Artikel Review: USGS, 2000, World Petroleum Assessment 2000, Denver: USGS Information Services, 514 pagina s

Artikel Review:   Aguilera, R. F., Eggert, R.G., Gustavo Lagos, C.C., Tilton, J.E., 2009,  Depletion and the Future Availability of Petroleum Resources,  The Energy Journal, Vol. 30, No.1, pp. 141‐174.    USGS, 2000, World Petroleum Assessment 2000, Denver:  USGS  Information Services, 514 pagina’s.   Auteur: Rembrandt Koppelaar ‐ Peakoil Nederland  ‐  versie 13 April 2009  Samenvatting  In Aguilera et al. (2009) wordt geconcludeerd dat de verwachting van een scherpe stijging in de olieprijs  in de komende twee decennia naar een nieuw niveau rond 120 dollar per vat onterecht is. Een dergelijk  hoog olieprijsscenario is ondermeer als basis genomen in de nieuwe World Energy Outlook 2008 van het  Internationaal Energie Agentschap (IEA). De conclusie wordt getrokken op basis van een berekening van  het nog te ontdekken potentieel en de reservegroei van conventionele aardolie met een resultaat van  respectievelijk 1532 miljard vaten en 1070 miljard vaten. De conclusie kan in twijfel worden getrokken.  Ten  eerste  omdat  data  uit  USGS  (2000)  worden  gebruikt  die  het  potentieel  aan  toekomstige  ontdekkingen  te  optimistisch  inschatten.  Terwijl  30%  van  de  periode  van  1996  tot  2025  aangegeven  door de USGS verstreken is, is 12,7% van het potentieel aan reserves ontdekt. Ten tweede vanwege de  dubbeltelling van reservegroei  omdat de onjuiste aanname wordt gemaakt dat de USGS de reservegroei  in nog niet ontdekte olievelden niet berekend zou hebben. Ten derde vanwege het niet meenemen van  een  groot  aantal  limiterende  factoren,  waaronder  de  beschikbaarheid  van  water  en  aardgas,  die  meespelen in de productie en het kostenverloop van onconventionele aardolie. Ten vierde vanwege de  directe  vergelijking  van  conventionele  aardolie  met  onconventionele  aardolie,  terwijl  de  productiemechanismen en productiesnelheid sterk verschillen. Ten vijfde omdat het niet waarschijnlijk  is dat het kostenplaatje van één of enkele jaren geëxtrapoleerd kan worden naar de gehele toekomst.  De  kosten  veranderen  met  de  tijd  vanwege  kostendalingen  door  technologische  innovaties,  en  kostenstijgingen omdat de kwaliteit van de aardolie en de grootte van de velden afneemt en vanwege  steeds  moeilijkere  wingebieden.  De  gebruikte  economische  schatting  is  gelimiteerd  en  geeft  weinig  houvast.  Een  betere  methode  zou  het  analyseren  van  de  investeringskosten  en  variabele  kosten  over  een langdurige tijdserie per olieprovincie moeten behelzen. Een betere schatting voor de nog te vinden  hoeveelheid  aardolie  is  te  vinden  in  een  extrapolatie  van  het  cyclische  dalende  ontdekkingspatroon  sinds 1960 hetgeen een resultaat van circa 250 miljard vaten geeft. De aanname voor reservegroei van  de  USGS  van  730  miljard  vaten  tussen  1996  en  2025  is  tot  nu  toe  een  goed  uitgangspunt  gebleken.  Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2004 is 28% of 171 miljard van de 730 miljard vaten aan verwachte  reservegroei  gerealiseerd  (Klett  et  al.  2005).  Voor  het  verloop  van  de  aardolieproductie  op  de  lange  termijn,  in  de  komende  20  tot  30  jaar,  is  het  nodig  om  meer  inzicht  te  verkrijgen  in  het  productiepotentieel van  zowel Non‐OPEC als OPEC.  Op  basis van de huidige reserves is het potentieel  voor  productiegroei  in  Non‐OPEC  onvoldoende  en  zal  een  structurele  dalende  trend  inzetten  in  de  komende  jaren.  Van  de  reserves  in  met  name  OPEC  Midden‐Oosten  is  weinig  bekend  vanwege  het  gebrek  aan  data  afkomstig  van  betrouwbare  partijen  wat  het  onzeker  maakt  of  OPEC  voldoende  productiepotentieel op gang kan brengen om de daling in Non‐OPEC kan compenseren in de periode tot  2020 en mogelijk daarna.   1   

Index   

Introductie .............................................................................................................................. 3  De studie van Aguilera .................................................................................................................................. 4 

De World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey (USGS) .......... 6  Het potentieel aan nog te ontdekken aardolie volgens USGS (2000) .......................................................... 6  Reservegroei in bekende reserves volgens USGS (2000) .............................................................................. 9  De totale resultaten van USGS (2000) zoals gebruikt door Aguilera et al. (2009) ...................................... 13  Een analyse van het potentieel aan ontdekkingen in de USGS studie ....................................................... 14  Een analyse van reservegroei in de USGS studie ........................................................................................ 21 

De beschikbare reserves: uitbreiding van Aguilera et al. (2009) op USGS (2000) .................... 22  De impact van economische omstandigheden op de  productie van aardolie .......................................... 24  De impact van onconventionele aardolie op het aardolietijdperk ............................................................. 27 

Een scenarioschets voor de olieproductie ter aanvulling  op de reserve analyse ................... 28  De oliemarkt anno 2009 ............................................................................................................................. 28  Het effect van de lage olieprijs op investeringen in en de productie van aardolie op korte termijn ......... 31 

Conclusies ............................................................................................................................. 41  Referenties ............................................................................................................................ 45   

 

                      2   

Introductie   Al decennia wordt studie gedaan naar de hoeveelheid aardolie die uit de grond gewonnen zal kunnen  worden. Het beantwoorden van het vraagstuk van de beschikbare hoeveelheid aardolie is op te delen in  een aantal stappen of classificaties van reserves die hier kort wordt besproken omdat dit essentieel is  voor het begrijpen van het vraagstuk.  Een samenvatting van de introductie is te vinden in onderstaande  afbeelding 1.     • Voorkomens/Resources ‐ Kennis over de beschikbaarheid begint met het weten van het totale  voorkomen  van  aardolie  onder  de  grond.  In  het  Engels  de  resources  genoemd.  Het  totale  voorkomen  is  te  vinden  door  het  geheel  van  aardolie  in  de  meer  dan  40.000  velden  waarin  aardolie in poreuze gesteentes onder druk is opgeslagen op te tellen.     • Bewezen Reserves/Proven Reserves ‐ Vanwege de geologie is een groot deel van het totaal aan  voorkomen van aardolie echter grotendeels niet toegankelijk. Volgens schattingen op basis van  de  grote  oliedatabases  van  IHS  Energy  en  Wood  Mackenzie  kunnen  we  wereldwijd  gemiddeld  circa  29%  tot  33%  van  de  aardolie  onder  de  grond  over  de  levensduur  van  een  aardolieveld  winnen, met de nu beschikbare technieken.  Dit getal, de winbaarheidsfactor, verschilt sterk per  veld afhankelijk van de geologie. Zo kan uit het gemiddelde veld in Saoedi‐Arabië meer dan 50%  van de aardolie gehaald worden over de levensduur van het veld terwijl uit de meeste velden in  het nabijgelegen Oman niet meer dan 30% gewonnen wordt. De hoeveelheid aardolie die met  de huidige technieken winbaar is worden de bewezen reserves genoemd, proven reserves in het  Engels. Deze aardolie is met een geschatte kans van 95% winbaar.     • Waarschijnlijke  en  mogelijke  Reserves/Probable  en  Possible  Reserves  –  De  resterende  hoeveelheid  reserves  die  met  huidige  technieken  niet  winbaar  worden  geacht  wordt  geclassificeerd als waarschijnlijke reserves die met 50% kans winbaar zijn. In het Engels probable  reserves.  En  mogelijke  reserves  die  een  kans  van  winbaarheid  van  10%  hebben.  In  het  engels  possible  reserves.  Over  de  jaren  wordt  dankzij  technologische  ontwikkeling  meer  aardolie  winbaar waardoor aardolie uit de possible en probable reserves overgeheveld kan worden naar  de categorie bewezen reserves.   •

Bewezen  +  waarschijnlijk/P2  ‐  Voor  het  schatten  van  de  totale  hoeveelheid  aardolie  die  op  technologische  basis  in  de  toekomst  winbaar  is,  wordt  veelal  de  maat  gehanteerd  van  het  samenvoegen van de bewezen + waarschijnlijke reserves, in vaktermen ook wel de P2 genoemd  (proven  +  probable  =  p2).  Dit  geeft  een  schatting  die  het  ultiem  winbare  aardolievoorkomen  genoemd wordt. In het engels de Ultimate Recoverable Resource (URR).   

•

De  Economische  winbaarheid/economically  recoverable  –  Van  de  URR  zal  niet  alle  aardolie  winbaar  zijn  omdat  het  soms  te  kostbaar  is  om  deze  te  winnen.  Hierin  moet  onderscheid  worden  gemaakt  tussen  winbaar  op  de  korte  termijn  en  op  de  lange  termijn.  Dit  omdat  de  kosten  van  aardoliewinning  verschillen  voor  de  korte  (5  tot  15  jaar)  en  de    lange  termijn  (15+  jaar)  vanwege  kostendalingen  door  technologische  ontwikkelingen,  kostenstijgingen  als  gevolg  van  tekorten  aan  personeel  en  materieel,  politieke  factoren,  en  de  dynamiek  van  vraag  en  3 

 

aanbod in de markt. Op de lange termijn spelen vooral factoren zoals de afstand van de aardolie  tot  de  markt,  bijvoorbeeld  in  geval  van  het  Noordpoolgebied,  de  technologische  ontwikkeling  die  kostendaling  veroorzaakt,  en  de  geologische  structuren  onder  de  grond  die  het  moeilijker  maken  aardolie  te  winnen.  Maar  ook  de  politieke  factoren  kunnen  van  groot  belang  zijn  vanwege  het  OPEC  oliekartel  op  de  lange  termijn.  Op  de  korte  termijn  zijn  vooral  de  kostenstijgingen als gevolg van tekorten aan personeel en materieel, de dynamiek van vraag en  aanbod, en politieke factoren van belang.     Figuur 1 ‐ Gesimplificeerd overzicht van de terminologie, factoren en kansaanpak voor het bereken van  de winbare hoeveelheid aardolie.Afbeelding afkomstig van United States Geological Survey, USGS (1998)   

     

