19. aug. 2007

NORGE HADDE ”PEAK HYDROCARBONS” I 2004

De fleste av leserne har vel avsluttet sommerferien og noen har vel fått med seg at midt i den travleste agurktiden har oppmerksomheten omkring og erkjennelsen av ”Peak Oil” fått noe spalteplass i media. Dette takket være IEA sin Medium Term Oil Market Report (MTOMR), publisert i første halvdel av juli, og NPC (National Petroleum Council) sin rapport ”Facing the Hard Truths about Energy” fra 18. Juli 2007.

I dette innlegget vil jeg presentere litt mer om den historiske utvinningen av hydrokarboner fra norsk sokkel og utsiktene noen år fremover slik noen autoritative kilder og jeg nå ser det.

Figuren ovenfor viser utviklingen i naturgassutvinningen fra norsk sokkel uttrykt i MSm3/d (MSm3/d; millioner standard kubikkmeter for dagen) splittet på Gullfaks Sør, Sleipnerområdet, Troll og øvrige felt på norsk sokkel. Gullfaks Sør og Sleipnerområdet har gjennom noe tid stått for omtrent 20 %, eller 17 - 18 GSm3/år (GSm3; Giga, milliarder standard kubikkmeter) av de totale norske naturgassleveransene. Figuren illustrerer at den norske naturgassutvinningen (her antatt å være naturgass levert fra produksjonsinnretningene og til mottaksanlegg og/eller kjøpere) har økt med 50 % gjennom de siste 5 årene.

De gjengitte volumene er gjennomsnittlig daglige basert på månedsdata slik disse er rapportert av OD. Det er med andre ord svingninger av de viste feltvise naturgassleveransene i begge retninger på daglig basis.

Pr 1. juli 2007 og med utgangspunkt i OD sitt ressursregnskap for 2006, OD sine data for gassutvinningen fom perioden juli 2006 tom juni 2007 hadde Sleipnerområdet pr 1. juli 2007 (som omfatter Gungne, Loke og Sleipner vest og øst) en R/P på 4,1 (Reserver dividert med Produksjon). For Gullfaks Sør var R/P på 6,1 pr. 1. juli 2007 (med samme datakilder og metoder som for Sleipnerområdet). Dette indikerer at utvinningen fra Sleipnerområdet vil starte et bratt fall i nær fremtid, og det samme kan ventes for Gullfaks Sør et par år senere.

Med andre ord vil mye av den nye kapasiteten som Ormen Lange (oppgitt årlig platåkapasitet på 16 GSm3) bringer inn gå med til å kompensere for det ventede fallet i utvinningen fra Gullfaks Sør og Sleipnerområdet. Dette er bedre illustrert i en figur lenger ned i innlegget.

Figuren ovenfor illustrerer også hvordan (hovedsakelig) Troll nå fungerer som svingprodusent for å møte de sesongmessige og daglige variasjonene i norske naturgass leveranser.

Det siste året har veksten i de norske naturgassleveransene vært beskjeden.

De øvrige feltene (dvs eksklusive Ormen Lange, Troll, Snøhvit, Sleipnerområdet og Gullfaks Sør) leverte omtrent 40 GSm3 i 2006, og hadde estimerte gjenværende utvinnbare reserver på 535 GSm3 ved årsslutt 2006, noe som gir disse feltene en kollektiv R/P på 13 - 14. Siden det er store variasjoner i blant annet R/P for disse feltene, er det nå lite som tyder på at disse feltene kollektivt kan bidra til en bærekraftig vekst i naturgassutvinningen fra norsk sokkel.

Dette indikerer nå at feltene med dominerende naturgassutvinning på norsk sokkel etter 2020 vil være Ormen Lange, Snøhvit og Troll.

Sokkelåret 2006 og Hubberts revisited har en figur som viser utviklingen i ODs prognoser for oljeutvinningen sammen med en prognose utarbeidet med Hubberts metode. Figuren (i innlegget) illustrerer den betydelige nedjusteringen i OD sine utvinningsprognoser fra 2006 til 2007.

