Høstens farge er og blir nok fortsatt rød, om ikke fra verdens motehus, så blodrød for mange finansinstitusjoner, børser og……”invistorer”. Med et sånt bakteppe får nok oppmerksomheten om utviklingen i global energiforsyning skarp konkurranse, likevel drister jeg meg her til en oppdatering om utviklingen i oljeutvinningen fra norsk sokkel.
Dette er i hovedsak en oppdatering av tidligere innlegg HER OG HER) fra snart to år siden som beskrev utviklingen i oljeutvinningen (råolje) fra norsk sokkel, som sammen med en analyse av norsk naturgassutvinning (ikke tidligere publisert) mot 2020 er i ferd med å bli oversatt for publisering som flere innlegg senere i høst på The Oil Drum Europe (TOD E) der jeg inntil videre er en av mange andre bidragsytere).
Dette innlegget får være en forsmak på noe av det jeg vil publisere senere i høst på TOD E, og jeg har nå i en lengre periode (noe siden nyttår) samtidig skrevet på et sted mellom 10 og 12 innlegg/analyser (inklusiv research, bygging/uttesting av simuleringsmodeller, simuleringer og omfattende diskusjoner av resultatene gjennom e-post, videokonferanser, møter etc.) og nå begynner alle disse analysene og innleggene å nærme seg ferdigstillelse.
Innleggene dekker temaer som; Konkurransen mellom BRIC og G-7 landene (mulig dekopling)
Kina synes nå å konvertere sine kullforekomster gjennom industrielt forbruk/produksjon…….. til olje.
Storbritannia sin skiftende rolle fra betydelig naturgassleverandør til det kontinentale Europa til betydelig importør - konsekvenser for Storbritannia, det kontinentale Europa, Norge, Russland og LNG.
En mulig og nær forsyningskrise av naturgass til Storbritannia i kombinasjon med en noe kaldere enn normal vinter vil kunne bety den visse død for flere tusen (pensjonister og syke) og kan også lede til omfattende temporære uttak av leveranser til britisk industri og stille alvorlige spørsmål om alternativer til liberaliserte markeder for energiforsyning.Den britiske liberaliserte modellen er forsøkt solgt inn til EU og denne vinteren kan denne modellen bli satt på sin hittil alvorligste test……og feile stort.
Norske offisielle olje og gassprognoser eller ”Fairy-tales and Norwegian Governmental Oil and Gas Forecasts”.
En presentasjon av tysk energiforsyning og diversifiserings strategier.
Utvikling i energimixen (The Energycocktail)
Likheter og ulikheter mellom resesjonen på 80 tallet og nå
Samt flere andre innlegg som enda mangler titler, men dekker mange energirelaterte temaer.
Figuren ovenfor viser en prognose utarbeidet med Hubbert’s metode for norsk sokkel (sorte prikker forbundet med sort brutt-strek linje), historisk råoljeutvinning slik denne er rapportert av OD (gule sirkler forbundet med heltrukken sort linje), OD sin 5 års prognose fra vinteren 2006 (røde prikker forbundet med rød linje), OD sin 5 års prognose fra vinteren 2007 (blå prikker forbundet med blå linje), OD sin 5 års prognose fra vinteren 2008 (grønne prikker forbundet med grønn linje) og en 5-års prognose utviklet av meg basert på en ”bottom-up” analyse av hvert enkelt felt i og sanksjonert for utvinnging med OD sine reserve data ved utløpet av 2007.
Da denne enda var under utarbeidelse i sommer ble den blant annet postet i innlegget "Why oil costs over $140 per barrel:the failure of leadership
Figuren fikk kommentarer som;“…….. - these parallel shifting forecasts look like sh*t to me.”
“I think we need to have a campaign on NPD forecasts”
“Time you did a hatchet job Rune on your fellow countrymen.”
I tidligere innlegg er det vist til at EIA og IEA traff bedre med sine prognoser og IEA introduserte en særnorsk korreksjonsfaktor for å bedre presisjonsnivået for de norske utvinningsprognosene for olje.
En representant fra Olje og Energidepartementet innrømte nylig at de nok hadde vært for optimistiske et par år tilbake.
