3. des. 2007

LITT OM REALVERDIER OG FINANSIELLE VERDIER

I dette innlegget vil jeg illustrere noe av dilemmaet(ene) med å lagre rikdom slik som det nå gjøres gjennom å konvertere realverdier fra petroleumsutvinningen til finansielle verdier i Statens Petroleumsfond Utland (SPU, engelsk Norwegian Government Pension Fund; NGPF).

Spørsmålet som raskt melder seg er hvordan forsikre seg om at denne rikdommen (SPU) opprettholder sin verdi, eller endog vokser i en verden der de strategiske ikke fornybare ressursene, som er grunnlaget for de finansielle verdiene, i et akselererende tempo tappes ned?

Dette innlegget kan av enkelte nærmest være å betrakte som blasfemisk siden det forsøker å stille spørsmål og rokke ved den jevne strømmen av meldinger som skal berolige innbyggerne av landet om det raskt voksende kronebeløpet som omdanningen av realverdier fra petroleumsutvinningen til finansielle innebærer.

Det er også viktig å peke på at det alltid refereres til markedsverdien av SPU.

Ved å ta utgangspunkt i noen uttalelser i "Hjertesukk fra oljefondsjefen" presentert av E24 næringsliv fra 20. november i år.

I reportasjen står følgende å lese;

”- Jeg har sagt på de 38. forrige pressekonferansene og sier det nå igjen. Det er ikke så relevant å se på fondets verdi uttrykt i kroner, sa Kjær.”

Og lenger ned;

”- Kronekursen tilslører den egentlige verdien av Oljefondet, mener Kjær.”

Det er vanskelig å være uenig i det ovenstående utsagnet, det er av den grunn at det blant annet i denne bloggen har vært uttrykt at måleenheten (kroner eller dollar) for SPU skulle vært supplert med uttrykk for realverdier, enten dette er i form av energi, matkorn eller for den slags skyld 50 tommers flatskjermer (om det ble funnet å være relevant).

Det fine med å bruke realverdier som eksempelvis energi i form av fat olje eller tonn matkorn er at dette er uttrykk for noe som er fysisk veldefinerte og ikke skaper rom for ”synsinger” basert på henvisninger til kronekursutvikling, inflasjon, børsutvikling, renteendringer etc. og dermed frikopler fullstendig fra alle de forstyrrelser som monetær metrikk i voksende grad er utsatt for.

Videre,

”- Det Oljefondet dreier seg om er å gi importmuligheter til fremtidige generasjoner fra den oljeformuen som vi har i dag. De importmulighetene er helt upåvirket av kronekursutviklingen. Det at kronkursen styrker seg betyr jo bare at for de kronene man har, så får man kjøpt mer ved import, sa Kjær.”

Dette kan tilsynelatende virke greit i en verden som ekstrapoleres med BAU (Business As Usual) et stykke bortenfor evigheten. Det som har vært, er og vil være et underliggende budskap i denne bloggen er at verden i nær fremtid eller allerede har startet på en diskontinuitet. SPU bør også vurderes i en slik sammenheng, selv om det legges opp til å spre risikoen ved omdanning av realverdier til finansielle som aksjer, obligasjoner og valutaer mm. Obligasjoner kan bli gjenstand for reforhandlinger. (Det hjelper lite å sitte på en statlig obligasjon, om staten som har utstedt den ikke er i stand til å innfri den.)

Aksjer representerer eierskap i bedrifter og argumentet om å gi importmuligheter for fremtidige generasjoner burde vært komplettert med å illustrere det med hva slags bedrifter det var investert i. Gjelder det virksomheter som leverer tungt maskinelt utstyr som jernbanemateriell, skipsmotorer, ulike dataprodukter, medisinsk utstyr etc., eller søkes det investert i selskaper med høyest mulig avkastning så lenge disse passerer ”syretesten” om etikk og såkalt bærekraftig utvikling?

I den grad eierskapet (aksjene) er uttrykk for en langsiktig strategi for å bidra til å sikre innsatsfaktorer for fremtidige generasjoner for offentlige og/eller private virksomheter, så kan eierskap (i selskap) i seg selv ha verdi uavhengig av aksjekursen, så sant selskapet holder seg langt unna skifteretten eller tilsvarende.

En annen side ved å investere i utenlandske selskaper, sett med ”Peak Oil” perspektiv og hva det medfører, er om det eksisterer noen garanti for at det i fremtiden vil være arbeidere (ved eksempelvis en eller annen bedrift i Sør Øst Asia) som vil være motiverte for å arbeide for noen på den andre siden av kloden, dersom virkeligheten deres primært handler om å…….overleve?


Diagrammet viser utviklingen i den nominelle oljeprisen og hveteprisen for årene 1965 -2007 (2007 er prognoser for årlig gjennomsnitt basert på data pr september 2007). Diagrammet illustrerer godt at hveteprisen generelt følger oljeprisen, dog med en tidsforsinkelse på 1 til 2 år.

Det finnes riktignok andre faktorer som tørke, oversvømmelser etc. som også påvirker kornprisene, men siden dette markedet er globalt er det sjelden at samtlige regioner blir rammet samtidig. Dette gir så langt grunn til å tro at effekten fra ”uår” er mindre dominerende.

Holder dette seg skal hveteprisene fortsette å stige fremover og trende i samme retning som oljeprisen. Det bør ikke komme som en stor overraskelse om hveteprisene beveger seg et stykke nord for USD 300 for tonnet.

Dette uttrykker også at det mekaniserte jordbruket (med innsats av kunstgjødsel, ugress- og insekts bekjempelse) er sterkt oljeavhengig og at matvareprisene vil, med noe tidsforskyvning, bevege seg i samme retning som oljeprisen.

Dataene som er brukt for hvete er gjennomsnitt for all hvete og gjennomsnitt gjennom året slik dette er rapportert av USDA (United States Department of Agriculture, Economic Research Service, Wheat Data: Yearbook Tables, Table 20)

Økte kornpriser trenger nødvendigvis ikke være et uttrykk for økt lønnsomhet for landbruket, der en rekke reportasjer har dokumentert hvordan bønder stadig veksler mellom soya og mais i forsøk på å holde kostnadene i sjakk og samtidig bedre lønnsomheten.

Figuren ovenfor kan også tjene som illustrasjon på hvorfor prisen for agrodrivstoff (bioetanol, biodiesel etc.) uten offentlige subsidier er tvunget til å følge oljeprisen.

For de som er interessert viste jeg i dette innlegget hvordan oljepris og renter utvikler seg.

Figuren ovenfor illustrerer hvor mye hvete (i milliarder tonn) eller råolje (i milliarder fat) markedsverdien av SPU (NGPF; Norwegian Government Pension Fund) kunne ”kjøpe” for årene 1996 til 2006 og en prognose for 2007.

Beregningene i diagrammet overfor er basert på markedsverdien av SPU slik denne er rapportert av Norges Bank ved de respektive årsslutt, oljepris ved årsslutt (EIA data), vekslingskurs ved årsslutt iht Norges Bank data og hvetepris ved årsslutt fra USDA.

Det kan virke som et paradoks at et voksende SPU det siste året kan ”kjøpe” et fallende volum av råolje og hvete. Årsaken her ligger i at prisene for hvete og råolje nå vokser relativt raskere enn markedsverdien av SPU.


Figuren viser akkumulert petroleumsutvinning fra norsk sokkel, splittet på de fire kategoriene OD rapporterer disse.

I figuren er også tegnet inn hvor mye olje (av Brent kvalitet) SPU historisk ville kunne ”kjøpe” (gul heltrukken linje) med prognose for årsskifte 2007 (forutsetningen er en oljepris på over 500NOK/fat eller 95 USD/fat, og en markedsverdi for SPU på over 2 Terakroner eller 2 000 milliarder kroner).

Siden de første kronene trillet inn i SPU i 1996 og til utløpet av 2007 har dette vokst seg til en markedsverdi på over 2 000 milliarder kroner. For å få dette til har det i perioden blitt utvunnet og solgt omtrent 17 milliarder fat oljeekvivalenter, hvorav vel 11 milliarder fat råolje.

Tallet må justeres for innenlandsk konsum av olje, som for årene 1996 til 2007 vil bli omtrent 1 milliard fat olje, så ender det opp med at grovt 10 milliarder fat råolje og 6 milliarder fat oljeekvivalenter kondensat, NGL og naturgass har bygd et fond som nå har en markedsverdi som kan ”kjøpe” vel 4 milliarder fat råolje.

Tallene her trenger også å justeres for utbyggings og driftskostnader (inklusive finansielle kostnader), letekostnader, utbytte, offentlig forbruk (balansering av statsbudsjett) etc..

Det kan virke som at uansett hvordan det blir snudd og vendt på det illustrerer betraktningen her risikoen forbundet med å omdanne unike ikke fornybare realverdier (eller et fossilt energilager) til finansielle verdier. En annen måte å se på det er at betraktningen illustrerer effektiviteten i omdanningen av realverdier til finansielle verdier.

OPPSUMMERING

I dette innlegget har jeg tatt for meg noen av dilemmaene ved å omdanne realverdier til finansielle verdier, eller utfordringene ved å lagre rikdom. Jeg har illustrert dette med å konvertere SPU (Statens Pensjonsfond Utland) med representanter for MAT og ENERGI, nemlig hvete og råolje.

(Råolje i seg selv har, som leserne nok vet, liten nytteverdi inntil den raffineres (omdannes) til de produktene markedet etterspør.)

I innlegget er det også vist at så langt synes det som at den voksende oljeprisen resulterer i at SPU vil kunne omdannes til stadig mindre råvarer (eller realverdier) i form av mat og energi. Denne trenden ventes å vedvare en stund. Paradokset synes å være at en voksende oljepris gjør det stadig mer utfordrende å lagre rikdom.

Markedsverdien av SPU kan fortsatt komme til å vokse, men den siste månedens volatilitet på børsene og en voksende likviditetsskvis synes nå å sette rammene for videre økonomisk (og finansiell) vekst, og nå meldes det fra investeringsbanken Bear Stearns at resesjonen er et faktum. Her spiller voksende energipriser en betydelig rolle.

