Stand der Peak Oil Debatte - ASPO Switzerland...

LBST.de © 2014 Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH

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ludwig bölkow

systemtechnik

Stand der Peak Oil Debatte

Jahrestagung ASPO-Schweiz

Hotel Kreuz, Bern

19. Oktober 2015

Dr. Werner Zittel

Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH

21. Oktober 2017


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ludwig bölkow

systemtechnik

Wir leben in einer Phase des Wandels:

Es gibt viele Gründe, warum das Verbrennen fossiler Energieträger schnellstmöglich reduziert werden muss

Jedes Jahr der Verlängerung des fossilen Zeitalters erhöht den großteils irreversiblen Schaden


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ludwig bölkow

systemtechnik

Was ist Peak Oil?

Peak Oil ist keine abstrakte Theorie, sondern die banale Tatsache, dass die Erschließung einer endlichen Ressource irgendwo zwischen dem Förderbeginn und Förderende ein Maximum erreicht. Das Fördermaximum bezeichnet man mit Peak Oil.

Die Erfahrung lehrt, - dass das Förderwachstum in der Frühphase meist exponentiell erfolgt und - dass der Förderhöhepunkt nicht gegen Ende der Förderung, sondern oft bereits erreicht wird, wenn erst ein Drittel oder die Hälfte der förderbaren Gesamtmenge entnommen wurde.

Die Idealisierung mittels einer logistischen Wachstumskurve („Hubbert-Modell“) ist vereinfacht, gibt aber einen ungefähren Anhaltspunkt über die Förderdynamik.

Exakte Details sind nicht global bestimmbar, da hierzu die genaue Kenntnis aller Parameter notwendig wäre.

Probleme beginnen lange vor dem Förderende und nehmen mit der Zeit zu!


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ludwig bölkow

systemtechnik

Missverständnisse in der Peak-Oil Diskussion

Der Preis ist kein guter Indikator für mittel- bis langfristige Probleme; er richtet sich nach kurzfristigen Markterwartungen.

Die Tatsache, dass die Förderung in der Vergangenheit entgegen warnender Stimmen erhöht werden konnte, wird oft als Beweis genommen, dass dies auch künftig so sein werde.

Dabei wird oft übersehen:

Die erneute Erhöhung des Verbrauchs hebt die Abhängigkeit auf ein höheres Niveau. Die Konsequenz ist, dass die Ablösung hiervon erschwert und nicht erleichtert wird.

Die ständige Missachtung dieses Zusammenhangs kann zu einem katastrophalen Kollaps führen, wenn die Grundlage wegbricht. Die Analysen von Meadows et al. in den 1970er Jahren (Club-of-Rome Szenarien) werden oft als Beispiel einer falschen Analyse dargestellt. Tatsächlich nähert sich die Welt in den wesentlichen Parametern fast ungebremst dem Kipppunkt des damals skizzierten „Standardlaufs“.


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ludwig bölkow

systemtechnik

Zur Peak-Oil Diskussion

Die Diskussion wird sehr oft emotional und polarisiert geführt.

Peak- Oil ist nicht das einzige Problem, sondern ein Verbrauchsmuster, das wir in unseren Überlegungen nicht ausklammern dürfen. Tatsächlich aber gibt es auch andere Aspekte zu beachten, die sich gegenseitig beeinflussen.

Im Falle von Unsicherheiten empfiehlt sich eine Strategie der Risikominimierung nach dem Muster: - Was sind Risiken und Vorteile, wenn ich das Problem ernst nehme, - was sind die Risiken und Vorteile, wenn ich es nicht ernst nehme.

Nachhaltiges Handeln sollte der Maxime folgen, sich Optionen für künftige Entscheidungen offen zu halten und diese nicht irreversibel einzuengen


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ludwig bölkow

systemtechnik Die weltweite konventionelle Ölförderung wird vermutliche vor 2020 den Höhepunkt überschreiten C. Campbell,. J. Laherrere, Scientific American, März 1998

Die jährlichen Ölfunde werden geringer

Die Produktionsbedingungen werden schwieriger

Die Umweltauswirkungen der (nichtkonventionellen Ölförderung) werden deutlich zunehmen

Die Kosten werden steigen

Die Preise werden steigen, falls die Nachfrage nicht zurückgeht

Dies wird wirtschaftliche und politische Verwerfungen nach sich ziehen.

