BITUMEN, TJÆRESAND (OLJESAND)

Overskriften beskriver hva enkelte oljeselskaper nå betrakter som det neste nye. Skifte fra å lete etter olje til oppkjøp av selskaper med rettigheter til utvinning fra tjæresanden i blant annet Athabasca i Canada. Dette burde være et sterkt signal om hva forventninger en del aktører nå har til fortsatt leting etter olje.

Tjæresanden er en blanding av bitumen, sand og leire som er energikrevende å utvinne. Ulike kilder opererer med en EROEI (Energy Returned On Energy Invested) på 3 - 5 for utvinning fra tjæresandene (med andre ord det kreves 1 energienhet for å få 3 - 5 energienheter tilbake).

NATURGASS I CANADA

Figuren ovenfor viser utviklingen i innenlandsk forbruk av naturgass i Canada og eksport for årene 1970 til 2005 (plottet mot primær y-akse). Den sekundære y-aksen viser utviklingen i gjenværende utvinnbare naturgassreserver for Canada fra 1980 til 2005 i billioner kubikkmeter, og dokumenterer at naturgassreservene ikke blir erstattet i samme tempo som de tappes ned.

Canada var verdens tredje største produsent av naturgass i 2005 med 185 GSm3 (GSm3; milliarder standard kubikkmeter) etter Russland og USA og eksporterer nå omtrent halvparten til sin nabo i sør.

Canada sine gjenværende påviste naturgassreserver var 1 593 GSm3 (omtrent to tredjedeler av Norges naturgassreserver) og R/P var 8,6 ved slutten av 2005, og Canada sin naturgassutvinning hadde en topp i 2002 og har siden falt og ventes fortsatt å falle. I den siste tiden har det fra et voksende mindretall blitt stilt spørsmål om Canada nå burde prioritere å sikre egen energiforsyning for å unngå ”å fryse i mørket” en gang i den nære fremtid.

Nylig ble flere leterigger for naturgass flyttet fra Canada til naboen i sør, noe som kan gi en indikasjon på at det nå er få lønnsomme prospekter igjen å bore opp.

ENERGIBEHOV VED UTVINNING FRA TJÆRESAND

Utvinningen fra tjæresanden foregår nå etter to prinsipielle metoder, åpent dagbrudd og SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage; prosessen innebærer at damp ledes gjennom brønner inn i tjæresanden og gjør denne flytende), som kan utvinne omtrent 50 % av det opprinnelig tilstedeværende bitumen.

De fleste referanser oppgir at det kreves omtrent 1 000 kubikkfot (28 - 30 kubikkmeter) naturgass for å utvinne et fat med tjæresand.

Om alle SAGD prosjektene nå under planlegging skulle bruke naturgass ville dette kreve omtrent 30 milliarder kubikkmeter årlig i 2015.

Matt Simmons har omtalt bruken av naturgass til utvinning av tjæresand som ”Turning Gold into Lead” (omdanne gull til bly).

Det vurderes nå å bruke kjernekraft til å erstatte naturgass for utvinning av bitumen, og noen planer legger nå til grunn oppstart av disse i 2016/2017. Hva som ikke fremkommer klart er hvem som vil investere i disse kjernekraftverkene.

Vil det være eierne av bitumenforekomstene, eller vil det være andre selskaper? I tilfelle med andre selskaper vil nok disse ikke sanksjonere investeringer uten at de har tilstrekkelige langsiktige kontrakter til å rettferdiggjøre oppstart av bygging.

Ifølge en representant for Energy Alberta Corporation kreves det 4,4 GW elektrisitet for å utvinne 1 Mb/d, med andre ord kreves det 0,9 GW for 0,2 Mb/d. Om kjernekraft fullstendig skulle erstatte naturgass for utvinning av 3 Mb/d med bitumen ville det kreve 6 kjernekraftverk på 2,2 GW.

Det er nå under bygging 30 kjernekraftverk globalt, og mange av disse har erfart forsinkelser og voksende investeringer.

Til kjernekraftverk trengs Uran som i 2001 kostet USD7/pund (1 pund =0,4536 kg) og er nå oppe i USD120/pund. Økt energietterspørsel og klimagasshensyn har ført til en sterk fornyet interesse for kjernekraftverk som også har påvirket prisene på Uran. En del røster stiller nå spørsmål om det vil være tilstrekkelig Uran til å dekke behovet til eksisterende, planlagte og/eller kjernekraftverk under bygging.

