewel EUR 64 /bbl) niveau zijn gekozen. 4.5 Waardering voorbeeldwinning schalie-olie Hieronder volgt de waardering van dit project voor de operator en eventuele andere private investeerders ( de vergunninghouder ), die gezamenlijk 6% van de kosten dragen en opbrengsten genieten. De andere 4% wordt geïnvesteerd door EBN, dat zijn winst uit het project in de vorm van vennootschapsbelasting (Vpb) en dividend afdraagt aan de Staat. De Staat ontvangt tevens de afdrachten die de vergunninghouder uit hoofde van de Mijnbouwwet verschuldigd is (cijns en winstaandeel), alsmede diens Vpb. Hierna wordt voor de vergunninghouder en voor de Staat de nominaal te ontvangen waarde uit dit project weergegeven, maar wat relevanter is: de Netto Contante Waarde(NPV) van de toekomstige cashflows uit het project. Daarbij is voor de vergunninghouder een disconteringsvoet van 1% gehanteerd, hetgeen diens (minimale) rendementseis geacht wordt te zijn. Voor de Staat heeft de tijdwaarde van geld een andere betekenis, hetgeen wordt weerspiegeld door de cashflow van de Staat tegen 5% contant te maken. Voor de vergunninghouder geven we tevens de Internal Rate of Return (IRR) weer: het rendement van het project. Onderstaande figuur geeft de in dit project gegeneerde 1% nominale bruto cashflow weer, op jaarbasis en cumulatief, in het base case prijsscenario van 8/ bbl. Dit weerspiegelt de economische waarde die wordt gegenereerd, en door de stakeholders (vergunninghouder en Staat) wordt verdeeld. 13 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

14 EUR Mln EUR Mln nominaal Project cashflow Per jaar Cumulatief In totaal wordt er nominaal EUR 6,4 mld. winst voor belasting gegenereerd. De vergunninghouder houdt hier, na aftrek van afdrachten/belastingen, nominaal EUR 2, mld. (32%) van over. Voor de investeringsbeslissing, die genomen wordt door de vergunninghouder, is van belang dat de NPV(1%) positief is. De NPV(1%) van de voorbeeldwinning schalie-olie is EUR,1 mld. Voor de vergunninghouder bestaat het verschil tussen bruto- en netto winst uit cijns, winstaandeel en Vpb. De cijns is productie/omzet gerelateerd, de andere twee zijn winst gerelateerd. Naarmate de productie in een kalenderjaar hoger is stijgt het percentage van de omzet dat de vergunninghouder als cijns afdraagt. In de base voorbeeldwinning schalie-olie is dit percentage 1,4%. Cashflow vergunninghouder Netto per jaar Cumulatief, nominaal Contant(1%) De resterende waarde (EUR 4,4 mld.) vloeit naar de Staat, via EBN en in de vorm van belasting/afdrachten van de vergunninghouder. Onderstaande figuur geeft dit weer, waarbij EBN s aandeel in deze figuur EBN s cashflow uit hoofde van het project representeert. 14 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

15 Onderstaande tabel vat de resultaten samen, voor de drie prijsscenario s. Op grond van de veronderstellingen in deze voorbeeldwinning blijkt een economisch rendabele ontwikkeling reëel. Prijs (EUR/bbl) Base case productiviteit Project Vergunninghouder Staat Nominaal Nominaal NPV(1%) IRR Nominaal NPV(5%) EUR mld. EUR mld. EUR mld. EUR mld. 64 4,1 1,3 -,1 8% 2,8 1, 8 6,4 2,,1 12% 4,4 1,6 96 8,6 2,7,2 15% 5,9 2,2 De resultaten van het scenario met een lagere olie-productiviteit zijn overduidelijk niet economisch. Voor de vergunninghouder is zelfs in het hoge prijsscenario de IRR niet meer dan 4%. 15 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

