28. mar. 2007

OLJEUTVINNING ETTER PEAK OIL

Jeg har gjennom et par nylige innlegg her på bloggen dokumentert hvordan institusjonelle prognoser spår forsyningen av olje og naturgass mot 2030, og samtidig hvor lite de (institusjonelle prognosene) tar hensyn til historikken i utvinnings og reserveutvikling.

Det som er tankevekkende med ”Peak Oil” er at ingen nå kan si sikkert NÅR (før i ettertid (rearview mirror)), og samtidig hevde at de kan utvikle en god prognose for hvordan verdens oljeutvinning vil utvikle seg på baksiden av toppen.

Selv om mange erfarne, talentfulle og innsiktsfulle individer ulike steder i verden mer eller mindre kollektivt gjennom noe tid frivillig og sjenerøst har delt på og modnet sine oppfatninger og vil fortsette med det, vil de til syvende og sist ende opp med å erkjenne at noe av det som er utfordringen med ”Peak Oil” er å utvikle en forventningsrett prognose for oljeutvinningen på nedsiden. (Om det da har noen betydning.)

Jeg vil i dette innlegget dele med leserne noen av mine observasjoner og oppfatninger/tanker, som kan tjene som illustrasjon(er) på hvilke utfordringer dette er. Jeg har forenklet splittet det som vil påvirke fremtidig oljeutvinning i to faktorer presentert i tre scenarier;

1) Geologiske faktorer (below ground factors).

Normalt beskrives utvinningen fra oljefelt med tre faser, oppbyggingsfasen, platåfasen og hale fasen. Oljefelt produserer i halefasen inntil det ikke lenger er økonomisk lønnsomt. Dette refereres ofte til som en geologisk faktor.

For ytterligere å illustrere geologiske faktorer kan det nå dokumenteres hvordan utvinningen fra felt, som Cantarell i Mexico, felt i Nordsjøen, Yibal i Oman og gjennom en fenomenal frivillig internasjonal og kollektiv innsats, verdens største oljefelt Ghawar i Saudi Arabia (egentlig flere felt) som nå har verdens største utvinningskapasitet og har vært gjenstand for offensive dreneringsstrategier med ”State of the Art” teknologier, nå er eller er nær ved å bli gjenstand for dramatiske fallrater som verken operatører og/eller myndigheter offentlig har gitt noe klart forvarsel om ville skje.

Et stikkord her om hva som påvirker utviklingen i fallratene fra oljefelt er det som med fagterminologi omtales som ”Fractional Flow”.

2) Politiske og/eller økonomiske faktorer (above ground factors).

Politiske faktorer kan være endringer av utvinningen gjennom kartellets kvoter.
Det kan være militære intervensjoner som i perioder reduserer oljeutvinningen. Politiske faktorer omfatter også land hvis politiske struktur blir svekket gjennom vedvarende interne rivaliseringer (borgerkrig) inntil dysfunksjonalitet oppstår som også berører oljeutvinningen.

Økonomiske faktorer kan også være fremskyndet avslutning av utvinningen fra felt og/eller utsettelse av alternativer som mister lønnsomhet gjennom en målrettet prosess.
(Dette er mer inngående diskutert i avsnittet ”HYPOTESE: OPEC kan, etter ”Peak Oil”, effektivt kontrollere oljeprisen.” lenger nede i innlegget.)

Med andre ord; Kan og vil markedet manipuleres om det blir dominert av en aktør (eller et kartell)?

TRE PRINSIPIELLE SCENARIER

For å forenkle fremstillingen har jeg her begrenset valget til tre scenarier etter toppen (post ”Peak Oil”) som det er mulig å legge frem gode argumenter for at de hver for seg er sannsynlige.

SCENARIENE:

A) Opprettholde maksimal oljeutvinning, dvs hovedsakelig geologisk beskranket
B) Mellomscenario delvis geologisk og politisk/økonomisk beskranket
C) Kollaps, geologiske og politiske/økonomiske faktorer i perfekt allianse



Figuren ovenfor viser den historiske oljeutvinningen for perioden 1980 - 2006, og tre mulige baner mot 2030.

Figuren ovenfor viser historisk utvinning av råolje, kondensat og NGL for årene 1980 - 2006. (1980 – 2005 er basert på BP Statistical Review 2006, og for 2006 er data fra EIA International Petroleum Monthly lagt til grunn.)

For ordens skyld, fargekodingen av scenariene har ikke til intensjon å signalisere noe om den relative sannsynligheten mellom scenariene, men varianter av sort og grått er bevisst brukt for å symbolisere effektene fra hva som kan ha startet eller er nær ved å starte for verdens oljeforsyning. Videre er de indikerte tidspunktene for ”Peak Oil”, ikke noe uttrykk for estimater eller synspunkter om når, de er kun vist av illustrative årsaker.

Av utvinningsprofilene som er presentert i figuren i dette innlegget er det mulig å rasjonalisere at hvert enkelt inneholder grader av sannsynlighet med ulike innslag av geologiske og politiske/økonomiske faktorer.

Beskrivelsen av den fremtidige oljeutvinningen kan nå ikke bli annet enn intuitivt begrunnet støttet på historiske data.

SCENARIO A

Dette scenariet illustrerer en fremtidig oljeutvinning som utelukkende blir dominert av geologiske faktorer. Leserne vil forhåpentligvis komme til å ønske dette scenariet.

Her vil oljeprisen stige jevnt og gradvis drive ut etterspørsel fra forbrukere som er nederst i næringskjeden eller som må ”kaste inn handkledet” da oljeprisøkningene eroderer virksomhetens lønnsomhet. Prisøkningene vil gi kontinuerlige incentiver for lengre drift av oljefeltene, leting og utvikling av nye funn og investeringer i alternativer.

De som tror at en aksept av prisøkningene kombinert med substitusjon til ”grønnere” alternativer vil sikre en videreføring av økonomisk vekst, vil etter noe tid bli………skuffet.

Dette scenariet kan gi muligheter for styrte omstillinger selv om det vil kreve stor politisk gjennomføringsvilje for å få til omlegginger og endringer av vaner for alle.

SCENARIO B

Scenario B er ment å illustrere en mellomsituasjon med blandinger av geologiske og politiske/økonomiske faktorer.

SCENARIO C

I dette scenariet er de geologiske faktorene utnyttet i en bevisst allianse av politiske og økonomiske faktorer.

En dyp økonomisk resesjon som gradvis går over i en voksende depresjon, som kraftig bremser økonomisk aktiviteter og forbruk og etterspørsel etter olje, kan i lange perioder gi et tilbudsoverskudd med fallende oljepriser. Profilet som beskriver scenario C utgjør mye av formelen for noe som rakst leder til økonomisk kollaps.

Vil noen finne muligheter i scenario C?

Det som følger er noen tanker om hva som også kunne skje under scenario C

LITT MER OM PEAK OIL, OPEC OG SAUDI ARABIA

I debattene om ”Peak Oil” er mye tid og fokus brukt på Saudi Arabia og utviklingen de siste månedene i utvinningen (spesielt fra Ghawar), lanseringer og diskusjoner av årsaker til den reduserte utvinningen, og om det snart vil bekreftes gjennom offisielle data at Saudi Arabia har passert toppen.

Isolert sett er det viktig å forstå hva som skjer og vil skje med utvinningen i Saudi Arabia og få gode vurderinger av størrelsen av gjenværende utvinnbare oljereserver.

Kan det også tenkes at mange av debattantene gjennom denne ensidige fokuseringen kan overse et poeng som er viktig?

Jeg vet selvsagt ikke, men jeg kan dele noen av mine tanker og observasjoner med leserne.

”Peak Oil” vil innebære at OPEC i sterkere grad vil kontrollere det globale markedet. Det er viktig å ha klart at i 2005 hadde OPEC omtrent 64 % av den globale netto oljeeksporten. Med Angola som nytt medlem og Ecuador, som vurderer å gjeninntre i OPEC, så vil OPEC øke sin kontroll over volumet i oljemarkedet.

Videre faller oljeutvinningen hos andre viktige netto oljeskportører som Mexico og Norge som sammen hadde vel 10 % i 2005. Russland hadde i 2005 rundt 16 % av verdens netto oljeeksport, noe som resulterer i at rundt 10 % kom fra andre, deriblant 2-3 % fra Angola.

Det er en utbredt oppfatning om at ”Peak Oil” vil påvirke vekstretningen i de industrialiserte økonomiene. Prisøkningene hittil har resultert i inflatorisk press, og en redusert tilgjengelighet til olje vil fremskynde en resesjon, som etter hvert vil gå over i en stadig dypere (økonomisk) depresjon.

En lavere økonomisk aktivitet vil senke etterspørselen etter olje og kan for en periode (eller i perioder) gi tilbudsoverskudd med fallende oljepris. Oljemarkedet har vært og preges nå av aktører som konkurrerer, og så langt har dette gitt god balanse mellom tilbud og etterspørsel, og holdt prisene (etter mitt syn) på et altfor lavt nivå. Dette endrer seg etter ”Peak Oil”, og det som følger i kjølvannet kan bli sett på som en mulighet av kartellet som globalt kontrollerer mesteparten av denne ikke fornybare ressursen.

HYPOTESE: OPEC kan, etter ”Peak Oil”, effektivt kontrollere oljeprisen.

Hvorfor vil OPEC i en situasjon der mange økonomier erfarer kontraksjon (eller verre kollaps) ha interesse av å slippe oljeprisen kontrollert ned?

Den offisielle forklaringen kan være at de gjennom det søker å fremstå som samarbeidende, ansvarlige, pålitelige, vestlig orienterte og gi sitt bidrag til å gi ny giv til de industrialiserte økonomiene, og gjennom det delta i en form for global byrdedeling.

Det oppnås (etter mitt syn) også noe annet (tilsiktet eller ikke), en bonus som ethvert kartell søker å tilstrebe.


Figuren ovenfor viser den historiske oljeutvinningen fra norsk sokkel (sekundær y akse) sammen med utviklingen i nominell oljepris (primær y akse). Gjennom å fungere som svingprodusent i mange år sørget OPEC for en lav og forutsigbar oljepris inntil den globale kapasitetsgrensen og mye sannsynlig ”Peak Oil” ble nådd.

