30. sep. 2006

PLATÅET BESKREVET MED DATA FRA EIA PIM OKTOBER 2006

Den noe kryptiske innledningen i overskriften er et akronym for statistikkenheten i det amerikanske energidepartementets månedlige internasjonale petroleumsoversikt (Energy Information Administration, Petroleum International Monthly).

Større versjoner av figurene fås ved å klikke (og åpne i nytt vindu) på dem.

Dette innlegget er en oppdatering (av hovedsaklig figurene) fra dette innlegget fra juli og dette fra i august i år (så dere som brukte sommeren til andre fornuftige ting, som å forbruke mest mulig olje mens sjansen enda er der, kan nå bruke en mørk høstkveld til å få noe av historikken).


Diagrammet ovenfor viser utviklingen i total global forsyning av all energi i væskeform (i millioner fat per dag; Mb/d splittet på olje/kondensat, NGL og andre, som blant annet CTL, GTL, etanol og metanol) slik dette ble rapportert av EIA PIM for oktober 2006 for perioden januar 2001 til juli 2006.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

I diagrammet er også tegnet inn et bevegelig gjennomsnitt for de siste 12 månedene for å glatte ut svingninger fra den ene måneden til den andre og på det viset tydeligere vise trenden i utviklingen i total forsyning.

EIA rapporterer normalt offisielle data (fra de landene der disse er tilgjengelige) og dataene fra EIA for Norge vil derfor være identiske med dataene fra OD (Oljedirektoratet).

Diagrammet illustrerer også at den globale oljeforsyningen for alle praktiske formål har vært flat siden oktober 2004. Siden oktober 2004 har oljeprisen steget med omtrent 50 %.

Oljeprisen har trukket seg noe tilbake siden toppen i august. Årsakene er mange, normalt trekker oljeprisen seg tilbake tidlig på høsten, men det hjelper sikkert at lagrene i USA har god fyllingsgrad, de ødeleggende orkanene uteble og for en periode er den geopolitiske frykten redusert (mindre behov for Petro-Prozac), og prisreduksjonene har gitt de som prøver å marginalisere ”Peak Oil” fornyet selvtillit……..så lenge det varer.

Å følge utviklingen i den globale oljeforsyningen er klart mer spennende enn å se på at maling tørker, noen vil sågar kalle det en grøsser, og kanskje får de etter hvert mer rett enn hva selv jeg ville like.

Oljeprisen har i en periode vært volatil (viser store svingninger), og jeg er av den oppfatning at den vil vise en fremtidig voksende trend,……så får vi se om julen kommer tidlig i år for alle verdens oljeeksportører.

Relativt september utgaven av EIA PIM har alle dataene for olje og kondensat utvinningen for månedene desember 2005 til og med juni 2006 blitt revidert ned i oktober rapporten fra EIA.

For de 7 første månedene i 2006 er den globale forsyningen av all energi i væskeform omtrent 180 000 fat/dag lavere enn samme periode i fjor.

Dataene viser også at den globale forsyningen av all energi i væskeform nådde en ny topp i juli 2006 på 85,03 Mb/d, den forrige toppen var fra mai 2005 på 84,79 Mb/d.

Husk effekten fra Katrina og Rita, hovedsakelig i september og oktober i fjor.

Det blir sikkert slitsomt for enkelte av leserne av denne bloggen med så mye tall, men poenget er å dokumentere at den globale oljeforsyningen for alle praktiske formål har vært flat gjennom de siste 2 årene.

Den aritmetiske gjennomsnittsverdien for de siste 22 månedene (oktober 2004 - juli 2006) er 84,25 Mb/d. Avviket fra gjennomsnittsverdien har vært mindre enn 1 % i begge retninger i disse 22 månedene.

Det kaller jeg flatt, eller hva mener leserne?

For NGL (Natural Gas Liquids) viser dataene fra EIA at NGL fortsatt hadde en topp i februar 2005, og 12 MMA viser fortsatt en nedadgående trend.

Annen energi i væskeform nådde en ny topp i juli 2005 på 3,33 Mb/d som er 0,05 Mb/d over den forrige toppen fra november 2005.

Dersom bio- (etanol, diesel etc.) skal berge dagen, ja da bør snart kornbøndene……

For USA viser ferske data fra EIA at etterspørselen etter bensin den siste tiden har vært høyere enn samme periode i fjor.

EIA sine data viser fortsatt at den globale forsyningen av konvensjonell olje og kondensat hadde en topp i desember 2005.

Så langt viser altså offisielle data fra EIA at beregningene til professor Deffeyes ikke har blitt gjort til skamme med hensyn til tidspunktet for den globale toppen for utvinningen av olje og kondensat.

UTVINNINGEN I OPEC


Figuren ovenfor viser utviklingen i utvinningen av olje, kondensat og NGL innenfor OPEC for perioden januar 2001 til juli 2006 slik dette rapporteres av EIA. Så langt har den rapporterte utvinningen (all energi i væskeform) innenfor OPEC vist en topp i september 2005, og siden et svakt fall. Foreløpige rapporter for august og september (Petrologistics) indikerer at dette fallet fortsetter.

For OPEC er det en nedgang på gjennomsnittlig 300 000 fat/dag (altså rundt 1 %) i årets syv første måneder relativt samme periode i fjor.

Dataene fra EIA viser at utvinningen av olje og kondensat fra Saudi Arabia har falt med 0,25 Mb/d i årets syv første måneder relativt samme periode i fjor. Dette skjer samtidig med at Saudi Arabia har et rekordhøyt antall leterigger i aktivitet. Dette har innenfor visse kretser gitt ny næring til spekulasjoner om utvinningen fra verdens største oljefelt Ghawar, og om Saudi Arabia har passert oljetoppen. Næring til spekulasjonene hentes gjennom sammenlikninger med hva som skjedde i Texas etter at utvinningstoppen ble passert der. Boreaktiviteten i Texas økte uten at dette klarte å reversere fallet i utvinningen.

EIA PIM for oktober 2006 har revidert ned tallene for olje/kondensat utvinningen for Russland, noe som gjør at Saudi Arabia fortsatt opprettholder sin posisjon som verdens største oljeprodusent.

Så langt viser dataene (fra dem dere vet) at Russland hadde en ny topp i sin utvinning i juni og juli 2006 begge på 9,26 Mb/d som er 0,02 Mb/d over forrige topp fra desember 2005. Dette viser at veksten i oljeutvinningen i Russland har bremset kraftig opp den siste tiden.

Den øvrige verden med unntak av OPEC og Russland hadde fortsatt sin kollektive topp for utvinning av all energi i væskeform i desember 2003.

Utviklingen innen OPEC er interessant, det er denne organisasjonen verden setter sin lit til skal fylle gapet (mellom etterspørsel og tilbud) for å unngå at prisene fortsetter nordover og dermed bremser veksten i verdensøkonomien. For tre år siden ville OPEC ha vært fornøyd med priser rundt $30/fat, nå antydes muligheten av å momentant redusere utvinningen bare oljeprisen nærmer seg $60/fat, som folk flest nå plutselig mener er billig. Folk flest har egentlig rett, men jeg vil velge å tro av helt gale årsaker.

Tidene forandrer seg åpenbart, og dersom folk flest ikke bare lot korttidshukommelsen være referansen som ble brukt til å beskrive forventningene til fremtiden, skulle det etter hvert begynne å bli mange som viste interesse for bakgrunnen for dette prissignalet.

De harde historiske dataene viser fortsatt at mye tyder på at verden er svært nær, om den ikke allerede har passert, toppen for forsyning av all energi i væskeform.

Jeg håper fortsatt i mitt stille sinn at Mike Lynch og CERA har rett i….. at oljetoppen enda ikke er i syne.

Så til dere som lurer på hvorfor dette innlegget er skrevet i september basert på data fra oktober er det bare en ting å si;

”Kveldssong for hydrokarbonar” beskrives og kommenteres utviklingen…..før den skjer.

-----------------------------------

KILDER:

[1] EIA INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, OCTOBER 2006

28. sep. 2006

ER SHTOKMAN EN HØYTHENGENDE FRUKT?

Det store gassfeltet Shtokman (Shtokmanovskoye) i Barentshavet blir av pressen viet mange spaltemeter supplert med spekulasjoner fra ulike ”eksperter” på hvilke selskaper Gazprom vil ta med seg videre i prosessen. Gazprom selv har sagt minimum to og maksimum tre utenlandske selskaper.

Nylig hadde lederne i Russland, Frankrike og Tyskland et møte i Compiegne i Frankrike der energi åpenbart har vært langt oppe på agendaen. Rett i etterkant av dette møtet blir det kjent at det tyske kjempekonsernet E.On Ruhrgas er på meldt i konkurransen som deltaker for utviklingen av Shtokman feltet.
E.On Ruhrgas er største utenlandske eier i Gazprom og styreformannen i E.On Ruhrgas, Bruckhard Bergmann, sitter i styret for Gazprom.


Figuren ovenfor viser utviklingen i Gazprom sin naturgassutvinning for 2000 - 2005 i milliarder kubikkmeter for året, og Gazprom sin prognose frem mot 2030.
MERK: Y-aksen er ikke nullskalert.

Figuren illustrerer at Gazprom forventer liten vekst i sin utvinningen frem mot 2010, og så en vekst på omtrent 10 % fra 2010 til 2030. Veksten forventes å dekke økt russisk konsum og økt eksport.


LITT OM GAZPROM

Gazprom er verdens største produsent og distributør av naturgass og fikk nylig enerett på all eksport av naturgass fra Russland. I følge årsberetningen for 2005 hadde Gazprom 29 130 milliarder kubikkmeter i gassreserver (ved årsslutt 2005). Til sammenligning hadde Norge utvinnbare gassreserver på omtrent 2 400 milliarder kubikkmeter ved samme tidspunkt. Største delen av reservene og utvinningen til Gazprom er i Ural.

Gazprom gruppen utvant og solgte omtrent 548 milliarder kubikkmeter naturgass i 2005. Til sammenlikning kan nevnes at Norge i 2005 utvant og solgte rundt 82 milliarder kubikkmeter.

Gazprom leverer 40 % av Tyskland sitt naturgassforbruk og har betydelige leveranser til Frankrike og Italia.

LITT OM SHTOKMAN

Gassfeltet Shtokman i Barentshavet, som ble påvist i 1988, er estimert å inneholde 3 700 milliarder kubikkmeter naturgass og i tillegg noe kondensat. Det planlegges nå for en årlig initial utvinning på 22,5 milliarder kubikkmeter naturgass som planlegges å vokse til 70 milliarder kubikkmeter årlig.

Shtokman ligger på omtrent 350 meters vanndyp og omtrent 530 kilometer fra land.
Det er her antatt at avstanden til land vil være den største teknologiske utfordringen.

Flerfase transport synes i dag å være begrenset til avstander inntil 120 kilometer. Dette indikerer behov for flytende eller faste innretninger for å separere naturgass og kondensat samt opptrykking før rørledningstransport. Avstanden på 530 kilometer krever også såkalt mellomkompresjon mellom produksjonsinnretninger og mottaksanlegg på land (Murmansk-området).

Det å bygge flytende produksjonsinnretninger for 350 meters vanndyp er gjort flere plasser på kloden (eksempelvis Kristin og Åsgard)

Antallet innretninger for mellomkompresjon vil være en avveining som gjøres mot rørdiameter(e). Innretningene for mellomkompresjon vil også kunne tjene en annen funksjon.

Det er få, om noen, helikoptre som med betydelig last har en rekkevidde på over 500 kilometer. Det antas at installasjonene vil være bemannet og dette betinger transport av personell. Innretningene for mellomkompresjon kan dermed også komme til å tjene som stasjoner for etterfylling av helikoptre, og kunne håndtere eventuelle nødsituasjoner.