Figuren ovenfor viser utviklingen i råoljeutvinningen fra norsk sokkel fra januar 2002 til juli 2008, og er splittet mellom felt som var i produksjon før 2002, og felt som har blitt satt i utvinning fra 2002.For feltene som ble satt i utvinning før 2002 dokumenterer dataene fra OD at den kollektive utvinningen fra disse nå har en halveringstid på 6 - 7 år. For feltene (inklusiv reklassifiseringen av kondensat fra Kristin, Mikkel og Åsgard) som ble satt i utvinning fra 2002 har disse gjennom de to siste årene vært på et platå på rundt 0,6 Mb/d, og disse ventes i nær fremtid og kunne få en kollektiv fallrate som feltene satt i utvinning før 2002.
I figuren er det korrigert for reklassifiseringen av kondensat fra Kristin, Mikkel og Åsgard (Halten blend) fra oktober 2006 ved at disse er definert som ny oljeproduksjon ved beregningene av kurvene som viser utviklingen i den kollektive fallraten.
Figuren ovenfor viser utviklingen i råoljeutvinningen for feltene som er satt i utvinning fra 2002. Legg merke til at de ”eldste” av disse etter hvert har fått en betydelig fallrate.
For noen lisenser blir økt utvinning gjennom videreutvikling (eksempelvis ”infill drilling”) av OD rapportert i dataene for total utvinning for lisensen, med andre ord kreves det en viss ”guesstimering” for å beregne effekten fra slike tiltak.
Figuren viser den totale oljeutvinningen fra Gullfaks fra januar 1999 til juli 2008, der Rimfaks IOR og Skinfaks kom i utvinning fra januar 2007.
Effekter som beskrevet ovenfor vil skape et inntrykk av at fallraten er bremset, men over noe tid ventes det at den igjen vil øke ettersom slike effekter svekkes.
Det er observert for enkeltstående felt at den relative fallraten initielt akselererer for så å avta. Dette mønsteret ser så langt ut også å gjelde for den kollektive fallraten for feltene som ble satt i utvinning før 2002. Årsaken(e) til at den kollektive fallraten det siste året har avtatt er nå antatt i hovedsak å ha to årsaker. Den ene og antatt viktigste er utvikling av funn i eksisterende lisenser (som blant annet Rimfaks som rapporteres under Gullfaks og Oseberg Sør J og Vestflanken som rapporteres under Oseberg) , men det er også grunn til å tro at den sterke veksten i oljeprisen den siste tiden har bedret lønnsomheten for blant annet ellers marginale forekomster i eksisterende lisenser som nå dreneres gjennom blant annet ”infill drilling”.
Hvor mye av reduksjonen i fallraten skyldes prisveksten er usikkert, men i miljøet er det en oppfatning av at høyere pris motiverer til å kjøre reservoarene hardere. Om dette skjer så kommer det med en pris i bakkant med vekst i fallratene.
Figuren ovenfor viser utviklingen i den kollektive fallraten for feltene som ble satt i utvinning før 2002.
Oppbremsingen i den kollektive fallraten er antatt å ha sin bakgrunn i ulike tiltak for økt utvinning i noen lisenser, og en høyere oljepris. Nå ventes den kollektive fallraten over noe tid igjen å bevege seg mot 12 % årlig, noe som innebærer en halvering av oljeutvinningen over en 6 års periode.
En årlig kollektiv fallrate på 9 % er fortsatt høyt og vekker oppsikt i de fleste kretser.
Som figuren illustrerer blir den underliggende kollektive fallraten lite påvirket av veksten i oljeprisen og gir dermed ytterligere næring til utsagnet; ”depletion trumps technology”.
Verden kan få oppleve en periode med tilbudsoverskudd av olje selv om OPEC kan komme til å forsøke å kontrollere dette gjennom kvotekutt.
Den finansielle krisen kan bli langvarig, enkelte analyser peker mot 2011/2012 (og bortenfor) og en fallende oljepris kan senke aktivitetsnivået blant oljeselskapene slik at når økonomiene igjen legger seg i startgropen for ny vekst, kan oljetilbudet sette rammer for denne veksten. Med andre ord kan Peak Oil i disse dager være i ferd med å bli sementert i skyggen av finanskrisene.
En fallende oljepris vil kunne resultere i noe ”supply destruction”.
Noe av motivasjonen for å skrive dette innlegget har også kommet fra gjentatte påstander i ulike sammenhenger om at Norge igjen vil bli nettoimportør av olje allerede i 2015. Det finnes ingenting i OD sine offentlige databaser som støtter den slags påstander og de som fremmer dem dokumenterer sine påstander med tvilsomme analyser der linjalene, som har vært brukt til kurveekstrapolering må ha vært utsatt for spenningsnivåer inntil rommet ble fylt med flygende fragmenter i tilfeldige retninger. Dette kan ikke betraktes som noe annet enn lite gjennomtenkte utspill som forsøker å konkurrere om folks oppmerksomhet, mens det i realiteten undergraver arbeidene fra de som forsøker å tilføre temaet ”Peak Oil” substans.