Utvinningen fra Nordsjøen bidro til det dramatiske prisfallet for olje midt på 80-tallet, reduserte OPEC sin markedsandel, og må ha vært slitsomt for blant annet Saudi Arabia som får mesteparten av sine inntekter fra salg av olje. En vanlig kommentar til figuren ovenfor har vært at Norge produserte og solgt oljen på billigsalg.

Kan det være at det er nettopp dette OPEC har ønsket, for etter ”Peak Oil” å få større markedskontroll?

Lave oljepriser virker også avskrekkende på investeringer i alternativer, og sørget for å opprettholde brukernes avhengighet til olje. Tenk litt på president Bush sin formulering om ”Oil Addiction”.

Vil nå et helt nytt sett av revolusjonære regler bli brakt på banen som få har viet oppmerksomhet og som dermed nå er dårlig forstått?

Den vanlige løsningen som lanseres når temaet om knapphet på olje blir brakt på banen er at dette innebærer høyere priser og at markedet gjennom økte investeringer (ref bio og hydrogen) vil sørge for løsninger, med andre ord det koker ned til å skape en illusjon av at energitilgjengelighet kan løses med bruk av en mekanisme, penger. Hubbert advarte om dette for mange tiår siden.

Det de færreste forstår er at penger er en genial og effektiv mekanisme som fungerer godt under økonomisk vekst. Hva vil skje med pengesystemet når tilgjengeligheten til den egentlige fysiske drivkraften for økonomisk vekst svekkes?

Mye av den alternative oljeutvinningen enten det er på dypt vann (mesteparten av oljeutvinningen hos det nye OPEC medlemmet Angola foregår på dypt vann), utvinning fra tjæresand, GTL, eksotisk energi fra bio (eller hydrogen) eller haleproduksjon fra felt i Nordsjøen krever relativ høy oljepris for å være lønnsom. En lav oljepris (nå ansett å være $25 - 30/fat) over en periode (om dette er 3, 5 eller 10 år er ikke poenget her) vil akselerere nedbyggingen av dyr kapasitet utenfor kartellet og/eller utsette lete og utbyggingsaktiviteter som krever høy oljepris for realisering, og på det viset gradvis øke kartellets markedsandel og kontroll.

Det verserer en del forestillinger om at oljeutvinningen i noen land i Midt Østen er lønnsom ved en oljepris på $1 - 2/fat uten at dette har blitt dokumentert. Analytikere som kjenner oljevirksomheten i Midt Østen hevder den er lønnsom rundt $10 - 12/fat. Uansett vil landene som nå har lave utvinningskostnader og store reserver kunne ha marginene på sin side om de har som mål å styrke sin langsiktige globale posisjon i et fremtidig globalt oljemarked gjennom en periode å holde prisen lav for å kontrollere fremveksten av alternativer, og dermed på sikt bedre plattformen (inklusiv kundegrunnlaget) for egen dominans og høsting.

”Peak Oil” kan avdekke forskjellene mellom to forretningsfilosofier.

De fleste kommersielle oljeselskaper fokuserer (nærmest ensidig) på lønnsomhet, og selskapene er styrt av nåverdi/internrente (egentlig mekanismen beskrevet ovenfor) i sine beslutninger. En lav oljepris over noe tid (dvs noen år) vil bli slitsomt for de kommersielle aktørene, da den lave oljeprisen, utover å redusere overskuddene, også påvirker lete og utbyggingsaktivitetene og trekker frem i tid det tidspunktet der en del av de gjenværende utvinnbare oljereservene fra felt i utvinning, ikke vil være økonomiske. (I enkelte sammenhenger blir dette illustrert med å si at verden nå er tom for olje til $30/fat.)

En lav oljepris over noe tid vil i tillegg redusere den finansielle styrken til de kommersielle aktørene (det vil si internasjonale oljeselskaper).

Om det konkret ble sett på Nordsjøen så ville en lav oljepris over noe tid medføre at nedstengning av felt ble trukket frem i tid, dermed akselerert fall i utvinningen og nedskrivning av økonomiske reserver. Om selskapene ville være villige til senere (dvs 3, 5 eller 10 år) å gjenstarte slike felt om oljeprisen igjen gir lønnsomhet er uvisst. En slik strategi krever at eierne har økonomisk evne (i beste fall) til å ta kostnader i en periode og være villige til blant annet å holde på nøkkelpersonell.

Her vil nok eiernes (aksjonærenes) krav til profitt maksimering vinne frem. Med andre ord, utvinningen blir mest sannsynlig stengt ned når den blir ulønnsom. I tillegg vil usikkerheten om kartellets videre prispolitikk og vissheten om at det nærmest sitter med komplett priskontroll virke demoraliserende.

Jeg mener nå bedre å skjønne Matt Simmons sitt rasjonale for ikke å ha aksjer i de store oljeselskapene, nå som ”Peak Oil” er, eller kryper nærmere.

Dette kan påvirke regjeringer i land med oljeutvinning som er bevisste oljens strategiske natur, til å subsidiere eget lands oljeutvinning, eller introdusere andre løsninger (nasjonalisering?) for å dempe avhengigheten fra kartellet.

OPEC kan være bevisst alt dette, og det har gjennom historien vært en rekke lange og bitre feider mellom mange av de kommersielle oljeselskapene og regjeringene i land som har nasjonalisert sin oljevirksomhet og senere etablert og blitt medlemmer i OPEC.

Hva vi ofte overser i et moderne samfunn er at historiske hendelser ofte dukker opp i nuet for å bidra til å forme fremtiden,…….også vår.

Leserne kan basert på hva som er beskrevet ovenfor, egne observasjoner og refleksjoner prøve å finne svar på spørsmålet; Hva problemer en kontraksjon (eller verre kollaps) i de industrialiserte økonomiene utgjør for OPEC landene?

For de av leserne som er skikkelig interesserte i mer om oljens historikk vil jeg igjen anbefale boken ”THE PRIZE, the Epic Quest for Oil, Money and Power” av Daniel Yergin.

Jeg leste ikke boken…….jeg studerte den fra perm til perm, og det er basert på hva jeg forstod om historikken at jeg nå også holder muligheten åpen for at ”Peak Oil” vil kunne utgjøre ”et mulighetenes vindu” for OPEC.

MULIGHETENES VINDU

Kan det være at OPEC, med blant annet Saudi Arabia, som tok den verste støyten under oljepriskollapset tidlig på 80-tallet utløst av oljeflommene fra Nordsjøen, Mexico og Alaska, i noen år har ventet på et ”mulighetenes vindu” og sett at dette kommer i form av det som kalles ”Peak Oil”?

Jeg skal vel være den første til å innrømme at på veien opp har OPEC fungert som velvillig svingprodusent som har sikret en stabil og lav oljepris gjennom flere tiår. Det kan ikke utelukkes at dette samarbeidet også har vært en del av en mer langsiktig strategi, som omfattet å la en del av konkurrentene utvinne ferdig og selge oljen sin billig.

Det jeg forsøker å stille spørsmål om (og jeg håper inderlig jeg tar feil) er ved/etter ”Peak Oil” vil mye endre seg, og siden oljemarkedet er og vil være dominert av et kartell så bør mulighetene for at spillereglene endres….. absolutt holdes åpen.

VI BØR VÆRE GLADE FOR EN HØY OLJEPRIS

Når jeg bruker formuleringen i overskriften over så er det ikke bare fordi A/S Norge enda i noen år vil kunne forsette å nyte godt av voksende oljepriser, det er etter mitt syn en hyggelig bonus.

Uansett hvordan vi snur og vender på det vil ”Peak Oil” innebære endringer, forskjellen mellom scenariene beskriver tempoet disse vil skje i. Etter å ha fulgt ”Peak Oil” debatten noen år tett, og presentert litt om utviklingen i den globale energiforsyningen her på bloggen, har jeg kommet til at vi bør forstå å sette pris på en voksende oljepris fremover, da dette alternativet vil gi den mildeste overgangen til et samfunn med (forhåpentligvis) gradvis mindre olje og energi forbruk.

Vi vil nok om kort tid se tilbake på, og bedre forstå hvorfor dagens råoljepris på rundt 0,50 NOK/kopp (0,2 liter) egenlig var altfor lav.

Det at Norge nå er verdens tredje største eksportør av hydrokarboner, har en energimix med omtrent 70 % fornybar vannkraft og ligger i et fredelig hjørne av verden, vil ikke garantere en fullstendig isolasjon fra det som store deler av den øvrige verden nå gradvis blir berørte av.

Vi utgjør en del av en globalisert økonomi og vår unike posisjon nå innebærer at effektene fra ”Peak Oil” vil i noe tid kunne bli kraftig dempet relativt andre og mer ressurssvake land.

“WATER IN THE GAS TANK”

For de av leserne som søker enda mer dokumentasjon og tolkninger om oljeutvinningen i Saudi Arabia, kan innlegget "Water in the Gas Tank" og diskusjonene fra mandag 26. mars på THE OIL DRUM sterkt anbefales og studer spesielt figurene som viser tverrsnittene fra reservoarsimuleringene av 'Ain Dar, som er en viktig del av Ghawar.

Og dersom noen ønsker mer innsikt i mitt rasjonale om kartellet kan de lese essayet ”Faustus and the Monkey Trap” av John Michael Greer her.
……………

Om det nå er noen av leserne som føler et akutt behov for en tablett for å dempe det verste nerveslitet, så bør det være av de på størrelse med en………..ishockeypuck.

Etterpå kan de som enda føler for det poste kommentarer.

UKENS SITAT:

“It’s not that I’m stupid; I just have bad luck when I am thinking.”


21. mar. 2007

NATURGASS OG MER OM PROGNOSER

I mitt forrige innlegg presenterte jeg litt om institusjonelle oljeprognoser og hvordan de gjennom en begrenset tidshorisont har truffet. Jeg skal nå kort presentere litt om prognoser for naturgass og konsekvenser av prognoser på generell basis.

MERK: Da dataene er hentet fra kilder som rapporterer med bakgrunn i ulike måleenheter og som også kan ha mindre avvik i definisjonene har jeg her valgt konsekvent å forholde meg til dataene fra de respektive enhetene for å unngå hybrider. Poenget med innlegget er ikke nåleenhetene og for de av leserne som er interesserte er det vist omregningsfaktorer mellom enhetene i tidligere innlegg. Poenget med innlegget er å vise hvordan prognoser og realiteter utvikler seg over tid, og sette fokus på blant annet om utvinning og reservegrunnlag utvikler seg slik at dette kan rettferdiggjøre prognosene. Videre er det kort kommentert hva resultatet blir og kan bli om prognoser og realiteter skiller lag.