Et annet alternativ er å hente energien til tjæresandutvinningen fra utvunnet bitumen.

KVALIFISERT ARBEIDSKRAFT

Aktivitetene rundt Fort McMurray krever et voksende antall med kvalifiserte mennesker og beliggenheten har medført en sterk vekst i lønningene for å sikre dette. En fortsatt vekst i aktivitetene i området vil nok bidra til ytterligere lønnspress.

FERSKVANN

En studie gjennomført i samarbeide mellom universitetene i Toronto og Alberta fant at det ikke ville være tilstrekkelig ferskvann tilgjengelig for den voksende utvinningen av tjæresand og samtidig bevare et tilfredstillende vannivå i elven Athabasca gjennom hele året. Utvinningen av tjæresand krever to til fire fat ferskvann for hvert fat utvunnet tjæresand. Med SAGD brukes ferskvannet til dampgenerering.

Vannføringen i Athabasca har i følge forskere blitt redusert de siste årene på grunn av klimaendringer.

ØKONOMI

Det franske oljeselskapet TOTAL kjøpte Deer Creek Energy i 2005 (for USD/CAD?1,7 milliarder) og planla utvinning fra 2010 og i fjor ble dette skjøvet til 2012/2013. Det er ventet at TOTAL vil investere USD15 milliarder over de neste årene for anlegg for utvinning og oppgradering av 0,2 Mb/d med tjæresand.

En pris på USD2 milliarder for et selskap med rettigheter til påviste reserver på 2,2 milliarder fat med et utvinningsprofil oppgitt til 0,1 Mb/d i 2015 voksende til 0,2 Mb/d i 2020 gir en oppkjøpspris på USD4 - 5/fat ved 7 % diskontering.

Riktignok vil en udiskontert pris for disse reservene være rundt USD1/fat, men skal det være god forretning legges det normalt til grunn en diskontering av den fremtidige inntekts og utgiftsstrømmen. 7% reflekterer forutsibare forhold, og det er sjelden at oljeselskaper legger til grunn en lavere diskonteringssats. En høyere diskonteringssats vil resultere i en høyere oppkjøpspris for hvert fat.

Ulike kilder oppgir de spesifikke investeringene i anlegg for utvinning fra tjæresand til å være USD100 - 120 000 USD/fat/dag, dette tilsvarer rundt USD20 - 24 milliarder for anlegg med en kapasitet på 0,2 Mb/d.

Ved 7 % diskontering utgjør dette en enhetskostnad på 45 - 50 USD/fat.

Ulike kilder oppgir at utvinning av et fat fra tjæresanden krever rundt 1 000 kubikkfot (Mscf) naturgass som nå omsettes til rundt USD8/Mscf på Henry Hub. Naturgassprisene i Nord Amerika ventes fortsatt å vise sterk vekst i årene fremover.

Før øvrige kostnader til drift, administrasjon, transport, forsikringer, kapitalkostnader etc. synes utvinningen fra tjæresand (med data og forutsetninger brukt her) å gi prosjektøkonomisk lønnsomhet ved en oljepris over USD 60 - 70/fat ved 7 % diskontering. Den lave diskonteringssatsen (7 %) kan rettferdiggjøres på grunn av gode og forutsigbare forhold for investeringer i Canada. En høyere diskonteringssats (som gjenspeiler en høyere risiko) ville resultert i en høyere enhetspris for lønnsomhet.

Andre publiserte og ikke verifiserte estimater for SAGD oppgir USD80/fat for tilfredstillende lønnsomhet.

Uansett synes satsingen på utvinningen fra tjæresanden i Canada å indikere hva fremtidige prisforventninger en del oljeselskaper nå har.

OLJEPRISUTVIKLING

Det å spå om den fremtidige utviklingen i oljeprisen er vanskelig. Konvensjonelle markedsliberalistiske oppfatninger tilsier at når tilbudet synker (som etter Peak Oil) så vil prisen bevege seg ensidig i motsatt retning, det vil si oppover.