Fra et fremtidig mottaksanlegg i Murmansk-området eksisterer det i dag ikke noen transportløsninger for naturgass. I prinsippet er kombinasjoner av to løsninger under vurdering, rørtransport og LNG.

Gazprom har nå under bygging et transportanlegg, NEG (North European Gas Pipeline) med en designkapasitet på 55 milliarder kubikkmeter årlig. Transportanlegget på omtrent 1 200 kilometer legges fra Viborg (ved Karelen) i Russland til kysten av Tyskland, med muligheter for en grenledning til Stockholmsområdet. NEG planlegges operativt fra 2010.

NEG gir også muligheten for å koble mottaksanlegget for Shtokman gjennom en ny rørledning, antatt å kunne bli 1 200 kilometer.

Enkelte spekulasjoner i media om at gass fra Shtokman vil kunne transporteres i nye rør langs norskekysten for å kobles opp til det norske transportnettet kan ikke være basert på en sjekk av kart, avstander og Gazprom sin infrastruktur.
Rørtransport over eget territorium gir nasjonal kontroll over infrastrukturen.

Nasjonal kontroll over spesielt energiressurser synes nå å være en sport som raskt brer om seg, og bare det skulle være et signal om hva som kan ligge å vente rundt neste sving.

Utviklingen de siste dagene kan indikere at en mindre andel (om noe i det hele tatt) av gassen fra Shtokman vil bli gjenstand for nedkjøling til LNG og en desto større andel for rørtransport. Dette gir en bedre energiutnyttelse av naturgassen i Shtokman da LNG prosessen ”spiser” 10 - 15 % av føden for å kunne gjøre gassen flytende.

Rørtransport til Europa vil kunne kreve anslagsvis 5 - 6 % (avhengig av driftstrykk og rørdiameter) av gassen for mellomkompresjon ved transport fra mottaksanlegget og frem til kundene. Dette vil også redusere behovet for investeringer og reduserer investeringsusikkerhetene da de fleste LNG anlegg under oppføring har opplevd betydelige kostnadsøkninger etter beslutning om utbygging.

Avstanden mellom mottaksanlegget (Murmansk-området) og Viborg for NEG er omtrent 1 200 kilometer.

Dersom det nå blir fortgang i utviklingen av Shtokman, kan gass fra feltet introduseres i markedet om omtrent 6 år.

Det som blant annet har slått meg er at Shtokman ble påvist i 1988 og størstedelen av Gazprom sine reserver er i Ural, et område som under ellers like forhold skulle ha lettere tilgjengelige reserver for økt utvinning uten store investeringer (jeg kjenner ikke i detalj feltene/funnene til Gazprom).

Fokuset på Shtokman, og den overflatiske beskrivelsen av utbyggingsløsninger beskrevet her, kan også være en indikasjon på at også Gazprom så langt har plukket de lavest hengende fruktene, noe som da etterlater de mest høythengende.

Derfor spørsmålet i overskriften ”Er Shtokman en høythengende frukt?”

Dersom det er tilfellet, så viser det at også naturgassutvinning nå er gjenstand for ”The Law of Diminshing Returns”, eller har leserne av ”Kveldssong for hydrokarbonar” andre/øvrige synspunkter de ønsker å dele?

Gassutvinningen i Nord Amerika faller og lenge var amerikanske selskaper ansett for å stå sterkt i deltakelse om utviklingen av Shtokman for å lette adgangen til det amerikanske gassmarkedet (LNG).

Den siste utviklingen omkring gassfeltet Shtokman viser at den geopolitiske konkurransen også for naturgass hardner til, og at realitetene, for ikke å si ”realpolitik”, om fremtidig tilgjengelighet til energi danner grunnlag for nye eller forsterkning av eksisterende allianser.


Vil den siste utviklingen med E.On Ruhrgas og Shtokman få noen betydning for mulighetene til noen av de norske selskapene som konkurrerer om deltakelse i Shtokmanutbyggingen?

Innlegget RUSSLAND OG NATURGASS har mer om russiske gassleveranser.

I dette tidligere innlegget har jeg søkt å sette fokus på at enkelte regioner/land vil utviklingen i naturgassforsyningen kunne øke fokus på ”Peak Oil”. Ikke isolert på grunn av den globale reservesituasjonen, men det faktum at mye av denne gassen er ”stranded”.

KILDER:
[1] GAZPROM, ANNUAL REPORT 2005
[2] GAZPROM, INFORMATION FROM HOME PAGE

26. sep. 2006

NETTO EKSPORT AV NATURGASS

Naturgass har i mange sammenhenger blitt brukt som en løsning til å substituere for olje. Dette er gjort i stor utstrekning i land som har nærhet til kildene, eksempelvis Storbritannia. Etter hvert som kildene i nærområdene tømmes vil fortsatt bruk av naturgass måtte baseres på å hente den fra mer fjerntliggende kilder. Fordelingen av naturgassreservene i verden ble beskrevet i dette innlegget. For å kunne realisere dette kreves det at land/regioner som har betydelige naturgassreserver utvikler disse. Dette krever betydelige investeringer i infrastruktur, og i dette innlegget blir det presentert litt om utsiktene for det neste tiåret.

Figuren ovenfor viser utviklingen i netto eksport av naturgass fra land/regioner som nå er betydelige netto eksportører for perioden 1985 - 2005. Fra 1985 til 2001 ble den globale netto eksporten av naturgass doblet, og den sterke veksten har holdt frem til 2005. Det er imidlertid grunn til å tro at denne veksten vil bremse opp i nær fremtid.
Omtrent 25 % av verdens naturgassproduksjon blir nå eksportert, mot over 50 % av verdens olje.

MERK: Netto eksport er definert som differensen mellom utvinning og innenlandsk konsum.

Utviklingen i netto eksportkapasitet av naturgass for Vest Europa (varianter av blå) har så langt hatt en topp i 2005 drevet av vekst i utvinningen fra norsk sokkel, og med fortsatt fall i utvinningen i Storbritannia, beskrevet mer i detalj i dette tidligere innlegget, kan det forventes at økningen i utvinningen fra norsk sektor frem mot 2010 i beste fall vil opprettholde total utvinningskapasitet på dagens nivå for Nordsjøregionen, mens nettoeksporten ventes å øke noe.

For Russland og landene i tidligere Sovjetunionen (varianter av sort og grå) har det for Russland vært en sterk vekst i naturgasseksporten de siste årene. Det er viktig å være oppmerksom på at Russland utover eksport av naturgass til en rekke land i Vest Europa også eksporterer til land som Hvite Russland, Polen, Romania, Tsjekkia, Ungarn og Ukraina (noe som etter begivenhetene sist vinter skulle være godt kjent blant folk flest) for å nevne noen. Økningen i eksporten skjer med andre ord ikke utelukkende til Vest Europa. Russland har som mål å øke utvinningen av naturgass og dette vil delvis dekke økt innenlandsk konsum, eksport til land i Asia (Kina og Japan) og noe vil bli brukt til økt eksport til Vest Europa.

I Nord Amerika er Canada eneste netto eksportøren av naturgass (vist med rødt), hovedsaklig til USA, og denne eksporten hadde en topp i 2001. De offisielle dataene for naturgassreservene for Canada gir et R/P forhold på under 9 og det forventes at utvinningen i Canada vil falle i årene fremover og dermed også eksporten.

Det er realitetene fra den fallende utvinningen i Nord Amerika som gjør at denne regionen i fremtiden vil basere en voksende andel av forbruket på import av naturgass i form av LNG.

Afrika (varianter av fiolett) er nå en betydelig eksportør av naturgass med Algerie som den dominerende med eksport i rørledning og i form av LNG. Afrika som region vil vokse som nettoeksportør av naturgass, og Algerie har planer om å øke utvinningen med inntil 50 %.

I Sør Øst Asia og Stillehavsregionen (varianter av grønn) er det hovedsakelig Indonesia og Malaysia som er eksportører av naturgass i form av LNG. Indonesia varslet for kort tid tilbake flere kjøpere at de ville redusere sin eksport og prioritere innenlandsk forbruk på grunn av raskere fall i utvinningen enn tidligere forventet. Dette indikerer at det i beste fall kan ventes en beskjeden fremtidig økning i eksporten fra denne regionen.

Midt Østen (varianter av gul) har nå over 40 % av verdens offisielle reserver av naturgass, men hadde i 2005 bare vel 7 % av den globale nettoeksporten av naturgass. Qatar har under bygging store LNG anlegg som vil bidra til å øke eksporten mot slutten av dette tiåret. Mesteparten av netto eksporten fra landene i denne regionen foregår nå mellom nabostater i regionen.

Iran som har verdens nest største naturgassreserver, var i 2005 fremdeles nettoimportør av naturgass. Iran vil øke utvinningen i årene fremover og søker å nå markeder i Europa og land i øst. Etablering av infrastruktur, hovedsaklig rørledninger gir nå grunn til å forvente at betydelig naturgasseksport fra Iran ikke kan forventes før i midten av neste tiår.

I Sør og Sentral Amerika (varianter av lys grønn) er det i hovedsak Argentina og Trinidad og Tobago (med LNG) som nå er de største nettoeksportørene. I Argentina faller utvinningen og noen av importlandene, blant annet Chile, er blitt varslet om redusert eksport fra Argentina. Basert på offisielle data for naturgassreservene for Trinidad og Tobago er det liten grunn til å tro på en vekst i utvinningen, da det såkalte R/P forholdet på under 20 indikerer fortsatt stabil føde for LNG anleggene.

Venezuela er det landet i Sør Amerika med de største påviste naturgassreservene, og der vurderes eksport av naturgass i form av LNG, noe som tidligst kan få effekt midt i neste tiår.

Med andre ord liten grunn til å vente noen økning i netto eksporten fra denne regionen før tidligst i midten av neste tiår.

Poenget med innlegget er å vise at det vil være en formidabel oppgave for energiindustrien å øke eksportkapasiteten for naturgass ettersom kildene i nærområdene mister kapasitet på grunn av uttømming, og samtidig sikre vekst i forbruket.
Reservene finnes i følge offisielle data, det som er utfordringen er å investere i infrastrukturen; feltutvikling og transportsløsninger som kan realisere fortsatt vekst i forbruket.

Oversikten viser også at i tilegg til å sikre vekst i eksporten av naturgass, vil det også måtte utvikles kapasitet for å kompensere for fallende utvinning og økt innenlandsk konsum hos nåværende eksportører, samt redusert eksportpotensial fra noen av de nåværende eksportørene.

RUSSLAND OG NATURGASS

Russland har nå verdens største påviste reserver av naturgass, og er verdens største eksportør av naturgass.

RETTELSE 26.09.; Figuren viser utviklingen i gassutvinning, forbruk og netto eksport for FSU (Former Soviet Union).

Figuren ovenfor viser utviklingen i utvinning, innenlandsk forbruk og eksport av naturgass for FSU for perioden 1970 - 2005. Figuren illustrerer at utvinningen nylig nådde samme nivå som det var på før oppløsningen av Sovjetunionen, og at eksporten har vokst jevnt, mens innenlandsk forbruk enda ikke har nådd samme nivå som tidlig på 1990 tallet.

Etter oppløsningen av Sovjetunionen kom en overgang fra en planøkonomi til større innslag av markedsøkonomi og økonomien i Russland vokser nå, og dette er reflektert i fornyet vekst i forbruket av naturgass og det forventes fortsatt vekst i det russiske naturgassforbruket. Russisk økonomi er energiintensiv.

Utfordringen for russisk gassindustri fremover består i å øke utvinningen slik at økt innenlandsk konsum og økt eksport kan realiseres samtidig som fallet i utvinningen fra de modne feltene blir kompensert.

Nylig var det møte mellom de russiske, franske og tyske statslederne i Compiegne i Frankrike og i følge denne meldingen fra Platt's vurderer Putin å rute gass fra det store Shtokman feltet fra det amerikanske markedet til det europeiske. Dette kan signalisere at utbyggingen i mindre grad vil gjøre gass flytende (LNG) for eksport til det amerikanske markedet.