Diagrammet ovenfor viser en forenklet prognose for når Norge igjen vil bli en nettoimportør av olje basert på en fremføring av eksisterende fallrater (10 og 12 % årlig gjennomsnittlig) og gjenværende utvinnbare reserver slik disse var publisert av OD ved slutten av 2007.
ENERGI OG FINANSKRISENEtter hvert som mer av de giftige verdipapirene på Wall Street (av enkelte nå omtalt som et av universets sorte hull) som har vært gjenstand for en kreativitet, som gir begrepet ”virtual reality” en helt ny betydning, blir trukket frem i dagslyset, vil omfanget av den globale kredittkontraksjonen vokse dramatisk. Dette vil få konsekvenser for energi både på kortere og lengre sikt. I motsetning til penger (som med sentralbankers velsignelse kan trykkes opp i nærmest ubegrensede mengder (ref. Zimbabwe)) er energi underlagt en del fysiske lover, blant annet termodynamikkens første hovedsetning.
Det er dette divergenspunktet mellom monetær teori og fysikk mange mener vi nå er i. Ved at den globale oljeforsyningen i noen år nå har vært på platå vil EROEI (Energy Returned On Energy Invested) gradvis synke (for olje eller all energi i væskeform; også omtalt som ”The Red Queen Effect”) slik at mange lån, basert på en fremtid med mindre og ikke mer energi, blir stadig mer problematiske. Disse lånene kan ikke FYSISK bli tilbakebetalt (kontoene kan få drahjelp gjennom inflasjon (eller enda verre tapsavskrivninger), men mye tyder på at få sentralbanker nå er villige til å bruke denne utveien). Dette innebærer at mange finansielle konstruksjoner som er basert på at fremtidig gjeld blir tilbakebetalt mest sannsynlig er dømt til å mislykkes. Dette er basert i at lån (inklusive renter) krever økonomisk vekst (og dermed økt energiforbuk) for å kunne tilbakebetales.
I november ventes IEA å legge frem en rapport som dekker en omfattende analyse av tilstanden til de største oljefeltene i verden. Dette er en rapport som blir imøtesett med stor spenning, også i TOD miljøet.
Hva vil dette innebære for norsk petroleumsvirksomhet?
For selskaper som opplever og/eller kan sannsynliggjøre en reell vekst og har god likviditet vil det være lettere å få finansiert fremtidige prosjekter (selv om oljeprisen i en periode trekker seg tilbake). For selskaper som sliter med vekst vil långivere, som i voksende grad vil ha mindre kreditt tilgjengelige, bli svært tilbakeholdne og selskapene med dårlige utsikter til vekst og stram likviditet vil i voksende grad bli offer for predatorer, det vil si oppkjøp…….i beste fall.
En kombinasjon med fallende petroleumspriser og global likviditetskontraksjon (svekkede muligheter for finansiering) vil betydelig påvirke det internasjonale aktivitetsnivået for energiforsyning, også det norske.
Ukens sitater:
“Two things are infinite: The universe and human stupidity; and I am not sure about the universe.”
- Albert Einstein
“Politics is the art of looking for trouble, finding it, misdiagnosing it and then misapplying the wrong remedies.”
- Ukjent
Den mindre kjente termodynamikkens 4. hovedsetning:
”If the heat is on someone else, it is not on you!”
--------------------
Om noen av leserne ønsker en klar fremstilling på hva finanskrisen handler om anbefales; Herman Daly on the Credit Crisis, Financial Assets, and Real Wealth
som ble publisert på TOD 7. oktober 2008.
KILDER:
[1] OD utvinningsdata
[2] OD årlig rapportering, norsk sokkel
[3] OD ressursregnskap
2008 © RUNE LIKVERN
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 oktober 2008 for perioden januar 2001 til og med juli 2008.
Figuren ovenfor viser den globale oljeforsyningen fra 1997 og hittil i 2008 (dvs for perioden jan. – jul. 2008).
Diagrammet ovenfor viser utviklingen i råolje, kondensat og NGL utvinningen for Russland fra januar 2001 til juli 2008 sammen med en glattet 12 måneders kurve.