Hva om oljeprisen skulle falle dramatisk i nær fremtid?

Olje kommer til å være viktig, i hvert fall 50 år fremover i tid, og vil forbli viktig som innsatsfaktor i et mekanisert jordbruk og for transport (mobilitet), og så langt er det lite som tyder på at oljen for disse formålene vil få seriøs konkurranse fra andre kilder.

Skulle målsetningen for SPU være å spre risiko, samtidig med at oljeprisen temporært faller betydelig, så kunne det kanskje være en tanke å vurdere å omdanne noe av SPU fra finansiell formue til realverdier ved å kjøpe..……….olje i bakken.

26. nov. 2007

PEAK OIL, CO2 OG LEDELSE

Overskriften kan ved første øyekast virke som ikke å ha noe med hverandre å gjøre. Utfordringen min med dette innlegget er å forsøke og vise at disse tre tingene (og en rekke andre ting) har mer med hverandre å gjøre enn hva som nå synes å være en fremherskende oppfatning.

La det være klart at CO2 er en drivhusgass, og at CO2 innholdet i jordens atmosfære har svingt gjennom klodens geologiske faser, og at målinger gjennom de siste tiårene har dokumentert at CO2 konsentrasjonen har vokst raskt. Dette har skjedd samtidig med at det er observert mer ekstremvær og intensivert debattene om klimapolitiske tiltak.

Er Peak Oil og klimaendringer en ”teknologisk greie” eller ”sosial greie”?

I en industrialisert økonomi (høyteknologisk samfunn) er politikk ikke noe annet enn ritualisert stammekrig. CO2 (eller mer generelt utslipp av klimagasser) er i økende grad blitt et tema der den enkelte blir oppfordret til å bidra gjennom endringer av vaner gjennom synliggjøringen av sammenhengene mellom forbruk, utslipp av klimagasser og klimaendringer.

Det er ingen samfunn som har overlevd en nedtapping av sine strategiske ressurser. I et høyteknologisk samfunn som vårt er olje og naturgass fundamentale strategiske ressurser. Det hjelper lite å vise til at befolkningen på Påskeøya ikke hadde tilgang til den samme avanserte teknologien som oss, og dermed vil ikke et høyteknologisk og kompleks samfunn som vårt bli gjenstand for samme skjebne som mer primitive samfunn. Det er denne sammenblandingen av teknologi og energi som blir brukt for å lede oppmerksomheten vekk fra alvoret.

Energi kryper stadig høyere opp på den geopolitiske agendaen, samtidig med at det skapes et inntrykk av at økonomer og teknologi skal sikre ”business as usual”.

EU25, FOSSILT ENERGIFORBRUK OG CO2 UTSLIPP

I dette innlegget skal dette illustreres ved å se litt nærmere på utviklingen av og prognosene for energibruk, endring av energimix og CO2 utslipp for landene i EU25.


Figuren viser utviklingen i fossilt energiforbruk for EU25 for årene 1970 til 2006 i MTOE (Millioner Tonn Olje Ekvivalenter) fordelt mellom olje, naturgass og kull. Figuren illustrerer at etter de dramatiske oljeprisøkningene tidlig på åttitallet og den påfølgende nedkjølingen av økonomien, falt forbruket, primært av olje som ikke begynte å vokse igjen før i andre halvdel av åttiårene samtidig med at oljeprisene falt. Gradvis overtok naturgass og kjernekraft noe av kull og olje sin rolle innenfor EU25 sin energiforsyning og bidro til veksten i energiforbruket for EU25. Legg merke til at prognosen (fra US Department of Energy; International Energy Outlook 2007, referanse scenarioet) mot 2020 venter ikke noen økning i oljeforbruket for EU25 og at kullforbruket ventes å falle noe til fordel for naturgass.
Figuren nedenfor viser utviklingen i CO2 utslippene fra fossile energikilder for EU25 for den samme perioden og en prognose mot 2020. Økt bruk av kjernekraft og naturgass bidro til å bremse veksten i CO2 utslippene for EU25. Forbruket av kull har de siste årene igjen vist vekst, og dette bør ses i sammenheng med de sterke økningene i oljeprisen og dermed også naturgassprisene.
Med andre ord synes det som prisfordelen med kull, selv om også kullprisene har hatt en sterk vekst, bidrar til økt kullforbruk. Dette skulle under ellers like forhold og forventninger til vekst bidra til en akselerasjon av CO2 utslippene for EU25.

Innenfor EU 25 stod olje for omtrent 57 % og kull for vel 20 % av CO2 utslippene i 2006. CO2 fangst og deponering fra stasjonære anlegg synes å være den mest praktiske og kostnadseffektive løsningen for å redusere CO2 utslippene.

EU kunngjorde for en tid tilbake en målsetning om å redusere CO2 utslippene med 20 % innen 2020. Ideelt sett og noe forenklet kan denne målsetningen nås gjennom å fange CO2 fra alle kullkraftverkene innenfor EU25 (kull brukes i hovedsak til elektrisitetsproduksjon) og deponere denne. Dette er en oppfatning som markedsføres av blant annet E.On Ruhrgas toppsjef her.
Nå kan CO2 fangst fra kullkraftverk og i noen grad fra naturgasskraftverk (det norske ”månelandingsprosjektet”) synes som det mest praktiske. Dette da olje primært brukes innenfor transportsektoren og i petrokjemisk industri.

CO2 fangst og deponering kommer imidlertid med en pris også i form av redusert tilgjengelig nyttig energi, da CO2 fangst og deponering krever energi, og grovt går omtrent en tredjedel av den produserte energien med til CO2 fangst og deponering. Dette kan løses på blant annet følgende vis;

  1. Oppskalering av (kull)kraftverk for å ta høyde for energiforbruk ved CO2 fangst og deponering for å opprettholde produksjon og forbruk av nyttig energi.
  2. Substitusjon med naturgass for kull, noe som resulterer i lavere CO2 utslipp ved samme energiproduksjon.
  3. Akseptere en reduksjon av nyttig energi for å drive CO2 fangst og deponering. For EU25 ville dette redusere tilgjengelig nyttig energi med 6 - 7 %. Reduksjonen i energiforbruk kan synes som overkommelig, og kostnadene som andel av BNP er av enkelte oppgitt til rundt 1 % (av BNP). Det kan synes som at en slik målsetning er innenfor rekkevidde gjennom en kombinasjon av en rekke virkemidler; økt produksjon gjennom fornybare kilder, energieffektivisering og konservering.

”So far, so good.” eller?

Som kjent skjer ingenting i et vakuum, og mange av denne bloggens lesere venter at den globale oljeutvinningen vil toppe i nær fremtid, hvis den ikke allerede har gjort det, og at etter toppen vil forsyning sette premissene for fremtidig oljeforbruk.

NATURGASSFORBRUK, -PRODUKSJON OG RESERVER I EU25

Achilleshælen i europeisk energiforsyning er olje og naturgass, som blant annet ble beskrevet i dette innlegget. Ettersom Nordsjøen tømmes, økes importavhengigheten av olje og naturgass, noe som av prishensyn kan friste til å øke kullforbruket for å opprettholde økonomisk vekst. De som leser denne bloggen vet at jeg mener ”Peak Oil” er nær, er nå eller nylig har vært, og så langt er det ingenting som tyder på at denne virkeligheten har nådd energiplanleggerne i EU, selv om IEA stadig kommer med kryptiske og mer dramatiske hentydninger om den fremtidige forsyningssituasjonen for olje (eller all energi i væskeform).

Figuren ovenfor viser utviklingen i naturgassforbruket for EU25 fra 1970 til 2006 og en prognose mot 2020. Figuren viser at forbruket ventes å vokse med omtrent 100 GSm3/år til 2020.

”Peak Oil” handler om forsyning (eller mangel på sådan) og vil derfor fortsette å sende olje (og naturgassprisene) i været om ikke ”subprime”, kredittskvis, boligboble etc. sender noen av de store industrialiserte økonomier inn i en alvorlig resesjon som temporært rammer energiforbruk og energipriser.

Kunne det være en ide for politikerne å undersøke litt mer omkring ”Peak Oil” og fremtidig naturgassforsyning før tunge beslutninger blir tatt om CO2 fangst og deponering?

Her handler det tross alt om allokering av store samfunnsmessige ressurser, og da bør en være sikker på at disse gjøres riktig, siden ”Peak Oil” handler om en knapphetssituasjon og dårlige ressursallokeringer vil bidra til å forverre situasjonen.

Forventningen om en utflatning i oljeforbruket innenfor EU25, vil med bakgrunn i Peak Oil fortone seg som optimistisk.

Dersom uavhengige og gode faglige studier om den nære utviklingen i forsyningssituasjonen for olje og naturgass i det minste kunne gi argumenter om enda å vente litt før vidtrekkende beslutninger tas, så kan det være at fysikken representert ved geologiske beskrankninger vil kunne bidra til utslippsreduksjoner av klimagasser.
Data fra BP Statistical Review 2007 viser nå at naturgassforbruket i Russland vokser raskere enn utvinningen. I dette innlegget ble det presentert hvordan Gazprom så for seg veksten i utvinningen mot 2030. Mot 2020 venter Gazprom en økning i utvinningen på 40 – 50 GSm3/år. Nå tyder mye på at Russland bare vil kunne dekke en liten del av det voksende gapet i EU25 sitt naturgassforbruk mot 2020.
Figuren ovenfor viser utviklingen i naturgassutvinning og naturgassreserver for EU25+Norge. Figuren illustrerer godt det bratte fallet i utvinning og nedtapningen av naturgassreservene. Mot 2020 ventes det nå at naturgassutvinningen vil falle med rundt 100 GSm3/år for EU25+Norge.

Total fall i utvinningen fra EU25 + Norge vil i 2020 kunne utgjøre rundt 100 GSm3/år, samtidig med at forbruket ventes å øke med rundt 100 GSm3/år. Ref det forrige innlegget om norsk naturgassutvinning.