De studie van Aguilera  In het eerste kwartaal van 2009 werd in de Energy Journal van de International Association for Energy  Economists een artikel gepubliceerd van Aguilera et al. (2009) waarin de beschikbaarheid van aardolie  op basis van geologische en economische analyses is beoordeeld. De auteurs concluderen dat ‘…grote  hoeveelheden  conventionele  en  onconventionele  aardolie  beschikbaar  zijn  en  geproduceerd  kunnen  worden tegen kosten ver onder de huidige marktprijs van 120 dollar per vat. Deze resultaten suggereren  dat de beschikbaarheid van aardolie waarschijnlijk veel langer zal duren dan velen nu voorspellen en dat  de uitputting van aardolie de marktprijs niet boven de vrij hoge niveaus van de laatste jaren hoeft uit te  laten stijgen (vertaling uit Aguilera et al 2009, p. 141)’.     Aguilera et al (2009) komen tot deze conclusie op basis van een berekening van de beschikbaarheid van  aardolie  doormiddel  van  de  methode  van  cumulatieve  beschikbaarheids  curven.    Bij  deze  methode  wordt eerst het maximum aan aardolie berekend dat technisch winbaar is vanuit geologische kennis op  basis van de huidige technologische standaard en toekomstige technologische ontwikkeling. Vervolgens  wordt  berekend  wat  de  kosten  zijn  van  de  winning  van  de  verschillende  hoeveelheden  aardolie  die  4   

technisch winbaar worden geacht. Als laatste stap wordt het totale volume dat op geologische basis als  beschikbaar is berekend, uitgezet op de x‐as en afgezet tegen de kosten van winning op de y‐as, zoals  weergegeven in figuur 2.    Figuur 2 ‐Voorbeeld van cumulatieve beschikbaarheid curve waarin de kosten uit worden gezet tegen het  beschikbare volume aardolie onder de grond in miljard vaten (1 vat = 159 liter), uit Aguilera et al (2009)   

  In  deze  review  wordt  het  artikel  van  Aguilera  et  al  (2009)  besproken  op  volgorde  van:    1) De geologische analyse waarmee het totaal aan beschikbare reserves wereldwijd is geschat;  2) De  beschikbaarheid  van  aardolie  op  de  lange  termijn  op  basis  van  de  productiekosten  zoals  berekend.    In het werk van Aguilera et al. (2009) wordt de studie van de United States Geological Survey (2000) als  basisaanname  genomen.  Hoewel  de  studie  van  de  USGS  kort  besproken  wordt  door  Aguilera  et  al.  (2009) nemen zij de resultaten zonder aanpassingen in zijn geheel over. Om te komen tot een zinvolle  analyse  van  de  resultaten  van  Aguilera  et  al.  (2009)  is  het  daarom  nodig  om  de  World  Petroleum  Assessment  uit  2000  van  de  USGS  uitgebreid  te  bespreken  omdat  onzekerheden  in  deze  studie  grote  invloed hebben op de resultaten.                        

5   

De World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey (USGS)  Tot op heden is de World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey  de meest  volledige  studie  in  het  publieke  domein  waarin  het  toekomstige  potentieel  aan  conventionele  aardoliereserves  wordt  berekend 1 .  Ondermeer  vanwege  de  volledigheid,  uitgebreidheid,  en  gratis  beschikbaarheid  wordt  zij  wereldwijd  door  een  groot  aantal  instituten  en  bedrijven  gebruikt  als  basis  voor  scenario’s.  Ondermeer  door  het  Internationaal  Energie  Agentschap,  tot  en  met  2007,  voor  het  bepalen van de beschikbaarheid van aardolie in de periode tot 2030 (IEA 2005; IEA 2006; IEA 2007) en  door  het  staatsoliebedrijf  Saudi  Aramco  om  aan  te  geven  hoeveel  aardolie  er  in  Saoedi‐Arabië  nog  te  vinden is (Abdul Baqi en Saleri 2004). Sinds de World Energy Outlook 2008 is de IEA overgestapt op een  nieuwe methodiek waarin de studie van de USGS niet meer de leidraad is voor de voorspelling van de  olieproductie.     In de studie van de USGS uit het jaar 2000 worden twee zaken berekend. Ten eerste wat het potentieel  is aan nog te ontdekken aardolie. Ten tweede hoeveel groei er mogelijk is in de bekende reserves, de  reservegroei. Reservegroei kan worden gedefinieerd als de toename in reserves over de tijd vanwege te  lage  schattingen  van  de  reserves  in  het  verleden  en  de  ontwikkeling  van  nieuwe  technologie.  Technologie  zorgt  ervoor  dat  de  hoeveelheid  winbare  aardolie  in  een  gegeven  olieveld,  de  winbaarheidsfactor,  toeneemt.  Om  tot  zinvolle  realistische  resultaten  te  komen,  gezien  factoren  als  technologische en economische ontwikkeling over de jaren, is gekozen om de studie te limiteren tot een  tijdsperiode  van  30  jaar,  namelijk  van  1996  tot  2025,  waarin  de  bovenstaande  potentiëlen  wordt  geschat.  Deze  tijdsperiode  dient  niet  te  letterlijk  genomen  te  worden  maar  bezien  te  worden  als  een  tijdsduur  die  maatschappelijk  relevant  is  voor    het  maken  van  een  inventarisatie  van  de  aardolievoorkomens (USGS 2000, AM‐4). Als basisdata is in de studie van de USGS (2000) de database  van IHS Energy (voormalig Petroconsultants) gebruikt tot het jaar 1996. Deze database was en is nu nog  steeds de meest volledige database voor aardolievelden wereldwijd.    

Het potentieel aan nog te ontdekken aardolie volgens USGS (2000)   In  de  studie  is  de  wereld  ingedeeld  in  937  geologische  ‘provincies’  afhankelijk  van  de  geologische  kenmerken.  Van  deze  937  provincies  was  destijds  bekend  dat  er  406  aardolie  bevatten.  Voor  de  schatting van de nog te ontdekken hoeveelheden aardolie zijn 102 van de 406 oliebevattende provincies  geselecteerd. Deze selectie is gemaakt op basis van het totale bekend volume aan ontdekte aardolie,  en  geologische,  politieke,  technische  en  geografische  redenen  (USGS  2000,  RH‐5).  In  totaal  bevatte  de  selectie  van  102  provincies  95%  van  de  toen  bekende  hoeveelheid  aan  aardolie.  Deze  provincies  zijn  verder  ingedeeld  in  regio’s  op  basis  van  de  geologische  homogeniteit.  Per  regio  zijn  een  aantal  zaken  geïnventariseerd. Ten eerste de waarschijnlijkheid dat exploratie plaatsvindt gedurende de periode 1996  en 2025. Ten tweede de waarschijnlijkheid van ontdekking van een veld met een minimumgrootte van 1  tot  20  miljoen  vaten  aardolie  (1  vat  =  159  liter).  Ten  derde  is  een  schatting  gemaakt  van  het  aantal  onontdekte aardolie‐ en aardgasvelden in de regio groter of gelijk aan het veld met de minimumgrootte. 

                                                            

1

 Conventionele aardolie is hier gedefinieerd als alle vormen van aardolie exclusief aardolie uit teerzanden,  aardolie uit extra zware aardolie en aardolie uit olieschalies. 

6   

Ten vierde de ratio tussen aardolie/gas in aardolievelden en natural gas liquids (NGL)/gas in gasvelden 2 .  Deze  waarschijnlijkheden  en  schattingen  zijn  gebaseerd  op  geologische  inzichten  zoals  het  begrip  van  generatie, migratie, beslotenheid, conservatie van de aardolie en het historische exploratieverloop. Zo is  de  distributie  van  de  grootte  van  het  veld  op  te  maken  uit  de  geschiedenis  van  exploratie.  Gesimplificeerd  worden  de  grote  aardolievelden  meestal  in  het  begin  van  de  exploratieperiode  geëxploiteerd, waarna het gevonden volume per veld steeds verder afneemt (USGS 2000, OP‐7). In het  geval dat er niets bekend was is de gemiddelde waarschijnlijkheid van de wereld als geheel toegepast.  De  vier  inventarisaties  leveren  samen  een  distributie  op  van  de  waarschijnlijkheid  van  niet  ontdekte  hoeveelheden aardolie, aardgas en natural gas liquids (NGL).     Figuur 3 – Schematisch overzicht van Monte Carlo Procedure gebruikt door USGS, uit USGS (2000).    De  berekende  distributie  van  waarschijnlijkheid  is  vervolgens  in  een  monte  Carlo  simulatiemodel  als  input gebruikt om tot een realistische  benadering    de  niet  ontdekte  aardolievelden  te  komen.  Een  schematisch  overzicht  van  deze  procedure  is  te  vinden  in  figuur  3  links. In de twee figuren in het paars  en  groen  zien  we  de  voor  deze  studies  gebruikelijke  lognormale  verdeling,  gebruikt  om  de  waarschijnlijkheid  van  de  grootte  en  het  aantal  niet  ontdekte  aardolievelden  weer  te  geven.  Met  kwantitatieve  input  afkomstig  uit  de  eerder  beschreven  inventarisatie.  Vervolgens  zijn  in  totaal  50.000  Monte  Carlo  iteraties  uitgevoerd  op  basis  van  de  kwantitatieve  input.  Daarvan is vervolgens het gemiddelde genomen. Een voorbeeld hiervan is te zien in de blauwe figuur in  de grafiek.     De  uitkomst  van  dit  proces  is  voor  de  gehele  wereld  exclusief  de  Verenigde  Staten  is  te  zien  in  onderstaande  figuur  4.  Daarin  is  te  zien  dat  het  gemiddelde  voor  de  wereld  neerkomt  op  649  miljard  potentieel  te  ontdekken  hoeveelheden  conventionele  aardolie  exclusief  Natural  Gas  Liquids  (NGL)  tussen 1996 en 2025 volgens USGS (2000). In tabel 1 is de kansverdeling te zien van de nog te ontdekken                                                              

2

 Natural Gas Liquids (NGL) zijn een fractie koolwaterstoffen die uit aardgasvelden worden geproduceerd. Onder  de grond zijn ze gasvormig maar bij bovengrondse temperaturen worden ze vloeibaar. De Natural Gas Liquids  liggen qua koolstofketens tussen aardolie en aardgas in, ze kunnen omgevormd worden in ondermeer natuurlijke  benzine, butaan en propaan. De NGL worden in de raffinageketen voor aardolie gebruikt en daarom tot aardolie  gerekend.  

7   

hoeveelheden aardolie aflopend van het minimum met 100% waarschijnlijkheid naar het maximum met  0% waarschijnlijkheid. Bovenop de schatting voor de wereld  komt nog de schatting voor NGL van 207  miljard  vaten,  en  die  van  de  VS  van  83  miljard  vaten.  Het  totaal  aan  verwachte  ontdekkingen  komt  hiermee neer op 939 miljard vaten tussen 1996 en 2025.     Figuur  4  –  Uitkomst  van  Monte  Carlo  Procedure  uit  USGS  studie  voor  de  wereld  weergeven  in  miljoen  vaten aardolie (MMBO), uit USGS (2000). 