Mit entsprechender Vorbereitung können traumatische Verwerfungen vermieden werden

The End of Cheap Oil


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systemtechnik

Das Maximum der Ölförderung in Abhängigkeit vom Verbrauch

Höchste Weltölproduktion bei mittlerer Ausbeutungsrate und bei mittlerem Weltenergiebedarf zu drei verschiedenen Zuwachsraten der Ölproduktion

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Mrd. Barrel/Jahr

Zuwachsrate

Produktion

Global 2000 (1980), S. 415


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Gigabarrel/Jahr

Jahr

Förderung (IEA 2002)

C&C Förderung (Campbell 1995)

Funde (Campbell 1995)

Ölfunde

Ölförderung

Quelle: IHS 2006, ergänzt durch IEA/Rystad (Funde für 2000-2016) und BP (Förderung 2000-2016), Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH 2017

Ölfunde und Ölförderung


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Quelle: BP Statistical Review of World Energy

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Mittlerer Osten Russland u. Zentralasien Süd- und MittelamerikaUSA Sonstige TeersandeSchweröl

Gb

Teersand (Kanada)

Schweröl (Orinoco)

Zentrale OPEC- Staaten

Nachgewiesene (berichtete) Ölreserven


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“political reserve” ca. 300 Gb

Quelle: BP Statistical Review of World Energy

Milliarden Barrel (Gb)

Abu Dhabi

Saudi Arabien

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Ölförderung seit 1980

Neubewertung von Reserven ohne neue Funde


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Schwerstöl-Reserven

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konventionelle Ölreserven

Reserven (gesichert)

Erdölreserven 2016 (1 Mio. t ~7,3 Mio. Barrel)

Quelle: BGR 2016


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Mio. t Schieferöl-Ressourcen

Schwerstöl-Ressourcen

Bitumen/Ölsand-Ressourcen

konventionelle Ölressourcen

Schieferöl-Reserven

Schwerstöl-Reserven

Bitumen/Ölsand/-Reserven

konventionelle Ölreserven

Ressourcen (unsicher)

Reserven (gesichert)

Erdölreserven und –ressourcen 2016 (1 Mio. t ~7,3 Mio. Barrel)

BGR 2016


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systemtechnik

Die Reserven geben kein Abbild der tatsächlichen Veränderung der Förderbedingungen und steigender Schwierigkeiten

Im Folgenden werden daher einige Beispiele diskutiert


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systemtechnik Innerhalb der konventionellen Ölförderung

Sekundäre Maßnahmen zur Steigerung der Förderrate (Injektion von Wasser) Beispiele: Norwegen, Dänemark

Tertiäre Maßnahmen zur Steigerung der Förderrate (Injektion von Heißdampf, CO2,…) Beispiele: USA, Oman

Neue Fördertechnologien in neuen Regionen

Tiefsee (Beispiel: Brasilien)

Schweröl/Bitumen/Ölsande (Beispiele: Kanada, Venezuela)

Neue Fördertechnologien in bekannten Regionen

Förderung von Ölschiefer mit/ohne Umwandlung in Kerogen (Beispiel: Estland)

Förderung von Light Tight Oil (LTO) in Schieferformationen (Beispiel: USA)

Steigender technischer Aufwand


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systemtechnik

UK : Fördermaximum im Jahr 1999 Norwegen: Fördermaximum im Jahr 2001

Ölförderung in UK und Norwegen

Jahr

Jahr

Million m³ Million m³

Der Förderrückgang war vorhersehbar und planbar


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China


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Die Ausweitung der Ölförderung in China 1995-2015

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Mio. t Oil Shaanxi Tibet

Xinjiang Guizhou

Qinghai Chongqing

Hainan Zhejiang

Jiangsu Jilin

Fujian Shanxi

Guangxi Sichuan

Guangdong Hunan

Shandong Hubei

Hebei Jiangxi

Henan Liaoning

Heilongjiang Ningxia

Shanghai Anhui

Yunnan Inner Mongolia

Gansu

Die Förderung wurde entgegen der Erwartungen (in einer neuen Provinz) ausgeweitet

Heilongjiang

Shaanxi

Quelle: Chinese Statistical Yearbook 1996-2016


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2017

PetroChina Sinopec

CNOOC PC(overseas)

Sinopec-overseas CNOOC(overseas)

BP Statistical Review EIA-Crude+Other Liquids

EIA-Crude EIA Total Oil Supply

Die chinesische Ölförderung im Detail

Mb/day

Quelle: Finanzberichte der Firmen, BP Stat Rev, US-EIA


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systemtechnik

Steigender technischer und energetischer Aufwand

bei konventioneller Ölförderung


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Steigender Aufwand am Beispiel EOR des US-Ölfeldes „Yates“

Datenquelle: Texas Railroad Commission


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Sinkende Förderraten bei steigendem Aufwand (Norwegen)

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1971 1981 1991 2001 2011

Mio. m³ Ekofisk

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2005 2009 2013

Mio. m³ Gimle

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2001 2006 2011

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1998 2002 2006 2010 2014

Mio. m³ Norne Öl

Gas (Mrd. m³) Wasser

Datenquelle: Norwegian Petroleum Directorate, 2016


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Erdölförderung Erdgasförderung (Mrd. m³) Wasserförderung Wasserinjektion Erdgasinjektion (Mrd. m³)