Nå synes det mer og mer som at total naturgassforbruk i EU25 vil bli nærmere 400 GSm3/år enn rundt 600 GSm3/år som prognosen venter i 2020. En vekst i importen på 200 GSm3/år mot 2020 er betydelig, selv med vekst i leveransene fra Nord Afrika, Russland og i form av LNG. Nå er det ingenting som tyder på at denne veksten vil bli møtt for EU25.

Når det så skal oppsummeres hvordan naturgassforsyningen for EU25 vil bli mot 2020 så er det ingen tvil om at denne kan karakteriseres som meget utfordrende for å bringe inn nok gass til å sikre ventet vekst mot 2020.

OPPSUMMERING

I dette innlegget er det vist at det er flere ting som nå tyder på at forbruket av fossile energikilder vil bli redusert mot 2020 enn at forbruket vil øke. Det burde være i et sånt perspektiv at regjeringer burde vurdere målsetningene om reduksjoner i CO2 utslipp og andre klimagassutslipp.

Kull vil være en vekstkandidat, men det er ingenting som nå tyder på at EU25 legger opp til en sterk vekst i kullforbruket, snarere tvert imot.

Det ventes normalt at autoriteter skal tenke for folk. ”Gruppetenking” skal undertrykke dissidenter eller det som ikke er definert å være ”politisk korrekt”. ”Gruppetenking” innenfor regjeringer er spesielt bekymringsfullt, da gale beslutninger rammer hele samfunn.

FALLGRUVER VED ”GRUPPETENKING”

  • I et komplekst samfunn blir ressursallokering basert på forventninger fra ”gruppetenking” og fremherskende forutinntatthet. (Ref fokus på klimaendringer kontra energiforsyning.)
  • Autoriteter er gjerne under påvirkning fra ”gruppetenking”.
  • ”Gruppetenking" kan ikke påvirke virkeligheten fra geologi og nedtappingen av fossile energiressurser.
  • Energi er en forutsetning for et komplekst samfunn.
  • De kommende olje og naturgass (energi)krisene blir de største utfordringene vår sivilisasjon vil stå overfor, takket være kortsiktig lederskap som har tatt få skritt for å planlegge for dem.

Når det gjelder energi er situasjonen i dag at ingen (rettere sagt beklagelig få) autoriteter innen media, akademia, energianalytikere (både private og institusjonelle) tror at energiprisene er langsiktig oppadgående. Det er å håpe at disse snart innser ubalansen mellom forsyning og etterspørsel, og at det om kort tid kun vil handle om….….forsyning.

Hva refleksjoner har de egentlig gjort seg de som nå ønsker at deres barn og barnebarn skal få oppleve fortsatt vekst?

Er de bevisste at deres egne handlinger nå danner grunnlaget for en fremtid med lavere levestandard?

-------------------------------
“Government is too big and too important to be left to the politicians.”
—Claire Huchet Bishop

“In troubled times like these, we can all take solace in knowing that the invisible hand and the best economists in the world will rush in to save the day. Do not despair, have faith.”
-Kommentar 24.11. 2007 på The Oil Drum

“It’s the ENERGY, stupid!”
--------------------
KILDER:
[1] DOE/EIA IEO 2007
[2] BP STATISTICAL Review 2007

15. nov. 2007

VIL NORGE NÅ ”PEAK NATURAL GAS” I 2010?

I dette innlegget ble det vist at norsk sokkel hadde ”Peak Hydrocarbons” i 2004. Nedenfor er en figur oppdatert med de ferskeste offisielle utvinningsdataene fra OD (Oljedirektoratet).

Pr september 2007 var den totale norske petroleumsutvinningen omtrent 0,5 MFOE/d (Millioner Fat OljeEkvivalenter pr dag) lavere enn i 2004. Oljeutvinningen faller og ventes å falle i årene fremover.
0,5 MFOE/d utgjør omkring 30 GSm3/år (milliarder standardkubikkmeter) med naturgass. Utvinningsprognosen (lenger ned) venter en vekst i naturgassutvinningen på 12 GSm3 fra 2007 til 2008. Dette kan være nok til å kompensere for fallet i oljeutvinningen fra 2007 til 2008, og på det viset holde total petroleumsutvinning fra norsk sokkel konstant.

Stabil lav produksjon fra norsk sokkel, tittelen kan virke som en sen erkjennelse av at olje og petroleumsutvinningen fra norsk sokkel har toppet. Det er med bakgrunn i reservegrunnlaget, slik dette er presentert av OD, nå vanskelig å finne støtte for en fremtidig vekst i den totale norske petroleumsutvinningen. Den forrige olje og energiministeren dristet seg i et intervju å spå at den totale norske petroleumsutvinningen ville kunne få en ny og høyere topp tidlig i neste tiår.

I dette innlegget presenterte jeg mine prognoser mot 2010 mot det som ble presentert av OD og OED (Olje og Energidepartementet) for total norsk petroleumsutvinning.

Jeg er i ferd med å oppdatere mine prognoser, og utviklingen i oljeutvinningen (spesielt fra Sørlige Nordsjøen; dvs Ekofiskområdet, Valhall og Ula) gir nå grunn til å vente at total norsk petroleumsutvinning blir lavere enn hva jeg ventet for et år siden. I det refererte innlegget var det en figur som viste at det var et sprik mellom OD/OED og mine prognoser mot 2010 på 20 - 25 %. Dette spriket synes ved årets oppdatering å øke med ytterligere 5 %, med andre ord har utvinningsutviklingen gitt grunnlag for ytterligere nedjustering av min prognose.

Her vil jeg nå presentere utsiktene for naturgassutvinningen mot 2020, da naturgass skulle bli det som skulle sørge for fortsatt vekst i den totale norske petroleumsutvinningen.

RESERVEGRUNNLAGET




Figuren ovenfor viser utviklingen i de norske naturgassressursene etter klasse slik OD har presentert disse i ressursrapportene gjennom de siste 7 årene. Figuren illustrerer at gjennom de siste 5 årene har totalen av disse ressursene vært tilnærmet konstant. Dette samtidig med en høy lete aktivitet og lav funnrate.

Ressursene (rettere sagt reservene) gir nå grunnlag for å presentere en prognose (ref lenger ned i dette innlegget) for naturgassutvinningen fra norsk sokkel mot 2020.

Estimatene over uoppdagede ressurser har falt gjennom perioden som er presentert her, og disse er ikke inkludert i figuren ovenfor, da disse først må påvises og helst erklæres drivverdige før de får noen interesse. Skulle det påvises nye store naturgassressurser på norsk sokkel i nær fremtid, vil disse kunne få en effekt på den norske naturgassutvinningen om 8 - 10 år, dvs sent i den prognoseperioden som presenteres her.

”Spranget” i utvinnbare naturgassreserver fra 2002 til 2003 skyldes i hovedsak beslutningen om utbygging av Ormen Lange.

PROGNOSE MOT 2020


Denne lenken leder til kapittel 5 av OEDs Faktahefte for 2007 og viser en figur (et stykke nede på siden) der leveransene av naturgass fra Norge ventes å nå 120 - 150 GSm3 (milliarder standardkubikkmeter) rundt 2015. I 2006 var de norske naturgassleveransene omtrent 87 GSm3.


Figuren ovenfor viser det historiske naturgassalget fra norsk sokkel splittet på felt og min prognose for perioden 2007 - 2020.
Prognosen ovenfor resulterer i en akkumulert utvunnet og solgt volum av naturgass på omtrent 1 400 GSm3 for årene 2007 - 2020, eller omtrent halvparten av ODs rapporterte gjenværende oppdagede naturgassressurser ved årsslutt 2006.

I prognosen er det tatt hensyn til feltvis historisk utvinning, gjenværende utvinnbart ved årsslutt 2006 slik dette er rapportert av OD og R/P forholdet. Med andre ord er prognosene for de enkelte felt ventet å være forventningsrette.

Tidligere i høst ble videreutviklingen av Trollfeltet stanset av olje og energiministeren. Hadde Troll videreutvikling blitt godkjent, ville dette kunne skjøvet den høyere toppen i den norske naturgassutvinningen ut til 2013/2014. Troll videreutvikling ville innebære en akselerert nedtapping av de norske naturgassreservene.

Den bratte veksten i naturgassalget fra 2007 til 2008 skyldes i hovedsak oppstart av Ormen Lange, Snøhvit, Statfjord senfase og at Kvitebjørn ventes å produsere gjennom hele året på merkeplatekapasitet.

Naturgass fra Snøhvitfeltet blir kjølt ned til LNG (Liquefied Natural Gas) og skipet på kjøl til kjøpere. Den øvrige naturgassen blir transportert i rørledninger til kjøperne på det kontinentale Europa og til Storbritannia. Prognosen viser at naturgass i rørledning, vil etter en periode med vekst mot 2010/2012, igjen nå samme nivå som i 2006/2007 rundt 2016.

Prognosen illustrerer at mot 2020 blir Troll, Ormen Lange og Snøhvit stammen av felt for de norske naturgassleveransene. Noen felt som blant annet Hild, Skarv, Valemon og Victoria ventes å bli bygd ut sammen med økt utvinning av betingede ressurser i eksisterende felt, noe som vil løfte prognosen noe fra tidlig i neste tiår og mot 2020, men det er nå liten grunn til å tro at disse feltene vil kunne løfte norsk naturgassutvinning mot nye høyder. Det skal ikke her utelukkes at det kan påvises nye store naturgassforekomster på norsk sokkel, men disse vil ikke kunne gi noe større bidrag før om 8 - 10 år (ref Ormen Lange som ble påvist i 1997 og kom i utvinning i 2007).

Gitt det som vites nå vil den norske naturgasseksporten bli beskjeden etter 2035 - 2040.

Prognosen mot 2020 viser at det er rom for vekst i de norske naturgassleveransene mot det kontinentale Europa og Storbritannia mot 2010/2012, men at etter det, vil kjøperne i voksende grad måtte konkurrere om en fallende norsk naturgassutvinning.
Storbritannia venter rundt 2020 å importere omtrent 80 % av sitt årlige naturgassforbruk på 100 GSm3, og har vel ventet at mye av dette skulle dekkes opp i sitt nærområde av norsk gass.