Dett lille innsynet jeg har opparbeidet meg omkring Peak Oil innebærer at jeg ikke er fullt overbevist om at dette vil være realiteten. Peak Oil vil skape en del kaskadeeffekter det er vanskelig å forutse rekkeviddene av, men det er bred konsensus om at det vil krympe økonomiene og i en slik prosess kan også etterspørselen etter olje bli berørt inntil tilbudet igjen for en periode blir større enn etterspørselen og dermed danne grunnlag for en temporær nedgang i oljeprisen.

En slik utvikling vil synliggjøre risikoen(e) av investeringer i kostbare utvinningsmetoder for olje.

OPPSUMMERING

Investeringer i utvinning fra tjæresand i Canada har med bakgrunn i den siste tids kraftige prisøkninger for olje vist en voksende interesse, da den høye oljeprisen har endret lønnsomhetsbildet. Imidlertid kommer fortsatt utvinningen til å være knyttet til risikoer som:

• Tilgjengelighet til og pris for energi enten i form av naturgass eller kjernekraft.
• Tilgjengelighet til kvalifisert arbeidskraft og kapasitet hos leverandører, noe som kan påvirke fremdrift og investeringer.
• Tilgjengelighet til ferskvann.
• Oljeprisutvikling.

Det kan være at de lokale selskapene som nylig har solgt seg ut til utenlandske og større aktører gjennom tid har fornemmet en krevende fremtid for utvinningen fra tjæresanden og valgt å bytte ut denne risikoen med………kontanter.

Uansett blir det interessant å følge hvordan norske aktører vil klare seg i spillet med åpenbare innslag fra ”the law of diminishing returns” som utvinningen fra tjæresanden er.

Har leserne synspunkter de ønsker å dele?

KILDER:

[1] BP STATISTICAL REVIEW 2006
[2] THE GLOBE AND MAIL “Massive project get started in oil sand” May 8, 2007
[3] THE GLOBE AND MAIL “Choke point for oil sands may be water shortage” May 11, 2007
[4] THE OIL DRUM “A Mckenzie Valley Pipe Dream?” December 10, 2006
[5] THE OIL DRUM CANADA “Nuclear Power for the Oilsands” May 26, 2007

“DECLINE RATES ARE THE ELEPHANT IN THE ROOM!”

Fallratene (decline rates) for olje og gassfelt synes å være et fenomen som er dårlig forstått (og kanskje fullstendig oversett) av de som utarbeider institusjonelle prognoser, faginstanser og oljeselskapene.

Dette blir stadig hyppigere dokumentert gjennom nedreviderte prognoser og produksjonsmål fra faginstanser og oljeselskaper. Dette burde være tankevekkende (for ikke å si skremmende) siden disse enhetene i utgangspunktet sitter på de beste dataene og folkene til å kunne utarbeide forventningsrette regionale og feltvise kort og langtidsprognoser.

Denne gangen skal jeg gjennom illustrasjoner med historiske data igjen sette litt fokus på dette fenomenet. Oljen eller gassen som kommer fra reservoarene må forholde seg til en rekke komplekse fysiske forhold, men her er betraktningen forenklet ved å se på utviklingen i den historiske fallraten.

Det har vært, pågår og vil pågå detaljerte, veldokumenterte og gode diskusjoner på THE OIL DRUM om status for verdens største oljefelt Ghawar i Saudi Arabia og forventninger omkring fremtidig utvikling i utvinningen fra feltet.


Diagrammet ovenfor viser hvordan vekst og fallraten for oljeutvinningen fra Troll har utviklet seg siden januar 2000 og til mars 2007 basert på data fra Oljedirektoratet. Figuren viser utviklingen i vekst/fallraten fra en måned i et år til den samme måned i påfølgende år sammen med en glattet (sorte sirkler) løpende 12 måneders gjennomsnitt.

Det som det søkes rettet oppmerksomhet mot her er utviklingen i fallraten, og gjennom de vel to siste årene har den årlige fallraten for oljeutvinningen fra Troll vært mer enn 20 % (med andre ord faller oljeutvinningen fra det ene året til det andre med mer enn 20 %).

Oljesonen i Troll er tynn og teknologisk krevende å utvinne og ville ikke latt seg utvinne uten anvendelse av ny teknologi (horisontale brønner), så la det være klart at uten denne teknologiinnsatsen kunne oljen i Trollfeltet ha forblitt i bakken.