Dette viser også at Europa og Russland gjennom energisamarbeide blir tettere knyttet opp mot hverandre.

Gjennom LNG prosessen blir 15 - 20 % av gassføden forbrukt til å kjøle gassen ned til flytende form. En redusert LNG produksjon fra Shtokman feltet vil innebære en bedre utnyttelse av energien i gassreservene.

KILDER:
[1] BP STATISTICAL REVIEW, JUNE 2006

25. sep. 2006

VERDENS ENERGIFORBRUK OG KILDER

Figuren ovenfor viser utviklingen i verdens energiforbruk og energimix i millioner tonn oljeekvivalenter (MTOE) for perioden 1965 - 2005.

Litt forenklet blir energimixen ofte beskrevet med at den viser en arbeidsdeling mellom de ulike energikildene.

Olje brukes primært for mobilitet (transportformål), og danner grunnlag for en rekke andre produkter etter å ha vært brukt som føde primært i petrokjemisk virksomhet.
Olje er også unik i den forstand at den kan erstatte alle de andre energikildene, mens en substitusjon andre veien er begrenset.

Naturgass brukes mye innenfor husholdningene for oppvarming og koking. Industrielt brukes naturgass til ”metallkoking” og som føde til petrokjemisk virksomhet, og naturgass har vunnet popularitet for produksjon av elektrisitet av økonomiske og miljømessige årsaker. Tyskland driver nå en utfasing av kjernekraftverk og planlegger å erstatte en del av elektrisitetsproduksjonen fra kjernekraftverk med naturgass.

De øvrige tre energikildene, kull, kjernekraft og vannkraft brukes til elektrisitetsproduksjon. Elektrisitet er som kjent ikke en energikilde, men en energibærer.


Figuren ovenfor viser utviklingen i verdens forbruk av olje, naturgass og elektrisitet for perioden 1990 - 2005.

MERK: Ingen av y-aksene er nullskalerte.

Utviklingen i verdens oljeforbruk er vist mot den høyre y-aksen, mens utviklingen i forbruk av naturgass og elektrisitet er vist mot den venstre y-aksen. Siden programmet som har vært brukt til å lage figuren ikke tillater tre y-akser, så er verdens naturgassforbruk multiplisert opp med en faktor på 7, altså for å få det virkelige tallet for naturgassforbruket må verdien fra diagrammet divideres med 7.

Figuren illustrerer at forbruket av olje, naturgass og elektrisitet vokser mer eller mindre i parallell.

Hva vil skje den dagen den globale oljeutvinningen tar en sørlig kurs?

Det er en utbredt oppfatning av at noe av de første industriene som vil falle som offer for ”Peak Oil” vil være industrier som produserer fremkomstmidler, og da i første omgang fly og biler. Allerede nå resulterer de økte bensinprisene i at amerikanske bilfabrikanter som tidligere produserte store og tunge kjøretøy (SUV, Sport Utility Vehicles) skifter produktutvalget til mindre og mer energiøkonomiske kjøretøy, og skalerer ned arbeidstokken i denne prosessen.

Produksjonen av ulike fremkomstmidler (kjøretøy, fly etc.) krever energiforbruk fra andre kilder. Aluminium, stål (og de fleste andre metaller) produseres ofte med energiinnsats fra elektrisitet og/eller naturgass. Dersom antallet kjøretøy forblir uendret mens størrelsen reduseres, med andre ord lettere kjøretøy med mindre stål og aluminium, skulle dette under ellers like forhold kreve mindre energi i fremstillingen.

Og etter oljetoppen er passert forventer de fleste at etterspørselen etter biler og fly blant annet, vil reduseres.

Dette indikerer at etter ”Peak Oil” kan etterspørselen og forbruket av energi fra andre kilder bli påvirket i den forstand at den synker.

Det vil kunne skje en viss substitusjon av olje med bruk av energi fra andre kilder, men mulighetene fremover synes etter hvert nokså begrenset.

En del land har tidligere erstattet olje med naturgass (i blant annet elektrisitetsproduksjonen) og noen av de samme landene opplever nå en fallende tilgjengelighet (fallende utvinning) av naturgass noe som begrenser fremtidige substitusjonsmuligheter for disse landene.

Naturgass kan brukes til fremstilling av energi i væskeform med GTL (Gas To Liquids), og mot 2012 ventes den globale kapasiteten for dette å kunne bli omtrent 0,5 millioner fat for dagen. Naturgass kan også brukes i gassform i kjøretøy gjennom enkle modifikasjoner av motoren.

Skulle naturgass bli mer utbredt vil det kreve utbygging av et separat distribusjonsnett der de landene som allerede har et godt distribusjonsnett for naturgass nå har klare fortrinn. En utvikling for bruk av mer naturgass til transportformål krever en del tid for gjennomføring.
For ordens skyld i dette innlegget er det med naturgass ment metan (ikke propan og butan).

Kull kan gjennom CTL (Coal To Liquids) også brukes til fremstilling av energi i væskeform, og nå er den globale kapasiteten for dette begrenset og primært Kina vurderer nå bygging av flere slike anlegg for å redusere importavhengigheten til olje.

Dersom arbeidsdelingen innenfor energimixen etter ”Peak Oil” opprettholdes mellom de ulike energikildene beskrevet ovenfor; vil det fremtidige fallet i den globale oljeutvinningen etter noe tid påvirke energiforbruket fra andre kilder?

Og i så fall hvordan?

Har leserne av ”Kveldssong for hydrokarbonar” noen synspunkter på dette er det fritt frem å kommentere.

KILDER:
[1] BP STATISTICAL REVIEW, JUNE 2006

20. sep. 2006

HVA MED NYE FELT?

Et mye brukt argument mot det nært forestående fallet i den globale oljeutvinningen er at det stadig vil komme ny (konvensjonell) olje fra reserver under utvikling og nye funn.

Det er ingen seriøse energianalytikere som forsøker å bestride dette, men det som ofte ikke blir vist til og inkludert er at utvinningen fra den aldrende basen kontinuerlig mister kapasitet.

Innenfor oljeindustrien har det lenge eksistert en tommelfingerregel om at globalt mistes det årlig en kapasitet på 5 % som må erstattes med innfasing av ”friske felt” og i tillegg skal disse sikre forventningene om fremtidig forbruksvekst.

Flere aktører, som CERA og Petroleum Review (ved Chris Skrebowski), har uavhengig av hverandre vist til at planlagt ny kapasitet fra ”nye” felt og funn vil akkumulert utgjøre rundt 17 millioner fat for dagen fra 2006 til 2010.

Figuren ovenfor viser hvordan total global oljeforsyning utvikler seg under forutsetning av at basen fra 2005 faller med 5 % årlig i årene fremover, samtidig med at ny kapasitet fases inn som beskrevet i Petroleum Review.
MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

I figuren er tegnet inn prognosene for etterspørsel mot 2010, og skulle den virkelige forsyningen utvikle seg som figuren antyder, bør det forventes at det vil skje en rasjonering gjennom fortsatt økning i oljeprisen.

Basen kan selvfølgelig falle med lavere eller høyere rater, der høyere rater forverrer forsyningsutsiktene. Figuren viser veksten for OPEC, land utenfor OPEC og bidrag fra felt med en kapasitet mindre enn 50 000 fat for dagen.

Figuren illustrerer at med 5 % fallrate og innfasing som beskrevet i artikkelen fra Petroleum Review vil den globale oljeforsyningen (i beste fall) være tilnærmet konstant ut dette tiåret.

So far so good.

Oppdateringer omkring en del av prosjektene som var beskrevet i artikkelen viser at mange av disse er hjemsøkte av forsinkelser og kostnadsoverskridelser.

Blant annet ”Thunder Horse” (som ble skadet av ”Ivan” og med maks kapasitet 250 000 fat for dagen) i Mexicogulfen, Kashagan (maks kapasitet 1 200 000 fat for dagen i 2016) i Khasakstan, Sakhallin øst i Russland for å nevne noen.

Det viser seg i tillegg at markedet for borerigger, utstyr og fagfolk nå er stramt og bidrar med å gi ytterligere forsinkelser.

Noen av de refererte prosjektene i listen til Petroleum Review oppgir en total døgnutvinning i fat oljeekvivalenter for dagen. Med andre ord listen krever at det gjøres en kvalifisert gjetning på splitten mellom olje og gassutvinning for en rekke av prosjektene.

I figuren er det antatt et oppbygningsprofil mot platå for nye felt.

For ordens skyld inkluderer figuren råolje, kondensat og NGL og ikke andre kilder for energi i væskeform som, ”refinery gains”, GTL, CTL, etanol, metanol etc..

Så langt i 2006 viser data fra EIA og IEA at veksten i den globale oljeforsyningen relativt 2005 har vært beskjeden, noe som ble dokumentert i dette innlegget.

Tas det videre med at 10 - 12 % av den globale forsyningen nå kommer fra tre felt som Ghawar (Saudi Arabia), Cantarell (Mexico), Burgan (Kuwait) der to av dem er bekreftet av myndighetene vil erfare bratte fall (mer enn 8 % årlig) i utvinningen, synes jeg at det enda er for tidlig å avlyse realiteten om at den globale oljeutvinningen snart vil starte på en irreversibel sørlig kurs. Bidrag fra det siste store funnet, Jack i Mexicogulfen, kan ventes tidlig i neste tiår, og enda gjenstår mye arbeider med å kartlegge størrelsene (det er flere funn og prospekter) fra disse.

Det er realiteter som dette som overbeviser meg om at prisfallet på olje den siste tiden ikke blir særlig langvarig.

Eller hva tror leserne av ”Kveldssong for hydrokarbonar”?

Vil oljeprisen nå 50 USD/fat før den når 80 USD/fat?

KILDER:
[1] BP STATISTICAL REVIEW JUNE 2006
[2] PETROLEUM REVIEW APRIL 2006, MEGAPROJECTS

17. sep. 2006

OLJEPRISEN ER SYKLISK

Innenfor oljeindustrien er det godt kjent at oljeprisen er syklisk. Det som imidlertid er nytt er at den nå svinger svært mye over kort tid.

Det som også er interessant å registrere er forklaringene fra analytikerne som ikke klarer å trekke linjene fullt ut til de fundamentale forholdene eller visualisere den historiske utviklingen. I dette innlegget vil jeg kort presentere litt historikk og det at sesongmessige svingninger i oljeprisen er mer regelen enn unntaket.

Figuren ovenfor viser utviklingen i den nominelle oljeprisen fra januar 1987 til nå.

I et sånt perspektiv er det lett å få øye på den relativt bratte stigningen særlig de 3 - 4 siste årene der oljeprisen har økt med faktor på nesten 3. Historiske begivenheter som Irak sin invasjon av Kuwait er lett å få øye på og effekten i etterkant av 11. september 2001.

Dersom det tas etter nærmere blikk på utviklingen i prisen siden januar 2004 til nå, viser det seg at en gang i løpet av høsten starter oljeprisen å legge på seg, om ikke nødvendigvis samme dato hvert år. I fjor startet oljeprisen klatringen tidlig, så kom orkanene og etter hvert som det ble frigjort ekstraordinær olje fra lagrene og vinteren på den nordlige halvkulen ble mild, krympet oljeprisen (det ble bokstavelig talt helt olje på det opprørte oljeprishavet.).

I år startet oljeprisen klatringen igjen på sommeren, og synes nå å være inne i den sesongmessige overgangen fra sommer til høst hvor den synker, slik den har gjort de to siste årene.

Dersom oljeprisen er syklisk vil den igjen starte å klatre senere på høsten. Forsyningssituasjonen er fortsatt stram, og alt tyder på at den vil fortsette å være det. Dersom syklusene er regelmessige vil oljeprisen igjen krype nordover, senest fra månedskiftet november/desember, og fortsatt synes den underliggende oljeprisutviklingen å være nordlig.