                    8   

Tabel  1  –  Kansverdeling  van  Monte  Carlo  Procedure  uit  USGS  studie  voor  de  wereld  weergeven  in  procenten uitgezet  tegen  de potentiële hoeveelheid  nog te ontdekken aardolie tussen 1996 en 2025 in  miljoen vaten aardolie (MMBO), uit USGS (2000).     

   

Reservegroei in bekende reserves volgens USGS (2000)  Reservegroei kan worden  gedefinieerd  als de toename in de schatting van winbare aardolie vanaf het  moment dat een olieveld ontdekt wordt tot het einde van de productie  van het veld. Deze toename kan  worden veroorzaakt door technologische ontwikkeling, maar dat is lang niet altijd het geval. Het kan ook  zo zijn dat de schatting van de originele hoeveelheid aardolie fout was waardoor de reserves toenemen,  dat  de  reserves  vanwege  politieke  of  financiële  redenen  niet  goed  gerapporteerd  zijn,  of  dat  er  een  extensie van het veld wordt gevonden.  De kunst van het schatten van reservegroei zit hem daarmee in  het verkrijgen van betrouwbare data van schattingen van de winbare reserves over de jaren. Deze zijn  uitermate moeilijk te verkrijgen omdat het moeilijk is de technologische ontwikkeling te scheiden van de  overige redenen van reservegroei. Een goed voorbeeld is het Prudhoe Bay olieveld in Alaska dat in 1968  is  ontdekt.  Prudhoe  Bay  is  een  van  de  grootste  velden  in  de  wereld  en  begon  in  1975  met  het  produceren  van  aardolie.  In  1977  voorspelden  reservoir  ingenieurs  werkend  aan  het  veld  dat  er  uiteindelijk  9,4  miljard  vaten  aardolie  gewonnen  zouden  kunnen  worden.  In  2005  was  deze  schatting  toegenomen  tot  13,5  miljard  vaten.  De  geschatte  reserves  zijn  over  de  tijd  dus  toegenomen  of  ‘gegroeid’  met  4,1  miljard  vaten.  Op  het  eerste  gezicht  zou  dit  toegedicht  kunnen  worden  aan  technologische  ontwikkeling.  Echter  volgens  de  voormalig  hoofd  Petroleum  ingenieur  van  BP  in  de  VS  9   

Jeremy Gilbert, die gewerkt heeft aan Prudhoe Bay, kwam de initiële schatting van het veld neer op 12  tot  15  miljard  vaten  aan  winbare  reserves.  Vanwege  financiële  en  politieke  redenen  zou  een  lager  reservegetal van 9,4 miljard openbaar gemaakt (Gilbert 2002). In het geval van Prudhoe Bay lijkt er dus  geen  sprake  te  zijn  van  reservegroei  door  technologie  maar  als  gevolg  van  politieke/financiële  rapportage van reserves.    Voor  het  maken  van  algemene  schattingen  van  reservegroei  dient  de  juiste  maat  voor  de  uiteindelijk  winbare  reserves  genomen    worden.  Gangbaar  is  het  om  de  bewezen  +  waarschijnlijke  (P2)  schatting  van  de  reserves  te  nemen  en  te  kijken  hoe  deze  over  de  tijd  wijzigt.  Daarmee  zijn  publicaties  en  databases, die zich puur op bewezen reserves baseren zoals de BP Statistical Review, World Oil en de Oil  &  Gas  Journal  niet  bruikbaar.  Alleen  de  databases  van  IHS  Energy  (voormalig  Petroconsultants)  en  WoodMackenzie zijn toepasbaar. De USGS heeft in haar methode voor het schatten van de reservegroei  de wereld als geheel genomen en de VS als apart gebied. Dit omdat er niet genoeg afzonderlijke data  bekend is per olieprovincie om een afzonderlijke schatting te kunnen maken. Voor het maken van een  berekening  van  de  reservegroei  is  namelijk  een  tijdserie  nodig  van  minstens  10  jaar  met  betrouwbare  schattingen  van  de  grootte  van  conventionele  aardolie  en  gasvelden.  Vervolgens  kan  de  jaarlijkse  verandering in de reserves over de tijd geschat worden, en daaruit een functie gemaakt worden om op  basis van de historische reservegroei de toekomstige reservegroei te schatten.     In de studie van de USGS (2000) zijn twee methodes besproken voor het berekenen van reservegroei.  Ten eerste de studie te beperken tot het schatten van de reservegroei van regio’s waarvoor goede data  beschikbaar is. Ten tweede het potentieel van de gehele wereld te schatten op basis van een analoog  model op basis van de reservegroei in de Verenigde Staten. Voor de tweede optie is gekozen omdat dit  naar verwachting  het  meest complete resultaat gaf (USGS 2000, RG‐11). In de studie worden ook een  aantal  redenen  besproken  waarom  het  toepassen  van  de  reservegroei  curve  van  de  VS  op  de  reservegroei van de gehele wereld dan wel de potentieel reservegroei zou kunnen overschatten dan wel  onderschatten.   Voor te lage schattingen worden de volgende redenen genoemd:    • De  aardolie‐  en  gasvelden  wereldwijd  zouden  ‘jonger’  kunnen  zijn  dan  de  velden  in  de  VS  op  basis van de kalenderdatum en dus een veel groter potentieel hebben voor reservegroei.   • De toekomstige reservegroei zou door betere technologie groter kunnen zijn dan de historische  reservegroei in de VS.  • Een  tekort  aan  aardolie  in  de  toekomst  zou  activiteiten  om  reservegroei  te  genereren  kunnen   versnellen in vergelijking met het historische verleden in de VS.    Voor te hoge schattingen worden de volgende redenen genoemd:    • De  criteria  voor  het  bepalen  van  de  huidige  reserves  zouden  over  het  algemeen  minder  strikt  kunnen  zijn  wereldwijd  dan  die  in  de  Verenigde  Staten.  Waardoor  de  bekende  reserves  hoger  uitvallen en het potentieel voor reservegroei lager is.  • De bekende reserves zouden doelbewust te hoog gerapporteerd kunnen zijn in sommige landen  waardoor het potentieel voor toekomstige reservegroei lager is.  10   

•

Grotere  aardolie‐  en  gasvelden  zouden  substantieel  meer  ontwikkeling  doorgemaakt  kunnen  hebben dan velden in de VS voordat initiële schattingen van de hoeveelheid aardolie in het veld  zijn  gemaakt.  Daardoor  zou  het  kunnen  zijn  dat  meer  accurate  initiële  reserveschattingen  zijn  gemaakt waardoor het potentieel voor toekomstige reservegroei lager is.  

  Om  te  toetsen  in  hoeverre  de  toegepaste  functie  van  de  VS  op  de  wereld  te  optimistisch  of  te  pessimistisch was hebben de auteurs van de USGS studie uit 2000 later een aantal studies gedaan naar  afzonderlijke  gebieden.  Ondermeer  naar  de  reservegroei  in  Volga‐Ural,  het  West‐Siberische  basin,  de  Noordzee, het Midden Oosten en Canada (Verma et al. 2000; Verma en Ulmishek 2003; Klett en Guatier  2003; Verma et al. 2004; Beliveau 2003; Verma en Henry 2004; allen geciteerd in Ahlbrandt 2006). De  algemene  conclusie  in  deze  studies  was  dat  de  functie  zoals  gebruikt  in  USGS  (2000)  inderdaad  toegepast kan worden op de gehele wereld (Klett 2005 geciteerd in Ahlbrandt 2006).  De door de USGS  (2000) gebruikte functie om de reservegroei wereldwijd te schatten is weergegeven in figuur 5. Op basis  van  de  historische  data  uit  de  IHS  Energy  database  (voormalig  Petroconsultants)  voor  de  wereld  is  de  reservegroei  geschat  per  jaar  tot  2025.  Vervolgens  is  per  jaar  van  deze  schatting  het  midden  (gemiddelde)  genomen  van  een  waarschijnlijkheidberekening  toegepast  op  basis  van  een  driehoeksdistributie, zoals te vinden in figuur 6.     Figuur 5 – Functie voor de reservegroei zoals toegepast voor de gehele wereld door de USGS. Weergeven  als groeifactor op de y‐as afgezet tegen de leeftijd van het veld op de x‐as, afbeelding afkomstig uit USGS  (2000).   

    Figuur 6 – De door de USGS gebruikte waarschijnlijkheidsdistributie in driehoekvorm voor het berekenen  van de reservegroei, afbeelding afkomstig uit USGS (2000).    11   

      De resultaten van de schatting voor reservegroei van de USGS (2000) komt neer op 612 miljard vaten  aan reservegroei voor conventionele aardolie en 42 miljard voor Natural Gas Liquids (NGL) tussen 1996  en 2025 voor de wereld exclusief de VS, en 76 miljard vaten aan conventionele aardolie plus Natural Gas  Liquids voor de VS. In totaal dus 730 miljard vaten. De per 1 januari 1996 bekende hoeveelheid winbare  aardolie  uit  ontdekte  velden  van  de  IHS  Energy  (Petroconsultant)  database  zou  daarmee  naar  verwachting  toenemen  van  1398  miljard  naar  2010  miljard  en  de  reserves  aan  NGL  van  75  naar  117  gedurende 1996 en 2025.                

12   

De totale resultaten van USGS (2000) zoals gebruikt door Aguilera et al. (2009)  In tabel 2 is de samenvatting weergegeven van de resultaten voor onontdekte aardolie en reservegroei  voor  de  wereld  en  de  Verenigde  Staten  volgens  de  studie  van  de  United  States  Geological  Survey.  In  totaal  komen  de  verwachte  ontdekkingen  wereldwijd  aan  conventionele  aardolie  (crude  oil  +  NGL)  tussen 1996 en 2025 neer op 939 miljard vaten en de reservegroei op 730 miljard vaten. In tabel 3 zijn  de resultaten weergeven voor 8 verschillende regio’s.     Tabel 2 – De resultaten van USGS (2000), afkomstig uit USGS (2000) 

    Tabel 3 –De resultaten van USGS (2000), geadapteerd uit Ahlbrandt (2006). Het totaal voor reservegroei  uit  deze  bron  komt  met  709  miljard  vaten  niet  overeen  met  de  originele  resultaten  uit  USGS  (2000)  wegens  een  fout  in  Ahlbrandt  (2006).  Dit  getal  behoort  730  miljard  vaten  te  bedragen  waarmee  de  totale winbare hoeveelheid uitkomt op 3345 miljard  vaten.   