Formålet her er ikke å beskrive de teknologiske dreneringsløsningene i detalj, men å rette fokus på fallraten. Dette fordi den samme teknologien som er anvendt på Troll også er anvendt i deler av Ghawar. Ulike kilder har oppgitt oljeutvinningen i Ghawar til rundt 5 Mb/d, og mange venter nå at den nordlige delen av Ghawar kan bli eller allerede er gjenstand for dramatisk fall i oljeutvinningen.

Det er bakgrunnen for å illustrere utvinningen fra Troll for å kunne gi et inntrykk av hvor dramatisk fallet i utvinningen for deler av Ghawar kan bli. Mange av leserne av denne bloggen er sikkert oppmerksomme på den siste tids dramatiske fall i utvinningen fra det mexicanske feltet Cantarell som har vært gjenstand for massiv nitrogeninjeksjon.

Figuren ovenfor viser utviklingen i forsyningen av salgsgass fra britisk sektor basert på data fra DTI (Department of Trade and Industry).

Diagrammet dokumenterer at den glattede årlige fallraten for den totale britiske salgsgassforsyningen har vært rundt 10 % de siste årene. Legg merke til at denne vinteren har fallraten vært rundt 20 % relativt forrige vinter. Dette innebærer at utvinningen denne vinteren falt med rundt 50 MSm3 (millioner standard kubikkmeter) relativt forrige vinter. Dette illustrerer utfordringen for britisk naturgassforsyning fremover som nå synes å måtte akselerere importen for å dekke forbruket. Det er interessant å registrere at i enkelte kretser hersker det oppfatninger om at bare det bygges nye rørledninger og/eller mottaksanlegg for LNG (Liquified Natural Gas) så vil naurgass som ved ren magi bli tilgjengelig (det er dette som Catton ville klassifisert som ”cargoisme”).

Diagrammet ovenfor viser utviklingen i den fysiske forsyningen av salgsgass fra britisk sektor. Diagrammet illustrerer også det voksende importbehovet for å møte forbruket. Diagrammet viser at for de tre siste årene har forsyningen falt med omtrent 30 % eller omtrent 90 MSm3/d. Fallet i utvinningen (eller fallraten) synes å akselerere fra høsten 2006, noe R/P forholdet gav en indikasjon på.

Ved utløpet av 2005 var gjenværende utvinnbare naturgassreserver på britisk sektor 510 GSm3 (milliarder standard kubikkmeter; Kilde BP Statistical Review 2006), og det såkalte R/P forholdet (Reserver dividert med Produksjon) på 6,0, noe som indikerer et fortsatt bratt fall i den fremtidige naturgassutvinningen på britisk sektor.

I dette tidligere innlegget dokumentert jeg hvordan utvinnings og reserveutviklingen for naturgass i Vest Europa har vært gjennom noen år, og at markedet for naturgass i Vest Europa nå bærer tydelige tegn til å bli merkbart strammere mot 2010. (Jeg planlegger et innlegg med oppdatering av figurene og noe av innholdet etter at BP Statistical Review 2007 er publisert.)

Ved å forholde seg til de harde dataene er det god grunn til å vente at mange spaltemeter vil bli viet naturgassforsyning i Vest Europa i årene fremover, og at mange vil lansere løsninger som innebærer bytte (”fuel switching”) fra naturgass til oljebaserte brennstoff, spesielt ved elektrisitetsgenerering. Igjen så synes de harde dataene å indikere at det vil oppstå en nærmest simultan tilstramming i regionale markeder for naturgass og globalt for olje i nær fremtid.

PEAK OIL som fenomen har enda svak forståelse og lite oppmerksomhet i det offentlige rom. Det er riktignok ikke noe problem å overbevise folk om at fenomenet vil inntreffe siden olje og naturgass er fossile og ikke fornybare energiressurser. Ofte blir begrepene utvinningskapasitet og reserver blandet sammen, og PEAK OIL argumentet forsøkt svekket ved blant annet å vise til reservetall for Midt Østen og Russland.

Her ligger også noe av utfordringene i å forklare at reservedataene fra eksempelvis BP Statistical Review bare er..…..nettopp tall, som ikke har vært gjenstand for verifisering fra uavhengige tredjeparter. Den som hengir seg til en detaljert gjennomgang av tallene vil finne at det er mye som virker merkelig med reservedataene for en del land i Midt Østen. Andre vil med utgangspunkt i reservedataene stille spørsmål om hvorfor ikke en del av oljeprodusentene i Midt Østen kan øke utvinningen siden de har så store reserver.