Det er viktig å være oppmerksom på at investeringer i energiinfrastruktur er langsiktige, kapitalintensive og krever en tidshorisont på normalt 20 - 30 år.

Det er en utbredt oppfatning om at beslutningstakere tar gode hensyn til institusjonelle prognoser (som i prinsippet er uavhengige) da dette bidrar til å forsikre om at beslutningene blir tatt med bakgrunn i fremherskende, omforente og tillitsbyggende oppfatninger og forventninger.

Det er her offentlige, halvoffentlige og profilerte konsulentselskaper kommer inn. Disse kan være DoE EIA, IEA, CERA, OD og så videre.

Kan prognosene fra store etablerte institusjoner (som EIA og IEA), som representerer store energiimportører, ha innebygde strategiske elementer som skal bidra til å redusere prisen på produktene (energi)?

Kan de ferske og hyppigere revisjonene (hovedsakelig ned) av de institusjonelle produksjons og forbruksprognosene for olje og naturgass reflektere en med tiden opak erkjennelse om fysiske realiteter og kraften fra eksponentialfunksjonen?

Spørsmålene ovenfor illustrerer at strategiske hensyn og fysiske realiteter ikke behøver å være sammenfallende.

I tiden fremover, der en liten og voksende gruppe etter hvert venter fallende tilgjengelighet (produksjon) av olje og naturgass, vil det også bli satt sterkere fokus på grunnlaget og rasjonale bak de institusjonelle prognosene.

De som har til oppgave å lete etter, utvinne, selge og distribuere olje og naturgass (oljeselskapene) gjør nettopp det de er dyktigst til. Det er sjelden at oljeselskapene publiserer hva de forventer av megatrender (utvikling 10 - 20 år fremover), og hvorfor skulle de? Det er en oppgave overlatt de uavhengige offentlige og halvoffentlige byråene.

For produsenter av energi (olje og naturgass) vil de institusjonelle prognosene bidra til å danne bilder i tid av tilbuds og etterspørselsbalansen og påvirker selskapenes investeringsstrategier.

I den grad prognosene klarer å fremstille et forventningsrett bilde så vil alle markedsaktørene komme godt ut av det. Kall det gjerne en form for byrdefordeling der, ideelt sett, ingen av partene har interesse av å bli sittende igjen med svarteper.

NATURGASS I OECD EUROPA



Diagrammet ovenfor viser hvordan prognosene for naturgassforbruk og naturgassutvinning innenfor OECD Europa har utviklet seg gjennom utgavene av IEO2001 – IEO2006.

Nytt i IEO2006 er at denne spådde vekst både i naturgassforbruk og utvinning. Det blå arealet viser utvinningen i OECD Europa og det røde arealet viser importen, hovedsakelig fra Nord Afrika (Algerie), Russland og i form av LNG.

Mot 2011 viser prognosen fra IEO2006 at importandelen for OECD Europa (Norge er medlem av OECD) vil vokse til omtrent 50 % av forbruket.
IEO2006 venter nærmest en dobling av naturgassforbruket i OECD Europa mot 2030.


Diagrammet ovenfor viser utviklingen i utvinningen av naturgass (linjer med indikatorer mot den primære y-aksen) og naturgassreserver for EU 25 og Norge (arealer mot den sekundære y-aksen).

Diagrammet illustrerer at den totale utvinningen (for EU 25 + Norge) faller på tross av vekst i de norske naturgassleveransene. Utviklingen med de fallende reservene burde vekke oppsikt. Diagrammet illustrerer fallet i reservene etter hvert som disse tappes ned.

OD i sin ressursrapport ved årsslutt 2006 rapporterte om en reduksjon i gjenværende utvinnbare norske naturgassreserver på rundt 90 milliarder kubikkmeter siden rapporteringen ved årsslutt 2005. I løpet av 2006 ble det altså solgt, levert og forbrukt rundt 90 milliarder kubikkmeter fra norsk sokkel. Dette illustrerer (ikke overraskende) at de gjenværende utvinnbare reservene reduseres ettersom de utvinnes.

Prognosen for utvinningen av naturgass fra IEO2006 for OECD Europa legger til grunn en akkumulert utvinning på vel 160 Tcf for perioden 2006 - 2020. Offisielle data viser at påviste reserver var nesten 180 Tcf ved årsslutt 2005.

(Det kan ikke her og nå utelukkes at det kan bli påvist nye, store og drivverdige gassforekomster i Barentshavet, men gitt avstanden til markedet og nåværende status bør det nå ventes at slike funn tidligst vil kunne gjøres tilgjengelige for markedet fra rundt 2020.)

Legg også merke til at ved årsslutt 2005 hadde EU 25 omtrent like store gjenværende utvinnbare naturgassreserver som Norge.

Går vi så tilbake til prognosene fra IEO2006 (vist i diagrammet lenger oppe for OECD Europa; Norge er OECD medlem) så gir reservegrunnlaget nå liten støtte for utvinningsprognosen fra IEO2006 mot 2020 og…….bortenfor.

Hva er så poenget her?

Hvis nå eksportører av naturgass utenfor OECD Europa legger prognosene fra IEO2006 til grunn i sin planlegging vil de søke å utvikle en kapasitet som noenlunde tilsvarer differansen i prognosene mellom forbruk og utvinning. Dette virker rimelig siden eksportørene (utenfor OECD Europa) ønsker å fremstå som seriøse og pålitelige handelspartnere og vil søke å investere i kapasitet i takt med prognosen for importutviklingen da dette gir både god selskaps og samfunnsøkonomi.

Videre forsøkes det her illustrert at de som utarbeider prognosene synes i liten grad å ta hensyn til data om påviste reserver, den kontinuerlige nedtapningen og den fallende utvinningen.

Hva skjer dersom utvinningen innen OECD Europa blir lavere enn prognosen fra IEO2006 i årene fremover? (noe som nå synes svært sannsynlig)

Det oppstår da et tilbudsunderskudd med påfølgende prisrasjonering (prisøkninger) som rammer husholdninger, industri og økonomisk vekst innenfor OECD Europa. Leserne ser vel hvem det er som tjener på en slik situasjon.

Med det jeg har beskrevet og dokumentert ovenfor (og i tidligere innlegg) finnes det nå god grunn til å vente et stramt naturgassmarked innenfor OECD Europa (EU) i årene fremover.

Skal prognosen fra IEO2006 på noen som helst måte kunne innfris må det snart gjøres nye store drivverdige funn i regionen (som her er definert til EU25 + Norge).

Norges nåværende naturgassreserver og forventninger til nye funn i Barentshavet er, og vil i voksende grad legge grunnlag for intensiverte anmodninger fra EU til Norge om å øke leveransekapasiteten.

PROGNOSER FOR USA


Diagrammet ovenfor viser prognosene for utvinnig og forbruk av naturgass for USA slik disse har blitt presentert i IEO2001 - IEO2006. For 2020 er prognosen for forbruk revidert ned med nesten 25 % i femårsperioden som er definert mellom IEO2001 og IEO2006. Prognosen spår også en stabilisering av forbruket fra 2020.

For naturgassutvinningen har prognosene jevnlig blitt revidert nedover. Mye av dette etter studier på anmodning fra energiministeren publisert i ”Balancing Natural Gas Policy - Fueling the Demands of a Growing Economy” av NPC (National Petroleum Council; som hadde medlemmer fra administrasjon og……energiselskaper) publisert i september 2003.

Det blå arealet viser utvinningen i USA og det røde arealet viser importen, hovedsakelig fra Canada og noe i form av LNG. Mot 2020 viser prognosen fra IEO2006 at importen vil vokse til omtrent 20 % av forbruket.

I de 2 årene mellom IEO2004 og IEO2006 er prognosen for import av naturgass til USA redusert med nesten 20 % for 2010. For selskaper som planlegger for leveranser til USA, og som også legger IEOene til grunn i sine strategiske beslutninger, vil en slik nedjustering av importprognosen tjene som incentiv til å utsette investeringer i kapasitet for å betjene naturgassmarkedet i USA.

Igjen om naturgassutvinningen i USA (eller Nord Amerika) blir lavere enn prognosen i IEO2006 vil det være forbrukerne som får føle det, mens de som tjener i begge endene vil være………..

For årene 2006 - 2020 legger prognosen til grunn en akkumulert utvinning på rundt 300 Tcf mot påviste reserver på vel 190 Tcf ved slutten av 2005. Prognosen legger med andre ord til grunn en god vekst i nye funn av naturgass i USA for årene fremover.

LITT OM TILBUDS OVER/UNDERSKUDD

Hvem er det som taper og/eller vinner på store avvik i prognosene?

Dette avhenger selvsagt med retningen på avviket, men la meg korte presentere mine oppfatninger av to utfall.

1) Prognosene beskriver et tilbudsoverskudd (eller etterspørselsunderskudd om noen vil)

2) Prognosene beskriver tilbudsunderskudd (eller etterspørselsoverskudd om noen vil)

TILBUDSOVERSKUDD

Dersom de institusjonelle prognosene beskriver en utvikling med tilbudsoverskudd vil aktørene som forsyner markedet bli tilbakeholdne med å gjøre nye investeringer i produksjonskapasitet. Et tilbudsoverskudd vil innebære nedadgående press mot prisene, øker risikoen og reduserer avkastningen på investeringer.

Dersom prognosen ikke viser seg å ha vært forventningsrett, kan forbruksutviklingen snu dette til en situasjon med tilbudsunderskudd.

Da vil et tilnærmet ideelt marked reagere med prisrasjonering (dvs prisøkninger) og de som produserer og leverer varene (energiselskapene), som er nært påvirket av disse mekanismene, opplever at de befinner seg i en situasjon der de vinner i begge endene.

I første omgang kunne de utsette investeringene som i neste omgang resulterer i bedret avkastning fra etablerte investeringer (gjennom prisøkningene) og eierne i disse selskapene vil oppleve økte fortjeneste og utbytter.

De som betaler for dette er selvfølgelig kundene (dvs forbrukerne) som opplever at varene blir dyrere.

TILBUDSUNDERSKUDD

Dersom de institusjonelle prognosene beskriver en utvikling med tilbudsunderskudd vil aktørene i markedet reagere med å øke investeringene sine for å søke og dekke tilbudsgapet og på det viset øke sin fortjeneste gjennom økt volum og muligheter for prisøkninger.