    13   

Een analyse van het potentieel aan ontdekkingen in de USGS studie  Het  potentieel  aan  ontdekkingen  van  de  USGS  van  939  miljard  vaten  lijkt  op  basis  van  het  historische  ontdekkingspatroon  zoals  weergeven  in  onderstaande  figuur  7  een  hoge  schatting.  Wanneer  het  historisch  in  golfbewegingen  dalende  patroon  sinds  1960  wordt  geëxtrapoleerd    komen  de  nog  te  ontdekken hoeveelheden aardolie wereldwijd neer op circa 250 miljard vaten. Voor het realiseren van  de 939 miljard vaten van de USGS is dan ook grote nieuwe golf van ontdekkingen nodig zoals voor het  laatst  in  de  jaren  ’60  heeft  plaatsgevonden.  Een  patroon  zoals  dit  eruit  zou  zien  afgezet  tegen  de  historische  ontdekkingen  is  te  vinden  in  figuur  8  in  het  blauw.  Het  is  op  basis  van  de  historische  data  onwaarschijnlijk dat dit patroon zich zal voltrekken. Van de 30 jarige tijdsduur bekeken in de studie zijn  inmiddels 12 jaar verstreken. Dat maakt  het mogelijk dankzij beschikbare data om voor ontdekkingen  ook  te  peilen  of  het  aangegeven  potentieel  ook  daadwerkelijk  gerealiseerd  is.  In  figuur  8  is  tevens  de  data voor ontdekkingen opgenomen tussen 1996 en 2007 van IHS Energy in het groen. In totaal is in die  periode circa 120 miljard aan vaten aardolie ontdekt wat 12,7% van de 939 miljard vaten van de USGS  representeert.  De  resultaten  voor  ontdekkingen  vallen  dus  tegen  ten  opzichte  van  de  verwachting  uit  USGS (2000).     Figuur 7 – In miljard vaten per jaar de ontdekkingen van aardolie van 1930 tot 2005, extrapolatie van de  ontdekkingstrend  tot  2040,  en  productie  tot  2005,  afbeelding  afkomstig  van  Peakoil  Nederland  geadapteerd van Colin Campbell (2006). 

            14   

Figuur 8 – In miljard vaten per jaar de ontdekkingen van aardolie van 1930 tot en met 1995, historische  ontdekkingen van 1995 tot en met 2007, extrapolatie van de ontdekkingstrend tot 2050 op basis van 939  miljard  nog  te  ontdekken  vaten  aardolie  naar  USGS  (2000)  weergeven  via  een  normale  distributie,  afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland.  

    De tegenvallende resultaten voor ontdekkingen zijn verdedigd in een publicatie van de auteurs van de  USGS  uit  2005.  In  Klett  et  al.  (2005)  wordt  erkend  dat  in  de  periode  1996  tot  2004  een  lager  aantal  ontdekkingen zijn gerealiseerd dan verwacht volgens USGS (2000). Maar dit was volgens de auteurs te  verwachten omdat de meeste nog niet ontdekte olievelden te vinden zijn in economisch, geografisch of  politiek  moeilijke  locaties.  ‘Some  of  the  oil  resources  estimated  by  the  U.S.  Geological  Survey  were  expected  to  come  from  remote  localities  such  as  northeast  Greenland,  but  the  World  Petroleum  Assessment 2000 predicted that most of the undiscovered oil could be found in and around the existing  major  petroleum  provinces  of  the  Middle  East,  North  Africa,  and  the  countries  of  the  former  Soviet  Union. Large parts of these important areas were not available to exploration during the first 8 yr of the  forecast  span.  This  is  certainly  the  case  in  some  of  the  countries  of  the  Middle  East  and  North  Africa.  Iraq, Iran, and Libya presented limited investment opportunities during the 8‐yr period of this study, and  investment  in  oil  and  gas  exploration  in  Russia,  Azerbaijan,  and  the  central  Asian  republics  has  been  limited  also  by  various  constraints  on  pipeline  construction  and  perceived  political  and  economic  instability….In  this  context,  it  is  surprising  that  as  much  as  11%  [end  2003]  of  the  estimated  undiscovered oil resource was found (Klett et al. 2005).’  15   

De vraag is in hoeverre de argumentatie in dit commentaar gerechtvaardigd is. Ligt de lage hoeveelheid  aan ontdekkingen daadwerkelijk aan de economische, geografische of politieke situatie van de landen  waar  de  nog  te  ontdekken  aardolie  zou  liggen?  Of  zijn  de  hoeveelheid  te  verwachten  ontdekkingen  overschat?  Om  dit  te  kunnen  beoordelen  kijken  we  naar  een  aantal  afzonderlijke  landen  en  de  verwachtingen  voor  het  potentieel  aan  ontdekkingen  tussen  1996  en  2025.  De  distributie  van  de  ontdekkingen voor de top 30 landen die 92% van het potentieel verwacht door de USGS (2000) bevatten  is weergegeven in tabel 4.    Tabel  4  –  Potentieel  aan  ontdekkingen  van  aardolie  volgens  de  USGS  van  1996  tot  en  met  2025  gerangschikt naar de 30 grootste potentiëlen, tabel geadapteerd naar USGS (2000).    

    De  geselecteerde  landen  die  nader  bekeken  zijn,  zijn  Saoedi‐Arabië  en  de  Verenigde  Staten.  De  Verenigde Staten is geselecteerd omdat vrij goede gegevens beschikbaar zijn voor het land, omdat het  een oude productiegebied betreft dat ver over haar piekproductie heen,  is wat de accuraatheid van de  analyse  sterk  verbetert,  en  omdat  het  de  3de  positie  inneemt  qua  verwachte  ontdekkingen.  Saoedi‐ Arabië is gekozen vanwege haar toppositie in tabel 4 en de beschikbare gegevens over boringen over de  16   

jaren.  Samen  representeren  deze  twee  landen  met  219  miljard  aan  potentieel  te  ontdekken  vaten  aardolie, 23,3% van de 939 miljard vaten van het totale potentieel berekend door de USGS (2000).     Volgens  de  USGS  (2000)  valt  er  in  Saoedi‐Arabië  een  totaal  aan  potentieel  van  136  miljard  vaten  aan  conventionele aardolie plus NGL te ontdekken, tussen 1996 en 2025 (14% van het totaal van 939 miljard  vaten).  Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2006 zijn in totaal 5 miljard vaten ontdekt in het koninkrijk  volgens cijfers van IHS Energy (3,6% van het totaal van 136 miljard vaten). Sinds de nationalisatie in de  jaren  ’70  mogen  buitenlandse  maatschappijen  in  het  land  niet  naar  aardolie  boren.  Sinds  2004  zijn  verschillende  westerse  oliemaatschappijen  wel  toegelaten  om  in  het  Zuiden  tot  Zuid/Westen  van  het  land,  in  de  Rub  Al  Khali  Regio,  (de  ‘Empty  Quarter’)  naar  aardgas  te  boren.  Als  er  aardolie  gevonden  wordt  dan  is  dit  in  zijn  geheel  het  eigendomsrecht  van  Saoedi‐Aramco,  de  staatsoliemaatschappij  van  Saoedi‐Arabië. In figuur 9 is te zien dat tot 2005 voornamelijk in het Oosten van het land geboord is naar  aardolie.    Figuur 9 – Boringen naar aardolie in Saoedi‐Arabie, figuur afkomstig van Abdul Baqi en Saleri (2004)   

    Vertegenwoordigers  van  Saoedi‐Aramco  beschreven  in  een  presentatie  uit  2004,  waaruit  de  bovenstaande grafiek afkomstig is, drie regio’s waar weinig exploratie heeft plaatsgevonden. De Rub al  Kahli, de grens met Irak en de rode zee. In de studie van de USGS (2000) blijkt echter dat maar in 1 van  deze drie regio’s naar verwachting veel aardolie wordt gevonden namelijk Rub al Khali met 51 miljard  vaten. De resterende hoeveelheid is volgens de USGS (2000) voornamelijk te vinden in het midden van  het land bij de Greater Ghawar Uplift, de regio waarin het grootste aardolieveld ter wereld Ghawar ligt.  In  dit  gebied  waar  historisch  veel  geboord  is  naar  aardolie  is  volgens  de  USGS  77  miljard  vaten  aan  aardolie nog te vinden. Het is onwaarschijnlijk dat juist in dit gebied geologen olievelden van dergelijke  17   

grootte  over  het  hoofd  gezien  zouden  hebben.  Boringen  naar  aardolie  vinden  in  dat  gebied  al  plaats  sinds  exploratie  begon  in  Saoedi‐Arabië  in  de  jaren  1940.  De  verwachte  139  miljard  vaten  aan  nog  te  ontdekken  hoeveelheid  aardolie  in  Saoedi‐Arabië  is  daarmee  waarschijnlijk  te  hoog  geschat.  Tevens  zouden,  als  de  schatting  van  de  USGS  (2000)  klopt,  er  een  aantal  grote  olievelden  gevonden  moeten  worden in de Rub Al Khali nu daar exploratie plaatsvindt. Daar er nu geboord wordt in dit gebied zou op  een termijn van 5 à 10 jaar het waarschijnlijk kunnen zijn dat er een aantal grote ontdekkingen worden  gedaan.     Figuur  10  –  Verwachtingen  USGS  voor  ontdekkingen  per  provincie  in  Saoedi‐Arabie,  geadapteerd  van  USGS (2000).    

      Volgens de USGS (2000) is er in totaal een potentieel van 83 miljard vaten aan conventionele aardolie  plus natural gas liquids te ontdekken tussen 1996 en 2025 in de Verenigde Staten (8,8% van het totaal  van 939 miljard vaten).  Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2006 zijn in totaal 6 miljard vaten ontdekt in  de Verenigde Staten volgens cijfers van het Amerikaanse Departement van Energie (7,2% van het totaal  van 83 miljard vaten).  Doordat de Verenigde Staten een land is waar de productie al vergevorderd is,  met een niet door politiek verstoord productiepatroon, is de methodiek van Hubbert Linearisatie goed  toe  te  passen.  Geoloog  Marion  K.  Hubbert  heeft  in  de  jaren  ’50  van  de  20ste  eeuw  deze  methode  als  eerste uitgewerkt. Het gaat uit van het basisaanname dat de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie  in een land  te berekenen  is via de  cumulatieve  productie en de productiecijfers. De eerste  stap is het  uitzetten  van  de  cumulatieve  productie  per  jaar  op  de  x‐as  tegen  de  productie  gedeeld  door  de  cumulatieve productie per jaar op de y‐as. Hierdoor wordt een patroon van punten weergeven die na  een bepaalde tijdsduur van initiële productie in een lineair patroon vervalt doordat de waarde van de  cumulatieve  productie  steeds  groter  wordt  ten  opzichte  van  de  actuele  productie.  De  methode  is  daarmee vooral goed toepasbaar voor landen waar de productie al vergevorderd is, zoals in de VS waar  18   

sinds  het  einde  van  de  19de  eeuw  aardolie  wordt  geproduceerd  en  sinds  1970  de  piekproductie  is  gepasseerd.  De  tweede  stap  is  het  doortrekken  van  het  lineaire  patroon  tot  het  punt  waarop  de  productie tot 0 is gedaald, het punt waarop de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie afgelezen kan  worden. In figuur 11 is deze methode weergeven voor de Verenigde Staten. Op basis van een lineaire  extrapolatie via de gegevens van 1974 tot en met 2007 lijkt de uiteindelijk winbare hoeveelheid aardolie  neer te komen op 279 miljard vaten waarvan eind 2007 er 227 miljard gewonnen waren.     Figuur  11  –  Verwachtingen  USGS  voor  ontdekkingen  per  provincie  in  Saoedi‐Arabie,  geadapteerd  van  USGS  (2000).  In  het  blauw  de  historische  cumulatieve  productie  versus  productie  gedeeld  door  cumulatieve  productie,  in  het  rood  de  trendlijn  genomen  vanaf  1974,  en  rechts  via  de  rode  punt  weergeven  de schatting van de USGS (2000) voor de uiteindelijk winbare hoeveelheid aardolie in de VS,  afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland. 