Jeg startet dette innlegget med overskriften ”DECLINE RATES ARE THE ELEPHANT IN THE ROOM!”, og håper at jeg gjennom dette kortfattede innlegget har fått satt litt fokus på et av de fenomenene som både synes å være undervurdert og dårlig forstått av mange, fallraten. Det er fallraten som jeg mener vil gjøre det vanskelig å utarbeide gode prognoser for den globale olje og naturgassforsyningen i nær fremtid. Dette støttes av de hyppigere revisjonene fra de som i utgangspunktet skulle ha de beste tilgjengelige ressursene til å utarbeide gode prognoser.

Det blir i noen sammenhenger snakket om at det gjelder å planlegge for det uforutsette, og med den sparsomme oppmerksomheten omkring ”PEAK OIL” og tilsynelatende dårlige forståelsen av fallraten, så bør det ventes at den globale oljeforsyningen og naturgassforsyningen i enkelte regioner kan by på en del overraskeleser i den nære fremtid, og da vil det være liten trøst å hente fra prognosene for forsyning eller produksjonsmål fra etablerte organer.

Ettersom avvikene mellom prognoser og produksjonsmål blir betydelige (med betydelig mener jeg avvik på mer enn 3 %), vil nok organene som utarbeidet prognosene stadig måtte bli mer kreative i å forklare avvikene mellom prognose og faktisk forsyning. Dette vil nok skjerpe tonen mellom institusjoner som overvåker energiforsyningen og produsentlandene og det samme kan skje fra eierne av oljeselskapene overfor sine styrer og administrasjoner.

Hva mener leserne?

VAR ”PEAK OIL” I 2005? (forts. 05)

Her følger et nytt månedlig kapittel om utviklingen i den globale forsyningen av all energi i væskeform.

EIA IPM MAI 2007

Statistikkenheten i det amerikanske energidepartementets månedlige internasjonale petroleumsoversikt (Energy Information Administration, International Petroleum Monthly) ble publisert nå i mai og inkluderer data til og med februar 2007. For de to første månedene av 2007 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 176 kb/d lavere enn for samme periode i 2006.

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

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 turkis firkanter.

MERK: Den primære y-aksen er ikke nullskalert.

Diagrammet illustrerer 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 (Brent) rett under $50/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.

For hele 2006 var den globale forsyningen av all energi i væskeform 53 kb/d (53 000 fat/dag) lavere (mindre enn 0,06 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.)

De faste leserne av denne bloggen vil nå registrere at tallene fra EIA sin månedsrapport for mai 2007 innebærer revisjoner ned av dataene fra rapporten i april 2007. Revisjoner ned har vært trenden gjennom de siste månedene.

Tallene fra EIA kan bli gjenstand for fremtidige revisjoner, men for alle praktiske formål har den globale oljeforsyningen nå vært flat gjennom en periode på mer enn 2 år.

Dataene viser nå at den globale forsyningen av all energi i væskeform hadde en topp i juli 2006 på 85,427 Mb/d, 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 februar 2007 er høyeste oppgitte utvinning (i millioner fat for dagen; Mb/d) for råolje, kondensat (R + K) og NGL eller kombinasjonen av disse (R + K + NGL) som oppgitt nedenfor;

• (R + K) MAI 2005 (74,15 Mb/d)
• (NGL) FEB 2007 (8,24 Mb/d)
• (R + K + NGL) MAI 2005 (82,08 Mb/d)
• ALL ENERGI I VÆSKEFORM JULI 2006 (85,43 Mb/d)

Verdens forsyning av råolje og kondensat var 0,266 Mb/d lavere for hele 2006 relativt 2005 og råolje og kondensat var 0,81 Mb/d lavere i februar 2007 relativt mai 2005.

For hele 2006 var (R + K + NGL) 117 kb/d lavere enn i 2005. Selvfølgelig er ikke dette signifikant og vil enda ikke kunne rettferdiggjøre at endelige konklusjoner kan trekkes, men viser en nedadgående trend i forsyningen.

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 februar 2007. I følge EIA økte NGL forsyningen i 2006 til 7 948 kb/d (7,95 Mb/d) som er en økning på 150 kb/d relativt 2005.