Dersom prognosen ikke viser seg å ha vært forventningsrett, kan forbruksutviklingen snu dette til en situasjon med tilbudsoverskudd.

Da vil et tilnærmet ideelt marked reagere med å redusere prisen på varen og de som produserer og leverer varene (energiselskapene), som er påvirket av disse mekanismene, opplever at de befinner seg i en situasjon der de taper i begge endene.

Pengene brukt til investeringer bidrar til å redusere prisen som igjen resulterer i redusert avkastning, og eierne i disse selskapene vil oppleve reduserte fortjenester og utbytter.

De som tjener på dette er selvfølgelig kundene (dvs forbrukerne) som opplever små prisøkninger eller kanskje prisreduksjoner.

HVORDAN VIL MARKEDET REAGERE PÅ PEAK OIL?

”Peak Oil” beskriver en situasjon der den fysiske forsyningen, dvs tilbudet gradvis blir (betydelig) lavere enn etterspørselen og markedet vil da sørge for rasjonering gjennom pris (dvs prisøkninger) inntil at balanse oppnås. Med andre ord vil utviklingen ved og etter ”Peak Oil” kunne bli som beskrevet under tilbudsunderskudd lenger oppe.

(Her vil effekter fra vesentlige geopolitiske hendelser, sviktende økonomisk vekst og ganske sikkert andre ting virke forsterkende eller modererende på prisutviklingen.)

Oljeprodusentene vil kunne tjene på ”Peak Oil”, noe som kan forklare hvorfor de i offentlighet er tilbakeholdne med å si noe (noen forsøker med varierende hell å utsette ”Peak Oil” med noen tiår, og motivasjonen for det burde være åpenbar) om når, eller hvilke kriterier som skal være oppfylte for å erkjenne ”Peak Oil”.

Selvfølgelig vil det kunne være like galt å gi offisiell støtte til en prognose for NÅR ”Peak Oil” er, da dette ville ha store konsekvenser om historien senere skulle vise at dette ble erkjent prematurt.

Det er mye interesse knyttet til hvordan folk flest vil reagere på ”Peak Oil” og prisøkningene. Folk flest har ikke tilstrekkelig innsikt i alle mekanismene og realitetene i energimarkedet utover at de opplever de økte prisene ved drivstoffpumpene og vil velge å ta ut sin frustrasjon over den som står nærmest.

I realiteten synes syndebukkene å være de institusjonelle prognosene (som skal være uavhengige), men disse er lite synlige. Likevel virker det besynderlig at beslutningstakere ikke i større utstrekning søker alternative prognoser og rasjonale for disse, som ledd i ytterligere å kvalitetssikre egne beslutninger. Dette sett i lys av den siste tidens sterke prisøkninger på olje, de hyppigere avisoverskriftene om energi, formingen av nye geopolitiske allianser sentrert rundt energi osv.

PEAK OIL OG OPEC

Offisiell statistikk viser at OPEC i 2005 hadde vel 75 % av de globale oljereservene, rundt 42 % av den globale utvinningen og rundt 64 % av den globale netto oljeeksportkapasiteten.

OPEC er med andre ord et suksessfullt kartell, selv om enkelte analytikere med jevne mellomrom har spådd dets oppløsning. Hadde disse (analytikerne) brydd seg med å undersøke tilgjengelige data ville de funnet at det var ingen reell substans til å støtte disse spådommene.

Det er god grunn til å tro at OPEC gjennom sitt sekretariat følger utviklingen i oljeutvinningen og reserver fra andre regioner (ref prognoser for oljeutvinningen mot realitetene for OECD Europa i forrige innlegg). Det er også grunn til å tro at OPEC var oppmerksomme på at oljeutvinningen i USA toppet i 1970 for så å falle, noe som bidro til å gjøre oljeembargoen i 1973 så effektiv.

Med ”Peak Oil” vil OPEC få voksende markedskontroll og sett i lys av den strategiske betydningen av olje, vil importland i voksende grad også få føling med hva denne markedskontrollen innebærer.

Hva gjelder prisutvikling har OPEC som svingprodusent gjennom flere år sikret billig olje. Mye tyder nå på at OPEC i den siste tiden (inntil de siste kvotekuttene) har produsert for full kapasitet uten at dette har kjølt ned oljeprisen. Selv om oljeprisen nå er ”lav” så skyldes dette blant annet store lagertrekk (som nå er den globale svingprodusenten) innenfor OECD.

Når sesongetterspørselen igjen vokser er det få ting igjen til å dempe prisveksten, bortsett fra SPR (USAs Strategic Petroleum Reserves).

Det vil vel av noen hevdes at den gode nyheten nå er at OPEC ikke lenger har kontroll over prisene,……..den dårlige er;….det har ingen.

Dette er en del av den nye virkeligheten som kommer i kjølvannet av……..”Peak Oil”.

Det pågår intense og gode faglige debatter i en del fora om den videre retningen på oljeutvinningen i Saudi Arabia. Mange som deltar i disse debattene venter nå at et svar på dette vil foreligge om OPEC med Saudi Arabia igjen øker kvotene (tidligst en gang til høsten siden det ble besluttet å videreføre nåværende kvoter ved det siste OPEC møtet nå i mars, og ikke avtalt noe nytt møte før i september i år).

Det vil være en sterk indikasjon på fallende utvinning i Saudi Arabia om råoljeutvinningen (igjen) ikke når 9,6 Mb/d (”sustainable production”, som i perioden april - september 2005) og holder den over en periode på minst 3 måneder.

De av leserne som ønsker dokumentasjon som nå kan gi en sterk indikasjon på den videre retningen av oljeutvinningen i Saudi Arabia kan gjøre et søk på nettet etter dokumentet SPE 93439 med tittelen ”Water Management in North ’Ain Dar, Saudi Arabia” av Saudi Aramco fra 2005 og studere figur 9.

En reaksjon til dokumentet, diskusjonen og figuren var; ”Was er sagte, war, dass wir in der tiefen Scheisse sind.“

OPPSUMMERING

”Peak Oil”, eller mer generelt nedtapningen av reservene av olje og naturgass, vil nok enda en (kort?) stund fremover være noe som i hovedsak blir fulgt med tett interesse av en aktiv og velorientert minoritet som nå betraktes som en ”utgruppe”.

Noen av årsaken til den smale interessen vil være å finne i de institusjonelle prognosene for forbruk og utvinning. Gjennom et par korte innlegg her på bloggen har jeg dokumentert at i den senere tid har det kontinuerlig utviklet seg et voksende gap mellom prognoser og faktisk utvikling, og videre at prognosene i liten grad tar hensyn til utviklingen i og den kontinuerlige nedtapningen av reservene.

Jeg overlater til den enkelte leser selv å reflektere over hvilken side de som utarbeider disse institusjonelle prognosene nå synes å tjene, men på meg synes det at det ikke er storsamfunnet og hensynet til den jevne borger som nå gjenspeiles i de institusjonelle prognosene.

Paradokset her er at de fleste skattebetalerne (jeg skriver bevisst de fleste siden noen få, i en periode, vil tjene på denne situasjonen) først er med og finansierer utarbeidelsen av disse offisielle (offentlige og halvoffentlige) prognosene, og etterpå, gitt forventningene i utvinningsutviklingen, som er mye beskrevet her på bloggen, vil være med å plukke opp regningene fra de lite fremtidsrettede beslutningene disse prognosene la grunnlag for.

Det hjelper lite om lederne for byråene (EIA og IEA) som har ansvar for disse prognosene maser på blant annet oljeselskaper og OPEC om å øke investeringene i ny kapasitet, når de samtidig publiserer prognoser som i liten grad forholder seg til realitetene, og dermed gir alle berørte et (i beste fall) svakt grunnlag å rette seg etter.

Med ”Peak Oil” vil vi etter hvert bevege oss inn i ukjent farvann og så langt har det vært de institusjonelle prognosene som har fungert som kart som aktørene i energimarkedet har forholdt seg til. Når det nå viser seg at disse kartene raskt (energiinvesteringer er langsiktige!) gir et dårligere bilde av farvannet videre og radaren (media) ikke er operativ, vil skuta gå på grunn tidligere enn siden.

Da hjelper det lite om de videre diskusjonene utelukkende fokuserer på hvor lang tid det vil ta før skuta synker…………når ingen har forståelse for hvor raskt den tar inn vann.

Om gapet i disse institusjonelle prognosene vedvarer, eller mest sannsynlig vokser med tiden, vil nok etter hvert flere trekke de frem og stille spørsmål ved dem. Det er fra da av jeg virkelig tror oppmerksomheten og interessen omkring realitetene om våre viktigste energiressurser vil vokse…………eksponentielt.

HELT TIL SLUTT

På nettet finnes en rekke verktøy til å følge ulike trender. Et av disse er Google trends, som på normalisert grunnlag, følger utviklingen i søk på for eksempel ”Peak Oil” etter by, land/region og språk.

Som vist her er søk på norsk det språket som nå er ranket som nummer 2 etter engelsk som topper listen og svensk ligger nå som nummer 3.

Norge er nå ranket på en sjetteplass, foran Sverige, blant land/regioner som verktøyet registrerer søk fra.

Av byer er det nå utelukkende amerikanske som dekker de publiserte 10 øverste plassene.

Kan det være at en norsk by blir den første ikke amerikanske på denne listen?…. og skulle så skje, ville jeg nå gjette at dette vil kunne bli……..Bergen.

………

Det kan nok, i nær fremtid, komme mange og tragikomiske (bort)forklaringer til det snikende tilbudsunderskuddet av olje og naturgass, og kan det være at en av disse vil lyde;

”Årsakene ligger i at global utvinning av olje og naturgass nekter å følge de institusjonelle prognosene.”

Kan det være at de samme som nå klippefast tror på de institusjonelle prognosene er de samme som også jevnlig forteller om å ha sett…….



KILDER:

[1] EIA IEO 2001 - 2006
[2] BP STATISTICAL REVIEW 2006
[3] OD HISTORISKE UTVINNINGSDATA OG RESSURSREGNSKAP

[4] NPC ”Balancing Natural Gas Policy – Fueling the Demands of a Growing Economy” 2003

15. mar. 2007

”PEAK OIL” OG OFFISIELLE OLJEPROGNOSER

Etter det foregående reklameinnslaget følger nå et nytt innlegg……..om olje.

