”Peak Oil” – teori og empiri Norsk energiforening 21. mars 2006 Øystein Noreng Handelshøyskolen BI

Teorien om ”Peak Oil” •Lav funnrate for olje i senere år antyder at potensialet for nye funn er begrenset, størstedelen er funnet •Utvinningen av olje på verdensbasis er i ferd med å nå toppen •USAs utvinning har avtatt siden toppen i 1970 •Nordsjøen har nådd toppen (UK 1985 og 1999) •Midtøsten er nær toppen •Saudi-Arabias utvinning vil avta raskt •Priser, teknologi og kunnskap betyr lite •Olje kan bare stige i pris

Referanser •Limits to Growth (1972): slutt på olje på tallet – slo ikke til •WAES-rapport (1977) olje neppe tilgjengengelig i markedet i slo heller ikke til •Campbell (1991) Oljetopp omkring 2000 – har ikke slått til, ennå •Simmons (2005) Saudi-Arabia topp snart - tvilsomt

Allmenne innvendinger •Uttømming er et reelt problem, vist ved forholdet mellom reserver og utvinning, 40:1 •Uttømmingen må oppveies ved nye funn og/eller høyere utvinningsgrad •Store områder har ikke vært gjenstand for grundig leting, særlig Midtøsten og Russland •Mange lands oljeindustri har et stort potensial for teknisk og organisatorisk forbedring •En effektivitetsgevinst på 4-5 pst. årlig utvider ressursgrunnlaget og oppveier uttømmingen

Sluttbruken •Vi bruker ikke råolje, men produkter som bensin, diesel og fyringsolje •Til stasjonær bruk kan fyringsolje erstattes av kull, naturgass og kjernekraft •Til mobil bruk kan bensin og diesel fremstilles av henholdsvis kull og naturgass, forutsatt en tilstrekkelig pris •Fossilt drivstoff tilgjengelig fra mange kilder forutsatt tilstrekkelig pris (dagens?)

Markedssvikt •Lave oljepriser i 1998–99 førte til oppkjøp og sammenslåinger av selskap •Rasjonalisering ved krav til lønnsomhet, med nedskjæring av personell og antall prosjekter •Kravene til avlastning gikk sterkt opp, samtidig som kostnaden på kapital falt i finansmarkedet •Oljeprisen skjøt i været uten nevneverdig virkning på den prisreferanse som selskapene bruker i sine investeringskalkyler

Finansmarkedenes betydning •Finansmarkedene krever utbytte til aksjonærene, derfor mindre kapital til investeringer •En del av den ledige kapitalen går til oppkjøp av andre selskaper med reserver, hvilket er mindre risikofylt enn leting •Resultatet: investeringsvegring til tross for høye oljepriser og lave renter •Investeringsvegringen førte til nedsatt leting og svakt riggmarked

Korrektivet •Da oljemarkedet snudde, var de store oljeselskapene opptatt av innstramming •Statlige oljeselskap i Asia med beskjedne krav til inntjening og lave marginer satset på utbygging •Mindre, uavhengige oppstrøms oljeselskap var villige til å ta risiko ved å lete i nye områder •Fortsatt få letebrønner boret i forhold til avgrensnings- og produksjonsbrønner

Golfens betydning •Lite leting, store reserver, lave kostnader •Siden 1907 bare ca letebrønner boret (mot ca. 1 million i USA og Canada) •Siden 1985 har Midtøsten hatt ca. 3 prosent av letebrønnene, mot ca. 70 pst. i USA og Canada •Fra 1995 til 2004 –Letebrønner: Golfen < 100, USA –Avgrensningsbrønner: Golfen 150, USA –Produksjonsbrønner: Golfen 5000, USA

OPECs spillerom •Grunnlag for større markedsandel og/eller høyere pris; OPEC-landene har ca. 70 prosent av reservene, ca. 40 prosent av utvinningen •Vekst i etterspørselen etter olje gir OPEC valget mellom å øke volumet, å øke prisen eller en kombinasjon •Behov for høy oljepris på grunn av rask befolkningsvekst, særlig i Iran og Saudi-Arabia •OPEC har siden 1970-tallet satset på en strategi for grunnrente •Større gevinst ved moderat volum og høye priser enn ved høyt volum og lave priser