Figuren over viser utviklingen i Storbritannia sin naturgassimport fra Norge. Legg merke til de store sesongmessige svingningene i naturgassimporten.

Nå kan det synes som at det er mer realistisk å vente at norske gassleveranser til Storbritannia i 2020 blir på samme nivå som i ……..2006, da total norsk naturgasseksport var vel 14 GSm3 i følge data fra DTI (Department of Trade and Industry).

OPPSUMMERING

I dette innlegget er det vist og diskutert at reservegrunnlaget for naturgass og utvinningsutviklingen nå gir grunn til å vente en topp i den norske naturgassutvinningen i 2010 - 2012 på rundt 110 GSm3. Dette står i sterk kontrast til ferske offisielle prognoser fra OD/OED som venter en total norsk naturgassutvinning på 120 - 150 GSm3/år rundt 2015.

I et tidligere innlegg ble OD sine oljeutvinningsprognoser sammenliknet med andre prognoser som nå gir grunn til å vente kraftige nedjusteringer av OD sine prognoser. Dette synes nå også å måtte ventes for OD/OED sine prognoser for naturgassutvinningen. Det er ikke sikkert at eksisterende og potensielle kjøpere av norsk naturgass vil synes noe særlig om det. Årsakene er blant annet beskrevet i innlegget om Europas energiutfordringer.

Direktøren for italienske ENI prøver her å rette søkelyset mot økt avhengighet av russisk naturgass. Det er verdt å merke seg at han ikke nevner Norge som en kilde for økt fremtidig europeisk gassforsyning.

Planleggerne i EU vil selvfølgelig legge til grunn offisielle (utvinnings)prognoser når de skal estimere fremtidig importbehov for energi og ikke minst……hvorfra.

IEA har allerede introdusert korreksjonsfaktorer (som jeg mener er for optimistiske) for offisielle norske oljeprognoser.

Det synes nå som at korreksjonsfaktorer blir det også behov for å anvende på norske utvinningsprognoser for naturgass.

Det synes som den nye olje og energiministeren sammen med finansministeren bør belage seg på flere dårlige nyheter om den fremtidige norske petroleumsutvinningen.

Av alle offisielle (energi)prognoser jeg har studert gjennom noen år er de offisielle norske suverent i en klasse for seg selv, og det skyldes garantert ikke datagrunnlaget på ressurser og historisk utvinning.

Har leserne kommentarer?

KILDER:
[1] ODs ressursrapporter
[2] ODs månedlige utvinningsdata
[3] DTI, UK nat gas imports and exports


6. nov. 2007

VAR ”PEAK OIL” I 2005? (forts. 08)

Det er nå rundt to måneder siden jeg har presentert den løpende utviklingen i den globale forsyningen av all energi i væskeform slik dette blir rapportert av EIA i IPM (International Petroleum Monthly).

I dag har E 24 en artikkel med overskriften "Peak Oil" er her, så her følger mer dokumentasjon som tvilerne kan fordype seg i.

EIA IPM NOVEMBER 2007

Novemberutgaven fra statistikkenheten i det amerikanske energidepartementet (Department Of Energy, Energy Information Administration, International Petroleum Monthly) internasjonale petroleumsoversikt ble nylig publisert, inkluderer detaljerte data for den globale forsyningen av all energi i væskeform til og med august 2007.

I månedens utgave var det gjort mindre revisjoner av dataene. Imidlertid forblir hovedbildet av verdens oljeproduksjon som beskrevet i tidligere innlegg (første her) i denne serien.

For de åtte første månedene av 2007 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 237 kb/d lavere enn for samme periode i 2006.




Diagrammet ovenfor viser utviklingen i total global forsyning av all energi i væskeform (i millioner fat per dag; Mb/d splittet på råolje/kondensat, NGL og annen energi i væskeform (AEV), som blant annet CTL, GTL, etanol, metanol, biodiesel etc.) slik dette ble rapportert av EIA i november 2007 for perioden januar 2001 til og med august 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

For alle praktiske formål har den globale oljeforsyningen vært flat i snart tre år og unntakelsesvis har den nominelle oljeprisen beveget seg under $50/fat. Fredag 12. januar i år sluttet oljeprisen (Brent) rett under $50/fat. Nå er den over $95/fat (WTI) og blant annet på grunn av lagertekkene (olje) i USA ventes den fortsatt å ville legge på seg. Normalt har oljeprisen de siste årene trukket seg noe tilbake etter ”driving season” og under fyringssesongen (ref figur lenger nede i innlegget). Dette året viser oljeprisen så langt ingen vilje til å gjenta tidligere års mønster. Dersom prisøkningen (omtrent $20/fat) siden begynnelsen av september og til nå reflekterer den fundamentale globale forsyningssituasjonen for olje, er det nå liten grunn til å vente at fremtidige utgaver av EIA IPM vil vise en vekst i den globale oljeforsyningen utover høsten og vinteren.

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 for å tydeliggjøre trenden i total global oljeforsyning.

For hele 2006 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 28 kb/d (28 000 fat/dag) lavere (eller rundt 0,033 prosent og IKKE justert for energiinnhold) enn i 2005. (EIA og IEA forventet i 2005 at oljeforbruket (og forsyningen) ville vokse med 1,5 - 2,0 % i 2006 relativt 2005.)

De faste leserne av denne bloggen vil registrere at tallene fra EIA sin månedsrapport for november 2007 innebærer mindre revisjoner av dataene fra forrige innlegg i denne serien her på bloggen.

Dataene viser nå at den globale forsyningen av all energi i væskeform hadde en topp i juli 2006 på 85,467 Mb/d, og nest høyeste registrering (så langt) var for mai 2005 på 85,379 Mb/d. Mai 2005 er fortsatt den måneden, så langt, som viser en topp i totalutvinningen av råolje, kondensat og NGL.

Pr august 2007 er høyeste oppgitte utvinning (i millioner fat for dagen; Mb/d) for råolje, kondensat (R + K) og NGL eller kombinasjonen av disse (R + K + NGL) som oppgitt nedenfor;

  • (R + K) MAI 2005 (74,30 Mb/d)
  • (NGL) FEB 2007 (8,02 Mb/d)
  • (R + K + NGL) MAI 2005 (82,09 Mb/d)
  • ALL ENERGI I VÆSKEFORM JULI 2006 (85,47 Mb/d)

Verdens forsyning av råolje og kondensat var 0,262 Mb/d lavere for hele 2006 relativt 2005, og forsyningen av råolje og kondensat var 1,79 Mb/d lavere i august 2007 relativ mai 2005.

For hele 2006 var (R + K + NGL) 121 kb/d lavere enn i 2005. Selvfølgelig er ikke dette signifikant og vil enda ikke kunne rettferdiggjøre at definitive konklusjoner kan trekkes, men viser en nedadgående trend i forsyningen. En justering for effektene fra orkanene Katrina og Rita vil ytterligere forsterke 2005 sitt kandidatur for Peak Oil.

Så langt viser offisielle data fra EIA at den måneden med den nest høyeste råolje og kondensat utvinningen var desember 2005 med 74,27 Mb/d.

UTVINNINGEN AV NGL

Figuren ovenfor viser utviklingen i utvinningen av NGL for perioden januar 2001 til og med august 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

For NGL (Natural Gas Liquids) viser dataene fra EIA at NGL så langt hadde en topp i februar 2007. I følge EIA økte NGL forsyningen i 2006 til 7 795 kb/d (7,80 Mb/d) som er en økning på 141 kb/d relativt 2005.

ASPO har i sin prognose lagt til grunn en global forsyning på 10 Mb/d av NGL i 2010.

De tre siste årene har den globale NGL utvinningen økt med omtrent 0,6 Mb/d, og med en fortsatt årlig vekst i den globale NGL utvinningen på 0,2 Mb/d, så vil den globale NGL utvinningen bli liggende langt under ASPO sin prognose for 2010. Figuren viser at den globale NGL utvinningen nå viser svekket vekst.

De historiske dataene fra EIA gir nå meget dårlig støtte for å vente en NGL utvinning på 10 Mb/d i 2010.

Annen energi i væskeform (AEV) hadde en foreløpig topp i juli 2007 på 3,81 Mb/d. I denne kategorien er blant annet etanol, metanol og biodiesel inkludert, og som kjent har mange av disse energibærerne lavere volumetrisk energitetthet enn råolje og kondensat.

I følge EIA sine data vokste denne kategorien, AEV, med 0,10 Mb/d i de åtte første månedene av 2007 relativt samme periode i 2006. Råolje og kondensat hadde et fall på 0,47 Mb/d i årets 8 første måneder relativt samme periode i 2006.

Alternativene klarer med andre ord ikke fullt ut å kompensere, verken på volum eller energibasis, for den reduserte forsyningen av råolje og kondensat.

RUSSLAND

Diagrammet ovenfor viser utviklingen i råolje, kondensat og NGL utvinningen for Russland fra januar 2001 til august 2007 sammen med en glattet 12 måneders kurve.

Data for råolje og kondensat utvinningen i Russland viser nå at veksten har bremset opp, og har for alle praktiske formål vært flat de siste 12 månedene.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

SAUDI ARABIA

Diagrammet ovenfor viser utviklingen i olje, kondensat og NGL utvinningen for Saudi Arabia fra januar 2001 til august 2007 sammen med en glattet 12 måneders kurve.

Data for råolje og kondensat utvinningen i Saudi Arabia viser at denne er redusert fra 9,30 Mb/d i august 2006, og har ligget flatt på 8,60 Mb/d i perioden februar til og med august 2007.
Dataene fra EIA for NGL utvinningen i Saudi Arabia har ligget flatt på 1,427 Mb/d for perioden januar 2006 til august 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.


OPPSUMMERING

Historiske data fra EIA bekrefter fortsatt en flat global forsyning av all energi i væskeform.