Det kan selvfølgelig bli slitsomt (for enkelte av leserne) med en serie av innlegg som på kryss og tvers dokumenterer det dystre, men like fullt viktige temaet omkring uttømmingen av verdens viktigste energireserver, olje og naturgass, som nå sammen utgjør 60 - 65 % av verdens totale primære energiforbruk. Imidlertid eksisterer det en rekke tilbud av langt hyggeligere karakter andre steder…….om denne bloggen oppleves som et ”nerveslit” for de som er redde utviklingen utenfor sin egen ”boble”.

…………
Offisielle energiprognoser er viktige og interessante. Det er disse mer enn 99 % av menneskene i industrialiserte økonomier mer eller mindre bevisst nå baserer sine fremtidsplaner og…….tro på. I seg selv representerer prognoser usikkerheter, noe de fleste aksepterer, bare de kan ha tillit til at størrelsesorden og retningen av prognosene er noenlunde riktige.

De fleste erkjenner at fenomenet ”PEAK OIL” vil inntreffe en eller annen gang siden olje (og naturgass) er ikke fornybare ressurser. Det som er like viktig i debatten er å forsøke å få til et estimat for NÅR dette vil skje. Dette er selvsagt en utfordrende oppgave og her er det mange aktører med ulike agendaer som gjennom ivaretakelse av sine interesser vil gjøre seg synlige i mediebildet.

Jo mer prestisje og autoritet som er tilknyttet institusjonene som publiserer prognosene, dess større tillit gis disse i offentlige og private sammenhenger forsterket blant annet gjennom jevnlig omtale i media. Normalt er det (og det bør det også være!) vanskelig å argumentere mot prognoser utarbeidet av EIA, IEA, CERA, store oljeselskaper etc., det er jo tross alt velrenommerte og seriøse institusjoner/selskaper med store staber av godt utdannede, velgasjerte, artikulerte og velkledde mennesker med mange tiår av erfaringer, som utarbeider disse rapportene/publikasjonene, og sammenlikninger mellom prognosene fra de ulike institusjonene avdekker normalt små forskjeller. Dette bidrar til å forsterke tilliten til prognosene fra de etablerte, som dermed nærmest fremstår som garantister for utviklingen.

Offentlige og private beslutningstakere får disse prognosene lagt fram for seg i grunnlag for kort og langtrekkende vedtak som utvikling av pensjonsprogram, utbygging av infrastruktur som veier (inklusive broer) og flyplasser, og for tilrettelegging av mye annen offentlig og privat økonomisk aktivitet. Disse, bokstavelig talt, institusjonelle prognosene, har dannet og fortsetter å danne grunnlag for vidtrekkende beslutninger innen offentlige og private sektorer i mange land om hva utviklingen inntil 20 - 30 år fremover krever.

Når det gjelder energi har prognosene med 20 - 30 års tidshorisont gjennom flere tiår, i varierende grad og med få unntak, vist at forsyningsveksten ble innfridd fra alle energikilder, og dermed kontinuerlig kunne bekrefte paradigmet om fortsatt videreføring av økonomisk vekst. Med andre ord; historien dokumenterer at veksten er bærekraftig og de institusjonelle prognosene har enda ikke kommet opp med noen røde flagg.

I dette innlegget vil jeg presentere hvordan oljeprognosene fra EIA i sine IEOer (IEO, International Energy Outlook, publiseres normalt årlig på sensommeren eller tidlig høsten av US DOE EIA; US Department Of Energy, Energy Information Administration) i referansecasene for årene 2001 til 2006 har utviklet seg for verden, OECD og OPEC.

IEA (Det internasjonale energibyrået med hovedsete i Paris) sine prognoser presenteres i World Energy Outlook, og normalt er det små avvik mellom EIA og IEA sine prognoser.

I de fleste diagrammene i dette innlegget er ikke x-aksen nullskalert for å bedre synliggjøring.

MERK: Bakgrunnsdataene for diagrammene i dette innlegget er konsekvent hentet fra BP eller EIA for å unngå hybrider. Årsaken er at BP og EIA har litt ulike måter å rapportere data på, EIA rapporterer normalt all energi i væskeform og BP rapporterer normalt råolje, kondensat og NGL. Når det gjelder EIA IEO er det her konsekvent lagt til grunn referansecasene da det antas at disse i størst mulig grad representerer de normale forventningene. Å legge til grunn andre som høy og lav prognosene ville vise de samme trendene, men på andre nivå.

GLOBALE OLJEPROGNOSER

Figuren ovenfor viser utviklingen i globale oljeprognoser fra IEOene for perioden 2001 - 2006 og videre den historiske utviklingen (representert ved de grønne søylene) slik dette har blitt rapportert av EIA.

For 2010 venter IEO 2006 en økning i den globale oljeutvinningen på rundt 10 Mb/d (2 Ghawar (på max) eller 1,5 ganger Nordsjøen per 1999) over 2006 nivå.

Figuren illustrerer at med tiden har den globale oljekapasiteten blitt revidert ned, og nedjusteringen for de fire årene mellom IEO 2002 og IEO 2006 er over 10 % for år 2020. Videre viser figuren at nivået på 120 Mb/d som IEO 2002 spådde ville nås i 2020 er i IEO 2006 spådd vil nås i 2030.

Oljeprognoser (og andre energiprognoser) synes nå i voksende grad å ha blitt raske og bevegelige mål, eller mer volatile, som det heter i enkelte kretser.

Kan 2007 bli det året som innleder den historiske diskontinuiteten i global oljeutvinning?

OLJEPROGNOSER FOR OECD
Prognosene fra IEA for oljeutvinningen i OECD, vist i diagrammet ovenfor, har gjennom årene 2001 - 2006 vist en god ”samling” (som det heter med skytterterminologi), og det er verdt å merke seg at den ferskeste prognosen legger til grunn en svak vekst i oljeutvinningen for OECD mot 2030. I noen av de tidligere utgavene av IEO skimtes en topp i utvinningen av olje rundt 2015.

Diagrammet viser at de historiske utvinningsdataene (de grønne søylene) for OECD de siste årene nå trosser prognosene og søker nå åpenbart å leve sitt eget liv………..på et lavere nivå (vær oppmerksom på effektene fra Katrina og Rita som skaper noe ”clutter” for 2005 og 2006).

Oljeutvinningen fra OECD i 2006 ble omtrent 10 % lavere enn det som ble spådd i IEO 2006. Det at EIA i sin IEO 2006 ikke klarte å fange opp den nedadgående trenden for oljeutvinningen i OECD i sin ferskeste utgave av IEO……synes underlig.

Basert på ferske og hyppigere meldinger fra offisielle organer om utviklingen for oljeutvinningen i Nordsjøen og Nord Amerika inklusiv Mexico, som er de regionene der størstedelen av OECD sin oljeutvinning nå finner sted, vil jeg, Energimann, nå driste meg til å spå at oljeutvinningen innenfor OECD vil falle med ytterligere nærmere 4 Mb/d (dvs til rundt 18 Mb/d mot IEO 2006 sin prognose på 24 Mb/d) i 2010.

Under ellers like forhold vil dette (min prognose) innebære tilsvarende økt import (og mer ved fortsatt økonomisk vekst) fra land utenfor OECD, og lenger ned i innlegget vises det blant annet hvordan disse IEOene har ventet at OPEC ville øke oljeutvinningen.

Det blir interessant å følge med om EIA vil revidere sine prognoser for oljeutvinningen i OECD i fremtidige IEOer, og videre hvordan total global forsyning balanseres.

En ting er helt sikkert: Jeg, Energimann, og EIA IEO 2006 kan ikke begge ha rett samtidig om oljeutvinningen i OECD i 2010. Jeg er normalt forsiktig med å stikke hodet mitt for langt frem, men ved å se på reserveutviklingen innenfor OECD styrkes min tro på fortsatt fall i oljeutvinningen.

Diagrammet ovenfor, som er basert på BP Statistical Review 2006, viser utviklingen for reserver og oljeutvinning i OECD for årene 1980 - 2005. (Den observante leser vil registrere at BP rapporterer totalt lavere forsyning av energi i væskeform enn EIA, dette da BP ikke inkluderer etanol, metanol, oljesand, ”refinery gains” etc., forøvrig er trenden i utvinningen identiske mellom BP og EIA.) BP rapporterer om en topp i oljeutvinningen i OECD i 1997, omtrent samtidig med toppen i rapporterte reserver (jeg har foreløpig ikke funnet tilsvarende data fra EIA om OECD).

Diagrammet viser at rapporterte reserver i OECD har falt fra 100 Gb (Gb, Giga barrels; milliarder fat) i 2000 til rundt 80 Gb i 2005. Dette ga et R/P forhold på vel 11 ved årsslutt 2005. EIA IEO 2006 sin prognose legger til grunn vekst og en total akkumulert oljeutvinning på 135 Gb i OECD for perioden 2006 - 2020.

Det kan skje som kombinasjoner av økt utvinningsgrad og oppstart av nye funn, imidlertid gir utvinnings- og reserveutviklingen gjennom de siste 5 årene med bruk av de mest avanserte teknologiene liten støtte for å tro på det. De siste årene er det globalt funnet i gjennomsnitt 7 - 10 Gb mot et årlig forbruk på rundt 30 Gb. Om denne trenden fortsetter og alle funn ble utelukkende gjort i OECD land så fortoner fortsatt prognosen fra IEO 2006 seg som utfordrende.

For de fem årene 2001 - 2005 ble det utvunnet rundt 38 Gb i OECD, samtidig med at de rapporterte reservene ble redusert med rundt 20 Gb. Dette indikerer en såkalt reserveerstatningsrate (3R; Reserves Replacement Ratio) på rundt 47 % for denne femårsperioden. Med andre ord har oljeselskapene innen OECD i denne perioden klart å erstatte mindre enn halvparten av reservene som ble utvunnet. Det synes derfor nå klart at dersom den fallende oljeutvinningen i OECD skal kunne reverseres så må noe stort og gledelig skje med reservegrunnlaget i nær fremtid.