16 5. Verantwoording scenario s EBN heeft voor de voorbeeldwinning van EZ twee scenario s doorgerekend. In de gasvariant werd 1% droog gas geproduceerd, in de olievariant hoofdzakelijk olie en een kleine hoeveelheid gas. In werkelijkheid zijn ook tussenvarianten heel goed mogelijk. De onderstaande kaart is gebaseerd op werk van TNO en toont de gebieden waarop de kans op olie in de Posidonia schalie het grootst is. Hierop is goed te zien dat Noord-Brabant, de hypothetische locatie van de voorbeeldwinning, zich waarschijnlijk op het grensgebied tussen olie en gas bevindt. Voor deze regio is het dus ook heel goed mogelijk dat een tussenvariant van condensaatrijk gas (zogenaamd wet gas ) uit de schalie geproduceerd gaat worden. De keuze van twee scenario s droog gas en hoofdzakelijk olie zijn uitersten en daardoor zijn alle tussenvarianten ook afgedekt. Ook deze varianten zullen economisch ontwikkeld kunnen worden volgens de gehanteerde criteria van deze twee uitgewerkte scenario s van de voorbeeldwinning. 16 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

17 Waterverbruik ten behoeve van hydraulic fracturing Per hydraulic fracture wordt 238,5 m 3 water gebruikt of wel 5247 m 3 voor 22 fracs in de horizontale put van 15 m en 8586 m 3 voor 36 fracs in de horizontale put van 25 m. Deze volumes zijn identiek aan de volumes die in het NFDP voor deze putten aangenomen zijn. De benodigde water volumes zijn in de schaliegas en schalieolie case gelijk omdat er even veel en even grote fracs aangenomen zijn. Net als in het NFDP wordt geen formatie water geproduceerd. Het enige water dat geproduceerd wordt is flowback en condens water. Aangezien er in de schaliegas case meer gas geproduceerd wordt zal daar ook meer condens water geproduceerd worden. Water ten behoeve van het boren is in deze analyse niet mee genomen, omdat deze volumes erg klein zijn vergeleken met het waterverbruik van hydraulic fracturing Onderstaande figuur toont de volgende water lijnen voor de schaliegas voorbeeldwinning: 1) Totaal benodigde fracvloeistof per jaar. 2) Totale flowback van fracvloeistof per jaar. Hier is aangenomen dat dit 3% van de gebruikte fracvloeistof is. 3) Totaal geproduceerd condenswater per jaar. Hier is aangenomen dat dit 1 m 3 per miljoen m 3 geproduceerd gas is. 4) Hergebruik van 9% van het behandelde flowback en condens water op de volgende pad. 5) Het benodigde zoetwater volume per jaar om de totale hoeveelheid fracvloeistof te maken. De maximale benodigde hoeveelheid water per jaar bedraagt ~.1 mln m 3. In zijn totaliteit is ~.86 mln m 3 benodigd voor de voorbeeldwinning. Deze volumes zijn zonder hergebruik van het flowback en condens water. Indien er 3% flowback en 9% hergebruik van flowback en condens water aangenomen wordt, dan nemen de eerder genoemde getallen af tot ~.8 mln m 3 per jaar en ~.5 mln m 3 in totaliteit. Voor schalieolie zal het benodigde zoet water volume iets hoger zijn omdat er minder gas en dus ook minder condens water geproduceerd zal worden. Deze getallen zijn uiteindelijk natuurlijk erg afhankelijk van hoeveel flowback water er is en hergebruikt kan worden. Waterstromen voorbeeldwinning schaliegas Jaarlijks water volume in m flowback fractie: hergebruik fractie: waterverbruik geproduceerd condens water zoet watervraag flowback beschikbaar voor hergebruik 17 Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

18 Annex I: tabellen Waterverbruik, productie en hergebruik in m 3 waterverbruik flowback geproduceerd condens water beschikbaar voor hergebruik zoet watervraag gasproductie ('1) , , , , ,2 4267, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

19 Voorbeeldontwikkeling schaliegas (nominale bedragen, base case gasprijs) Aantal putten Productie Putten CAPEX Overige CAPEX OPEX Project cashflow Cashflow vergunninghouder Cashflow staat Mln. m3 EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas

20 Voorbeeldontwikkeling schalie-olie (nominale bedragen, base case olieprijs) Aantal putten Productie Putten CAPEX Overige CAPEX OPEX Project cashflow Cashflow vergunninghouder Cashflow staat Mln. bbl EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln. EUR Mln , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Economische analyse voorbeeldwinning schaliegas