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

4 kommentarer:

Anonym sa...

interessant nok er Oslo på topp viss du søker etter dette.

Anonym sa...

Jeg mener å ha sett at det er en frykt blant investorene innen gassmarkedet for et "gassoverskudd" i Nord-Europa rundt 2012. Dette skulle da skyldes økt rørledningskapasitet fra Russland. Har energimann noen synspunkter på om dette er reelt?

Energimann sa...

La meg først si at jeg er ingen ekspert på russisk naturgass, men mener at jeg har bedre oversikt enn de fleste gjennom diskusjoner med likesinnede som også følger utviklingen for naturgass i Russland og Gazprom. Jeg postet et innlegg tidligere her på bloggen som viste utviklingen i Gazprom sin prognose mot 2020/2030, og den viser liten vekst i Gazprom sin gassutvinning mot 2010. Gazprom har nå omtrent 85 % av den russiske naturgassproduksjonen og monopol på eksport av all russisk naturgass.

En rørledning (eller mottaksanlegg for LNG) er isolert sett ingen garanti for at gassforsyningen vil øke.

RUSSLAND
Gjennom det siste året har det kommet stadig hyppigere meldinger om en stram forsyningssituasjon innen energisektoren i Russland. Dette har medført at i noen tilfeller har myndighetene oppfordret elektrisitetsprodusenter om å bruke oljebaserte produkter istedenfor naturgass. (Dette bør ikke være noe problem da enkelte kraftverk dreven med gassturbiner kan veksle mellom naturgass og destillater.)

Det har også versert meldinger om at Gazprom har sett på muligheten for å investere i kull eller kjernekraftverk for å frigjøre naturgass som nå brukes til el-produksjon.

Gazprom er også under kritikk fra enkelte russiske politikere for ikke å investere tilstrekkelig i utvinning og transportkapasitet i Russland, men å prioritere å kjøpe seg inn i naturgassrelaterte (rørledninger, distribusjon, forsøk på oppkjøp av britiske CENTRICA etc.) anlegg i EU

Vider er naturgassforsyning i Russland kompleks pga at bla Gazprom kjøper naturgass fra randstater som Turkmenistan, Usbekistan etc., noe som gjør det til en krevende jobb å skaffe en god oversikt (gjennom åpne kilder) over utviklingen i Russlands egen gassforsyning.

Jeg har sett flere rapporter som viser en fallende naturgassutvinning i Russland for årene fremover ettersom de største feltene tømmes. Dette behøver ikke være noen garanti for en svekkelse av eksporten til kunder utenfor Russland.

Vider kan en av drivkreften for prisøkningene på naturgass i randstatene være et forsøk på å dempe forbruket der for å øke eksporten til mer likvide markeder.

NORD AFRIKA

Det vil nok komme mer naturgass fra Nord Afrika (Algerie og Libya) til Italia og Spania.

VEST EUROPA

Vest Europa vil, selv om Norge øker sine leveranser, ha en fallende utvinning i årene fremover.

LNG

Det vil bli en økning i LNG importen til Vest Europa, men basert på nåværende kapasitet og kapasitet under utvikling og økende konkurranse fra det nord amerikanske markedet, et det ikke mye som tyder på at LNG skipene vil behøve å vente lenge for å få losset.

HVA JEG MENER?

Jeg har problemer med å være enig med analytikere som hevder at det vil bli et naturgassoverskudd i Europa mot 2012. Andre vil kanskje lese andre ting ut av de samme dataene, men jeg fastholder min oppfatning av at naturgassmarkedet i Vest Europa gradvis vil bli strammere i årene fremover.

elgisolnedgang sa...

Dersom ein let EU og Russland sine forsøk på å få sugerøra sine, Nabucco og Blue Stream, i dei sentralasiatiske gasskjeldene vere ein peikepinn, er det lite som tyder på at overproduksjon skal verte eit nemnande problem.

Les meir her:

http://www.iht.com/articles/2007/03/21/news/letter.php

Legg inn en kommentar