Diagrammet viser at OECD hadde en topp i påviste reserver (de grønne søylene plottet mot den primære y-aksen) gjennom 80-årene, og falt bratt fra 1997 til 1998 da Mexico ble pålagt å rapportere sine reserver etter SEC (US Security and Exchange Commission) retningslinjene, som en av betingelsene for å få lån fra sin store nabo i nord til blant annet å finansiere nitrogeninjeksjonen i Cantarell. BP sine data viser også en fallende trend i oljeutvinningen (gule sirkler) for OECD.

For kort å oppsummere; De siste årenes utvikling i oljeutvinning og reserver for OECD gir liten støtte for EIA IEO 2006 sin utvinningsprognose for OECD mot 2030.

OLJEPROGNOSER FOR OPEC

IEO 2002 la til grunn en ventet dobling av oljeutvinningen i OPEC til 2020. Som diagrammet ovenfor viser blir prognosen for oljeforsyningen fra OPEC med tiden revidert ned (med andre ord lavere vekst, men liten vekst er fortsatt vekst), og for de fire årene mellom IEO 2002 og IEO 2006 har prognosen for oljeleveranser fra OPEC for 2020 blitt revidert ned mer enn 25 %! (eller 3 Ghawar (på max) eller 2,5 ganger Nordsjøen per 1999).

Prognosene for OPEC viser at produksjonsnivået kontinuerlig nedjusteres og at byggingen av utvinningskapasitet stadig ventes å ta lengre tid. Prognosen fra IEO 2006 har en akkumulert utvinning fra OPEC på rundt 400 Gb for perioden 2006 - 2030, og ved slutten av 2005 var OPECs oljereserver vel 900 Gb ifølge åpne kilder.

Prognosen fra IEO 2002 la til grunn en utvinning på rundt 40 Mb/d i 2006 fra OPEC, fasiten ble rundt 34 Mb/d, og det er bred konsensus om at dette ble realisert ved at OPEC produserte for fullt.

Hva som er årsakene til nedjusteringene til IEOene er ikke fullt ut kjent; forventninger til lavere global økonomisk vekst? bedre utnyttelse av energi i oljen (energieffektivisering)? nye energikilder? eller en snikende realisering av hva som kreves av investeringer og fysiske betingelser for å nå prognosene?

Eller

Begynner myten om Midt Østens uuttømmelige oljereserver å møte virkeligheten?
Kan dette også skyldes effekter fra ”Twilight in the Desert”?

IEO 2006 venter en oljeutvinning på 40 Mb/d i 2010 fra OPEC (dette er før Angola ble medlem) mot omtrent 34 Mb/d rapportert for 2006, med andre ord en økning på 6 Mb/d.

Vent litt…..6 Mb/d var jo avviket mellom min og IEO 2006 sin prognose for OECD i 2010…….og Kina og andre økonomier ventes å øke sin import,…..så hvordan skal nå dette kunne balanseres?

Dersom OPEC ikke klarer å møte IEO prognosene vil nok fremtidige ”Call on OPEC” også inkludere hyppigere og mer høylydte anmodninger om å slippe til internasjonale oljeselskaper, IOC, (International Oil Companies) i årene fremover for å bedre veksten i den globale oljeutvinningen.


Denne korte gjennomgangen dokumenterer hvor raskt prognoser innen global oljeforsyning nå revideres, og innholdet burde være mer enn tankevekkende for beslutningstakere om å bevisstgjøre seg på disse fakta, og vurdere ubehaget med å innhente alternative utviklingsbaner for den globale oljeproduksjonen (og annen energiproduksjon) og hva rasjonale disse legger til grunn.

Mange beslutninger er fattet på bakgrunn av prognoser som allerede er utgått på dato, og det vil åpenbart være krevende i ettertid å skulle reversere eller justere disse beslutningene. Lite hint i etterkant; det er absolutt ingen garantier for at markedet med sin ”usynlige hånd” i fremtiden vil komme til unnsetning.

Prognoser som i nyere tid bokstavelig talt gikk ut på dato over natta var de som omhandlet naturgassutvinningen i USA. Det som skjer innen naturgassutvinningen i USA har mange prinsipielle likhetstrekk med det som vil skje med global oljeutvinning.

Prognosene og realitetene for naturgassutvinningen i USA kunne være et mulig tema for et fremtidig innlegg her på Kveldssong for hydrokarbonar.

Jeg har allerede laget et utkast til et fremtidig innlegg som viser hvordan prognosene fra EIA IEO 2001 – 2006 har truffet for enkelte land, deriblant Norge.

For de av leserne som ønsker å lese mer om offentlige oljeprognoser kan disse diskusjonsinnleggene være et sted å starte;

The Oil Drum Europe: "Lies, Damned Lies, and Government Oil Production Forecasts?"


Kveldssong for hydrokarbonar: SOKKELÅRET 2006 OG HUBBERTs "REVISITED"

…………
En skal ha respekt for at det å lage gode oljeprognoser er komplekse og krevende oppgaver med mange variable, men når en nå måler hvordan mange av de institusjonelle prognosene har utviklet seg over den siste 5 års perioden (Medium term), mot det som ble historiske fakta, virker det som at noen av disse prognosemakerne har behov for å sjekke terrenget hyppigere for å revidere kartet (prognosene), da de i realiteten nå kan ha lagt grunnlaget for å erodere egen institusjons troverdighet.

Dette kan etter hvert å få uoversiktlige konsekvenser for langt flere……….enn prognosemakerne.

……….
Etter dette kortfattede innlegget om den historiske utviklingen for noen oljeprognoser kunne det være interessant å høre om noen av leserne er, eller er i ferd med å bli, uhelbredelige avhengige av å innta store doser offisielle (energi)prognoser………..…for å sikre nattesøvnen?

KILDER:
[1] EIA IEO 2001 – 2006
[2] EIA International Petroleum Monthly
[3] BP Statistical Review 2006

11. mar. 2007

Vel møtt!



Eg tillet meg å drive litt reklame på bloggen:





Ein viss Hr. Hauso skal altså freiste å gje ei populær framstilling av problema i energiforsyninga som det vert sagt kan råke Nordhordaland. Det vert vidare hevda at desse vanskane er såpass vidtfemnande at dei også vil kunne merkast andre stadar på kloden. Ikkje småtteri med andre ord...


For dei faste lesarane av denne bloggen vil det neppe kome overraskingar på dette møtet, men kanskje du kjenner nokon som kunne trenge ei innføring i saksområdet?


Dersom du veit om nokon som er i "målgruppa"og oppheld seg på dei kantar av landet: Sprei bodskapen!


Som kjent ligg Frekhaug berre ein kort (bil)tur frå den mest sjarmerande (og nest største) byen i landet. Det er slutt på bompengane på Nordhordalandsbrua også, så her er det inga orsaking for ikkje å møte fram.


Då følgjer du berre kartet under, og så snakkast vi!

8. mar. 2007

NATURGASS I EUROPA OG NORD AMERIKA

Denne gangen har jeg igjen valgt å fokusere på naturgass. Bakgrunnen er at i diskusjoner om ”Peak Oil” og forventninger til utviklingen for energi i væskeform, blir ofte argumenter om naturgass og GTL trukket frem som kilder for substitusjon for olje. Det er selvfølgelig mulig i varierende grad å foreta substitusjoner mellom olje og naturgass.

Isolert sett er substitusjonsargumentet godt……….inntil det foretas en ”Reality Check” av utvinnings og reserveutviklingen for naturgass i industrialiserte regioner som Europa og Nord Amerika (Canada og USA), som nå står for 45 % av det globale forbruket av naturgass.

Hvert land eller region har en blanding av ulike energikilder i sin energiforsyning, ofte omtalt som energimix. Litt forenklet kan dette illustreres ved å beskrive det som at det eksisterer en arbeidsdeling mellom de ulike energikildene innenfor denne mixen. Oljen brukes primært for mobilitet (transport av personer og varer), mens energi fra andre kilder brukes blant annet for fremstilling av oljedrevne fremkomstmidler (biler, fly, båter etc.), eller til oppvarming og belysning (naturgass, elektrisitet fra kjerne og/eller vannkraft).

Utviklingen i naturgassutvinningen og hvordan denne nå synes å treffe i tid med ”Peak Oil” har i liten grad blitt berørt i de fleste åpne diskusjonsfora (om i noen i det hele tatt).

Olje som energikilde kan som sagt erstatte alle de andre energikildene, mens en substitusjon andre veien er (mildt sagt) mer begrenset (derfor omtales oljen i mange sammenhenger som Kongen blant energikildene). Med andre ord er en fremherskende oppfatning at dersom det blir mindre olje, er det nok av naturgass som kan overta mange av oppgavene til oljen.

Ofte oppleves det som at debattene fokuserer på olje og naturgass som separate, og at det i liten grad gjøres koblinger til at forsyningssituasjonen for disse må ses under ett. Utviklingen i olje og naturgassutvinningen for Europa og Nord Amerika vil fremover i økende grad påvirke hverandre gjensidig.

Det jeg forsøker å sette fokus på i dette innlegget er at mange fremherskende oppfatninger nå er i ferd med å få et brutalt møte med virkeligheten der utviklingen for naturgassutvinningen i Europa og Nord Amerika gradvis vil bidra til å øke etterspørselen etter olje………….for å substituere den fallende naturgassutvinningen.


NATURGASS I EUROPA OG NORD AMERIKA
Figuren ovenfor (som er ”lånt” fra The Oil Drum) viser historisk utvinning av naturgass for Europa og Nord Amerika frem til nå, og prognoser (utarbeidet av ASPO) til 2030.

Videre i dette innlegget vil jeg legge til grunn at historien vil vise at naturgassutvinningen i Europa og Nord Amerika i hovedsak følger ASPO sin prognose. Skulle dette fortsette, og så langt støtter historiske data profilene til ASPO, så vil dette få meget store konsekvenser og kan til og med komme til å stille ”Peak Oil” i skyggen (for en periode) fra effektene fra fallende naturgassutvinning.

Europa (inklusiv Norge) hadde sin topp i naturgassutvinningen i 2004 og Nord Amerika i 2001. Europa og Nord Amerika hadde vel 45 % av det globale naturgassforbruket i 2005.

Europa sin naturgassutvinning vil falle kontinuerlig og det kan nå virke som om naturgassforbruket i Europa vil oppleve det som krevende å opprettholde nivået fra 2005 mot 2010, selv med økt import fra Nord Afrika (Algerie), Russland og av LNG (Liquified Natural Gas; metangass nedkjølt til flytende form). Den fallende utvinningen i Europa (Norge sin økte utvinning bidrar til å dempe fallet) vil hardne konkurransen om naturgass i Europa i årene fremover.