IEA hadde i sin Medium Term Oil Market Report fra tidlig i juli i år innført en pålitelighets faktor (reliability factor) i sine prognoser for blant annet oljeutvinningen fra norsk sokkel. På side 40 i nevnte MTOMR har IEA nå en prognose på 2,05 Mb/d (råolje, kondensat og NGL) fra norsk sokkel i 2012. Denne harmonerer godt med OD sin prognose fra sist vinter.

EIA i sin International Energy Outlook (IEO) 2007 erkjenner svakt at den norske oljeutvinningen passerte toppen i 2001, og venter at den norske oljeutvinningen vil falle til 1,4 Mb/d i 2030 (side 32 i IEO2007). Det ville være hyggelig om det viste seg å bli tilfelle, men det er ingenting i utvinningsutvikling og reservegrunnlag for norsk sokkel som nå gir støtte for en slik optimisme.


Diagrammet ovenfor viser utviklingen i den rapporterte totale utvinningen av petroleum fra norsk sokkel for perioden januar 2002 til juni 2007 etter de 4 klassene som OD bruker. I diagrammet er det også vist aritmetisk gjennomsnitt for de enkelte år med sirkelindikatorer forbunden med linje.

Diagrammet viser at total norsk petroleumsutvinning hadde en topp i 2004 med 4,537 MBOE/d (millioner fat oljeekvivalenter pr dag). Gjennomsnitt hittil i 2007 er 4,142 MBOE/d, og siden dette er basert på første halvår av 2007 er det liten grunn til å vente store endringer for hele 2007 da andre halvår i grove trekk er en avspeilning av første halvår.

Den totale norske petroleumsutvinningen har med andre ord nå falt med omtrent 0,40 MBOE/d siden toppen i 2004.


OD sin utvinningsprognose for råolje (fra OD presentasjonen Sokkelåret 2006 fra 5. jan i år) viser et fall på 0,18 Mb/d (eller MBOE/d) mellom 2007 og 2011.

Med andre skulle en ny topp i total petroleumsutvinning fra norsk sokkel komme i 2011 gjennom økt naturgassutvinning, måtte naturgassutvinningen øke med mer enn 0,58 MBOE/d over 2007 nivå, om OD sin oljeprognose legges til grunn.


For ordens skyld så er det ingenting i utvinningsutviklingen og reservegrunnlaget for kondensat og NGL som gir støtte for bidrag til en vekst i utvinningen fra disse petroleumsklassene.

0,58 MBOE/d tilsvarer omtrent 35 GSm/år med naturgass.

OD sine data viser at i 2006 ble det utvunnet og levert omtrent 88 GSm3. En senere topp (i total norsk petroleumsutvinning) enn 2011 vil med fallende oljeutvinning kreve innfasing av større naturgassvolumer enn de 35 GSm3/år som oppgitt ovenfor.


Oppstart av Ormen Lange, gassfase fra Njord og Statfjord og Snøhvit LNG i høst, Alve, Gjøa høsten 2010, vil bringe inn ny årlig total kapasitet på 28 - 30 GSm3 frem mot 2010/2011. Idun og Skarv (på Haltenbanken) som er til utredning ventes nå å komme i utvinning i første halvdel av neste tiår.
Eierne av Trollfeltet studerer nå en videreutvikling med mål om oppstart i 2012.

Med dette (inklusiv Troll videreutvikling, nå oppgitt til å kunne bli 10 GSm3/år) kan det nå synes som at toppen i den norske naturgassutvinningen vil komme i 2013/2014 og nå et årlig nivå på mellom 115 og 120 GSm3. Dette utgjør en nettovekst på omtrent 30 GSm3 i naturgassleveransene over nivået fra 2006.


Naturgass gir nå en bruttoinntekt som er omtrent to tredjedeler av olje pr fat oljeekvivalent.

Med OD sin utvinningsprognose for olje, nye felt (alle petroleumsklasser) som kommer i utvinning, kunne det se ut som om at total norsk petroleumsutvinning ville bevege seg langs et platå mot 2011/2012.Imidlertid som beskrevet lenger opp i dette innlegget tyder mye på et forestående bratt fall fra to av de feltene (Gullfaks Sør og Sleipnerområdet) som nå bidrar med omtrent 20 % av de norske naturgassleveransene, derfor vil mye av den nye kapasiteten bidra til å kompensere for fallet i utvinningen fra de modne feltene. Innfasingen av nye (gass) felt vil bidra til fortsatt vekst i naturgassleveransene og dempe fallet i den totale petroleumsutvinningen fra norsk sokkel.