KILDE FOR HISTORISKE DATA:

[1] EIA, THIS WEEK IN PETROLEUM

16. sep. 2006

NORSK PETROLEUMSUTVINNING, ET BLIKK MOT 2020

Som svar på en oppfordring/utfordring fra bloggen CQD vil jeg denne gangen presentere et bilde av historisk total petroleumsutvinning fra norsk sokkel og en prognose mot 2020 basert på hva som var kjente totale petroleumsreserver på norsk sokkel slik dette er presentert i OD sine ressursregnskap og hva felt som var besluttet utbygd ved årsslutt 2005.

Med det som nå vites vil Norge høste betydelig fra petroleumsutvinningen i årene frem mot 2020 med fallende, men fortsatt betydelige bidrag det følgende tiåret. Den totale utvinningen vil fortsette å falle mot 2030, og med det landets inntekter fra denne sektoren.



En prognose vil av natur inneholde usikkerheter, og prognosen i figuren ovenfor ble utviklet sist vinter. For 2006 viste denne prognosen en total petroleumsutvinning for norsk sokkel på 4,33 millioner fat oljeekvivalenter for dagen (MFOE/D), og historiske utvinningsdata fra OD viser at gjennomsnittlig total petroleumsutvinning fra norsk sokkel i årets 7 første måneder var 4,33 MFOE/D.

I figuren er prognosene splittet på olje, kondensat og NGL (all energi i væskeform) og naturgass.

Ved konvertering tilsvarer 1 FOE (fat oljeekvivalent) naturgass 159 standard kubikkmeter, som er identisk med det OD, BP og andre anbefaler, det er med andre ord en industristandard.

Figuren illustrerer at foreløpig hadde den totale petroleumsutvinningen fra norsk sokkel en topp i 2004 med 4,53 MFOE/D.

Prognosen inkluderer Snøhvit (naturgass) som med oppstart sent i 2007 ikke vil gi vesentlig bidrag på årlig basis før i 2008.

Ormen Lange er vist separat med oppstart høsten 2007 og med oppbygging til platå høsten 2009, dette i følge nåværende offisiell informasjon fra eierne av feltet. På årlig basis vil ikke Ormen Lange gi stort bidrag i 2007, men gradvis blir bidraget betydelig, som illustrert i figuren.

Prognosen inkluderer ikke felt/funn som enda ikke er/var vedtatt utbygd ved årsslutt 2005, som Gjøa, Goliat, Gudrun, Onyx, Skarv, Victoria for å nevne noen. Vedtak om utbygging og utvinning fra disse feltene vil øke utvinningen av de totale volumene fra norsk sokkel og løfte søylene i diagrammet fra 2011 og årene fremover.

Bakgrunnen for at denne metodikken er lagt til grunn er at det samsvarer med OD sitt ressursklassifiseringssystem og ved utarbeidelsen av prognosen er det lagt vekk på at den skal være såkalt forventningsrett.

For ordens skyld, prognosen for oljeutvinningen er basert på en ”bottom-up” analyse.

Prognosen forventer en total petroleumsutvinning fra norsk sokkel på 3,85 MFOE/D i 2010, noe som vil være en nedgang på omtrent 15 % siden toppen i 2004.

Prognosene her avviker fra offisielle presenterte prognoser fra representanter (link til reportasje i Upstream Online) fra Olje og Energi Departementet (OED), som normalt utarbeides av deres øverste faginstans OD, som forventer en topp i total petroleumsutvinning fra norsk sokkel i 2008 eller senere.

Nye lønnsomme funn (Barentshavet og etter hvert Troms/Lofoten når/hvis disse åpnes for letevirksomhet) vil kunne løfte prognosen, og med det som vites nå vil det kunne bli en realitet et stykke inn i neste tiår.

Prognosen inkluderer ikke effektene fra nedstengninger av innretninger ettersom utvinningen fra disse blir ulønnsomme.

TILLEGGSOPPLYSNINGER
Søndag 17.09.

Basert på respons via e-post til dette innlegget kommer her noen tilleggsopplysninger;

De grønne søylene i figuren er regulær olje fra felt som er i utvinningsfasen eller som det var besluttet å starte utvinning fra ved årsslutt 2005.

Prognosen i diagrammet for regulær olje har en kumulativ på 7,2 milliarder fat (Gb) for perioden 2006 - 2020.

Ved årsslutt 2005 viste OD sitt ressursregnskap at gjenværende utvinnbare reserver fra disse feltene var estimert til 7,6 milliarder fat.

I tillegg kommer såkalte betingede ressurser estimert til totalt 2,8 milliarder fat fra funn i planleggingsfasen (blant annet Gjøa, Goliat, Gudrun, Skarv), utvinning som er uavklart og tillegg fra fremtidig mulig økt utvinning.

Diagrammet inneholder ikke bidrag fra felt som nå ikke er besluttet utbygd, men inneholder bidrag fra såkalt ”reservevekst”, fra økt utvinning eller tilleggsressurser i eksisterende felt, som kan realiseres ved blant annet ”infill drilling”, endringer i innløpstrykk til separatorer, endring for tidspunktet for økt gassutvinning etc..

Videre er noen av reservene i funn små (estimert til mindre enn 10 millioner fat utvinnbart) noe som nå gjør disse utfordrende med hensyn til lønnsomhet.

I dette er også såkalte tidskritiske ressurser, det vil si ressurser hvis lønnsomhet er avhengige av å dele på tjenester (strøm, prosessering, vann/gass for injeksjon etc.) fra nærliggende produserende innretninger som kan bidra til å bedre lønnsomheten.

Når utvinningen fra disse innretningene blir ulønnsomme, og de stenges ned, blir det vanskeligere for disse småfunnene å bli lønnsomme på egen hånd, og de risikerer å forbli ressurser i bakken.

Reserveestimatene er jevnlig gjenstand for revisjoner ettersom kunnskapene om reservoarene øker og erfaringer høstes fra ulike tiltak for økt utvinning.

Prognosen i diagrammet tar som tidligere beskrevet ikke høyde for effekten av tapt kapasitet fra nedstengninger av felt der utvinningen med tiden ikke blir lønnsom.

Prognosen legger til grunn en utvinning på omtrent 0,6 millioner fat for dagen i 2020 og indikerer at utvinningen vil fortsette etter 2020, selv om den vil være fallende.

OM BRUTTO INNTEKTER FRA PETROLEUMSVIRKSOMHETEN

Det å spå om oljeprisen lang tid fremover er i disse dager en risikosport da kurven over prisutviklingen kan få verdens mest ekstreme berg og dalbane til å fortone seg som en uskyldig barnehageinnretning.

Selv om jeg forventer at den fremtidige globale forsyningssituasjonen vil være stram, så kan endringer i den økonomiske veksten i verden komme til å gi store temporære utslag i etterspørselen etter olje og den fremtidige oljeprisen.

Norge forbruker nå i overkant av 0,2 millioner fat olje for dagen, og prognosen viser at Norge fortsatt vil være nettoeksportør av olje i 2020, og basert på det som vites i dag vil Norge igjen kunne bli nettoimportør av olje om 15 - 20 år. Nye betydelige og drivverdige funn vil selvsagt skyve dette tidspunktet ut i tid.

På energibasis (om industristandarden legges til grunn) eller fat oljeekvivalenter, vil naturgass bli størst av de eksporterte hydrokarbonene fra 2010 (husk Norges innenlandske forbruk er noe over 0,2 millioner fat olje for dagen).

Over tid har det vist seg at naturgass (og NGL) prises et sted mellom 50 og 80 % av olje på FOE basis og i snitt omtrent to tredjedeler av olje. Dette er basert på gjennomgang av prisdata over flere år fra blant annet det amerikanske energidepartementets statistikkenhet EIA.

Naturgass vil etter hvert overta som viktigste inntektskilde ettersom olje, kondensat og NGL utvinningen faller.

Legges det til grunn en prising basert på historiske data at 1 FOE naturgass = 2/3 fat olje, vil, med det som vites nå, bruttoinntektene fra naturgasseksport bli dominerende for Norge fra 2013 (HUSK: innenlandsk forbruk av olje).

Videre vil bruttoinntektene fra petroleumseksporten i 2020 kunne bli omtrent som fra salg av 1,7 millioner fat olje. Dette illustrerer at Norge i 2020 fortsatt vil høste betydelig fra petroleumsvirksomheten.

Norge vil i 2020 fortsatt være en av verdens største netto energieksportører med omtrent 2,4 MFOE/D.

Det å skulle si noe om utsiktene i 2030 faller nå vanskelig, men det er grunn til å tro at i 2030 har Norge igjen vært nettoimportør av olje i noen år (forutsatt dagens forbruksnivå) og det vil fortsatt være eksport av naturgass, selv om det forventes å være på et lavere nivå enn i 2020.
Den store ukjente er selvsagt at innen 2020 vil mest sannsynlig den globale oljeutvinningen ha vært på reise sørover i noen år, og det er klart at effektene fra dette på den internasjonale arenaen også vil påvirke utviklingen i Norge.

15. sep. 2006

OM PELLETSOVNER OG STRØMPRISER

En forventet stram forsyning av strøm i årene fremover, med resulterende økning i strømprisene vekker oppmerksomhet og skaper debatt.

Dette er bra.

Imidlertid når jeg hører argumentene og responsen til regjeringens kortsiktige tiltak forstår jeg at energianalfabetismen i energinasjonen Norge er sterkt utbredt og bestemte meg for å analysere et av tiltakene og kommentarene på egen hånd, og her følger mine oppfatninger og kommentarer til situasjonen.

Regjeringen ved olje og energiministeren avsatt inntil 46 millioner kroner til støtte for installasjon av pelletsovner, varmepumper (vannbårne) og strømsparesystemer hos husstander. Støtten består i utbetaling av et engangsbeløp avhengig av tiltaket de deltakende husstander satser på. Her kan det som kjent være geografiske forhold som begunstiger det ene tiltaket foran det andre.

Reaksjonen uteble ikke i en nasjon der etter hvert store deler av befolkningen forventer jul hele året, samtidig med at de etter fattig evne prøver å tilføre et nytt nivå på Maslovs behovspyramide.

For lettere i fortsettelsen å beskrive poengene mine blir det antatt at beløpet, de 46 millionene, vil kunne være med å spleise på installering av tiltak hos 10 000 husstander.

Forutsatt at dette fullt ut skjer, og hver av disse husstandene i gjennomsnitt reduserer det årlige strømforbruket sitt med 7 000 kWh (hovedsakelig gjennom fyringssesongen) vil dette på årsbasis totalt utgjøre 70 GWh (Giga Watt timer), eller 0,07 TWh (Tera Watt timer), av et årlig norsk strømforbruk på 130 - 140 TWh.

Med andre ord utgjør dette godt under 1 promille av det årlige norske strømforbruket.

Isolert sett gir dette ammunisjon til kritikerne som hevder, med referanse til regnestykket ovenfor (eller tilsvarende), at dette er alt for lite, og isolert sett har de også rett.

Videre argumenteres det for at ordningen ikke vil nå de svakeste gruppene. Politikk handler åpenbart også om å tåkelegge faktiske forhold.

I den hardeste fyringsperioden, januar/februar, vil disse tiltakene (igjen forutsatt at potensialet fullt ut implementeres og utnyttes) hos hver av de deltakende husstandene kunne substituere 3 - 4 kW effekt fra strøm med pelletsovn eller varmepumpe.

Ordningen burde også omfattet første gangs installasjon av moderne vedovner da dette ville utløst et større substitusjonspotensial for oppvarming.

Totalt potensial, under ellers like forhold, blir med andre ord 30 - 40 000 kW, eller 30 - 40 MW, som utgjør den totale effekten til husstandene i et par gjennomsnittlige norske småbyer.