    Naar  verwachting  zal  er  dus  nog  51,7  miljard  vaten  geproduceerd  worden  in  de  VS  inclusief  huidige  reserves,  nog  niet  ontdekte  velden  en  reservegroei.  Opgeteld  bij  de  33  miljard  vaten  geproduceerd  tussen  1995  en  2007  komt  het  totaal  voor  de  VS  vanaf  1  januari  1996  neer  op  84,7  miljard  vaten.  Dit  getal staat in sterk contrast met de cijfers van de USGS (2000). Daarin is een totaal van 191 miljard vaten  vanaf  1  januari  1996  berekend,  waarvan  32  miljard  vaten  resterende  reserves,  83  miljard  aan  nog  te  vinden aardolie en 76 miljard vaten aan reservegroei. Ervan uitgaande dat, zoals de USGS aangeeft, deze  hoeveelheden tussen 1996 en 2025 gerealiseerd worden, kan een productieprofiel worden gemaakt van  de  schatting  van  de  USGS  van  191  miljard  vaten  en  de  door  de  auteur  gemaakte  schatting  van  84,7  miljard  vaten.  Deze  scenario’s  zijn  weergeven  in  de  onderstaande  figuur  12.  Te  zien  is  dat  voor  het  scenario van de USGS (in blauw) de productie in de VS langdurig om zal keren en gedurende een periode  19   

van circa 20 jaar zal stijgen ondanks de productiepiek in 1970. Dit vereist het ontdekken van een grote  nieuwe  aardolieprovincie  in  de  VS  naast  kleinere  ontdekkingen  in  bestaande  provincies.  Gezien  de  ouderdom  van  de  VS  als  productiegebied  en  de  vele  tienduizenden  exploratieboringen  is  het  onwaarschijnlijk dat dit zal plaatsvinden. Een doorgaande daling zoals weergegeven in productiescenario  1 op basis van de Hubbert Linearisatie is waarschijnlijker (in groen).     Figuur 12 – Historische productie in het rood van de Verenigde Staten in miljoen vaten per dag en twee  productiescenario’s  voor  de  toekomstige  aardolieproductie  in  de  VS  vanaf  1996.  In  het  blauw  het  productiescenario 1 op basis van de 191 miljard vaten nog te produceren vanaf 1996 volgens de USGS en  in  het  groen  het  productiescenario  2  op  basis  van  de  Hubbert  Linearisatie  techniek  met  84,7  miljard  vaten nog te produceren vanaf 1996, afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland.   

    Hoewel een analyse van twee van de tientallen landen waarover de USGS schattingen heeft gegeven van  nog  te  vinden  aardolie  niet  representatief  zijn  voor  de  gehele  schatting,  zijn  er  wel  voldoende  kanttekeningen te maken om de gehele schatting in twijfel te trekken, daar deze twee landen 23,3% van  de  schatting  vertegenwoordigen.  De  gerealiseerde  ontdekkingen  tussen  1996  en  2006,  de  onwaarschijnlijk  hoge  schatting  van  de  nog  te  realiseren  productie  in  de  Verenigde  Staten,  en  de  onwaarschijnlijkheid dat grote aardolievelden in gebieden in Saoedi‐Arabie waar al veel geëxploreerd is  over  het  hoofd  zijn  gezien,  geven  voldoende  redenen  om  de  resultaten  met  betrekking  tot  de  nog  te  ontdekken hoeveelheden aardolie in de studie van de USGS (2000) in twijfel te trekken. Internationaal  gezien is een interessante kanttekening te maken dat het IEA sinds de World Energy Outlook 2008 geen  20   

gebruik meer maakt van de resultaten van de USGS (2000). Voor het potentieel aan ontdekkingen van  2008 tot 2030 heeft het IEA een eigen schatting gemaakt van 114 miljard vaten (IEA 2008).  

  Een analyse van reservegroei in de USGS studie 

De enige manier om goed inzicht te krijgen in de mate waarin de USGS reservegroei goed inschat is te  kijken  naar  de  veranderingen  in  de  IHS  Energy  database  omdat  deze  als  basisdata  wordt  gebruikt  in  USGS  (2000).  De  updates  in  de  IHS  Energy  database  geven  daarmee  een  goede  manier  om  de  voorspelling  voor  reservegroei  te  toetsen.  Door  in  detail  elke  verandering  te  bekijken  in  de  database  sinds  1996  en  deze  naast  de  schatting  van  730  miljard  vaten  tussen  1996  en  2025  te  leggen  kan  een  goed beeld worden verkregen. Helaas is de database van IHS Energy alleen voor een commercieel tarief  van 1 miljoen dollar per jaar toegankelijk. In het publieke domein zijn echter wel een aantal datapunten  beschikbaar.  In  een  publicatie  uit  augustus  2005  in  het  bulletin  van  de  American  Association  of  Petroleum Geologists (AAPG) wordt de studie van de USGS uit 2000 geëvalueerd door een deel van de  originele  auteurs.  De  conclusie  luidt  dat  ongeveer  28%  of  171  miljard  van  de  730  miljard  vaten  aan  verwachte reserve groei is gerealiseerd tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2004 (Klett et al. 2005). De  cijfers gespecificeerd per regio zijn weergegeven in tabel 5.                                                                                                                   Tabel 5 – Geschatte en gerealiseerde reservegroei per regio geadapteerd uit Ahlbrandt (2006). Het totaal  voor reservegroei uit deze bron komt met 709 miljard vaten niet overeen met de originele resultaten uit  USGS (2000) wegens een fout in Ahlbrandt (2006).   

    Op  basis  van  deze  cijfers  is  de  conclusie  te  trekken  dat  de  schatting  van  de  USGS  voor  reservegroei  tussen 1996 en 2025 tot nu toe goed in lijn is met de gerealiseerde reservegroei. De historische cijfers  betekenen echter niet per definitie  dat de reservegroei in de toekomst gerealiseerd zal worden zoals in  de  schatting  verwacht  wordt,  maar  wel  dat  de  schatting  een  grote  mate  van  waarschijnlijkheid  heeft.  Daar er geen verdere cijfers bekend zijn wegens gebrek aan toegang tot de IHS Energy database maakt  dat  er  geen  mogelijkheid  is  om  de  cijfers  zoals  gepresenteerd  door  Ahlbrandt  (2006)te  verifiëren  of  falsifiëren. Een verdere diepgaande analyse van de schatting van reservegroei in USGS (2000) is daarom  dan ook niet mogelijk.    21   

De beschikbare reserves: uitbreiding van Aguilera et al. (2009) op USGS (2000)  In  Aguilera  et  al.  (2009)  is  een  model  gemaakt  om  de  nog  te  ontdekken  hoeveelheid  aardolie  in  de  geologische provincies die in USGS (2000) niet zijn meegenomen te schatten. In totaal zijn in de studie  van de USGS (2000) 835 van de 937 geologische provincies niet meegenomen. In Aguilera et al. (2009)  wordt  op  pagina  4  een  totaal  genoemd  van  528  provincies  die  niet  meegenomen  zouden  zijn  in  de  studie  van  de  USGS.  Dit  is  een  incorrecte  interpretatie  van  de  tekst  van  de  USGS  (USGS  2000,  RH‐5).  Voor  de  methodiek  maakt  dit  verschil  weinig  uit  qua  resultaten,  behalve  dat  in  plaats  van  528  er  838  geologische provincies in ogenschouw worden genomen in Aguilera et al. (2009).    In  de  studie  zijn  twee  berekeningen  gedaan  om  het  totaal  aan  winbare  conventionele  aardolie  te  berekenen.  Ten  eerste  zijn  de  verwachte  volumes  in  de  door  de  USGS  niet  bekeken  olieprovincies  berekend. Dit is gedaan doormiddel van het toepassen van een Variabele Vorm Distributie (VSD), die de  relatie  weergeeft  tussen  het  cumulatieve  aantal  provincies  met  de  toekomstige  volumes.  Deze  distributie ligt tussen de Pareto distributie en de Lognormale distributie in, die beide weergeven zijn in  figuur 13.     Figuur  13  –  Distributie  van  de  grootte  van  olieprovincies  afgezet  tegen  het  aantal  provincies  via  de  Pareto distributie en lognormale distributie, uit Aguilera et al. (2009).    

    Er zijn op hoofdlijnen twee impliciete aannames gemaakt in deze methode. De eerste is dat de grootste  provincies  als  eerste  worden  gevonden,  en  dat  met  de  tijd  het  volume  van  de  nieuwe  provincies  die  ontdekt worden afneemt. De tweede is dat uit een dataset met de geschatte winbare reserves in nog  niet  ontdekte  provincies  van  de  USGS  ook  de  data  voor  de  winbare  reserves  in  niet  door  de  USGS  bekeken  provincies  kan  leiden.  Het  is  te  bekritiseren  of  deze  geschatte  volumes  ook  daadwerkelijk  winbaar  zijn  daar  het  om  locaties  gaat  die  verafgelegen  liggen,  dan  wel  om  politieke  redenen,  waaronder  milieuvergunningen,  niet  toegankelijk  zijn.  Hier  wordt  in  de  economische  schatting  van  Aguilera et al. (2009) kort nader op ingegaan. De uitkomst van het toepassen van de VSD distributie is  een verwachte 593 miljard vaten aardolie in de niet door de USGS bekeken olieprovincies.     22   