Diagrammet overfor viser den historiske utviklingen i naturgassutvinningen fra norsk sokkel, og en feltvis prognose til 2016 utarbeidet av forfatteren basert på historiske utvinningsdata og data på gjenværende utvinnbare reserver for de enkelte felt fra OD ved årsslutt 2006. Prognosen omfatter alle produserende og sanksjonerte felt ved utgangen av 2006, og viser at toppen av naturgassutvinningen ventes i 2010/2011 på 110 – 112 GSm3/år.

Med Idun og Skarv og ikke minst Troll videreutvikling, vil toppen i naturgassutvinningen kunne ventes i 2013/2014 og nå et nivå på 115 - 120 GSm3/år. Diagrammet illustrerer blant annet også fallet i utvinningen fra Gullfaks Sør, Kvitebjørn og Sleipnerområdet og at de nye feltene ikke klarer å kompensere for fallet i utvinningen fra disse feltene fra tidlig i neste tiår.

Analysen ovenfor viser at det nå er meget utfordrende å etablere et bærekraftig leveransenivå på over 110 GSm3/år med naturgass fra norsk sokkel etter 2015.

OPPSUMMERING

Dersom OD sin prognose for råoljeutvinningen treffer rimelig godt, er R/P for norsk råolje estimert å bli rundt 4 ved årsslutt 2011. Dette inkluderer effektene fra noe reservevekst og beslutninger om utbygging av funn. En R/P på rundt 4 indikerer et forestående bratt fall i utvinningen. Imidlertid viser utvinningsutviklingen så langt fortsatt en høy underliggende fallrate for de modne feltene, noe som nå (sammen med estimatet for R/P utviklingen) får OD sin utvinningsprognose for olje mot 2011 til å virke optimistisk (mildt sagt).

For 2011 har OD i sin prognose fra i vinter en forventning om en utvinning på 2,05 Mb/d råolje fra norsk sokkel. En prognose utarbeidet med Hubberts metode gir 1,53 Mb/d (råolje) fra norsk sokkel i 2011.

Med andre ord er det nå et gap på 0,52 Mb/d for 2011 mellom disse to prognosene.

Skulle igjen prognosen med Hubberts metode vise seg å bli mest forventningsrett, så er det definitivt ingen grunn til å vente en ny fremtidig topp i total norsk petroleumsutvinning. Da burde andre enn noen ”halvlurvete” bloggere begynne å stille alvorlige spørsmål om OD sin metodikk for utarbeidelse av utvinningsprognoser.

IEA har med introduksjonen av en ”reliability factor” startet noe forsiktig, men utviklingen i reserver og utvinning tyder nå på at IEA fortsatt kan vise seg å være for optimistisk(e).

For ordens skyld, prognosen med Hubberts metode og samme forutsetninger om reservevekst og utvinning fra funn som i estimatene for OD, gir en estimert R/P på mellom 5 og 6 ved årsslutt 2011. Dette synes å reflektere en mer realistisk utvikling i R/P forholdet enn den som er estimert med OD sin prognose.

Veksten i oljeutvinningen i 2008 fra nye felt og felt som nå bygger til platå, er av forfatteren beregnet å bli 60 000 fat/d over 2007 nivå. Dette er estimert vil begrense fallet i oljeutvinningen fra norsk sokkel i 2008 til 170 000 fat/dag relativt i år. OD sin prognose reflekterer nå flat oljeutvinning for 2007 og 2008.

Noe av formålet med dette innlegget er å dokumentere og sannsynliggjøre utviklingen i den totale petroleumsutvinningen fra norsk sokkel. For å oppsummere med utsagnet i overskriften, så er det nå ingenting i dataene for utviklingen i utvinningen av hydrokarboner og estimerte gjenværende utvinnbare reserver på norsk sokkel som gir støtte for at det vil komme en ny topp i total petroleumsutvinning fra norsk sokkel i neste tiår…….eller senere.