Annen energi i væskeform (AEV) 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 og bio diesel inkludert, og som kjent har mange av disse energikildene en lavere volumetrisk energitetthet enn råolje og kondensat.

I følge EIA sine data vokste denne kategorien med 63 kb/d i 2006 relativt 2005.

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.

LITT OM FORSKJELLER I ENERGIINNHOLD

Det å bruke en overskrift formulert som et spørsmål i noen innlegg har vært en bevisst strategi fra meg.

Rapportering av forsyning av energi i væskeform på volumbasis er noe misledende da det skulle vært korrigert for energiinnhold.

Siden gruppene rapporteres samlet uten angivelse av sammensetning, vil jeg bruke konverteringer som følger;

1 fat NGL = 0,75 fat råolje
1 fat annen energi i væskeform (AEV) = 0,70 fat råolje.

Når det nå gjøres et bedre forsøk på å sammenlikne epler mot epler;

NGL: +150 kb/d = + 113 kb/d råolje
AEV: + 63 kb/d = + 44 kb/d råolje
TOTAL (NGL + AEV) = + 157 kb/d råolje

Nedgangen i råolje og kondensat i 2006 var - 266 kb/d råolje og en vekst på + 157 kb/d råolje (i form av NGL og AEV) gir en nedgang i verdens totale forsyning av energi i væskeform og på energibasis på rundt - 109 kb/d råolje for 2006 relativt 2005.

(De som føler for å etterprøve beregningene kan for eksempel bruke data på energiinnhold fra Gas Processors Suppliers Association, SI Engineering Data Book)

UTVINNINGEN INNEN OPEC 12

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

For OPEC 12 er det for (R + K + NGL) rapportert en nedgang på 0,22 Mb/d i 2006 relativt 2005.

OPEC 12 hadde en foreløpig topp i september 2005 på 35,92 Mb/d (R + K + NGL), og pr februar 2007 er utvinningen redusert med 1,50 Mb/d.

Ved OPEC møtet i mars ble det besluttet å opprettholde kvotene og å ikke avholde noe nytt møte før i september 2007. Ecuador har besluttet å gjeninntre i OPEC.

SAUDI ARABIA

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

Data for råolje og kondensat utvinningen i Saudi Arabia viser at denne er redusert fra 9,30 Mb/d i august 2006, da oljeprisene så langt hadde en ”all time high”, til 8,60 Mb/d i februar 2007.

MERK: y-aksen er ikke nullskalert.

OPPSUMMERING

Historiske data bekrefter en fortsatt flat global forsyning av all energi i væskeform og en pris som etter vinterdvalen har begynt å trekke nordover.

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

Nedgangen i 2006, som er under 1 %, er selvfølgelig ikke signifikant. Imidlertid om den nå ses i sammenheng med data fra EIA for februar 2007, ytterligere kutt fra OPEC fra februar, Cantarell (i Mexico) som nå stuper, at sannsynligheten [basert på tilgjengelig analysert dokumentasjon] for at den mest produktive delen av verdens største oljefelt Ghawar i Saudi Arabia nå opplever redusert utvinning, fallende utvinning fra andre produktive regioner som ikke blir balansert med økninger fra regioner i fortsatt vekst, vil jeg opprettholde min tro om at den globale forsyningen av all energi i væskeform for 2007 blir rundt 1 Mb/d lavere enn i 2006. 2008 og bortenfor lar jeg fortsatt være åpen.

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

Interessen for tjæresanden (i hovedsak bitumen) i Canada er voksende, og i følge denne artikkelen fra The Globe and Mail er investeringene for anlegg på 200 000 fat for dagen nå oppe i rundt $15 milliarder, mens oppstarten skyves ut i tid og det kan bli utfordrende å sikre tilstrekkelig kvalifisert arbeidskraft for bygging av anleggene.

Artikkelen illustrerer utfordringene forbundet med å utvide utvinningen fra tjæresanden, og en av operatørene har med bakgrunn i utviklingen i naturgassforsyningen i Canada i en periode sett på mulighetene for å bygge kjernekraftverk for å skaffe energi til utvinningen fra tjæresanden.
……….

OVERHØRT…

”Peak Stupidity strikes again!”

“Nonsense, we will never reach Peak Stupidity.”


Har leserne NÅ kommentarer de ønsker å dele?

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

KILDER:

[1] EIA INTERNATIONAL PETROLEUM MONTHLY, MAY 2007