Dette er et spleiselag mellom det offentlige og de husstandene som deltar i ordningen, og totale investeringer vil nok utgjøre en faktor som er 4 - 5 ganger det beløpet som regjeringen har bevilget, med andre ord et sted mellom 200 - 250 millioner kroner.

Dette blir isolert sett og noe forenklet å betrakte som et nytt kraftverk på 30 - 40 MW for 200 - 250 millioner kroner, noe som umiddelbart ikke virker dyrt.

Bare sjekk på egen hånd!

30 - 40 MW er isolert sett heller ingen enorm størrelse i den store norske energisammenhengen.

Ser vi imidlertid på hvordan prisfastsettelsen for strøm i et liberalisert marked fungerer, er det i prinsippet etterspørselen etter den marginale kWh eller kW som setter prisen for all strømmen.

Under ellers like forhold vil regjeringens tiltak bidra til å redusere (dog marginalt) etterspørselen og dermed strømprisen. Dermed får alle som bruker strøm glede av tiltaket, også de som nå ikke har økonomisk evne til å investere i noen av de tiltakene som tilskuddene omfatter. De som investerer i tiltakene har/vil motta et statlig engangstilskudd og gjennom å substituere mye av oppvarmingen med pelletsovn/varmepumpe vil de over noe tid tjene tilbake sin del av investeringen.

Ordningen innebærer med andre ord at de med økonomisk evne og mulighet til å endre/diversifisere kilden for husoppvarming bidrar til å redusere strømetterspørselen (selv om dette som tidligere vist og sagt i den store sammenhengen er marginalt) og på det viset bidrar disse (under ellers like forhold) til å senke strømprisen, noe som også kommer de med svak betalingsevne til gode.

På meg virker med andre ord ordningen å være solidarisk, men jeg kan ikke fri meg fra at jeg sitter igjen med et inntrykk av at folk flest ikke vil forstå dette.

Det å finne langsiktige løsninger på den norske kraftforsyningen er en klar utfordring, også for politikerne (noe de ansvarlige av dem åpent har erkjent), og krever mange år å implementere, enten dette er ulike oppgraderinger og/eller nye utbygginger av vann og gasskraftverk i kombinasjon med andre løsninger.

Fra mitt ståsted ser jeg et klart forbedringspotensial hos de ansvarlige politiske myndigheter; de kan bli flinkere til å tydeliggjøre og kommunisere de komplekse sammenhengene omkring energi.

Det blir i en del sammenhenger sagt at velgerne får de politikerne de fortjener.

Når jeg ser reaksjonene her til lands når strømprisene nærmer seg europeisk nivå, tør jeg ikke tenke på hva som er i vente når den globale oljeforsyningen beveger seg sørover.

Derfor vil jeg oppfordre de som nå planlegger (eller allerede har) en politisk karriere å orientere seg om ”Peak Oil” og gjøre seg noen refleksjoner av hva dette innebærer, for i den nære fremtid tror jeg at en lang og god politisk karriere kun kan sikres gjennom å være bevisst at en får de velgerne en fortjener.

EN TILLEGGSOPPLYSNING

En årlig gjennomsnittlig substitusjon på 7 000 kWh for hver husstand er hentet fra en undersøkelse som ble gjort i forbindelse med sist regjeringen gjennomførte et tilsvarende spleiselag, som om lag 20 000 husstander deltok i. Tallet reflekterer med andre ord at det vil være enkelte områder tiltakene ikke favner (varmekabler på badet eksempelvis, og det at enkelte andre rom ikke nås gjennom denne energisubstitusjonen).

13. sep. 2006

EIA vs IEA + PREDICTING THE PEAK

Fra IEA Oil Market Report for august 2006

World oil supply gained 615 kb/d in July to reach 85.5 mb/d. Revisions driven by an unscheduled shutdown of Alaska’s 400 kb/d Prudhoe Bay field trim non-OPEC supply by 220 kb/d in 2006 and 30 kb/d in 2007. Non-OPEC output averages 51.1 mb/d in 2006 and 53.0 mb/d in 2007.

Fra IEA Oil Market Report for september 2006

World oil supply fell 400 kb/d in August to 85.8 mb/d underpinned by lower output from the North Sea, Iran and Saudi Arabia. Non-OPEC supply for 2006 and 2007 is trimmed by 60 kb/d and 145 kb/d respectively, to 51.0 mb/d and 52.8 mb/d. Downward revisions were centred on the North Sea, Mexico, Brazil and Angola.

Altså i juli 2006 var i følge IEA Oil Market Report total global olje forsyning 85,5 Mb/d, og i august 2006 falt den med 400 kb/d (0,4 Mb/d) til 85,8 Mb/d!!!!!!?

Det er slike ting som nå gjør meg en smule forsiktig med data fra IEA. Det kan også nevnes at i forbindelse med juliutgaven av IEA OMR highlights, var for første gang så langt jeg kan registrere (og andre) at IEA ikke gav noe tall på total global oljeforsyning.

Av den grunn vil jeg inntil videre legge til grunn data fra USDOE EIA (som kommer i Excel format) for figurformatet gjengitt nedenfor. Denne gangen med data fra EIA slik disse ble presentert i International Petroleum Monthly for september 2006, som presenterte data for utviklingen i den global oljeforsyningen til og med juni 2006. Veksten for hele 2006 er basert på prognosene til EIA i deres Short Term Energy Outlook (STEO) fra juni 2006.


Figuren viser endringer (årlig differensiel utvikling) fra det ene året til det andre.

Data fra EIA hittil i 2006 viser en gjennomsnittlig total global forsyning på 84,29 millioner fat for dagen (antatt å være all energi i væskeform) som er en nedgang på 0,11 Mb/d relativt samme periode i 2005 (HUSK, Katrina og Rita kom senere i 2005), den sorte søylen viser hva EIA nå forventer av vekst for hele 2006 (relativt 2005), den skarpt grønne søylen viser gjennomsnittlig økning i oljeforsyningen resten av 2006 relativt hele 2005, om EIA sitt måltall skal nås.

For hele 2005 rapporterte EIA en gjennomsnittlig petroleumsforsyning på 84,37 Mb/d, og skal prognosen for hele 2006 nås må gjennomsnittlig total global petroleumsforsyning være omtrent 87,0 Mb/d resten av 2006.

Gjennom 2005 vokste total årlig global forsyning med ca. 1,36 Mb/d (EIA data), og gjennomsnittsprisen (Brent datert) la på seg 15 dollar fatet. Dette er verdt å merke seg da den relativt sterke prisøkningen ikke resulterte i en tilsvarende økning i forsyningen.

PREDICTING THE PEAK

Artikkelen ”OVER TOPPEN?” / (”PREDICTING THE PEAK”) i OD sitt magasin Norsk Sokkel 2-2006 mottar nå kommentarer på det velrenommerte og kvalitetssikrede nettstedet Energy Bulletin (scroll nedover et stykke på siden) av flere internasjonalt profilerte ”Peak Oil” talspersoner.

Fra det jeg kan se er det i tillegg flere andre momenter i nevnte artikkel som burde kommenteres, og jeg har derfor startet å ”drafte” det jeg vil kalle mer utfyllende beskrivelser som vurderes postet her på ”Kveldssong for hydrokarbonar”.

Det er ikke så mye det av generisk karakter som står i artikkelen som fanger min oppmerksomhet, men det som IKKE står der.

KILDER:

[1] EIA INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, SEPTEMBER 2006
[2] EIA SHORT TERM ENERGY OUTLOOK (STEO), JUNI 2006
[3] IEA MONTHLY OIL MARKET REPORTS

12. sep. 2006

HVORFOR EN HØY OLJEPRIS ER BRA

I det forrige innlegget ble oppmerksomheten rettet mot fallraten, og det å forstå denne er viktig for å forstå hvorfor og hva som skjer når den globale oljeutvinningen tar en sørlig kurs.

Oljeprisen er også en av de parametrene som vil påvirke utvinningen, og i dette innlegget vil det bli presentert et eksempel med et norsk felt,…..det er ikke bare geologi og fysikk som setter begrensninger for utvinningen, men også lønnsomhet (oljepris).

Kanskje dette vil hjelpe til å skape aksept for at en høy oljepris burde hilses velkommen, og da ikke bare ut fra ønsket om å øke den norske oljeformuen, noe som vil være en bonus.

En høy oljepris bidrar til at så mye som mulig av denne unike ikke fornybare ressursen utvinnes.

Figuren ovenfor viser utviklingen i den historiske oljeutvinningen fra Jotun fra oppstart i 1999 til 2005, og en prognose mot 2015 basert på en eksponentiell tilpasning av halefasen. Kontinuerlig fall i utvinningen er det normale for felt i halefasen.

I diagrammet er også tegnet inn en kurve som viser kumulativt utvunnet og hvordan det fortsetter mot 2015 om den fremtidige utvinningen i hovedsak følger prognosen. Legg merke til at den fallende utvinningen gjør det stadig mer utfordrende å nå URR (Ultimate Recoverable Reserves) på 160 millioner fat som var OD sitt estimat i ressursregnskapet for 2005, markert med en heltrukken sort strek i diagrammet.

Ved årsslutt 2005 var omtrent 80 % av de estimerte totalt utvinnbare reservene i Jotun produsert.

Normalt vil estimatene for opprinnelige utvinnbare og gjenværende utvinnbare reserver i de enkelte reservoarene være gjenstand for revisjoner ettersom kunnskapen om reservoarene forbedres med tiden.

Jotun er med andre ord, basert på estimerte utvinnbare reserver, et mindre felt.

For Jotun har den gjennomsnittlige daglige utvinningen vært 11 500 fat for dagen for perioden januar til juli i år i følge data fra OD.
Figuren ovenfor er prognosen for utvinningen fra Jotun forstørret.

Videre i denne eksersisen er det antatt at de gjennomsnittlige årlige drifts og vedlikeholdskostnadene for Jotun er 100 millioner USD (selv om dette er en kvalifisert gjetning og ikke de virkelige tallene, er det ikke det som er poenget med denne eksersisen).

En årlig utvinning på 1 million fat tilsvarer et daglig snitt på 2 740 fat.

I figuren er markert hvor den økonomiske levetiden ved henholdsvis 40, 60 og 80 USD/fatet for feltet inntreffer.

Jo lavere pris, jo tidligere i tid inntreffer tidspunktet der dekningsbidraget blir null eller negativt (eller utvinningen er ikke økonomisk lønnsom).

Figuren illustrerer at dobles oljeprisen fra 40 USD/fatet til 80 USD/fatet, forlenges den økonomiske levetiden med omtrent 5 år, og totalt vil det kunne utvinnes omtrent 7 millioner fat olje mer.

Figuren hjelper også å illustrere hvorfor oljeforsyningene er så lite priselastisk, den fallende utvinningen lar seg ikke bremse gjennom økning av prisene, men vil forlenge den økonomiske levetiden til feltet.

Det er dette som inntreffer BIG TIME etter toppen i den globale oljeutvinningen er passert, og nedturen har begynt.

Legges det til grunn en oljepris på 80 USD/fatet, så vil feltet stenges ned i 2013, og med det så blir også en utvinningskapasitet på i overkant av 3 000 fat for dagen permanent vekke.

Ved en oljepris på 60 USD/fatet blir feltet nedstengt i 2011 og en utvinningskapasitet på i overkant av 4 500 fat for dagen blir permanent vekke.

Er et felt først blitt nedstengt og produksjonsinnretningene fjernet,……vel da skal oljeprisen bli svært høy før noen er villige til å påta seg den økonomiske risikoen ved å gjenoppta utvinningen av det som potensielt er igjen i reservoaret.

Tar en så eksemplet med dette feltet og overfører det til en global skala, er det lett å forstå hvorfor oljeselskapene ved vedvarende lave priser stenger ned utvinningen fra felt både til lands og til havs når oljeprisen krymper, og dette har også den effekten at det reduserer total utvinningskapasitet.