Naast  de  VSD  distributie  is  een  simpele  aanname  gemaakt  voor  de  reservegroei.  De  auteurs  hebben  aangenomen dat de USGS geen reservegroei functie heeft toegepast voor de schatting van de nog niet  ontdekte volumes. Ze hebben daarom de percentuele toename van reservegroei over de totale bekende  hoeveelheid aardolie uit de USGS (2000) studie genomen. Specifiek gaat het om een 42.97% toename  van reservegroei (688 miljard vaten) over de resterende reserves van conventionele aardolie exclusief  NGL  (891  miljard  vaten)  plus  cumulatieve  historische  productie  (710  miljard  vaten)  van  1601  miljard  vaten (891 + 710). Dit percentage hebben ze eerst vermenigvuldigd met de historische ruwe data zoals  gebruikt USGS. Het gaat om de 959 miljard vaten aan resterende reserves plus de 939 miljard vaten aan  nog  niet  ontdekte  reserves  aan  conventionele  aardolie  plus  NGL  voor  de  gehele  wereld.  Oftewel  een  vermenigvuldiging  van  1898  miljard  keer  1,4297  wat  een  getal  van  2713,5  miljard  vaten  geeft.  Vervolgens  hebben  ze  de  593  miljard  vaten  afkomstig  uit  de  VSD  distributie  berekening  ook  vermenigvuldigd  met  1,4297  wat  een  getal  van  847,8  miljard  vaten  geeft.  Deze  twee  getallen  zijn  opgeteld waaruit een totaal van 3561 miljard vaten aan technisch winbare aardolie komt.     De methodiek toegepast voor reservegroei is inconsistent en gebaseerd op de verkeerde aanname dat  de  USGS  geen  functie  toegepast  zou  hebben  om  de  reservegroei  in  nog  niet  ontdekte  volumes  te  berekenen. ‘Growth functions were applied for two different types of analyses (1) to aid in estimating  grown sizes of undiscovered fields and (2) to determine the contribution of reserve growth of existing  fields  to  world  resources  (USGS  2000, DS‐8).’  In  de  verwachting  voor  de  ontdekkingen  van  de  USGS  is  reservegroei  al  meegenomen.  Een  tweede  fout  lijkt  het  niet  meenemen  van  de  reservegroei  zoals  berekend  via  de  functie  van  de  USGS.  Dit  totaal  van  730  miljard  vaten  wordt  alleen  gebruikt  voor  het  berekenen van de omrekenfactor van 1,4297 voor de wereld als geheel en is verder niet meegenomen  in de schatting van technisch winbare aardolie. Daarmee is de berekening voor de reservegroei incorrect  te  noemen.  Een  betere  methode  is  het  nemen  van  de  ruwe  basisdata  van  de  USGS  van  1898  miljard  vaten van resterende aardolie + verwachte ontdekkingen en reservegroei in de 102 provincies berekend  door de USGS. Daarbij opgeteld de resultaten uit de VSD distributie van 593 miljard vaten waarin nog  niet ontdekte  velden voor de resterende olieprovincies zijn meegenomen. Indirect wordt daarmee ook  reservegroei berekend doordat als basisdata de verwachte ontdekkingen plus reservegroei zijn gebruikt.  Vervolgens  kan  hierbij  reservegroei  schatting  van  de  USGS  van  730  miljard  vaten  worden  opgeteld  omdat dit de reservegroei in al bekende reserves representeert. Deze methode resulteert in een totaal  van 3221 miljard vaten resterende aardolie op technische basis. In totaal 340 miljard vaten lager dan de  door  Aguilera  et  al.  berekende  3561  miljard  vaten.  In  tabel  6  zijn  alle  cijfers  op  een  rij  gezet  zoals  berekend door de USGS (2000), Aguilera et al. (2006) en de auteur.                    23   

Tabel  6  –  overzicht  van  schatting  voor  USGS  (2000),  Aguilera  et  al.  (2009)  en  correctie  Aguilera  et  al.  (2009) voor reservegroei.   

   

De impact van economische omstandigheden op de  productie van aardolie  Na het berekenen van de technisch winbare hoeveelheid aardolie is gepoogd in Aguilera et al. (2009) om  de  economische  beschikbaarheid  te  berekenen.  Daarvoor  zijn  de  gemiddelde  kapitaalproductiekosten  oftewel  totale  investeringskosten  per  gebied  en  de  operating  costs  of  variabele  kosten  uit  diverse  bronnen  gehaald.  Vervolgens  zijn  deze  gemiddeld  over  het  aantal  geproduceerde  vaten  in  geval  van  variabele  kosten  en  de  totale  winbare  hoeveelheid  voor  de  investeringskosten.  Als  eenheid  is  voor  inflatie  gecorrigeerd  de  waarde  van  een  dollar  uit  2006  genomen.  De  berekening  behelst  dus  een  statistische  opname  van  één  tot  enkele  jaren,  die  geëxtrapoleerd  wordt  naar  de  toekomst.  Ervan  uitgaande dat er geen fundamentele kostenstijgingen of kostendalingen plaatsvinden. ‘Our estimates of  production  costs  are  static,  and  therefore  do  not  take  into  account  the  tendency  of  technological  advancement and other factors to reduce costs over time. Nor do they take account of cost increases  (Aguilera et al. 2009, p.150‐151).’    Voor de nog niet ontdekte hoeveelheid aardolie in de 835 provincies berekend in Aguilera et al. (2009) is  geen  data  van  de  kosten  van  winning  bekend.  Daarom  is  een  formule  gebruikt  waarin  de  productiekosten van deze provincies worden berekend aan de hand van de kosten in het gebied waarin  de provincies liggen. Daarvoor is echter eerst een allocatiestap gemaakt. De methodiek van Aguilera et  al.  (2009)  geeft  namelijk  alleen  via  de  distributie  aan,  dat  er  nog  een  hoeveelheid  van  539  miljard  bovenop  de  berekening  van  de  USGS  te  ontdekken  zou  zijn.  Deze  hoeveelheid  is  verdeeld  over  de  8  regio’s,  waaronder  Europa,  Midden‐Oosten  en  Noord  Afrika  en  Noord  Amerika,  via  de  percentuele  verdeling van de tot nu toe bekende hoeveelheid aardolie over deze regio’s. ‘While the model provides  future volumes for all 937 provinces, it does not indicate which volumes correspond to which provinces.  As Table 4 shows, we have allocated the future volumes from previously unassessed USGS provinces, for  both oil and NGL and for gas, among the eight regions of the world on the basis of each region’s share of  the  future  volumes  in  the  assessed  provinces.  This  is  consistent  with  the  idea  that  regions  with  high  amounts  of  future  volumes  in  previously  assessed  provinces  will  have  unassessed  provinces  with  generally proportional amounts of future volumes (Aguilera et al. 2009, p. 148‐149).’  Vervolgens zijn de  productiekosten (ATCU) berekend op basis van de hoogste kosten in de regio (HATC) vermenigvuldigd  met 1 plus de ratio tussen de totale verwachte aardolie in niet door de USGS bekeken provincies in de  regio (UVOL), zoals bijvoorbeeld Europa, gedeeld door de hoeveelheid aardolie geschat door de USGS in  die regio (AVOL). Deze formule is ook hieronder weergegeven in figuur 12.    24   

Figuur 14 – Formule voor het berekenen van de Average Total Costs Unassessed (ATCU), naar Aguilera et  al. (2009). 

  De  gemaakte  aanname  is  dat  de  gemiddelde  productiekosten  in  de  gebieden  die  door  Aguilera  et  al.  (2009)  zijn  berekend,  hoger  zullen  zijn  dan  de  al  bekende  hoeveelheden  aardolie  en  geschatte  hoeveelheden berekend door de USGS (2000). Met als onderliggende aanname dat de aardolie van hoge  kwaliteit met lage kosten als eerste wordt gewonnen en dat de kosten steeds verder stijgen naarmate  de oliewinning vordert. ‘This procedure presumes that within a region the average production costs for  all the unassessed provinces are higher than those for all the assessed provinces including the assessed  province with the highest costs. This is consistent with the notion that the highest quality, least costly  resources  are  usually  extracted  first.  The  procedure  also  presumes  that  the  difference  between  the  production costs for the unassessed provinces and the highest cost assessed province increases as the  volumes for unassessed provinces rise relative to assessed provinces (Aguilera et al. 2009, p. 167).’ De  gemaakte aannames zijn logisch alleen het is niet duidelijk op welke basis de formule zoals weergegeven  in  figuur  12  is  gekozen.    De  resulterende  ratio  lijkt  geen  enkele  empirische  basis  te  hebben.  De  resultaten van de exercitie zijn te vinden in figuur 15 waarin af te lezen is dat de gemiddelde kosten voor  het merendeel van de technisch beschikbare aardolie onder de 20 dollar per vat zou liggen.     Figuur 15 – Cumulatieve  kostencurve  waarin de geschatte hoeveelheid  nog  technisch winbare aardolie  en NGL uitgezet is tegen de geschatte kosten van winning 

      De  gebruikte  methode  valt  of  staat  met  de  aanname  dat  een  statisch  punt  in  één  of  enkele  jaren  geëxtrapoleerd kan worden voor de gehele toekomst. Dit is geen onderbouwde aanname. Van de kant  van kostendaling vanwege technologische innovatie. Van de kant van kostenstijging doordat de locaties  25   

waar  aardolie  gewonnen  wordt  steeds  moeilijker  bereikbaar  zijn,  waardoor  de  investeringskosten  alsmede  de  variabele  kosten  toenemen.  Daarbij  is  het  niet  te  verwachten  dat  de  politiek  moeilijke  gebieden  waaronder  Nigeria,    en  Irak  in  de  nabije  noch  middellange  toekomst  zullen  stabiliseren.  Dat  maakt  het  weinig  gerechtvaardigd  om  de  additionele  kosten  die  hiermee  gemoeid  zijn,  niet  mee  te  nemen.  Ook  neemt  de  kwaliteit  van  de  aardolie  steeds  verder  af  met  de  tijd  waardoor  de  kosten  van  winning  toenemen.  Tot  slot  worden  de  aardolievelden  ook  steeds  kleiner  en  daarmee  de  productiehoeveelheden  die  uit  een  put  gehaald  kunnen  worden  waardoor  de  kosten  stijgen.  De  methode  gebruikt  door  Aguilera  et  al.  (2009)  is  zeer  gelimiteerd  en  geeft  weinig  houvast  voor  toekomstige productiepatronen. Een betere methode zou het analyseren van de investeringskosten en  variabele kosten over een langdurige tijdserie per olieprovincie behelzen.     Daarnaast  komen  de  inputcijfers  zoals  gebruikt  in  Aguilera  et  al.  (2009)  niet  overeen  met  andere  bronnen. Zo heeft het Internationaal Energie Agentschap (IEA) in haar World Energy Outlook 2008 een  studie gedaan naar de investeringskosten in de olie‐industrie. Via een survey onder oliemaatschappijen  zijn  de  investeringskosten  per  vat  aardolie  berekend.  Het  gemiddelde  voor  de  wereld  in  die  studie  is  voor  de  jaren  2003  tot  2005  berekend  op  12  dollar  per  vat  in  2006  dollars.  Voor  2004  tot  2006  is  zij  berekend  op  16  dollar  per  vat  in  2006  dollars.  De  gemiddelde  kosten  wereldwijd  uit  Aguilera  et  al.  (2009),  omgerekend  door  een  verrekening  te  maken  via  de  hoeveelheden  aardolie  per  gebied  en  de  kosten en daar het gemiddelde van te nemen, komen neer op 6 dollar per vat voor 2006.     Figuur  16  –  Investering‐  en  variabele  kosten  volgens  het  internationaal  energie  agentschap,  naar  IEA  (2008).    