Basert på de ferskeste publiserte offisielle historiske utvinningsdataene fra Danmark, Norge og Storbritannia synes prognosen til ASPO så langt å ”treffe” godt. For Europa vil det kontinuerlige fallet i naturgassutvinningen i økende grad kompenseres ved økt import fra mer fjerntliggende kilder. Nå synes en vekst i naturgassforbruket i Europa mot 2020 å kunne stå overfor store utfordringer for å kompensere for fall i egen utvinning og sikre forbruksvekst gjennom økt import.

LITT OM ENHETER

1 kubikkfot = 0,02832 kubikkmeter
1 Mcf = 1 000 kubikkfot = 28,32 kubikkmeter
1 Gcf = 1 000 000 000 eller mer vanlig 1 Bcf; Giga (Billion) cubic feet = 28,32 millioner (Mega) kubikkmeter; Mcm
1 Tcf = 1 000 000 000 000 = 28,32 milliarder (Giga) kubikkmeter; Gcm
Tcf; Trillion (Tera) cubic feet; billion kubikkfot;
……………

NATURGASSRESERVER

ASPO sine prognoser forutsetter noe reservevekst mot 2030, som for Europa synes rimelig, men som nå synes høy for Nord Amerika.

Europa (inklusive Norge) hadde reserver på vel 175 Tcf og et R/P (R/P; reserver dividert med årlig produksjon, som er lavere enn årlig forbruk, Kilde: BP SR 2006) forhold på vel 17 ved slutten av 2005, og ASPO sin prognose legger til grunn en akkumulert utvinning av 170 Tcf for perioden 2006 til 2030.

For Nord Amerika legger ASPO sin prognose til grunn en akkumulert utvinning av knappe 400 Tcf for perioden 2006 til 2030 mot påviste reserver på rundt 260 Tcf og et R/P forhold på under 10 ved slutten av 2005 (R/P; reserver dividert med årlig produksjon, som er lavere enn årlig forbruk, Kilde: BP SR 2006). Prognosen fra ASPO legger med andre ord til grunn en god reservevekst (nye funn og oppgraderinger av produserende funn) for naturgass i Nord Amerika i årene fremover.

USA er nettoimportør av naturgass hovedsakelig fra sin nabo i nord, Canada, som i 2005 var verdens nest største eksportør av naturgass etter Russland. Canada har også en fallend utvinning og har varslet om lavere eksport til sin nabo i sør.

Mexico er nettoimportør av naturgass (fra USA) noe som også forklarer hvorfor nitrogen ble valgt som injeksjonsmedium på oljefeltet Cantarell.

Naturgass utgjør nå rundt 25 % av det primære energiforbruket både innenfor EU (25) og i Nord Amerika.

NORD AMERIKA

Figuren ovenfor viser utviklingen i innenlandsk forsyning, netto import, totalt forbruk og nominell prisutvikling for naturgass i USA. EIA har så langt publisert data til og med november 2006, og disse viser en ubetydelig (mindre enn 1 %) oppgang i den totale forsyningen relativt samme periode for 2005 som skyldes effektene fra orkanene Katrina og Rita. I den siste tiden har naturgass blitt omsatt rundt $7,50/Mcf (rundt 1,60 - 1,70 NOK per standard kubikkmeter) på Henry Hub.

Lagertrekk og forventninger til forsyningsutviklingen gir nå grunn til å vente en høy naturgasspris i tiden fremover.

Dataene fra EIA viser at naturgassutvinningen hadde en topp i USA i 1973, og en ny sekundær topp i 2001.

I USA forbrukte den industrielle sektoren omtrent 8 Tcf (220 – 230 Gcm) naturgass i 2005, etter at denne har falt jevnt gjennom noen år. Årsaken til dette fallet ligger i at prisøkningene for naturgass gradvis førte til nedstengninger av industri som mistet sin konkurransekraft. ”Demand destruction” i praksis, og disse nedleggelsene rammer selvsagt en masse mennesker.

Det prognosen fra ASPO legger til grunn er et årlig fall i naturgassutvinningen for Nord Amerika på gjennomsnittlig rundt 7 % fra nå av. Dette er høyt og figuren viser et totalt fall på rundt 10 Tcf/år (250 - 300 Gcm/år)! fra 2006 til 2010 (til sammenlikning kan det nevnes at Norge i 2006 utvant knappe 90 Gcm). De fleste har neppe noe forhold til 10Tcf/år, så lenger ned i innlegget vil tallet bli forsøkt satt inn i et perspektiv.

En fallende naturgassutvinning i Nord Amerika vil erodere amerikansk industriell kapasitet, og dette vil påvirke utviklingen av BNP (Brutto Nasjonal Produkt) og den fremtidige evnen til å betjene handels og budsjettunderskudd.

Mange, blant annet Matt Simmons, har lenge snakket om at naturgassutvinningen i Nord Amerika snart vil kunne komme til ”å falle utfor stupet” eller utvikle seg til et fossefall.

Det finnes og er heller ikke under bygging LNG kapasitet på verdens basis som fullt ut kan dekke gapet i prognosen for den nordamerikanske gassforsyningen. I beste fall kan 10 % av det prognoserte gapet mot 2010 dekkes med LNG. Snøhvit vil ved oppstart denne høsten ha en kapasitet (som senere kan utvides) på rundt 0,2 Tcf/år, hvorav rundt halvparten nå er planlagt levert Nord Amerika.

Hvor kan resten komme fra?

10 Tcf/år naturgass tilsvarer vel 4,8 Mb/d med olje om det blir brukt energikonverteringer som anbefalt av BP.

Vil det være realistisk å substituere det prognoserte fallet i naturgassutvinningen for Nord Amerika til 2010 fullt ut med olje?……….Vi er som kjent nå i 2007.

Kull vil også være en reell mulighet til å erstatte noe av den naturgassbasert elektrisitetsproduksjonen, men i motsetning til olje krever kull teknologiske løsninger som har gjennomføringstider på 5 – 6 år.

Kjernekraftverk har lengre realiseringstider.

Hva vil konsekvensene av ASPO sine prognoser kunne bli?

Ovenfor ble det vist til at de industrielle brukerne i USA brukte rundt 8 Tcf med naturgass i 2005. Et årlig fall på 10 Tcf ville (isolert og noe forenklet) kunne bety en gradvis avvikling av industriell bruk av naturgass i USA mot 2010.

Prognosen illustrerer at naturgassprisene vil måtte bli gjenstand for kontinuerlig vekst for å presse ut tilstrekkelig forbruk for å balansere tilbud og etterspørsel. Dette er antatt først vil ramme de industrielle virksomhetene. Naturgass brukes i stor utstrekning til ”metallkoking” (aluminium og stålindustri) og til fremstilling av kunstgjødsel (Haber – Bosch) som jordbruket har en voksende avhengighet av for fremstilling av noe vi alle setter pris på………mat.

Kan det være at det nås et punkt i den nære fremtid der amerikansk kapasitet for metallfremstilling (og annen naturgassbasert industri) når en strategisk terskel der regjeringer (myndigheter) griper inn for å sikre tilstrekkelig innenlandsk kapasitet?

Naturgass brukes i stor utstrekning i Canada for utvinning av olje fra oljesanden. Det har lenge vært stilt spørsmål om hvordan en fallende naturgassutvinning vil kunne påvirke utvinningstempoet av oljesanden. Noen aktører har lansert planer om å bygge kjernekraftverk for å gjøre seg uavhengige av naturgassforsyningen. Dette kan tjene som illustrasjon på at den fallende naturgassutvinningen i Canada vil påvirke utvinningen fra oljesanden.

Prisen på naturgass kan i perioder og på energibasis blir dyrere enn olje. Dette vil skape incentiver for noen aktører til å skifte fra naturgass til oljebaserte produkter (fyringsolje eller andre destillater). Dette bidrar til økt oljeetterspørsel og prisøkninger.

Går naturgassprisen over oljeprisen på energibasis, så vil en del produsenter tjene mer penger på å selge noe NGL (Natural Gas Liquids) som naturgass enn som NGL. Da går væskeproduksjonen ned, og skaper ytterligere prispress mot energi i væskeform.

Begynner det nå å bli synlig hvorfor naturgass og oljeforsyningen i voksende grad nå må ses under et? Videre illustrerer dette at utviklingen i naturgassforsyningen i Nord Amerika også påvirker norsk økonomi ved å skape prispress mot olje som bidrar til økte inntekter for A/S Norge, bedret lønnsomhet av marginale felt med økt aktivitet etc..

Forbrukerne møter effektene ved drivstoffpumpen og etter hvert økte transportkostnader som også tas igjen i matbutikkene. Satsingen på bio etanol (med korn) skyter så fart med press mot kornprisene. Slik kunne det være mulig å ramse opp flere av effektene, men det finnes garantert også mange og vidtrekkende som det er vanskeligere å få øye på………..før de er der.

Noe som er mindre kjent er at naturgass i gjennomsnitt gir langt mer nyttig energi enn olje per fat oljeekvivalent. Med nyttig energi justeres det for den termodynamiske virkningsgraden ved forbrenningsprosessen for de ulike energikildene. En bilmotor utnytter i gjennomsnitt 15 - 20 % av den potensielle energien fra drivstoffet, mens for naturgass (avhengig av prosess) utnyttes i gjennomsnitt 60 - 70 % av den potensielle energien.

OPPSUMMERING

  • La det være klart at på global basis viser offentlig statistikk at det er store naturgassreserver, men det de færreste er oppmerksomme på er at det finnes regionale forskjeller og at det er og vil fortsette å utvikle seg naturgasskriser i noen av de regionene med det høyeste naturgassforbruket.
  • Utviklingen i naturgassforsyningen i noen av de største forbruksregionene synes nå å sammenfalle med ”Peak Oil”. Dette vil forsterke energikrisene (og kaskade effektene, som det som sagt er vanskelig å spå om) ved at forsyningen fra to av verdens viktigste energikilder starter å falle omtrent samtidig i noen av verdens største økonomier. Naturgassreservene som finnes i andre regioner er enda ikke utviklet til å kunne bidra til å erstatte det akselererende fallet i utvinningen hos noen av de største forbrukerne.
  • Argumentet om at naturgass vil kunne substituere olje i Europa og Nord Amerika kan snart vise seg å være en farlig illusjon.
  • Det spiler ingen rolle om energiforbruk utgjør 4 %, 9 % eller 22 % av et lands BNP (Brutto Nasjonal Produkt). Uten energi blir økonomien (BNP) en brøkdel av hva den er nå.