Så langt viser data fra EIA at den totale globale forsyningen av all energi i væskeform og på energibasis hadde en topp i 2005.

Fallet i den globale forsyningen i 2006 relativt 2005, som er langt, langt under 1 %, er selvfølgelig ikke signifikant. Imidlertid om den nå ses i sammenheng med data fra EIA for august 2007, Cantarell (i Mexico) som nå stuper, at sannsynligheten [basert på tilgjengelig analysert dokumentasjon] for at den mest produktive delen av verdens største oljefelt Ghawar i Saudi Arabia nå opplever redusert utvinning, fallende utvinning fra andre produktive regioner som ikke blir balansert med tilsvarende økninger fra regioner i fortsatt vekst, vil jeg opprettholde min spådom om at den globale forsyningen av all energi i væskeform for hele 2007 blir lavere enn i 2006.

OLJE OG ØKONOMI

I dette innlegget ble det også presentert en figur som viste hvordan oljepris og renter har fulgt hverandre siden i 1980.

I artikkelen "Rentene kan bli høyere enn Gjedrem tror" argumenterer en økonom for at rentene i Norge på sikt kan bli høyere enn hva Norges Bank nå tror.

De færreste klarer å erkjenne sammenhengene mellom blant annet energipriser, økonomisk aktivitet, inflasjon og renter. Veksten i energiprisene bidrar til økonomisk turbulens som forsøkes løst gjennom temporære finansielle grep som å tilføre markedene mer penger og/eller renteendringer. Fokus rettes mot ulike boligbobler (ref subprime krisen) og kraftige nedskrivninger for bankene som har vært tungt eksponert.

Fra artikkelen "Verden bremses av oljeprisene" følger det som er en utbredt oppfatning av en høy oljepris;

”Fungerer den [oljeprisen] som en skatt på forbruket slik at høy pris demper veksten.”

Dette reflekter en utbredt oppfatning av at energi skal det alltid være rimelig og rikelig tilgang på og bidra til en høy grad av forutsigbarhet. Kan det være at vi nå beveger oss inn i en æra der disse oppfatningene blir gjenstand for en fundamental revisjon?

Figuren ovenfor viser prisutviklingen for Brent siden januar 2004 og frem til nå. På tre år har oljeprisen doblet seg, og nå setter oljeprisen jevnlig nye rekorder fulgt av et vell av forklaringer fra ulike eksperter der kun et fåtall viser til fundamentale fysiske årsaker.

Vil oljeprisen passere US$110/fat før slutten av 2007?


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

Har leserne kommentarer de ønsker å dele?


KILDER:

[1] EIA, INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, NOVEMBER 2007

28. okt. 2007

Oljesanden


StatoilHydro si satsing på oljesand i Canada er på nytt i overskriftene. Då kan det vere greitt å ta ein titt på kva Rune Likvern har skrive om oljesanden her i dette innlegget.


I dag omtalar NRK oljesanden i (minst) to program: Søndagsavisa i P2 og i Søndagsrevyen.


Søndagsavisa si sending kan du nå herifrå. (første 15-20 minutta).


Dei to kommentatorane i studio er Dag Harald Claes (professor i statsvitskap) og Frederic Hauge (Bellona). Vi fekk av Claes stadfesta det vi veit frå før om hans posisjon når det gjeld "peak oil". Etter hans syn er oljesandsatsinga tvilsam fordi ho no krev ein pris på 40$/fatet, og dit ned kan prisen fort kome når nyare investeringar materialiserer seg i auka produksjon..


Frederic Hauge kom med sin versjon av ein gammal kjenning: "Steinalderen tok ikke slutt på grunn av stein, og oljealderen tar ikke slutt på grunn av mangel på hydrokarboner"...


Anar vi her ein liten reservasjon? Dersom oljealderen skal halde fram ved hjelp av kol, så er vi vel attende i kolalderen?


Som vi har nemnt tidlegare her på bloggen, har avtroppande sjef i Talisman (canadisk oljeselskap) Jim Buckee lita tru på oljesanden. Som han sa i Cork: "There are easier and better ways to make money". I staden ser han på denne satsinga som ei stadfesting av at peak oil er her.
Chris Skrebowski har også lita tru på noko vesentleg oppskalering av produksjonen frå oljesand. Dette pga. at ressursen ikkje er homogen: Dei beste områda inneheld 14% bitumen, men ein må ganske raskt over på område som berre inneheld 8%.


Kva blir nettoenergien frå dette? (også sett på bakgrunn av minkande naturgassreservar...)


Kvifor er så StatoilHydro i Athabasca?


Jeff Rubin er økonom i den canadiske banken CIBC og var også på ASPO6 i Cork. Eit av hans hovudpoeng var at oljesanden er eit av dei ytterst få områda som no er tilgjengelege for investeringar frå internasjonale oljeselskap. "Beggars can't be choosers"...


Hans andre hovudbodskap var sterkt fallande oljeeksport i tida som kjem. Sjå korleis han set ein støkk i programleiarane på CNBC her.

25. okt. 2007

"Oljeprismysteriet"

Tida går for fort og hjartet er for veikt til at ein bør å hisse seg opp over "mainstream media" si dekking av ressurs- og miljøspørsmål. Men det kan vere bra for helsa å få kome med nokre hjartesukk frå tid til anna...



På "Dagens Næringsliv" sine energisider har dei i lengre tid hatt ein fast "faktaboks" om "oljeprismysteriet":






Som du ser er artikkelen såpass gammal at "prisene presses mot 80 dollar fatet".



Dei "fundamentale drivarane" er akkurat dei same som då prisen starta å legge på seg frå 25 til 30 dollar: Lagersituasjonen i USA, "præriebrannar" ulike stadar i verda etc. etc.



Vår gamle ven Nordeng ventar no at prisen kan passere 100 dollar, mest på grunn av "fundamentale forhold" som tyrkisk/kurdisk uro...



Spesialrådgjevar Tor Kartevold i Statoil hevdar at forbruket vårt "normalt" no skulle ligge 2 mb/d høgare dersom prisen hadde vore 30 dollar, men at vi på grunn av høge prisar haustar ein miljøgevinst...


Kvifor er prisen så høg? Kan det kanskje vere fordi dei 2 millionar fata som vi "normalt" skulle brukt rett og slett ikkje finst?



Det meiner i alle fall The Energy Watchgroup i sin siste rapport. Her referert i "The Guardian".



Så her blir det meir miljøgevinst å hauste.



Men med bismak.




22. okt. 2007

Renessanse for atomkraft, -realisme eller utopi?

Etter kvart som forståinga for olje og gass som avgrensa ressursar aukar (90$/fatet hjelper…), blir atomkraft lansert som det som skal bringe oss ut av knipa. Spalting av uran frigjer store mengder energi, i storleiksorden 90 terajoule/kg. Dette er meir enn 2 millionar gonger så mykje som du frigjer ved brenning av 1 kg olje. Atomkrafta blir også av nokre sett på som løysinga på den globale oppvarminga. Det blir vidare hevda at to av dei viktigaste ankepunkta mot atomkraft, tryggleiken ved verka og lagringsproblematikken, no er løyste. Det som då skulle skilje oss frå ei løysing på energiproblema i verda, er å kome over (den irrasjonelle) frykta for atomkraft. Som det vert sagt: Det er skilnad på atombomber og sivil kjenekraft...

Også i Norge ser det ut til at satsing på atomkraft er i ferd med å få vind i segla. "Dagens Næringsliv" hadde 20.oktober eit større oppslag om (den lyse) framtida for denne energikjelda. Rett nok var det her for det meste snakk om thorium-kraftverk.

Men konvensjonell kjernekraft er altså avhengig av ein ikkje-fornybar ressurs: Uran.

Dei som ser på kjernekraft som løysinga, har framstilt uranreservane som rikelege i overskodeleg framtid. Jordskorpa inneheld store mengder uran, og skulle det minke her kan ein vende seg mot verdshava: Saltvatn inneheld uran i store mengder, sjølv om konsentrasjonen ikkje er så mykje å skryte av.

Er det så verkeleg ingen problem med uranforsyninga?

Frå fleire hald har det den siste tida blit stilt spørsmål om i kva grad uranutvinninga kan auke. Denne figuren frå nettstaden ”The Daily Reckoning” viser korleis etterspurnad og utvinning av uran kan utvikle seg:



Ein ser utifrå denne figuren at det allereie i 2014 vil bli eit solid underskot dersom Russland ikkje held fram med eksport av ”Highly Enriched Uranium”, det vil seie uran frå kjernefysiske våpen. Russland har avtale med USA(!) om eksport av 30 tonn HEU årleg fram til 2013, dette er nok til å dekke 50% av USA sitt forbruk. Sett på bakgrunn av den seinaste energi- og geopolitiske utviklinga i verda, er det liten grunn til å tru at Russland vil fornye denne avtalen.

John Busby har skrive ein artikkel om problema med uranforsyninga i verda. Artikkelen ”Atomkraft, -mye fra lite” er omsett til norsk og du finn han på energikrise.no. Den inneheld ein del faktaopplysningar om atomkraft som det er greitt for alle å kjenne til. Artikkelen konkluderer som figuren ovanfor med at utvinninga ikkje vil kunne halde tritt med etterspurnaden.

Nokre av hovudpoenga i artikkelen er:

  • Uranressursane i verda er samla i få land
  • Forbruket av uran i 2006 var ca. 65 000 tonn
  • Berre 40 000 tonn kjem frå primærproduksjon (gruvedrift)
  • USA får halvparten av uranet dei treng frå Russland (demonterte atomvåpen)
  • Primærutvinninga av uran går ned i dei fleste eksportland
  • Konsentrasjonen av uran i mykje av malmen som blir rekna som reservar er så låg at det er tvilsomt at han kan nyttast med netto energiutbyte
  • På bakgrunn av dette vil ekspansjon av kjernekraft vere umogeleg



Den tyske ”Energy Watch Group” har gjeve ut ein rapport om uranreservane i verda. Konklusjonen er den same: Der finst ikkje nok uranressursar for vidare utbygging av atomkraft:



På ASPO-konferansen i Cork, heldt Michael Dittmar frå CERN (det europeiske granskingsinstituttet for elementærpartikkelfysikk,kjernefysikk og kjernekjemi) eit innlegg. Han meinte at hovudspørsmålet for kjenekraftindustrien i dei neste åra vil bli om vi vil klare å utvinne nok uran. Problemet har vorte akutt sidan overfløyminga av den nye gruva Cigar Lake i Canada. Konklusjonen hans er at 5-10% av generatorkapasiteten vil måtte stengast ned i løpet av kort tid på grunn av drivstoffmangel dersom det ikkje skjer ein ”guddomeleg intervensjon”. Denne intervensjonen skulle då vere ei storstilt demontering av kjernevåpen.