    De  reden  van  het  verschil  ligt  ondermeer  in  de  methode  van  Aguilera  et  al.  (2009)  om  voor  gebieden  waar geen kostencijfers voor bekend waren deze af te leiden uit andere gebieden. Zo geven de auteurs  als gemiddelde afgeleide productiekosten voor de VS 10.77 dollar per vat. De offshore kosten voor de VS  26   

liggen  echter  vele  malen  hoger  met  door  de  IEA  aangegeven  kosten  van  45  dollar  per  vat,  wat  overeenkomt  met  cijfers  van  het  Amerikaanse  Departement  van  Energie.  Naast  de  afgeleide  kosten  waar een foutmarge in zit lijken de kosten voor met name offshore productiegebieden te laag. Zo zijn  voor totale kosten voor de offshore productie in Noorwegen door Aguilera et al. (2009) gemiddeld 7.86  dollar genomen terwijl de gemiddelde kosten in Europa voor onshore en offshore volgens het IEA (2008)  in  de  periode  2003  tot  2005  op  10  dollar  lagen.  De  verwarring  wordt  vergroot  door  het  gebrek  aan  specificatie van de datapunten en de tijdsreeks gebruikt voor de berekening.    

De impact van onconventionele aardolie op het aardolietijdperk  Als  laatste  stap  is  in  Aguilera  et  al.  (2009)  gekeken  naar  de  hoeveelheid  onconventionele  aardolie,  waaronder  teerzanden,  extra  zware  aardolie  en  olieschalies,  en  de  kosten  van  winning  van  deze  bronnen  van  aardolie.  Hierin  wordt  een  directe  vergelijking  gemaakt  van  conventionele  met  onconventionele  aardolie.  Dit  komt  neer  op  een  appels  met  peren  vergelijking  omdat  de  productiemechanisme  van  beide  bronnen  sterk  verschillen.  Onconventionele  aardoliewinning  is  qua  productiemechanisme  meer  gelijk  aan  mijnbouw  dan  productie  via  boorputten.  Het  gevolg  is  dat  de  input in grondstoffen nodig voor onconventionele aardolie veel groter zijn en de productiesnelheid vele  malen trager is.  Vanwege de grote input is de productie van onconventionele aardolie sterk gelimiteerd.  Zo is de productie van teerzanden in Canada niet drastisch uit te breiden boven de 5 à 6 miljoen vaten  per dag vanwege de benodigde hoeveelheid aan aardgas voor de productie (Bengt et al. 2007). Voor de  limitering  vanwege  de  beperkte  beschikbare  hoeveelheid  water  is  weinig  bekend.  Dit  maakt  het  aggregeren van geschatte hoeveelheden onconventionele aardolie op zeer ruime basis een exercitie die  de  verkeerde  resultaten  geeft.  De  kosten  stijgen  namelijk  snel  naarmate  de  limieten  van  de  inputgrondstoffen benaderd worden. Een situatie die al op vrij korte termijn, binnen 10 à 15 jaar voor de  Canadese teerzandproductie bereikt kan worden.     In Aguilera et al. (2009) wordt deze limitering wel genoemd als mogelijk misleidend. ‘In addition, the life  expectancies  shown  in  Table  6  implicitly  assume  that  the  future  volumes  for  an  energy  resource  represent the fixed stock of that resource available over all time to society. Particularly for heavy oil, oil  sands, and oil shale, this is unlikely to be the case. As Tilton (2002) has argued, the fixed stock paradigm  for assessing the future availability of resources can be misleading (Aguilera et al. 2009, p. 158).’ Toch  wordt  deze  gelimiteerde  methodiek  van  cumulatieve  beschikbaarheidcurven  ook  toegepast  op  onconventionele  aardolie,  wat  gezien  de  beperkte  hoeveelheid  variabelen  een  te  incorrect  beeld  weergeeft. Met name het weglaten van de input variabelen voor winning en de kosten van deze input  over de jaren, geeft een incorrect beeld.              

27   

Een scenarioschets voor de olieproductie ter aanvulling  op de reserve analyse  De conclusie van het artikel van Aguilera et al. (2009) luidt dat de verwachting van een scherpe stijging  in  de  olieprijs  in  de  komende  twee  decennia  incorrect  zou  kunnen  zijn.  In  het  artikel  is  gepoogd  argumenten aan te dragen waarom een scenario waarschijnlijk is waarin de hoge olieprijs weer terugvalt  naar  een  lager  peil  doordat  de  beschikbare  hoeveelheid  conventionele  en  onconventionele  aardolie  geëxploiteerd kan worden tegen kosten beneden de 120 dollar per vat (Aguilera et al. 2009, p. 158). Om  deze conclusie te kunnen beoordelen bestuderen we de oliemarkt tot de periode 2030 op het vlak van  productie.  In  deze  analyse  wordt  specifiek  niet  naar  reserves  gekeken  maar  naar  de  productieontwikkelingen in de laatste en komende jaren.    

De oliemarkt anno 2009  De  stijging  van  de  gemiddelde  wereldolieprijs  tot  140  dollar  per  vat  in  juli  2008  en  opvolgende  daling  heeft  een  forse  impact  op  de  aankomende  cyclus  in  de  oliemarkt  vanwege  de  terugvallende  investeringen sinds juli 2008. Alvorens deze impact te beschrijven dienen we eerst te verduidelijken hoe  deze  situatie  heeft  kunnen  ontstaan.  Wat  zijn  de  factoren  van  productie‐  en  vraagzijde  die  voor  deze  ongekende stijging hebben gezorgd?    Figuur 17 – De gemiddelde prijs van aardolie van januari 2002 tot en met maar 2009 in dollars en euro’s,  data afkomstig van de Energy Information Administration (EIA).  

      De situatie is te beschrijven als een standaardsituatie van een krapte op de markt wegen een gebrekkig  stijgend  aanbod  en  doorstijgende  vraag.  Beide  factoren  zijn  te  vinden  in  de  onderstaande  figuren.  In  figuur 18 is te zien dat het aanbod van aardolie van begin 2002 tot begin 2005 sterk steeg om vervolgens  af te vlakken en nog maar een weinig te stijgen. In figuur 19 is de vraagsstijging per jaar te zien die in  2004 op haar hoogtepunt  was en sindsdien ieder jaar lichtelijk is afgenomen.  In 2008 heeft netto een  vraagdaling plaatsgevonden wegens de recessie in de VS die eind 2007 begon. Het is voor het eerst de  oliecrises van de jaren ’70 dat de vraag voor een dergelijk lange periode daalt.     28   

Figuur  18  –  De  productie  van  conventionele  aardolie,  onconventionele  aardolie  en  Natural  Gas  Liquids  van  januari  2002  tot  en  met  februari  2009,  data  afkomstig  van  het  Internationaal  Energie  Agentschap  (IEA). 

    Figuur 19 – De marginale variatie in consumptie van conventionele aardolie, onconventionele aardolie en  Natural Gas Liquids van januari 2001 tot en met december 2008, data afkomstig van het Internationaal  Energie Agentschap (IEA).   

    De    sterke  vraagstijging  vanaf  2003  ten  opzichte  van  de  jaren  ervoor  is  mede  te  verklaren  door  de  toenemende component van China in de wereldconsumptie van aardolie. Met name in de jaren 2004 en  2006 is dit een belangrijke factor. De gebrekkige stijging in productie sinds 2005 is te verklaren uit het  toenemende  aantal  landen  waar  de  productie  niet  meer  stijgt  maar  op  plateau  is  belandt  of  daalt.  Specifiek zijn drie landen van groot belang.  29   

  Ten eerste Mexico waar de productie in 2004 is gepiekt terwijl in de periode tot begin 2004 het land een  stijgende productie had. De verandering is veroorzaakt door de productiepiek van het Cantarell olieveld  wat ten tijde van de piekproductie in 2004 2,1 miljoen vaten per dag produceerde wat inmiddels onder  de 1 miljoen  vaten per  dag is gezakt. De productie van Mexico is  sinds 2004 gedaald van 3,8 naar 3,2  miljoen vaten per dag, zoals weergegeven in figuur 20.    Figuur 20 – Aardolieproductie van Mexico van januari 2002 tot en met februari 2009, data afkomstig van  het Internationaal Energie Agentschap (IEA).   

    Ten tweede Rusland waar de productie sinds begin 2005 maar mondjesmaat is gestegen en sinds begin  2007 op een plateau is beland rond 10 miljoen vaten per dag. Daarvoor steeg de productie van Rusland  significant,  van  7,66  miljoen  vaten  per  dag  in  2002  naar  9,48  miljoen  vaten  per  dag  in  2005,  zoals  weergeven in figuur 21. In 2009 zal de productie van Rusland naar verwachting beginnen te dalen.     Figuur  21  –  Aardolieproductie  van  Rusland  van  januari  2002  tot  en  met  februari  2009,  data  afkomstig  van het Internationaal Energie Agentschap (IEA).   

  30   

Ten  derde  Saoedi‐Arabië  waar  eenzelfde  patroon  is  te  zien  als  in  Rusland.  De  productie  van  aardolie  exclusief natural gas liquids steeg sterk tot aan 2005 toen een productie van 9,44 miljoen vaten per dag  werd gerealiseerd. Na 2005 is de productie van het land tussen 8,5 en 9,5 miljoen vaten per dag blijven  schommelen, zoals weergegeven in figuur 22.     Figuur  22  –  Aardolieproductie  van  Saoedi‐Arabië  van  januari  2002  tot  en  met  februari  2009,  data  afkomstig van het Internationaal Energie Agentschap (IEA).   

   

Het effect van de lage olieprijs op investeringen in en de productie van aardolie op korte termijn  Vanwege de nieuwe marktsituatie door de economische crisis is de vraag zodanig ingezakt dat 2008 en  2009 gekenmerkt zal worden door een absolute vraagdaling ten opzichte van de voorgaande jaren. Er is  een  overschot  ontstaan  op  de  oliemarkt  waardoor  de  olieprijs  gezakt  is  tot  35  dollar  per  vat  en  nu  tussen de 40 en 55 dollar per vat schommelt. De absolute bodem voor de olieprijs lijkt te vinden te zijn  in  de  variabele  kosten  of  operating  costs  voor  de  olieproductie.  Gemiddeld  liggen  deze  momenteel  tussen de 7 en  10 dollar per vat, zoals weergegeven in figuur 23 volgens een onderzoek van PIRA. Ook  Deutsche  Bank  komt  op  soortgelijke  cijfers  met  gemiddelde  productiekosten  van  7,7  dollar  per  vat  (Radler 2009). Bij een prijsdaling naar 30 dollar per vat zal naar verwachting 700,000 vaten per dag aan  productie stilgelegd worden wegens te hoge variabele kosten. Bij een prijs van 20 dollar per vat stijgt dit  naar  3,5  miljoen  vaten  per  dag.  ‘The  analysis  found  that  lower  oil  prices  would  shut  in  much  oil  production. Looking at the marginal cash cost curves within these mature regions, a modest 700,000 b/d  of  production  would  be  cash  negative  with  an  oil  price  of  $30/bbl,  including  400,000  b/d  of  oil  sands  production.  However,  at  a  $20/bbl  WTI  oil  price  this  rises  towards  a  more  substantial  3.5  million  b/d  shut in (Radler 2009, p. 38‐39).’         