Det skal ikke her spekuleres vidt i hvor mye dette kan være på global skala, men en halvering av oljeprisen i et stramt marked vil fjerne noe kapasitet permanent, og etter noe tid gjenintrodusere en stram situasjon. Dette er særlig følsomt i en stram forsyningssituasjon og forsterkes etter hvert som den globale oljeutvinningen tar en sørlig kurs.

De prognosene jeg har sett for fremtidig global oljeforsyning inkluderer ikke denne effekten.

Mange av verdens oljefelt er nå i denne situasjonen og dersom utsiktene for den fremtidige oljeprisen er at den forblir lav, ja da fremskyndes både nedstengning av felt som blir ulønnsomme, samt viljen til leting og utbygging av ny kapasitet reduseres.

En lav oljepris er selvsagt hyggelig når tanken på bilen skal fylles, men etter kort tid vil dette føre til en akselerert nedstengning av ulønnsom kapasitet som etter en tid igjen vil skape fornyet etterspørselsoverskudd og press mot prisene.


REITEN HAR FORSTÅTT DET

I dette intervjuet med konsernsjef Reiten i Norsk Hydro i Aftenposten fremkommer blant mye annet godt;

- Den største svakheten er at politikerne ikke har akseptert hvor lang tid det tar å skaffe ny energi. Skulle vi ha unngått den situasjonen vi er i nå i 2006/2007, måtte vi gjort ting for fem-ti år siden.

Intervjuet lyder som et fjernt ekko fra et av Matt Simmons foredrag, og jeg fant at intervjuet ga uttrykk for en god virkelighetsoppfatning.

Norsk Hydro har i den siste tiden kjørt en annonsekampanje der fly, båter, biler, brødristere etc, er utstyrt med en ”trekk-opp” nøkkel, med spørsmål om hvor skal fremtidens energi komme fra.

Etter mitt syn en effektiv kampanje, der enkle virkemidler setter fokus på det som etter hvert er i ferd med å bli knapphetsvare….…ENERGI.

OLJE PRISER SEG UT

Var overskriften i denne reportasjen på N24 nylig i en presentasjon av en rapport fra Chatham House.

Kan endelig ”Peak Oil” og andre energikriser avlyses?

Med en vedvarende høy pris vil olje prise seg ut av markedet og gjøre andre alternativer langt mer konkurransedyktige, er konklusjonen i en britisk rapport.
-
-
Holder oljeprisen seg over 50 dollar per fat vil det føre til ny konkurranse som både vil redusere behovet for energi, øke tilbudet av olje og øke tempoet i overgangen fra olje til andre drivstoffer utenfor transportsektoren, fremgår det av rapporten med tittelen ”A new era for oil prices”.

Jeg prøvde flere ganger å finne logikken i det siste utsagnet, men klarte det ikke.

Ny konkurranse som vil redusere behovet for energi???

Og samtidig

Skal en oljepris på 50 dollar fatet øke tilbudet???

Den siste tiden har oljeprisen vært svært volatil med en foreløpig topp i juli over 78 USD/fat, og i øyeblikket midt på sekstitallet.

Det er nok mange som ville forvente en økt etterspørsel om oljeprisen blir 50 dollar fatet, dersom ikke den globale økonomien snubler i en resesjon før det.

Artikkelen fremsto for meg som et skrekkeksempel på energianalfabetismen som råder blant de som lever av å holde folk flest orientert.

Hva andre drivstoffer er det som vil erstatte olje, kunne ikke journalisten i det minste fått dette konkretisert som en service overfor sine lesere?

I rapporten blir det også pekt på at om bilparken i USA ble skiftet ut ville det kunne redusere det amerikanske oljeforbruket med 4,8 millioner fat for dagen. Isolert sett er dette riktig.

Levetiden for en gjennomsnittlig bil er 15 - 20 år, og en styrt overgang ville kunne redusere det amerikanske oljeforbruket med omtrent 300 000 fat for dagen……hvert år fremover inntil en fullstendig utskiftning var gjennomført, forutsatt at de da ikke ble fristet til å kjøre mer etter å ha byttet til mer bensingjerrige biler.

Den andre realiteten er at de som er en god gammel bil som bruker litt vel mye bensin fort finner at det lønner seg for dem å holde fast ved den……. og heller leve med økte drivstoffutgifter.

En annen faktor som åpenbart er mindre kjent for forfatterne av rapporten ”A new era for oil prices”, selv om informasjonen er tilgjengelig, er at naturgassutvinningen i Nord Amerika faller, og i en periode har destillater (og andre oljeprodukter) blitt brukt til å substituere naturgass, hovedsakelig innen kraftproduksjonen.

Økningen i oljeforbruket har ikke primært vært drevet av flere SUV’er de siste årene, men denne substitusjonen. Kombinasjonen av en mild vinter og økt oljepris har svingt denne pendelen tilbake der oljebaserte drivstoffer igjen substitueres med naturgass av prismessige årsaker.

Dette kan igjen bli reversert neste vår/sommer, med ny økning i oljeetterspørselen.

Mellom linjene erkjenner rapporten egentlig at det nå er et problem med å skaffe nok energi i væskeform, og foreslår da den enkle løsningen at amerikanerne ved å redusere sitt forbruk så løses problemet globalt.

Og dersom alle land gjør som russerne og bruker mer naturgass, så vil oljeforbruket gå ned. Vel, det er bare det at ikke all land har de samme mulighetene som Russland til å la naturgass utgjøre så stor andel av sin energimix.

Jeg venter nå bare på at noen seriøst foreslår at amerikanerne skal innføre metriske enheter ved salg av drivstoff,…..dette ville øyeblikkelig bringe bensinprisen ned under 1 dollar (for literen).

10. sep. 2006

FALLRATE OG OLJEUTVINNING

Livet til et oljefelt er forenklet beskrevet av 3 faser, oppbyggings-, platå- og halefasen. En av de tingene som jeg har observert er at i halefasen akselererer det relative årlige fallet, og i dette innlegget vil jeg gi ytterligere dokumentasjon på det, og komme med en oppdatering om utviklingen av oljeutvinningen fra norsk sokkel basert på de historiske utvinningsdataene fra OD per juli 2006.

I diskusjonene om ”Peak Oil” er mye fokus rettet mot gjenværende globale reserver. Dette er viktig, men det som nå synes å være den nærmeste og viktigste utfordringen er å få til vekst i forsyningen av all energi i væskeform, hvis ikke det skjer, ja da er vi allerede ved ”Peak Oil”.

Verdens reserveestimater for olje og naturgass er basert like mye på kunst som på vitenskap,….i beste fall.

Det som gjelder i den nære fremtid og som ”Peak Oil” handler om er følgende tre ting KAPASITET, KAPASITET og atter KAPASITET.

Toppsjefen i det franske multinasjonale oljeselskapet TOTAL har i følge TIMES ONLINE nylig uttalt;


THE world will struggle to raise oil output to levels much greater than 100 million barrels per day, Thierry Desmarest, chief executive of Total, has given warning.

I dette innlegget ble det dokumentert at i de siste to årene har det vært en utfordring å holde en varig global forsyning på rundt 85 millioner fat for dagen, noe som også forklarer den siste tids kraftige oljeprisøkninger som normalt skulle dempe etterspørselen.

Uttalelsene til toppsjefen i TOTAL synliggjør at det åpenbart er flere som stiller spørsmål om realismen i prognosene fra autorative organer som IEA og USDOE/EIA som begge ser en vekst til 120 millioner fat for dagen til 2030.

Figuren ovenfor beskriver utviklingen i den gjennomsnittlige daglige oljeutvinningen fra Trollfeltet slik dette har blitt rapportert av OD. Troll har en tynn oljesone som var en teknologisk utfordring (blant annet horisontale brønner) å få produsert før gassutvinningen hadde redusert reservoartrykket så mye at utvinning fra oljesonen ble ulønnsom.

Figuren viser at i løpet av de siste 3 årene har oljeutvinningen fra Troll blitt halvert. Det er et sånt bilde som ødelegger nattesøvnen til ledelsen i oljeselskapene. Troll var i en periode det feltet som hadde høyest oljeutvinning på norsk sokkel, og så langt har fallet i utvinningen vært omtrent 200 000 fat for dagen siden toppen. Det er åpenbart at det er en utfordring å skulle erstatte et sånt bortfall av kapasitet med innfasing av ”pytter”.


Dersom dataene for Troll blir brukt til å dokumentere det relative årlige fallet, fremkommer et bilde som beskrevet av diagrammet ovenfor. De blå sirklene beskriver det årlige relative fallet eller veksten (fra januar 2005 til januar 2006 osv).

I oppbyggingsfasen vokser utvinningen, inntil den stabiliserer seg (platåfasen) for så å falle (halefasen). Figuren viser at det årlige relative fallet er akselererende. De ”ville” svingningen skyldes effekten av periodiske vedlikeholds/revisjonsstanser.

For å dempe effekten fra de ”ville” svingningene er dataene glattet ved å bruke en 12 måneders (punkters) bevegelig gjennomsnitt, de sorte sirklene i diagrammet. Dette viser at nå er det årlige relative fallet for oljeutvinningen fra Troll på mer enn 20 %.

Det at det årlige relative fallet for oljefelt er akselererende kan dokumenteres for de fleste feltene på norsk sokkel. Fallraten er med andre ord ikke lineær, men kan godt beskrives med en forutsigbar eksponentialfunksjon som har et forløp som burde være en vekker for alle som er opptatt av oljeutvinning/forsyning. Akkurat det samme forløpet ser en for de fleste andre oljefelt i Nordsjøbassenget.

I halefasen vil utvinningen normalt følge en asymptote, og produksjonsinnretninger på norsk sokkel vil bli stengt ned når de totale driftsutgiftene overstiger bruttoinntektene (eller ved negativt dekningsbidrag som det heter på ”blårusspråket”).

Det ligger selvsagt ikke noe okkult bak dette, dette er en naturlig prosess for alle oljefelt. Det som mange spør seg om er om all den nye teknologien fører til akselerert utvinning, økt utvinning eller en kombinasjon. Svaret ligger nok ett sted i mellom, og det er klart at ny teknologi har hjulpet til å realisere feltutbygginger som tidligere ikke var lønnsomme.

Det må imidlertid også være lov til å spørre seg om denne teknologimedaljen også kommer med en bakside, og om denne nå begynner å gi seg sterkere til kjenne.

I denne reportasjen blir det (igjen) beskrevet av mexicanske Pemex at Cantarell (som i flere år har hatt massiv nitrogeninjeksjon), som nå er det oljefeltet i verden med nest høyest utvinningskapasitet har startet å falle og som vil ha, nettopp, et relativt akselererende årlig fall.

Det med årlige akselererende relative fall er nok mer regelen enn unntaket for all verdens oljefelt.

Så forestill dere nå flere av oljefeltene rundt om på kloden som har høy kapasitet, Burgan (Kuwait), Cantarell (Mexico), Troll (som beskrevet her), Ghawar (Saudi Arabia), Prudhoe Bay (USA) og alle de andre som har/vil få et akselererende fall i utvinningen (kapasitet) og den myriade av andre småfelt (det er stort sett det som er igjen, (så får vi se hva potensial Jack virkelig har om et års tid eller så) som må startes opp for å kompensere for den svinnende kapasiteten fra de ”store”, og det blir åpenbart at oljeindustrien har formidable utfordringer bare å skulle opprettholde nåværende kapasitet og i tillegg få til vekst for å dekke et voksende forbruk.

For meg fortoner nå det å bringe den globale kapasiteten til ”bare” 100 millioner fat for dagen (all energi i væskeform) mer og mer som den nye risikosporten for all verdens oljeselskaper.

Mon tro om sjefen i TOTAL har skjønt dette, og ved å gå ut nå reduserer han fallhøyden for eget selskap.

Nettopp, årsaken ligger i de harde fakta om fallratene jeg beskrev mer i detalj ovenfor.