Frankrike blir av mange sett på som ei suksesshistorie når det gjeld kjernekraft. Men i følgje avisa "Die Welt" har også den statlege storaktøren Areva aukande problem med å skaffe seg uran.

Nok ein gong verkar det utruleg nok som om dei som vil redde verda og dei som satsar milliardar ikkje har sett godt nok på det heilt grunnleggande:

Har vi energikjelder til å realisere våre storstilte planar?


15. okt. 2007

Problemet er løysingane, -løysingane er problemet



I forelesninga ”Aritmetikk, folketal og energi” siterer Albert Bartlett den amerikanske mediepioneren Eric Sevareid (av norsk avstamming) som uttalte: ”Den viktigaste årsaka til problem er løysingar”. I forelesninga nyttar Bartlett Aswan-dammen som døme. Denne har medført ei rekkje uforutsette problem for Egypt som erosjon, svikt i fiskeri og sjukdom, problem som på lang sikt kan føre landet inn større problem enn dei dammen var meint å løyse.


Det har den siste tida vore mykje omtale av agrodrivstoff i media. Det ser ut til å breie seg ei oppfatning av at agrodrivstoff ikkje var nokon god ide. I NRK-programmet ”URIX” sist veke medgav Pål Prestrud (direktør, CICERO)at agrodrivstoff hadde ein heilt marginal innverknad på klimagassutsleppa i verda. At det ikkje er noko løysing på energiproblema veit vi frå før.


Det har i det siste kome (minst) to vitskaplege rapportar om biodrivstoff og klimagassutslepp. Bak rapporten ”N2O release from agro-biofuel production negates global warming reduction by replacing fossile fuels” står m.a. Paul J Crutzen, nobelprisvinnar i kjemi. Her blir det slått fast at produksjon av biodiesel frå rapsolje i Europa berre på grunn av lystgassutlepp (N2O) vil ha 70 prosent større klimagasseffekt enn bruk av vanleg diesel. I rapporten er altså ikkje bruk av fossile brensler i framstillinga av biodrivstoffet teke med.

Den sveitsiske rapporten ”A Life Cycle Asessment of Energy Products: Enviromental Impact Asessment of Biofuels” tek som namnet seier for seg dei totale miljøverknadene av biobrennstoff. Som denne figuren syner, kjem ikkje industrielt agrodrivstoff særleg godt ut:


For forklaring på figuren og større versjon gå til linken ovanfor


Så er det altså ”2.generasjon biodrivstoff” som skal gjere susen. Dette er er først og fremst etanol frå trevirke (cellulose). Ted Patzek har i ”How Can We Outlive Our Way of Life” kome med ein del opplysningar om forsøka som no foregår med framstilling av etanol frå cellulose. ”Satsen” som ein framstiller frå cellulose inneheld berre 3-4 prosent etanol, medan satsen frå mais kan innehalde så mykje som 15 prosent. Du vil difor trenge ca. 2,5 gongar så mykje energi for å destillere den svakaste satsen til rein sprit. Ingen av forsøksprosjekta med framstilling kan så langt vise til resultat. Å satse på at dette skal bli ei løysing i framtida er difor i følgje Patzek rein spekulasjon.

Eit samandrag av rapporten finn du på ”The Oil Drum”.

Ein kan samanfatte slik:

Ulemper ved agro/biodrivstoff (sjølvsagt i ulik grad etter kjelde):
  • Tvilsamt energiutbyte

  • Minkande matvareproduksjon

  • Aukande matvareprisar

  • Auka drivhusgassutslepp

  • Utarming av jordsmonn

  • Utarming av vassressursar

  • Avskoging

  • Tap av artsmangfald

  • Auka smogproblem i byar


Fordeler:


  • "Feelgood-oppleving" for villfarne miljømedvitne bilistar


Slik er det altså. Trass i aukande vitskaplege prov held politikarar og ”miljørørsle” fast på at vi kan halde fram vårt kjærleiksforhold til forbrenningsmotoren. Etter kvart som alternativa til fossile brensler syner seg å ikkje vere gangbare, blir det stadig peika på noko nytt der framme i horisonten ein stad.. Det finst heldigvis nokre unntak.

Albert Bartlett siterte på slutten av sitt foredrag kjernen i H.L. Mencken sin filosofi:

”Det er i menneska sin natur å forkaste det som er sant, men ubehageleg. Og omfamne det som er feil, men som gjev trøyst”.

Og for den som har sett denne forelesninga står det klinkande klårt: Det finst ikkje noko løysing på energi- og miljøproblema før ein har teke eit oppgjer med vekst-paradigmet.

3. okt. 2007

OLJEDIREKTORATETS PROGNOSER OG RNB 2008


I forbindelse med RNB 2008 (Revidert NasjonalBudsjett 2008) hadde OD (Oljedirektoratet) invitert til et møte med operatørselskapene onsdag 5. September for å orientere om innmeldinger til revidert nasjonalbudsjett 2008. Dette er (uten tvil) en omfattende prosess med innsamling av en rekke tekniske og økonomiske data som brukes av ulike enheter i inn og utland for planlegging og som grunnlag til ulike prognoser. Fra presentasjonens lysbilde 4 kan leses;

”Petroleumsvirksomheten står for en høy andel av Norges brutto nasjonalprodukt (BNP) og samlede eksport. Resultatet av arbeidet med innsamling og kvalitetskontroll av innsamlede data er ubestridt viktig. Det legges derfor vekt på at rapporteringen er av høy kvalitet og at tidsfrister overholdes.”

Det er vel vanskelig å være uenig i utsagnet ovenfor. Dersom en blar videre i presentasjonen kommer en til en sekvens som viser hvordan OD og operatørenes utvinningsprognoser for olje har utviklet seg over tid og hvordan disse har truffet med det som etter hvert ble fasiten.


Figuren ovenfor er fra lysbilde 50 i OD sin presentasjon for operatørene onsdag 5. September 2007 og viser hvordan OD og operatørene sine prognoser har utviklet seg gjennom de to siste årene mot faktisk utvinning. Figuren illustrerer at generelt har operatørene vært mer optimistiske enn OD i sine prognoser, men begge har det til felles at de i 2005 hadde utvinningsprognoser for 2007 som lå 15 - 20 % (0,4 – 0,6 Mb/d) over det som nå synes å bli fasiten for 2007. Figuren forteller dermed en interessant historie da den og reiser spørsmål om hvordan det er mulig for OD og operatørene, som totalt og gjennom årene har investert milliarder av kroner (eller dollar) i ulike reservoarmodeller (og ditto regnekraft) og med velfungerende staber av spesialister med mange hundre års kollektiv erfaring ikke klarer å etablere mer forventningsrette prognoser.

Kan disse ha blitt overrumplet av det Matt Simmons omtaler som ”monstrous decline rates” som synes å være et biprodukt fra anvendelse av ”state of the art” teknologier i oljeutvinningen?

I figuren blir det blant annet illustrert, av OD selv, at de har nedjustert prognosen for 2008 med omtrent 0,5 Mb/d (omtrent 20 %) fra våren 2006 til våren 2007. Dette er så langt jeg vet den største og raskeste revisjonen (absolutt og relativt) som er foretatt for en region eller et land.

For små felt er det observert at det kan oppstå relative store avvik i utvinningen over kort tid, men fortsatt kommer mer enn 70 % av den norske oljeutvinningen fra 13 - 14 felt (se figur lenger ned i innlegget) som i 2006 hadde en gjennomsnittlig døgnproduksjon på 70 000 fat/dag (70 kb/d) eller mer, og alle disse feltene skulle det eksistere TB (Tera Bytes) med data på til å kunne fremskrive en god utvinningsutvikling for i det minste et par år frem i tid.

I flere tidligere innlegg (disse finnes ved å bla i bloggarkivet til høyre i bloggen) har jeg presentert OD sine prognoser mot mine egne, og har i figuren ovenfor lagt inn prognosen LIKVERN 1 (røde sirkler forbundet med rød stiplet linje) mot ODs og operatørenes prognoser for den norske oljeutvinningen mot 2010.
Prognosen LIKVERN 1 er basert på en såkalt ”bottom up” analyse og omfatter alle felt som OD rapporterer er i utvinning, eller som var sanksjonert ved årsskiftet 2006, med andre ord alle oljefelt i OD sine reserveklasser 1, 2 og 3.

LIKVERN 1 prognosen baserer seg blant annet på historisk utvikling i oljeutvinningen, utvikling i R over P forholdet (Reserver dividert med Produksjon), gjenværende og opprinnelige utvinnbare volumer, slik disse rapporteres av OD i de årlige ressursrapportene for norsk sokkel, oppbygging og platåprofiler for nye felt og fallratene for de enkelte felt i utvinning. Videre omfatter metoden for prognosen at utviklingen i årlig utvinning mot akkumulert utvinning følges for å etablere estimater på URR (Ultimate Recoverable Reserves). For URR viser det seg generelt å være godt samsvar mellom OD sine estimater på URR og plottet av akkumulert mot årlig utvinning.

Av figuren ovenfor fremkommer det at OD nå venter en utvinning på omtrent 2,1 Mb/d mot LIKVERN 1 på omtrent 1,6 Mb/d for 2010. Det er med andre ord nå et avvik på omtrent 0,5 Mb/d mellom de to prognosene for 2010.