Fra Norges glansdager er over i dn.no 02.08.2007 etter at nettutgaven av det svenske Dagens Industri skrev om fremtidig petroleumsutvinning er følgende replikk hentet fra en representant for Oljedirektoratet;

”- I midten av neste tiår kommer Norge til å bli et gassland. Gassproduksjonen kommer da til å være større enn oljeproduksjonen. Økningen av gass mer enn kompenserer for bortfallet av olje. Den samlede produksjonen øker og når sin topp rundt 2015, sier Agnar Dragvik i Oljedirektoratet til di.se”.

Det at gassutvinningen fortsatt vil vokse og med tiden blir dominerende i den norske petroleumsutvinningen er det vanskelig å være uenig i, men ellers, og sett i lys av hva som er dokumentert ovenfor i dette innlegget, synes uttalelsen fra OD sin representant mest å være ment for å demme opp for eventuell svensk skadefro over utviklingen i total petroleumsutvinning fra norsk sokkel.

Mer om norske prognoser her.

Har leserne observasjoner de ønsker å dele?

KILDER:
[1] EIA; SHORT TERM ENERGY OUTLOOK (STEO) AUG 2007
[2] EIA; INTERNATIONAL ENERGY OUTLOOK (IEO) 2007, MAY 2007
[3] IEA; MEDIUM TERM OIL MARKET REPORT, JULY 2007
[4] NPC; FACING THE HARD TRUTHS ABOUT ENERGY, JULY 18 2007
[5] OD; MÅNEDLIGE FELTVISE UTVINNINGSDATA PR AUGUST 2007
[6] OD; RESSURSREGNSKAP NORSK SOKKEL PR. 31.12. 2006
[7] OD; PRESENTASJONEN ”SOKKELÅRET 2006”, 05. JAN 2007

2 kommentarer:

Anonym sa...

I lys av framtidsutsiktene for gassmarknaden i Europa hadde det vore interessant å sjå ein kommentar til planane om multi-milliard-investeringa som er planlagd for å auke gasseksportraten frå Trollfeltet til UK (Plattform-ombygging, ny rørledning). Det vil forkorte 'levetida til feltet. Kan det gå ut over oljeproduksjonen? Er det nasjonaløkonomisk fornuftig?

Mriswith sa...

Det slår meg at dei (over)optimistiske anslaga til OD for naturgassutvinninga allereie har fått politikarar til gjere suboptimale vedtak med hensyn til infrastrukturutbygging. Eg tenker her på gassrøret til Grenland (vidare til Sverige, Danmark og Polen). Men ikkje nok med det! Sist Stoltenberg var nede i Europa, vart han sjølvsagt sjarmert og lovde: Nytt gassrør til kontinentet!

Viss ein vidare ser på norsk politikk med å pumpe opp olja og gassen fortast mogleg og selje den mens prisane er lave, kan ein undre seg på om dette er rasjonelt.
*Det er opplagt at denne politikken gjer Norge populær internasjonalt.
*Det kan også argumenterast for at vi bør bygge opp om våre allierte i NATO og OECD gjennom å forsyne dei med billig og sikker energi.
*Men kan ikkje ei energiforsyning som ikkje er bærekraftig værke kontraproduktivt i forhold til dei to argumenta ovanfor? Dersom denne ikkje-bærekraftige energiforsyninga fører til at våre allierte byggjer opp ikkje-bærekraftig infrastruktur og blir ustabile når den ikkje-bærekraftige energiforsyninga tar slutt, vil målet om framtidig militær og økonomisk sikkerhet vere uoppnådd.

Med hensyn til norske politikarar og suboptimale vedtak på energiinfrastrukturområdet, vil eg gå så langt som å kritisere både statsministeren og energiministeren for energianalfabetisme.
Ein politikar som derimot ser ut til å ha skjønt eitt og anna om energi, er utanriksminister Jonas Gahr Støre. For meg er det opplagt at Støre ønskjer å bruke Norges gode omdømme som påliteleg energileverandør for å sikre norsk herredømme over størst mogleg område i nord.

Legg inn en kommentar