NOE ANNET

De siste dagene har det pågått flere tankevekkende og informative diskusjoner på THE OIL DRUM om årsakene til svingningene i Saudi Arabia sin oljeutvinning og den siste tidens fall.

I dag postet Stuart Staniford analysen og diskusjonsinnlegget "A nosedive into the desert" som jeg vil anbefale denne bloggens lesere å besøke og lese.

Har leserne synspunkter eller kommentarer de ønsker å dele?

Dette innlegget kommer også utenfor ”ruta” pga en intern ”backlog”.

KILDER:
[1] BP Statistical Review 2006
[2] EIA, Natural Gas

3. mar. 2007

VAR ”PEAK OIL” I 2005? (forts. 03)

Platts meldte følgende 28. februar;

”A draft US Government Accountability Office report finds that, though it is difficult to assess whether the world has reached "peak oil," a large number of experts surveyed for the report believe the world may have reached the peak for conventional petroleum supplies, said Representative Roscoe Bartlett, Republican-Maryland.”

Data for utvinningen i Saudi Arabia viser at denne har en sørlig kurs, og har falt med 8 % siste året samtidig med at et rekordhøyt antall rigger er i aktivitet.

Begge disse tingene kan være store, og dersom den globale trenden i oljeforsyningen drar sørover gjennom 2007, da er sannsynligheten stor for at vi har truffet isfjellet.

EIA IPM MARS 2007

Statistikkenheten i det amerikanske energidepartementets månedlige internasjonale petroleumsoversikt (Energy Information Administration, International Petroleum Monthly) ble publisert nå i mars og inkluderer data til og med desember 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, som blant annet CTL, GTL, etanol, metanol, biodiesel etc.) slik dette ble rapportert av EIA i mars 2007 for perioden januar 2001 til og med desember 2006.

Forsyningen av all energi i væskeform er plottet mot den primære y-aksen og mot den sekundære y-aksen er utviklingen i den daglige (handledager) nominelle oljeprisen (Brent spot) markert med små grå firkanter.

MERK: Den primære y-aksen er ikke nullskalert.

Diagrammet illustrerer godt den økende volatiliteten og nordlige trenden for oljeprisen, og det siste året har oljeprisen variert med omtrent $30/fat mellom topp og bunnotering. Dette skulle i seg selv avstedkomme spørsmål om de fundamentale årsakene til disse dramatiske svingningene. Legg merke til at det ikke har vært slike kraftige svingninger i oljeprisen i noen som helst av 12 måneders periodene siden 2001.

Siden forsyningen flatet ut har den nominelle oljeprisen bare med unntak beveget seg under $50/fat. Fredag 12. januar i år sluttet olje prisen rett under $50/fat, og nå, sju uker senere, har den lagt på seg rundt $12/fat.

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 utviklingen i total global forsyning.

OPEC besluttet å redusere utvinningen med 1,2 Mb/d fra 01. november 2006 og ytterligere 0,5 Mb/d fra 01. februar 2007, og blir reduksjonene effektive, vil effekten vises igjen gjennom økte lagertrekk hos importnasjonene og etter hvert fornyet press mot oljeprisen.

For hele 2006 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 24 kb/d (24 000 fat/dag) høyere (mindre enn 0,03 prosent) enn i 2005. (EIA og IEA forventet i 2005 at oljeforbruket (og forsyningen) ville vokse med 1,50 - 2,00 % i 2006 relativt 2005.)

Tallene fra EIA kan bli gjenstand for fremtidige revisjoner, men for alle praktiske formål har den globale oljeforsyningen vært flat gjennom de to siste årene.

Dataene viser nå at den globale forsyningen av all energi i væskeform hadde en topp i juli 2006 på 85,450 Mb/d (revidert ytterligere ned 0,021 Mb/d siden forrige rapport), og nest høyeste registrering (så langt) var for mai 2005 på 85,313 Mb/d. Mai 2005 er fortsatt den måneden, så langt, som viser en topp i totalutvinningen av råolje, kondensat og NGL.

Pr desember 2006 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 (74,15 Mb/d)

  • (NGL) DES 2006 (8,17 Mb/d)

  • (R + K + NGL) MAI 2005 (82,08 Mb/d)

  • ALL ENERGI I VÆSKEFORM JULI 2006 (85,45 Mb/d)

For hele 2006 var ( R + K + NGL ) 52 kb/d lavere enn i 2005. Selvfølgelig er ikke dette signifikant og vil enda ikke kunne rettferdiggjøre at endelige konklusjoner kan trekkes, men viser at den nedadgående trenden i forsyningen fortsetter.

Forsyningen av råolje og kondensat var 193 kb/d lavere for hele 2006 relativt 2005.

Så langt viser offisielle data fra EIA at den måneden med den nest høyeste råolje og kondensat utvinningen var desember 2005 med 74,12 Mb/d.

UTVINNINGEN AV NGL

For NGL (Natural Gas Liquids) viser dataene fra EIA at NGL hadde en ny topp i desember 2006.

Data for NGL utvinningen i Russland viser at denne har falt med rundt 10 % gjennom 2006 relativt 2005. Dette kan karakteriseres som et dramatisk fall.

Annen energi i væskeform hadde en foreløpig topp i august 2006 på 3,54 Mb/d som er 0,07 Mb/d over den forrige toppen fra juli 2006. I denne kategorien er blant annet etanol, metanol bio diesel inkludert, og som kjent har mange av disse energikildene en lavere energitetthet enn råolje og kondensat. Denne kategorien viser svak vekst, og det blir stadig stilt kritiske spørsmål, ikke minst av etisk karakter, ved å bruke mais og hvete for fremstilling av etanol. Videre viser mange beregninger at energigevinsten for fremstilling av etanol og metanol med bruk av korn i beste fall…….er svært usikker.

UTVINNINGEN I OPEC

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

For OPEC er det for R + K + NGL rapportert en nedgang på gjennomsnittlig 399 kb/d (eller vel 1 %) i 2006 relativt 2005.

OPEC hadde en foreløpig topp i september 2005 på 34,51 Mb/d (R + K + NGL), og pr desember 2006 er utvinningen redusert med 1,39 Mb/d.

SAUDI ARABIA


Diagrammet ovenfor viser utviklingen i olje, kondensat og NGL utvinningen for Saudi Arabia fra januar 2001 til desember 2006.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

Legg merke til den sterke økningen fra mai til juni i 2004 og videre at den rapporterte utvinningen begynte å falle mens prisene var rekordhøye i august 2006.

Fallraten(e) har overasket både i og utenfor oljemiljøet, og det burde være et tankekors at denne kan by på ubehagelige overraskelser for den globale oljeutvinningen i nær fremtid.

LITEN OPPDATERING 06. MARS 2007

LITT MER OM SAUDI ARABIA


Signaturen syklist som er en av de eksklusive leserne som jevnlig kommenterer på denne bloggen har kommet med en rekke gode kommentarer gjennom lengre tid. Hans/hennes gode kommentarer til dette innlegget resulterte i at jeg her kommer med noe tilleggsinformasjon.

Når det gjelder Saudi Arabia kan det være at mange av leserne verken har lest boken ”Twilight in the Desert” av Matthew R. Simmons eller er kjent med den historiske utviklingen i oljeutvinningen i Saudi Arabia.

Derfor har jeg lagt inn diagrammet nedenfor basert på data fra BP Statistical Review 2006 som viser oljeutvinningen for Saudi Arabia for perioden 1965 til 2005.


Diagrammet illustrerer veksten i utvinningen i Saudi Arabia fra sent på 60-tallet og tidlig på 70-tallet. Det som har fanget interessen til mange analytikere er det bratte fallet i utvinningen som startet i 1982, og der utvinningen ikke tok seg opp igjen før midt på 80-tallet. Fra 1981 til 1983 falt utvinningen med 5,3 millioner fat for dagen eller mer enn 50 %.

Dette skjedde i en periode der OPEC mistet markedsandeler på grunn av blant annet den voksende utvinningen fra Nordsjøen, Prudhoe Bay (Alaska) og Sibir og en global resesjon. OPEC reduserte utvinningen i forsøk på å støtte prisen og Saudi Arabia reduserte relativt mer enn de øvrige OPEC medlemmene.

Det er årsaken(e) til fallet i oljeutvinningen i Saudi Arabia tidlig på 80-tallet som har vært gjenstand for mye debatt i mange fagfora, og kommentaren(e) til syklist lanserer mulige og gode forklaringer.

OLJEPRISEN

Dersom mønstret for de siste årene i USA skulle gjenta seg i år, skulle dette innebære at importen igjen skulle begynne å vokse omtrent nå, og da også lagrene for å bygge en større buffer før ”driving season”.

Dette har fortsatt ikke skjedd, noe som begynner å få meg til å tro at en forsinket budkrig kan komme ultimo mars og gi kraftigere utslag i år enn tidligere år. Det som vil forsterke presset mot oljeprisen er forventingene om fortsatt fall i forsyningene på grunn av OPEC kutt og i hovedsak fallende utvinning i den øvrige verden.

OPPSUMMERING

Den kontinuerlige og detaljerte gjennomgangen av de ferske dataene fra EIA forsterker inntrykket av muligheten for at ”Peak Oil” var i 2005 og nå har både Deffeyes og Simmons sagt klart og tydelig fra.


  • Den globale forsyningen av all energi i væskeform viser fortsatt stagnasjon.

  • Veksten fra de landene (Angola (OPEC medlem fra februar 2007), Brasil og Canada), som så langt har stått for mye av veksten, svekkes fortsatt.

  • Oljeforsyningen fra OPEC har vist en fallende trend gjennom det siste året.

  • 2007 starter med kutt i leveransene fra OPEC (1,2 Mb/d), og allerede ytterligere kutt (0,5 Mb/d) innenfor OPEC er vedtatt med virkning fra 01. februar 2007.

Har leserne gjort observasjoner de ønsker å dele med andre?

Dette innlegget kommer utenfor ”ruta” siden jeg har andre som ligger på vent.

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

KILDER:

[1] EIA INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, MARCH 2007
[2] EIA STEO, FEBRUARY 2006