Skulle utvinningen i 2010 vise seg å bli langt under OD sin nåværende prognose, så kan dette virke sterkt kjølende på gleden over voksende oljepriser hos blant annet olje og energiministeren og finansministeren.


Jeg skal videre i innlegget beskrive ytterligere noe av rasjonale for prognosen LIKVERN 1



Figuren ovenfor viser utviklingen i oljeutvinningen, gjenværende utvinnbare oljereserver (ODs reserveklasser 1, 2 og 3) og utviklingen i R over P for holdet for årene 1998 til 2006. Legg merke til det bratte fallet i gjenværende utvinnbare reserver fra 2005 til 2006, som er omtent like stort som det totale uttaket gjennom 2006. Figuren illustrerer også at ved R over P på 9 eller høyere) kan det synes å være støtte for en temporær vekst i utvinningen, men når denne faller til 8 eller lavere gir det liten støtte for vekst i oljeutvinningen. I figuren kan dette observeres gjennom det kontinuerlige fallet i oljeutvinningen (blå sirkler forbundet med blå linje).

OD sin ferskeste prognose forventer nærmest et platå for oljeutvinningen mellom 2007 (rundt 2,2 Mb/d) og 2011 (rundt 2,1 Mb/d). Studeres data på blant annet feltvise gjenværende utvinnbare (reserveklassene 1, 2 og 3) oljereserver, størrelsen på funn som kan komme i utvinning frem mot 2011, utviklingen i fallratene (se figur lenger ned i innlegget) og ikke minst utviklingen i R over P forholdet, så er det nå vanskelig å finne støtte i disse dataene og parametrene for OD sin ferskeste prognose, og da fra 2009 og utover. Fallratene synes så langt ikke å la seg imponere over ny teknologi, som dermed synes kun å bidra til å bremse fallet.

Figuren ovenfor viser utviklingen i oljeutvinningen fra norsk sokkel fra januar 1998 til juli 2007. En figur kan ofte fortelle mer enn tusen ord. I figuren er vist total oljeutvinning (svart heltrukken linje) og utvinningen fra de 13 feltene som i 2006 hadde en gjennomsnittlig utvinning på 70 kb/d (70 000 fat/dag) eller mer. Ekofisk inkluderer Eldfisk, da OD rapporterte disse feltene under ett til i 2004.
I figuren er feltene tegnet inn etter hvert som utvinningen fra dem startet. De 13 feltene som er presentert stod i 2006 for mer enn 73 % av den totale norske oljeutvinningen. Disse feltene har utgjort, utgjør og vil utgjøre stammen i den norske oljeutvinningen. OD rapporterer nå utvinning fra 49 felt, med andre ord kom rundt 27 % av den norske oljeutvinningen fra 35 felt i 2006. Noen av disse feltene er i ferd med å bli marginale (bruttoinntektene dekker så vidt driftsutgiftene) og avhengig av oljeprisutvikling vil noen av disse bli nedstengte i nær fremtid.

Figuren illustrerer den fallende utvinningen (eller utviklingen i fallraten) fra stammen av felt i den norske oljeutvinningen, og det synes nå som at fallet vil fortsette fra disse feltene i årene fremover. Ekofisk har det siste året vist en akselererende fallende trend og det ventes at den siste kjempen, Grane, snart vil starte sin irreversible nedtur. Mange av de øvrige 35 feltene har enten nådd platå (Kristin, Visund), vil kunne se noe vekst en tid fremover (Tordis +) eller har en fallende utvinning, og det ventes ikke nå at disse feltene kollektivt vil bidra til vekst i oljeutvinningen fra norsk sokkel i årene fremover.

Den historiske kollektive utviklingen i utvinningen for den norske feltporteføljen skaper nå forventninger om fortsatt årlige kollektive fall på i gjennomsnitt 13 - 15 % i årene fremover. Det er dette fallet som nå ytterligere bidrar til å svekke støtten til OD sine ferskeste utvinningsprognoser mot 2011 og senere.

Det internasjonale energibyrået IEA introduserte i juli 2007 i sin MTOMR (Medium Term Oil Market Report) en ”reliability adjustment” (legg merke til den diplomatisk utformet formuleringen) blant annet for utvinningen (C+C+NGL) fra norsk sokkel. IEA venter 2,25 Mb/d (C+C+NGL) i 2009, som nå synes å være noe under OD sin ferskeste prognose, men som forfatteren nå estimerer vil ”overshoot” med i underkant 10 % i 2009, og relativt mer lenger ut i tid.

IEA er en av institusjonene som baserer sine forsyningsprognoser (20 til 25 år frem i tid) på blant annet ODs. IEA og EIA utarbeider prognoser for den globale etterspørsels og forsyningsutviklingen av blant annet olje. OD sine data (med ”reliability adjustments”) vil inngå i IEA sine forsyningsmodeller som blant annet kommer ut med estimater på fremtidig ”call on OPEC” og utviklingsbaner for oljeprisen. I en virkelighet med en stram forsyningssituasjon der prisfastsettelsen skjer ved det marginale fat, vil små avvik i forsyningen kunne gi store prisutslag. Det er EIA og/eller IEA sine prognoser som en rekke offentlige og private langtrekkende beslutninger blir forankret i. Det kan nå synes som at en del beslutningsunderlag vil bli gjenstand for kontinuerlige revisjoner på bakgrunn av pris og forsyningsutvikling. Omverdenen vil oppfatte dette som beslutningsvegring, mens det i realiteten er det brutale møtet med …..”Peak Oil”.

Det kan være at jeg i et senere innlegg vil ta for meg utviklingen i NGL utvinningen og hvorfor det vil bli utfordrende å øke gasseksporten fra norsk sokkel utover nivået som ventes tidlig i neste tiår.

I forbindelse med at oljedirektøren, blant annet med tilstedeværelse av olje og energiministeren, 5. januar 2007 presenterte status for sokkelåret 2006 som inkluderte nedreviderte utvinningsprognoser for noen år fremover, repliserte ministeren med ”Dette var ikke gode nyheter.”

Basert på noe av dokumentasjonen jeg over noe tid har presentert her på ”Kveldssong for hydrokarbonar” vil det ikke komme som noen overraskelse på meg om den nye (og eventuelle andre fremtidige) olje og energiministeren vil gjenta sin forgjenger ved fremtidige OD presentasjoner av sokkelåret .....i noen år fremover.

Historikken avdekker at Olje og Energidepartementet og Finansdepartementet har behov for utarbeidelse av prognoser fra uavhengig(e) tredje part(er) for bedre å kunne utfordre (og kontrollere) prognosene fra fagetaten OD.
…….

OVERHØRT

“No one is ahead of their time.”
“It is just the rest of humanity that is slow to catch on.”

21. sep. 2007

VAR ”PEAK OIL” I 2005? (forts. 07)


Det er nå mer enn to måneder siden jeg har presentert den løpende utviklingen i den globale forsyningen av all energi i væskeform slik dette blir rapportert av EIA i IPM (International Petroleum Monthly).

EIA IPM SEPTEMBER 2007

Septemberutgaven fra statistikkenheten i det amerikanske energidepartementet (Department Of Energy, Energy Information Administration, International Petroleum Monthly) internasjonale petroleumsoversikt ble nylig publisert, inkluderer detaljerte data for den globale forsyningen av all energi i væskeform til og med juni 2007.

I månedens utgave var det gjort omfattende revisjoner av dataene tilbake til 1997, hovedsakelig av dataene for Kasakhstan og i utvinningen av NGL. Imidlertid forblir hovedbildet av verdens oljeproduksjon som beskrevet i tidligere innlegg i denne serien.
For de seks første månedene av 2007 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 168 kb/d høyere enn for samme periode i 2006.


Diagrammet ovenfor viser utviklingen i total global forsyning av all energi i væskeform (i millioner fat per dag; Mb/d splittet på råolje/kondensat, NGL og annen energi i væskeform (AEV), som blant annet CTL, GTL, etanol, metanol, biodiesel etc.) slik dette ble rapportert av EIA i september 2007 for perioden januar 2001 til og med juni 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

For alle praktiske formål har den globale oljeforsyningen vært flat i snart tre år og unntakelsesvis har den nominelle oljeprisen beveget seg under $50/fat. Fredag 12. januar i år sluttet oljeprisen (Brent) rett under $50/fat. Nå er den over $80/fat (WTI) og blant annet på grunn av lagertekkene (olje) i USA ventes den fortsatt å ville legge på seg. Normalt har oljeprisen de siste årene trukket seg noe tilbake etter ”driving season” og under fyringssesongen (ref figur lenger nede i innlegget). Dette året viser oljeprisen så langt liten vilje til å gjenta tidligere års mønster.

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 for å tydeliggjøre trenden i total global oljeforsyning.

For hele 2006 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 7 kb/d (7 000 fat/dag) høyere (eller rundt 0,008 prosent og IKKE justert for energiinnhold) enn i 2005. (EIA og IEA forventet i 2005 at oljeforbruket (og forsyningen) ville vokse med 1,5 - 2,0 % i 2006 relativt 2005.)

De faste leserne av denne bloggen vil registrere at tallene fra EIA sin månedsrapport for september 2007 innebærer mindre revisjoner av dataene fra forrige innlegg i denne serien her på bloggen.

Dataene viser nå at den globale forsyningen av all energi i væskeform hadde en topp i juli 2006 på 85,527 Mb/d, og nest høyeste registrering (så langt) var for mai 2005 på 85,379 Mb/d. Mai 2005 er fortsatt den måneden, så langt, som viser en topp i totalutvinningen av råolje, kondensat og NGL.

Pr juni 2007 er høyeste oppgitte utvinning (i millioner fat for dagen; Mb/d) for råolje, kondensat (R + K) og NGL eller kombinasjonen av disse (R + K + NGL) som oppgitt nedenfor;

  • (R + K) MAI 2005 (74,30 Mb/d)
  • (NGL) FEB 2007 (8,03 Mb/d)
  • (R + K + NGL) MAI 2005 (82,09 Mb/d)
  • ALL ENERGI I VÆSKEFORM JULI 2006 (85,53 Mb/d)

Verdens forsyning av råolje og kondensat var 0,244 Mb/d lavere for hele 2006 relativt 2005, og forsyningen av råolje og kondensat var 1,49 Mb/d lavere i juni 2007 relativ mai 2005.