OPPDATERING OM UTVINNINGEN FRA NORSK SOKKEL

OD publiserte nylig data for petroleumsutvinningen for juli 2006, og foreløpige tall for august 2006. (Lenke lenger oppe i innlegget.) og disse viser at gjennomsnittet for årets 7 første måneder er på 2,37 millioner fat for dagen.

Det at forløpige tall for august viser 2,27 millioner fat for dagen, bidrar selvfølgelig til å trekke ned årssnittet.

OD sin prognose for hele 2006 er på 2,43 millioner fat for dagen.

I dette innlegget dokumenterte jeg at det glattede årlige kollektive relative fallet for utvinningen fra feltene som startet før 2001/2002 i den siste tiden har beveget seg mellom 13 og 15 %. For dere som er i tvil,…….dette er ekstremt.

Så langt kan det dokumenteres at denne trenden fortsetter.

Disse feltene gav i 2002 3,0 millioner fat for dagen, og et snitt fra de samme for de 7 første månedene i år (knappe 4 år senere) er 1,9 millioner fat for dagen.

For de som er interesserte kan jeg opplyse om at kollektivt ”mister” disse feltene nå i snitt en kapasitet på omtrent 25 000 fat for dagen……hver måned.

Med andre ord må ny årlig kapasitet på nær 300 000 fat for dagen nå bringes inn for å eliminere dette bortfallet.

Det er i lys av blant annet denne dokumentasjonen, Cantarell og det som skjer i andre oljefelt at OD sin prognose for perioden 2006 - 2010 fremstår som spesielt interessant.

Basert på de ferskeste dataene (fra OD) opprettholder jeg min tidligere ”bottom-up” prognose for utvinningen av regulær olje fra norsk sokkel for 2007 på 2,18 - 2,25 millioner fat for dagen.

OD sin prognose for 2007 er fortsatt 2,63 millioner fat for dagen.

For 2010 er prognosen min på 1,6 - 1,7 millioner fat for dagen (”bottom-up” analyse). Prognose med Hubbert’s lineærisering (”top-down” analyse) gir rundt 1,6 millioner fat for dagen i 2010.

OD sin prognose for 2010 er fortsatt på 2,48 millioner fat for dagen (regulær olje).

Tiden vil nådeløst dømme hvilke av prognosene som treffer nærmest.

OD sine prognoser skaper en forventning om at den nære fremtid vil dokumentere effekten(e) fra bruk av ny og hittil ukjent teknologi som bremser og/eller endog reverserer fallraten.

Med andre ord, ”Shall technology finally trumph geology?”

En teknologi som bremser/reverserer fallraten (om den blir bekreftet virker) vil garantere eierne av den en rik fremtid.

KILDER.
[1] OD, MÅNEDLIGE UTVINNINGSDATA, NORSK SOKKEL

---------------------------------

Kanskje hjelper det om jeg slutter å bry meg med å studere og presentere harde fakta og data, og for fremtiden hengir meg til å spå om energiforsyningen ved å se i tarotkort/grisemilt eller tilsvarende. Dette selvfølgelig kun for å nå flere lesere.

Det er tross alt ikke de harde fakta som danner bilde av fremtiden folk flest er opptatte av,…..men illusjoner og visjoner og……..håpet om at en gang i fremtiden vil fyringsved kunne høstes………med tankekraft.

7. sep. 2006

ER NORGE VED ”PEAK ELECTRICITY”?

I en del debatter og artikler blir løpende uttrykk som ”Peak Oil”, "Peak Gas", ”Peak Wood”… etter hvert ”Peak Everything” lansert og etter hvert en del av begrepsapparatet til de beklagelige få som følger disse debattene, og ved å observere debattene om strømkrisen i Norge har jeg begynt å undres om at dette kan være et uttrykk for at Norge har hatt eller er nær ”Peak Electricity”.

Figuren ovenfor viser utviklingen i det årlige norske vannkraftforbruket for perioden 1965 - 2005 slik dette er rapportert i BP Statistical Review 2006.

I den 40 års perioden som er tilbakelagt vokste vannkraftforbruket med et årlig gjennomsnitt på 2,6 %, illustrert med det blå arealet. Dersom en gjennomsnittlig årlig vekst på 2,5 % blir fremskrevet til 2050 vil det resultere i en utvikling som illustrert med det lysere blå arealet i figuren.

En vekst som beskrevet ville føre til en dobling av vannkraftforbruket (eller elektrisitetsforbruket) i Norge til 2033.

Dette illustrerer også kraften til eksponentialfunksjonen, som visstnok Einstein (han med blant annet relativitetsteorien) engang skal ha omtalt som den sterkeste kraften i universet.

Hvordan kan dette, hvis overhodet, la seg realisere?

Jeg ville formode at å planlegge og legge til rette for en slik vekst ville utløse mye god kreativitet, inntil at det oppnås en erkjennelse av at realiseringen ville innebære utbygging av alle gjenværende vassdrag, en skog av vindmøller, bølge og tidevannsanlegg, gass og varmekraftverk og mest sannsynlig også kjernekraftverk for å sikre tilstrekkelig produksjonskapasitet for elektrisitet.

Jeg tror selvfølgelig ikke at dette ville la seg gjennomføre av både politiske og praktiske årsaker.

Poenget mitt er å illustrere at Norge kan være tett ved ”Peak Electricity”, Norge har vært og er netto importør av strøm fra hovedsakelig Sverige (kjernekraft) og Danmark (kullkraft), og i et såkalt normalår forbruker Norge 8 TWh mer enn hva som blir produsert i Norge.

Vi har nådd eller er nær ved et veiskille (eller paradigmeskifte), og her ligger det en formidabel kommunikasjonsjobb i å formidle dette til folk flest for å sikre tilstrekkelig støtte til politiske utfordrende løsninger som eksempelvis gasskraft.

Vannkraften la grunnlaget for industrialiseringen og velstandsutviklingen i Norge. Petroleumsforekomstene akselererte veksten av norsk økonomi, men er vi nå i ferd med å nå grensene for vekst i Norge?

Uansett tyder tilgjengeligheten til energi å ville sette rammene for hvor sterk denne veksten blir i fremtiden også for energinasjonen Norge.

Sagt på en annen måte, det bør fra nå forventes at veksten i velstandsutviklingen også vil bremse opp. En del økonomer vil avfeie slike påstander ved å replisere med ”La grensene vokse” og glem ”Grenser for vekst”, noe som automatisk skulle kvalifisere for en obligatorisk gjennomgang av professor Bartlett sine fordrag om eksponentialfunksjonen.

Det som for noen år tilbake gav meg inspirasjon til å starte å undersøke/forske mer om energi og energiforsyning var foredragene til Matt Simmons (forfatter av ”Twilight in the Desert”) som jeg fant gode og som for alle praktiske formål dekket alle aspektene omkring energi og energiforsyning.
Etter hvert kom jeg til at Simmons hadde et svært godt poeng i at ENERGI er alt for viktig til å overlate til markedskreftene (eller mekanismene).

Konturene av dette mener jeg å kjenne igjen fra debattene i Norge nå om strømforsyning der folk flest ønsker forutsigbarhet og prioriteringer av innenlandsk forbruk.

Kan dette være uttrykk for en gryende bevisstgjøring blant folk flest?

Midt Norge har flagget en kraftkrise sent på dette tiåret blant annet på grunn av kraftbehovet for Ormen Lange anleggene. Temporært virker det som at kraftkrisen skal løses av markedsmekanismene, det vil i klartekst si prisrasjonering. Prisendringer (i realiteten økninger) skal bringe tilbud og etterspørsel i balanse.

Det er her det stopper litt for meg, vil denne kortsiktige løsningen innebære en reell vekst i brutto nasjonalprodukt?

Det jeg har lært om den slags mekanismer er at dette vil innebære en økning i inntektsoverføringen fra en sektor i økonomien til en annen sektor. For forbrukerne vil det innebære at en større del av inntekten brukes på energi, noe som under ellers like forhold vil måtte bety redusert forbruk av andre varer og tjenester.

BIOENERGI SKAL LØSE KRAFTKRISEN

Aftenposten hadde 31. august et intervju med Olje og Energiministeren med tittelen "Bioenergi skal løse krisen".

Dette intervjuet fant jeg interessant, da det blant annet ble pekt på at kraftbransjen og det politiske Norge med vidåpne øyne hadde brakt landet inn i kraftkrisen.

Det er selvfølgelig summen av en rekke faktorer som har skapt situasjonen, og jeg leser energiministerens uttalelser også som at det kan være utilstrekkelig å ensidig overlate til markedskreftene å løse kraftkrisen.

Fra intervjuet med Olje og Energiministeren;

- Har Norge rett og slett manglet en visjonær energipolitikk?

- Vi har ikke hatt de nødvendige visjoner, nei.
-
-
-
Hva er din energivisjon for det neste tiåret?
-
- Vi har så store ressurser til å skape store mengder fornybar energi at det ikke er noen grunn til å forlate det sporet. Men denne gang noe annet enn vannkraft. Samtidig har vi et betydelig sparepotensial. Miljøvennlig gass, vindkraft, småkraftverk og ikke minst bioenergi blir løsningen. Vi skal igjen bli noe mer enn en oljenasjon på energisiden. Vi skal ikke og kan ikke basere oss på import av kraft, vi skal produsere det vi trenger selv.

Dette lyder lovende, jeg merker meg spesielt det med at Norge skal være selvforsynt med energi, noe som er av stor betydning for enhver nasjon, men ikke alle har de samme mulighetene som Norge.

Det blir i intervjuet pekt på sparepotensial i energiforbruk, og her tror jeg at alle kan bidra gjennom å være mer bevisst ENERGI og energibruk, og jeg leser dette også som et signal om at de siste års vekst vanskelig kan videreføres.

Mer om Norge, energi og elektrisitet i dette tidligere innlegget.

6. sep. 2006

...og slik går no dagan....


Biletet er i dag frå "Norsk Sokkel", Oljedirektoratet sitt magasin for almugen. Meir om det seinare.

Sommaren er over, og den var av det betre slaget her på mine kantar. Eg har prøvt å ta meg meir eller mindre fri frå dei prinsipielle sidene av oljeuttøminga og vigd meg til dei praktiske (dvs. å (for)bruke ukritisk).

Energimann har som vanleg halde oss oppdatert om dei faktiske forholda når det gjeld oljeforsyninga i verda. Og det ser ikkje lysare ut enn det gjorde før ferien. Somme held fram at det ikkje er nokon dramatikk i at oljeutvinninga i verda har gått litt ned, det har jo hendt fleire gongar før i historia. Sant nok, men det har ikkje skjedd utan eit prissignal i forkant. At prisen går (dramatisk) opp og utvinninga ned er noko nytt, og kan vel tenkjast å bere bod om det.. vi veit.

For vel eit år sidan var det ein "Deep Throat" (anonym innside-kjelde) i Mexico som fortalde om store problem for verdas nest største oljefelt, Cantarell. Som vi veit var dette rett, og kollapsen er eit faktum. No har Richard Heinberg snakka med ein innsidar som har liknande å fortelje om verdas største oljefelt, Ghawar i Saudi Arabia :

"At the ASPO conference a well-connected industry insider who wishes not to be directly quoted told me that his own sources inside Saudi Arabia insist that production from Ghawar is now down to less than three million barrels per day, and that the Saudis are maintaining total production at only slowly dwindling levels by producing other fields at maximum rates. This, if true, would be a bombshell: most estimates give production from Ghawar at 5.5 Mb/d."

Det vil vise seg om dette held stikk.

Vi har tidlegare rosa Sverige for at dei "har teke realitetane innover seg", og skal vere oljeuavhengige innan 14 år. Realismen i prosjektet kan absolutt "ifrågesättas", noko som blir gjort til gangs av økonomen Ferdinand Banks i denne artikkelen. Det er vel grunn til å tru at der er like mange karrieristar og posørar i det svenske politiske miljøet som det norske.