Et spørsmål om insentiver •OPECs overskudd tilsvarer mulighet til å holde olje igjen i bakken, unna markedet •Overskuddet svekker behovet for videre utbygging, også behovet for leting •Forventet vekst i etterspørselen kan møtes ved volumvekst og/eller prisoppgang •OPECs strategi å ta grunnrente fremfor markedsandel deles av andre store eksportører •Med et stort økonomisk overskudd kan OPEC senke volumet for å forsvare oljeprisen

Saudi-Arabias betydning •Simmons’ påstand: Saudi-Arabia nær toppen, Ghawar på vei ned, høy andel vann, få nye funn til tross for intens leting (ikke belagt med tall) •Fakta: Ghawars andel vann på vei ned igjen, flere store felt som kan bygges ut, behov for å finne gassfelt uten olje •Reserveanslaget trolig ytterst forsiktig •I perioden ble mindre enn 300 letebrønner boret •Potensial for videre utbygging og vesentlig høyere utvinning •Kritisk faktor: Saudi-Arabias behov i lys av et stort økonomisk overskudd

Iraks potensial •Verdens nest største påviste reserver av olje •Lite leting, store funn, lave kostnader •Ingen 3-D seismikk skutt •Til sammen 2500 brønner boret siden 1908 •Basert på noen få store felt har Iraks utvinning vært inntil 3,8 mill. fat/dag •60 påviste, store oljefelt ikke vedtatt utbygget •Potensiell utvinning minst 6-7 mill. fat/dag •Kritisk faktor: politisk stabilitet og sikkerhet

Irans muligheter •Midtøstens eldste og mest modne oljeprovins •Verdens tredje største påviste reserver •Utvinning ca. 3,5 mill fat/dag på 40 felt •Innenlandsk forbruk øker raskt •Mulighet for fordobling av utvinningen •Kritisk faktor: tilgang på kapital og ekspertise, og opphevelse av USAs sanksjoner

Russlands stilling •Gammel oljeprovins, lav produktivitet på grunn av avleggs teknologi og ledelse •Toppen første gang nådd i 1985, men nå høyere nivå ved bruk av moderne teknologi og ledelse på gamle felt •Lite leting, men betydelige funn; siden 1965 bare ca letebrønner •Stort potensial, men behov for teknologi, ledelse og regelverk •Den kritiske faktor: Russlands behov i lys av et stort økonomisk overskudd

Markedet svarer •Ved høye oljepriser klare tegne til dempet vekst i forbruket av olje i 2005 og 2006 •Cambridge Energy Research Associates, CERA, anslår at nye investeringer vil øke verdens utvinningskapasitet fra 86 til 100 mill. fat/dag fra 2005 til 2010 (Angola, Kaspihavet) •OPEC vil kunne tape markedsandel •Risiko for strid om andeler •Ved dagens oljepriser grunnlag for drivstoff fra tjæresand, gass og kull

Prisrisiko nedad •Dagens høye oljepriser skyldes ikke knapphet på olje i markedet, men risikovurderinger på grunn av politisk spenning i Midtøsten •Dempet etterspørsel og ny kapasitet kan gi større overskudd og andre risikovurderinger •Risiko for nedadgående press på oljeprisen, eventuelt et prisfall dersom OPEC eller Saudi- Arabia alene skulle ville forsvare markedsandel

Oppsummering •”Peak Oil” realitet i Nord-Amerika, men nedgangen er siden 1969 bare ca. 1 pst. årlig •”Peak Oil” diskutabel i Nordsjøen, to topper i UK, kan Norge få en ny oppgang? •”Peak Oil” neppe realitet i Midtøsten eller Russland •”Peak Oil” neppe realitet på verdensbasis •Gjennombrudd for investeringer i nye former for drivstoff ville varig svekke OPEC og gjøre ”Peak Oil” diskusjonen irrelevant

Oljeutvinning