Öl- und Gasförderung in Dänemark

Datenquelle: Danish Energy Agency 2016


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Steigender Energieaufwand am Beispiel Dänemark

EROEI (Brutto-Energiegewinn/Energieeinsatz)

EROEI high: 10 kWhel/bbl; 15 kWh/bbl Wasserreinjektion; 30 kWh/bbl Gasverdichtung EROEI mean: 15 kWhel/bbl; 20 kWh/bbl Wasserreinjektion; 30 kWh/bbl Gasverdichtung EROEI low: 20 kWhel/bbl; 25 kWh/bbl Wasserreinjektion; 50 kWh/bbl Gasverdichtung

Quelle: LBST 2009


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systemtechnik

Neue Technologien in neuen Regionen:

Teersand und Bitumenförderung


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Bitumen - Abbaumethoden

Tagebau

- In-situ [SAGD: Steam assisted gravity drainage]


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Ölsandprojekte in Alberta

40 km


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Mining and in-situ oil sand projects production capacity (best case)

Source: Existing and proposed Canadian Commercial Oil Sand Projects, R.B. Dunbar, June 2007 Production from NEB, Oct 2016 (aus Jan-Juni auf das Jahr hochgerechnet).

kb/day

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In-situ

mining

In-situ

mining

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construction

approved

disclosed

application

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Production (bitumen+SCO)

SCO = synthetic crude oil


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Kanadische Ölförderung 1960-2016 (Kumulierte Förderung: 108 Gb)

Quelle: 1960-1974: US-DoE-Energy Information Administration 1975-2016:National Energy Board (NEB), Oktober 2017 LTO-Anteil: NEB 2015 (mit Schätzung für 2016)

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Offshore 4,5 Gb

Schweröl (15,8 Gb)

Synthetisches Rohöl (16,3 Gb)

Bitumen (14 Gb)

(48 Gb)

Konventionelle Rohölförderung

NGL 7,3 Gb


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Mb/Tag

Peak konventionelles Öl

Ölförderung in Venezuela

Datenquelle: BP Stat Rev, eig. Analyse 2017


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Neue Technologien in neuen Regionen:

Tiefsee vor Brasilien


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Öl- und Gasprojekte onshore und offshore Brasilien

Quelle: Kaplan (www.peakoilbarrel.com), 2017


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Presalt

Post-salt

onshore

IEA 2013 (WEO)

Brasilien: Ölförderung und IEA-Szenario

Mb/Tag

Datenquelle: Historical Förderdaten ,2016 Petrobras; Projektion: Kaplan (www.peakoilbarrel.com), 2017

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Die Realität bleibt hinter der Erwartung


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% Million USD CAPEX Dividends

Earnings Long term debt

Equity Return on Capital (%)

Petrobras – Finanzkennzahlen aus den Jahresberichten

Petrobras ist hochverschuldet und unrentabel

Datenquelle: Jahresberichte von Petrobras


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systemtechnik

Neue Technologien in alten Regionen:

Fracking von LTO-Vorkommen in den USA


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ludwig bölkow

systemtechnik Eigenschaften:

Geringe vertikale Ausdehnung der Formation

Geringer Kohlenwasserstoffgehalt je m³ im Gestein

Große horizontale Ausdehnung der Formation

Geringe Permeabilität des Gesteins

Konsequenzen:

Zielgenaues horizontales Bohren innerhalb der Schicht

Künstliches Aufbrechen des Gesteins

Geringer Reservoiranteil je Bohrung

Großflächiges Aufbrechen des Gesteins notwendig

Pulsartiges Förderprofil (Förderrückgang mit einigen Prozent je Monat)

Spezifische wesentlich teurer als konventionelle Bohrungen

Stete Neuerschließung zum Ausgleich des Förderrückgangs notwendig

Ergiebige Regionen („hot spots“) sind begrenzt und werden schnell rar

Die Charakteristik von LTO/ Schiefergas


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systemtechnik Politische Vergünstigungen:

Bereits in der Frühphase Steuererleichterungen für gefrackte Bohrungen

2005 Energy Policy Act (Ausnahme vo Safe Drinking Water Act) [In Deutschland Förderabgabe von 30% (konventionelle Bohrungen) auf 7,5% (Tight Gas) reduziert]

Wachstumsimpulse in den USA 2005: >100 Mrd. USD Investitionen 2010: >260 Mrd. USD Investitionen

Finanzierung:

Über das operative Geschäft

Über Kredite

Über die Börse

Über den Handel mit Bohrlizenzen /Claims (z.B. ausländische Investoren)

Die politische Förderung von Bohrlochstimulierungen


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Mb/Tag

Permian Region

Niobrara Region

Eagle Ford Region

Bakken Region

USA ohne LTO

IEA 2014 (Szenario)