Bloggen "Oljens Tid er Over" har hatt fleire meldingar om at Odd Roger erkjenner "peak oil". I likskap med den tidlegare nemde Ferdinand Banks, har eg vanskar med å skjøne at nokon kan kome til noko anna erkjenning. Men det virkar som om fenomenet for politikarane er ein mild abstraksjon, eit av tallause mogelege "fremtidsscenarier" som vi ikkje på laaang tid treng å bry oss noko med. Vi er jo i gang med "hydrogenvegen"! Odd Roger har tydelegvis ikkje kviskra noko i øyret til si partifelle, Liv Signe Navarsete. I dag kan ho roe utolmodige bilistar med at første byggjesteg på firefelts motorveg Gardermoen-Kolomoen vil bli starta neste år.

For å seie det med Kunstler: "(One of) the greatest misallocation(s) of resources in Norwegian history".

Men no attende til Oljedirektoratet. I det siste bladet har dei ein artikkel som heiter "Over Toppen?" Der tek dei for seg problemstillinga med oljeuttøminga på "balansert" vis. Hubbert blir omtala, og likeeins ASPO. Og dei har roande ord frå den fremste leverandøren av "Petro-Prozac", IEA. Som Energimann har vist i dette innlegget, har Hubbert sin teori stemt for oljeutvinninga på norsk sokkel, noko OD også er samd i. Når det gjeld "karnappa" på kurven som dei forutser, har dei denne forklaringa:

"Men i tillegg til reservene, som er de mengdene olje som allerede er vedtatt produsert, finnes det olje fra prosjekter for økt utvinning, utbygging av påviste felt og hittil uoppdagede ressurser. Alt dette vil bidra til at produksjonen totalt blir høyere enn Hubberts teori tilsier. Det vil også medføre at produksjonstoppen blir nådd før halvparten av oljen er produsert. Dette gjelder trolig også på verdensbasis. I tillegg til de bokførte reservene kan reservegrunnlaget økes ved å øke utvinningen fra eksisterende felt samt påvise nye ressurser."

Reserveanslag er ikkje så interessant, dei kan det sjonglerast med i stor stil. I USA steig reservane i mange år etter at dei var forbi produksjonstoppen i 1971. Det som er interessant er kor mykje olje som faktisk kjem på marknaden. Det blir interessant å sjå om Norge kan levere det OD lovar..

Alle som har prøvt å servere bodskapen om ei komande energikrise, veit at dette er verre enn å selje høns i regnver. Publikum er avgrensa, for som Simon&Garfunkel song ein gong: "Man hears what he wants to hear, and disregards the rest.."

Matt Savinar, mannen bak nettstaden "Lifeaftertheoilcrash" skriv i ein diskusjon på The Oildrum: (han kallar seg der forøvrig "TheAlphaMaleProphetOfDoom)

Now why is this? I exchanged some email with Barry of End of Suburbia and we both suspect the PO meme has reached the vast majority of everybody who it will ever reach minus some MASSIVE crisis one large enough that us in the peak oil publishing corps will not be able to make a living from saying "hey there's a big crisis on the way" or having the time to blog on it for that matter. Imho, 80% (just to throw out a number) of people who will EVER buy a peak oil book have already bought one. In 2004, this number was perhaps 20%. (again just to throw out a number)
The vast majority of the population will never accept the idea of there being fundamental physical limits to what we can do. Even when gas is $20 a gallon and we're living in abandoned gas stations chasing rats for food while evading Halliburton built robotic soldiers with strangely familiar Austrian accents, most people born between 1940 and 1980 will still be clinging to the idea that "things will get better if (insert cornocupian idea)"


Slik er det vel? Eg tenkjer i alle fall tanken når så mange som er mykje smartare enn meg ikkje blir synderleg opptekne av problemstillinga, sjølv om dei forstår ho godt.

For å sitere Matt Savinar nok ein gong: På spørsmålet om når "peak-oil-konseptet" er forstått og internalisert i almugen seier han: "Når det har vorte eit sjekketriks å snakke om det."

Som vi skjønar er det langt fram. Prøv det på neste fest.


4. sep. 2006

EIA PIM SEPTEMBER 2006

Den noe kryptiske overskriften er et akronym for statistikkenheten i det amerikanske energidepartementets månedlige internasjonale petroleumsoversikt. (Energy Information Administration, Petroleum International Monthly)

Diagrammet ovenfor viser utviklingen i total global forsyning (i millioner fat per dag; Mb/d) MERK: den sekundære y-aksen er ikke nullskalert) av all energi i væskeform slik dette ble rapportert av EIA PIM for september 2006 for perioden januar 2001 til juni 2006, sammen med dataene fra IEA (International Energy Agency). Diagrammet viser også utviklingen i den gjennomsnittlige oljeprisen (Brent datert) på månedlig basis for samme tidsrom.

Diagrammet viser en tilnærmet identisk rapportert oljeforsyning fra de to enhetene gjennom perioden, med unntak av de siste månedene der dataene begynner å divergere.

EIA rapporterer normalt offisielle data (fra de landene der disse er tilgjengelige) mens IEA som ligger noe i forkant av EIA ofte rapporterer estimater for de siste månedene som senere blir gjenstand for revisjoner. Eksempelvis vil dataene fra EIA være identiske med dataene fra OD (Oljedirektoratet) mens IEA i første omgang presenterer estimater som senere blir revidert mot offisielle data. Det er dette som gjør at jeg velger å feste størst lit til EIA sine data.

Diagrammet illustrerer også at den globale oljeforsyningen for alle praktiske formål har vært flat siden oktober 2004. Siden oktober 2004 har oljeprisen steget med omtrent 50 %. Oljeprisen er i øyeblikket volatil (viser store svingninger), men jeg er av den oppfatning at den vil fortsatt vise en fremtidig voksende trend.

Denne trenden vil kunne brytes dersom det oppstår et økonomisk tilbakeslag i den globale økonomien.

Prisene vil nok føre til noe etterspørselsdempning, men en del voksende økonomier (som den kinesiske) har uttalt at de vil søke å fortsette å dekke sitt energibehov gjennom å være med å fortsette å by opp prisen.

Foreløpige rapporter for oljeutvinningen for juli og august (fra Platts og MEES blant annet) tyder på at den globale forsyningen (slik denne rapporteres av EIA) vil vise en svak nedgang for disse månedene.

EIA sine data viser fortsatt at den globale forsyningen av all energi i væskeform så langt hadde en topp i desember 2005 samtidig med en topp for konvensjonell olje og kondensat.

Dette bringer oss tilbake til professor Deffeyes sine beregninger, og så langt viser historiske data at han har truffet riktig med hensyn til tidspunktet for den globale toppen for utvinningen av olje og kondensat.

UTVINNINGEN I OPEC


Figuren ovenfor viser utviklingen i utvinningen av olje, kondensat og NGL innenfor OPEC for perioden januar 2001 til juni 2006 slik dette rapporteres av EIA. Så langt har den rapporterte utvinningen vist en topp i september 2005, og siden et svakt fall. Foreløpige rapporter for juli og august indikerer at dette fallet fortsetter.

OPEC vedtok nylig å la kvotene være uendret. IEA forventer en økning av etterspørselen etter olje i fjerde kvartal i år, og noe sier meg at OPEC kan ha vansker med å dekke denne økningen og det er liten grunn til å tro på noen økning fra den øvrige verden og Russland. (Se lenger ned i innlegget)

Dataene fra EIA viser at utvinningen av olje og kondensat fra Saudi Arabia har falt med 0,5 Mb/d siden september 2005. Dette representerer et fall på omtrent 7 % på årlig basis. Dette skjer samtidig med at Saudi Arabia har et rekordhøyt antall leterigger i aktivitet. Dette har innenfor visse kretser gitt ny næring til spekulasjoner om utvinningen fra verdens største oljefelt Ghawar, og om Saudi Arabia har passert oljetoppen. Næring til spekulasjonene hentes gjennom sammenlikninger med hva som skjedde i Texas etter at utvinningstoppen ble passert der. Boreaktiviteten i Texas økte uten at dette klarte å reversere fallet i utvinningen.

EIA sine data viser at Russland i mars 2006 passerte Saudi Arabia som verdens største oljeprodusent, og i juni var den russiske oljeutvinningen 0,35 Mb/d høyere enn i Saudi Arabia. Så langt viser dataene (fra dem dere vet) at Russland hadde en topp i sin utvinning i desember 2005.

Den øvrige verden med unntak av OPEC og Russland hadde sin kollektive topp for utvinning av all energi i væskeform i desember 2003.

De harde historiske dataene viser etter hvert at mye tyder på at verden er svært nær om den ikke allerede har passert toppen for forsyning av all energi i væskeform.

I mitt stille sinn håper jeg enda at Mike Lynch og CERA har rett i at oljetoppen enda ikke er i syne.


DEBATTEN HER PÅ BERGET

Aftenposten hadde nylig en artikkel med tittelen "Europa i energiklemmen".

Sjelden har jeg vel opplevd at norske medier klarer å beskrive energirealitetene så presist……inntil jeg fortsatte å lese videre i artikkelen.

EU-landene har valgt å ikke dekke sitt eget energibehov. Det gir prissjokk for forbrukerne, Russland økt politisk makt, og press på Norge om å levere mer gass.

Faktumet er det at EU-landene er energifattige, noe jeg beskrev i dette tidligere innlegget.

Det at energinasjonen Norge vil oppleve press fra et energihungrig Europa burde ikke være overraskende, men det finnes grunn til å tro, basert på historiske utvinnings og reserve data fra OD at potensialet fra norsk sokkel kan være noe oversolgt.

Alle ser at prissjokket kommer, derfor er det knapt en regjering i Europa som ikke drøfter hvordan en skal dempe de sosiale virkningene av de høye energiprisene. Problemet er at strakstiltak ikke finnes.

Så sant som det er skrevet, men når vil dette gå opp for folk flest?

Hvorfor ikke mer bakgrunnsstoff om hva som skaper prissjokket?

Bare dette ene eksempelet har gitt ordet forsyningssikkerhet en helt annen klang i EU. Legger en så til at andre nye kilder for gass til EU er ustabile land i Midtøsten, at USA har et enormt importbehov, Kina tørster etter energi, så ser en hvorfor energi er blitt et hett geopolitisk spørsmål.

Tampen brenner, hvorfor ikke følge opp med en reportasje om ”Peak Oil”, og det at hydrokarboner er ikke fornybare energiressurser og at historiske data, fra blant annet EIA, viser at vi kan ha passert toppen for global oljeforsyning.

Disse resultatene av EUs manglende eller mislykkede energipolitikk, har styrket Norges posisjon overfor EU. Unionen ønsker seg mer norsk gass. Hvor mye gass norsk sokkel skal produsere, er et politisk spørsmål. Det er Stortinget og regjeringen som åpner og tildeler lisenser for leting og utvinning og setter grenser for tempoet.

Klar tale!

I dette innlegget 16. august stilte jeg spørsmål om det nåværende kjente norske ressursgrunnlaget kunne sikre en bærekraftig vekst av gassleveransene fra norsk sokkel.

Problemet for EU-landene er at de neppe kommer unna en mer omfattende debatt om atomkraftens fremtid, dersom de ikke skal innse at den tid er forbi da de kan love konsumentene energi til fordelaktige priser. Det vil det bli tungt å erkjenne, men det er kanskje den laveste prisen å betale for mangel på energipolitikk.

Vi får håpe at en opplysningskampanje om hva ENERGI er tvinger seg frem….i første omgang.
-----------------------------------

Vi kan vel først som sist bare venne oss til at ordet ENERGI i sterkere grad vil finne sin rettmessige plass i det offentlige rom.

KILDER:

[1] EIA INTERNATIONAL PETROLEUM, SEPTEMBER 2006
[2] IEA OIL MARKET REPORT, AUGUST 2006