For hele 2006 var (R + K + NGL) 94 kb/d lavere enn i 2005. Selvfølgelig er ikke dette signifikant og vil enda ikke kunne rettferdiggjøre at definitive konklusjoner kan trekkes, men viser en nedadgående trend i forsyningen. En justering for effektene fra orkanene Katrina og Rita vil nå forsterke 2005 sitt kandidatur for Peak Oil.

Så langt viser offisielle data fra EIA at den måneden med den nest høyeste råolje og kondensat utvinningen var desember 2005 med 74,27 Mb/d.

UTVINNINGEN AV NGL

Figuren ovenfor viser utviklingen i utvinningen av NGL for perioden januar 2001 til og med juni 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

For NGL (Natural Gas Liquids) viser dataene fra EIA at NGL så langt hadde en topp i februar 2007. I følge EIA økte NGL forsyningen i 2006 til 7 804 kb/d (7,80 Mb/d) som er en økning på 150 kb/d relativt 2005.

ASPO har i sin prognose lagt til grunn en global forsyning på 10 Mb/d av NGL i 2010, og andre presenterer NGL utvinningen nå å være rundt 10 Mb/d.

De tre siste årene har den globale NGL utvinningen økt med omtrent 0,6 Mb/d, og med en fortsatt årlig vekst i den globale NGL utvinningen på 0,2 Mb/d, så vil den globale NGL utvinningen bli liggende langt under ASPO sin prognose for 2010. Det finnes gode grunner til å vente at den globale NGL utvinningen vil vise svekket vekst i årene fremover.

De historiske dataene fra EIA gir nå meget dårlig støtte for å vente en NGL utvinning på 10 Mb/d i 2010.

Annen energi i væskeform (AEV) hadde en foreløpig topp i juni 2007 på 3,78 Mb/d som er 0,14 Mb/d over den forrige rapporterte toppen fra august 2006. I denne kategorien er blant annet etanol, metanol og biodiesel inkludert, og som kjent har mange av disse energibærerne lavere volumetrisk energitetthet enn råolje og kondensat.

I følge EIA sine data vokste denne kategorien, AEV, med 66 kb/d (0,066 Mb/d) i de seks første månedene av 2007 relativt samme periode i 2006. Råolje og kondensat hadde et fall på 90 kb/d i årets 6 første måneder relativt samme periode i 2006.

Alternativene klarer med andre ord ikke fullt ut å kompensere, verken på volum eller energibasis, for den reduserte forsyningen av råolje og kondensat.

UTVINNINGEN INNEN OPEC 12

Så langt har den rapporterte utvinningen (R + K + NGL) innenfor OPEC 12 (inklusiv Angola) vist en topp i september 2005, og siden et svakt fall.

For OPEC 12 er det for (R + K + NGL) rapportert en nedgang på 0,25 Mb/d i 2006 relativt 2005.

OPEC 12 hadde en foreløpig topp i september 2005 på 36,16 Mb/d (R + K + NGL), og pr juni 2007 er utvinningen redusert med 1,68 Mb/d.

Ved OPEC møtet i september ble det besluttet å øke kvotene med 0,5 Mb/d, og data fra Platts viser at OPEC har produsert omtrent 1,0 Mb/d over de forrige kvotene før septembermøtet.


SAUDI ARABIA

Diagrammet ovenfor viser utviklingen i olje, kondensat og NGL utvinningen for Saudi Arabia fra januar 2001 til juni 2007 sammen med en glattet 12 måneders kurve.

Data for råolje og kondensat utvinningen i Saudi Arabia viser at denne er redusert fra 9,30 Mb/d i august 2006, og har ligget flatt på 8,60 Mb/d i perioden februar til og med juni 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

OPPSUMMERING

Historiske data fra EIA bekrefter fortsatt en flat global forsyning av all energi i væskeform.

Så langt viser data fra EIA at den totale globale forsyningen av all energi i væskeform og på energibasis hadde en topp i 2005.

Økningen i den globale forsyningen i 2006 relativt 2005, som er langt, langt under 1 %, er selvfølgelig ikke signifikant. Imidlertid om den nå ses i sammenheng med data fra EIA for juni 2007, Cantarell (i Mexico) som nå stuper, at sannsynligheten [basert på tilgjengelig analysert dokumentasjon] for at den mest produktive delen av verdens største oljefelt Ghawar i Saudi Arabia nå opplever redusert utvinning, fallende utvinning fra andre produktive regioner som ikke blir balansert med tilsvarende økninger fra regioner i fortsatt vekst, vil jeg opprettholde min spådom om at den globale forsyningen av all energi i væskeform for hele 2007 blir lavere enn i 2006.

For å opprettholde økonomisk vekst vil tilgjengelig energi for sektorer utenfor energi måtte vokse, og siden oljemarkedet nå er strammere vil en vekst kun sikres gjennom fortsatt prisrasjonering, som stadig rammer høyere i næringskjeden.

HER PÅ BERGET

De færreste klarer å erkjenne sammenhengene mellom energiforbruk, utslipp av klimagasser og økonomisk aktivitet. Den subsidierte satsingen på etanol og metanol sender matvareprisene mot nye høyder. Veksten i energiprisene skaper finansiell uro som forsøkes løst gjennom temporære grep som å tilføre markedet mer penger og/eller renteendringer.

Her i Norge tror en forsker i petroleumsøkonomi ved høgskolen i Lillehammer på kollaps i oljeprisen på grunn av andre energiformer, hvilke klarer han hverken å konkretisere eller sannsynliggjøre, og vedkommende vil derfor åpenbart ha nytte av en ”reality check” når det gjelder å forstå oljens unike egenskaper, samt realitetene omkring blant annet status på planlegging av og oppskalering av kjernekraftverk.

En rekke ting er annerledes nå fra 1979 og tidlig åttitallet, blant annet vokste da naturgass og kjernekraft sin relative og absolutte andel i energimixen.

Nå er mulighetene for energisubstitusjon langt mer begrenset, ….og i går kveld passerte oljeprisen $84/fat (WTI).

Figuren ovenfor viser prisutviklingen for Brent siden januar 2004 og frem til nå. På tre år har oljeprisen doblet seg, og så langt i år har ikke oljeprisen trukket seg tilbake etter avslutning av ”driving season” og økningene i kvotene til OPEC.

Vil oljeprisen passere US$90/fat før slutten av oktober?

En gledelig prøveballong ble nylig sendt opp av partisekretæren for landets største parti, som mange av denne bloggens lesere vil oppleve ligger nær den virkeligheten vi nå beveger oss inn i.

Reaksjonene uteble ikke fra representanter for partiene som sanker stemmer fra velgerne med de absolutt bratteste diskonteringsratene (eller for å oversette til norsk; blant tilhengerne av ”kortsiktighetens tyranni”). Det er interessant å merke seg at noen av de samme partiene blant sine fanesaker har;……… ”mer kunnskap i skolen”.

Utenfor skolen(e) synes kunnskap å ha.……… ingen verdi.

Politikk synes mindre og mindre å handle om å forholde seg til realiteter, og ”Peak Oil” kan synes å være for stort for mange politikere,…… så disse politikerne fortjener vel de velgerne de får.

……….

OVERHØRT… (Reprise!)


”The problem (Peak Oil) will solve itself.”

“But not in a nice way.”


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

Har leserne kommentarer de ønsker å dele?


KILDER:

[1] EIA, INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, SEPTEMBER 2007

18. sep. 2007

KORT RAPPORT FRA CORK



Tomtønna og jeg vil her formidle noen inntrykk fra Cork (whiskey-anmeldelsene er enda i kladdestadiet…….)

Generelt sitter begge igjen med et godt inntrykk av konferansen. Den begynte godt med innledningen til Schlesinger (tidligere energiminister i USA) om at det langsomt kom ”backdoor admissions” fra IEA og EIA om ubalanse mellom tilbud og etterspørsel i oljemarkedet. Bio(løsningene) ble omtalt som politiske løsninger.

Det ble fulgt opp med et foredrag som viste et stort avvik mellom hva USGS mente gjenstod å finne (YTD) og oljeselskapene. USGS hadde estimert 700 Gb YTD og oljeselskapene 250 Gb.

Tertiære utvinningsmetoder var nå estimert til å kreve $90-100/fat for å gi lønnsomhet.

Flere presentasjoner tok for seg at global utvinning ville nå 95-100 Mb/d, men eksisterende global raffineringskapasitet er rundt 85 Mb/d, ingen nye store raffinerier er under oppføring, og krever 5-7 års byggetid.

I paneldebatten utrykte konsernsjefen for canadiske Talisman at han mente ”peak oil” er nå. Talisman hadde grundig vurdert tjæresanden i Canada og konkludert med at ”There was easier and better ways to make money.”

Representanten fra det franske petroleumsinstituttet mente verdensøkonomien ville havne i resesjon ved $100/ fatet.

Lord Ron Oxburgh (tidligere styreformann SHELL UK) holdt en presentasjon som formidlet det samme budskapet som……Matt Simmons.

Amerikaneren Nate Hagens holdt et fascinerende foredrag om hvordan mennesker vurderer nåtiden i forhold til fremtiden, og at mennesker under stress tenderer til å prioritere kortsiktige valg, og at vi i en periode med ”plenty” at det gjelder å tenke fremover og planlegge for urolige tider.

The Oil Drum's Euan Mearns og forfatteren i god stemning etter å ha avklart den globale raffineringskapasiteten.

(Jeg planlegger å komme tilbake med en mer omfattende av Hagen’s foredrag på ”Kveldssong…”)

Til slutt ble det påpekt at regjeringer og akademia reagerte for langsomt på gryende forandringer, og at det er politikernes oppgave å ivareta folkets interesser.