Konventionelles Erdöl (Szenario)

LTO (Szenario)

Die Ölförderung der USA

Datenquelle: US-EIA, Oktober 2017


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Die Situation der Ölfirmen


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1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

ExxonMobil

Shell

BP

ChevronTexaco

ConocoPhillips Unocal

50% TNK

Texaco

Enterprise

Mb/Tag

Quelle: Quartalsberichte der Firmen inklusive 2. Quartal/ 2017 (YPF I, II/2017 wie IV/2016 angenommen)

Arco

Amoco

Mobil

Exxon

Eni

Total

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Repsol/YPF

Elf

©Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH

Talisman

Ölförderung der großen börsen-notierten Ölfirmen


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Jahr

Nymex Ölpreis Ölpreis (2011 USD) Ölpreis (nominal)

Quelle: Nymex, US First Purchase Price, BP Statistical Review

Die Entwicklung des Ölpreises – Einbruch im Sep. 2014

September 2017

12 USD/bbl

140 USD/bbl


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Algeria 07

Weltweite Ölförderung 1900 – 2016

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1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or company statistics;

Other countries US-EIA, 1980-2016; Historical data until 1980 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 18 October 2017

Mb/day

Indonesia 77

India 95

Gabon 97

Argentinia 98

Malaysia 97

Colombia 99

Ecuador 99

Germany 67

Austria 55

Romania 76

Mexico 04

Qatar

Egypt 93

Syria 95

Canada (conv.) 74

Venezuela (conv.) 98/68

Oman 01 Australia 2000

Danmark, Equ. Guinea 04 Yemen 01

Year

Nigeria, Chad 05

Russia

USA conv. (lower 48) 70

UK 99

Alaska 89

Norway 01

Saudi Arabia

Iraq Kuweit UAE

China

Brazil

Angola 08

Iran

Aserbajan Kazakhstan

NGL

Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela)

Libya 08

Gulf of Mexico10

Biogen fuel + „Refinery gains“

Tight Oil (USA, CDA)

„All liquids“ US-EIA


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Raffineriegewinne

sonst. Flüssigkeiten

Flüssiggasanteile (NGL)

Teersande (SCO/Bitumen/Heavy Oil Kanada)

Fracking-Anteile (LTO-USA)

konventionelles Rohöl (C&C)

kb/Tag

Zusammensetzung der Ölförderung 2016

Quelle: US-EIA, NEB 2017, Analyse LBST 2017

C&C = Crude & Condensate


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Return on Capital (%)

Million USD CAPEX Dividende (Mio USD)

Earnings (Mln USD) Total Debt (Mln USD)

Equity Return on Capital (%)

ExxonMobil – Finanzkennzahlen aus den Jahresberichten

Datenquelle:Jahresberichte von ExxonMobil, 2000 - 2016


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Mrd. USD Gewinne/Verluste in 2015

Diese Firmen förderten 2015 ca. 30% der weltweiten Öl- und Gasmengen

Ca. 50 Mrd. USD

Ca. 160 Mrd. USD

Quelle: Jahresberichte der Firmen

Veränderungen am Öl- und Gasmarkt


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ludwig bölkow

systemtechnik

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2000 2005 2010 2015

Million USD

Apache CHK Cabot Continental Devon

Encana EOG Resources Pemex Petrobras ExxonMobil

BP Shell Eni ConnocoPhillips Lukoil USD

Petrochina CNOOC Chevron Occidental oil Anadarko

Hess W. Zittel

Sinkende Einnahmen/steigende Verluste bei allen Öl/Gasfirmen


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ludwig bölkow

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Zusammenfassung

Die Ölfunde haben ihren Höhepunkt vor 50 Jahren erreicht ( ~60 Gb/a). 2016 waren sie mit 2,5 Gb so gering wie vor fast 70 Jahren

Seit 1985 wird jährlich mehr Öl verbraucht als neu gefunden

Dem Maximum des Findens wird das Maximum der Förderung folgen

Fracking hat einen kurzfristig bedeutenden Förderbeitrag in den USA erzielt. Das wird vermutlich nicht lange anhalten. Darüber hinaus war es mit enormen Kosten verbunden

Aufgrund hoher Kosten und niedriger Preise sind fast alle Firmen hoch verschuldet und kämpfen mit sinkender Rendite. Die Firmen versuchten dem mit einer starken Reduktion der E&P- Ausgaben zu begegnen.

Die reduzierte Exploration der vergangenen Jahre wird vermutlich zu einer deutlichen Förderreduktion in den kommenden Jahren führen

Es ist kostbare Zeit verstrichen: Jetzt wird die Ölabhängigkeit von einem höheren Niveau aus in kürzerer Zeit reduziert werden müssen


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ludwig bölkow

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Vielen Dank!

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