31   

Figuur  23  ‐  Variabele  kosten  afgezet  tegen  de  productiehoeveelheden  geaggregeerd  per  regio,  afbeelding van PIRA.    

      De investeringskosten voor het aanboren van nieuwe olievelden liggen echter fors hoger. Op basis van  onderzoek van Deutsche Bank wordt geconcludeerd dat een prijs van minstens 60 dollar per vat nodig is  om nieuwe investeringen in Angola, de Golf van Mexico en diepzee Nigeria en Brazilië te rechtvaardigen.  ‘Finally the analysts see that new supply projects are being postponed. Within the growth regions, the  rise in costs and taxes in recent years suggests that the average oil price necessary to achieve a 15% rate  of return is now $68/bbl in Angola, $62/bbl in the US Gulf of Mexico, $60/bbl in deepwater Nigeria and  in  Brazil,  although  this  depends  heavily  on  the  scale  of  development  considered…Whilst  this  is  in  line  with our estimates of the companies’ long‐run planning price, against the current economic backdrop, it  comes as little surprise that 2008 saw fewer final investment decisions taken than in any year since 1989  despite  the  surge  in  the  oil  price.  (Radler  2009,  p.  38‐39)’.  De  analyse  van  Deutsche  Bank  wordt  bevestigd door bronnen van olieconsultants PIRA en CERA. Afzonderlijke analyses van beide organisaties  wijzen  uit  dat  een  olieprijs  tussen  de  50  en  70  dollar  per  vat  nodig  is  om  de  kosten  voor  de  meeste  regio’s te rechtvaardigen. Kostencurven van beide organisaties zijn te vinden in figuur 24 en 25.                 Figuur 24 – Vaste investeringskosten afgezet tegen de productiehoeveelheden geaggregeerd per regio,  afbeelding van PIRA.   32   

 

        Figuur 25 – Vaste investeringskosten afgezet tegen de productiehoeveelheden geaggregeerd per regio,  afbeelding van CERA.    

      Doordat    de  kosten  van  nieuwe  investeringen  sinds  eind  2008  boven  de  olieprijs  liggen  zijn  de  investeringen sterk aan het teruglopen. Een schatting uit februari 2009 van Merril Lynch geeft aan dat  de investeringen in 2008 van grote oliemaatschappijen circa 40 miljard dollar lager zijn uitgevallen, die in  33   

2009 naar verwachting 100 miljard dollar, en in 2010 180 miljard dollar, zoals weergeven in figuur 26. In  deze  figuur  is  kosteninflatie  niet  meegenomen  waardoor  een  vertekend  beeld  kan  ontstaan  met  betrekking  tot  het  effect  van  de  investeringen.  Zo  zijn  de  nominale  investeringen  in  de  gehele  olie‐ industrie tussen 2000 en 2007 met meer dan 300% toegenomen, maar de reële stijging komt neer op  70%. ‘In 2007, Total upstream investment reached an estimated $390 billion, up from $120 billion in the  year  2000  –  a  more  than  three‐fold  nominal  increase.  The  increase  has  been  particularly  strong  since  2004.  This  trend  is  broadly  in  line  with  data  reported  by  other  organizations.  Most  of  the  increase  in  spending since 2000 was needed to meet higher unit costs: in cost‐inflation adjusted terms, investment  in 2007 was 70% higher than that in 2000 (IEA 2008, p. 304).’    Figuur  26  –  Investeringen  door  grote  oliemaatschappijen  wereldwijd  zonder  het  meenemen  van  kosteninflatie, afbeelding naar Merril Lynch (2009).    

    Door  de  teruglopende  investeringen  zal  de  productie  op  korte  termijn  onvoldoende  kunnen  stijgen  in  geval  van  wereldwijd  economisch  herstel.  Naar  schatting  van  energieconsultancy  CERA  hebben  de  teruglopende investeringen tot effect dat er 7,6 miljoen vaten per dag minder aan productiepotentieel  beschikbaar komen in 2014 ten  opzichte van de raming voor de economische crisis (CERA 2009). Andere  schattingen  zijn niet  bekend bij de auteur. Om de effecten van deze veranderingen in de oliemarkt  te  kunnen  schatten  wordt  het  korte  termijn  olieproductie  scenario  van  het  IEA  genomen  (IEA  2008).  Dit  scenario  is  in  de  World  Energy  Outlook  2008  van  het  IEA  niet  in  grafiekvorm  gepubliceerd  maar  wel  cijfermatig  uitgewerkt  in  de  tekst.  In  de  management  samenvatting  staat:  ‘Some  30  mb/d  of  new  capacity  is  needed  by  2015.  There  remains  a  real  risk  that  under‐investment  will  cause  an  oil‐supply  crunch  in  that  timeframe.  The  current  wave  of  upstream  investment  looks  set  to  boost  net‐oil  production  capacity  in  the  next  two  to  three  years,  pushing  up  spare  capacity  modestly.  However,  34   

capacity  additions  from  current  projects  tail  off  after  2010.  This  largely  reflects  the  upstream  development  cycle:  many  new  projects  will  undoubtedly  be  sanctioned  in  the  near  term  as  oil  companies  complete  existing  projects  and  move  on  to  new  ones.  But  the  gap  now  evident  between  what is currently being built and what will be needed to keep pace with demand is set to widen sharply  after 2010. Around 7 mb/d of additional capacity (over and above that from all current projects) needs  to be brought on stream by 2015, most of which will need to be sanctioned within the next two years, to  avoid  a  fall  in  spare  capacity  towards  the  middle  of  the  next  decade  (IEA  2008,  p.  41).’  Dit  scenario  waarin een tekort optreedt op basis van de investeringen zoals omschreven in de World Energy Outlook  2008 is grafisch door de auteur gemaakt en weergegeven in figuur 27. De productiekant is samengesteld  uit de verwachte daling in de huidige productie, 21 miljoen vaten per dag tussen 2007 en 2015 volgens  het IEA, en de verwachte toename vanuit nieuwe en bestaande velden van 23 miljoen vaten per dag. Te  zien  is  dat  er  een  tekort  van  7  miljoen  vaten  per  dag  zal  ontstaan  tussen  de  verwachte  vraag  en  de  olieproductie in 2015.     Figuur  27  –  korte  termijn  productie‐  en  vraagscenario  uit  de  World  Energy  Outlook  2008  van  het  Internationaal Energie Agentschap, afbeelding geadapteerd op basis van cijfers uit IEA (2008).    

    In  het  scenario  van  de  IEA  zijn  geen  effecten  van  de  economische  crisis  op  de  vraag  naar  aardolie  meegenomen. Tevens is aangenomen dat de investeringen in de olie‐industrie door zouden stijgen en  niet  zouden  dalen  zoals  in  de  huidige  markt  het  geval  is.  In  totaal  is  verwacht  dat  de  investeringen  zouden  stijgen  van  370  miljard  in  2007  naar  600  miljard  in  2012  in  nominale  termen,  wat  een  reële  stijging zou betekenen van 50% (IEA 2008). Dit verwachtingspatroon is weergegeven in figuur 28.    Figuur 28 – Historische investeringen in de aardolie‐industrie tot 2007 in miljarden dollars en projecties  tot 2012 van het Internationaal Energie Agentschap, afbeelding uit IEA (2008).   35   

 

    Vanwege  de  onzekerheid  in  de  vraaggroei  naar  aardolie  op  de  korte  termijn  is  het  moeilijk  om  te  schatten  wanneer  de  daling  in  investeringen  tot  een  tekort  zal  leiden.  Bij  een  aantrekkende  vraag  in  2010  zal  het  tekort  zich  naar  verwachting  pas  rond  2012  manifesteren.  Dit  omdat  OPEC  de  inmiddels  opgebouwde reservecapaciteit van 5 à 6 miljoen vaten per dag op de markt kan brengen om daarmee  aan de vraaggroei te voldoen, en een deel van de dalende productie te compenseren. Rond 2012 zal als  gevolg  van    het  tekort  een  nieuwe  cyclus  naar  een  olieprijs  boven  de  100  dollar  gaande  zijn.  De  investeringen in de olie‐industrie trekken hierdoor weer aan. Naar verwachting valt de inmiddels sterk  verzwakte wereldeconomie echter terug in een recessie vanwege de stijgende kosteninflatie, waardoor  de olieconsumptie daalt en de druk op de oliemarkt weer afneemt via een dalende olieprijs. Dit scenario  is weergegeven in figuur 29. Dit scenario kan gezien worden als een conceptuele benadering, ze is niet  bepaald vanuit een model waarin de diverse benodigde factoren worden meegenomen.                             

36   

Figuur 29 – Scenario voor de productiecapaciteit (productie + OPEC reservecapaciteit) en de consumptie  van  aardolie.  Historische  cijfers  zijn  afkomstig  van  het  Internationaal  Energie  Agentschap  tot  februari  2009, scenario tot december 2014 afkomstig van Peakoil Nederland.   

    Deze  ontwikkeling  roept  een  aantal  vragen  op.  Kunnen  de  aantrekkende  investeringen  in  de  nieuwe  prijscyclus  zorgen  voor  voldoende  nieuwe  productieaanwas  na  circa  2014  om  de  productiecapaciteit  weer op een stijgende lijn te brengen? In hoeverre gaan alternatieven de rol van aardolie overnemen in  geval van een nieuwe prijscyclus op de oliemarkt tot boven de 100 dollar per vat? Op de eerste vraag  gaan we nader in via een conceptuele scenarioschets. Hierin worden alternatieven voor aardolie buiten  beschouwing gelaten ter simplificatie.      We  kunnen  op  hoofdlijnen  uitgaan  van  twee  scenario’s.  Scenario  1  gaat  ervan  uit  dat  de  nieuwe  investeringen  in  de  2de  prijscyclus  die  zich  ruwweg  tussen  2010  en  2012  afspeelt,  niet  zal  leiden  tot  voldoende  productiecapaciteit  om  de  dalende  productie  in  de  periode  na  2013  structureel  te  compenseren.  Dit  scenario  gaat  ervan  uit  dat  de  productie  van  het  OPEC  kartel  maar  nauwelijks  kan  stijgen doordat de reserves in het Midden‐Oosten lager zijn dan de officieel gepubliceerde reserves, die  in de jaren ’80 een niet verklaarbare stijging hebben doorgemaakt van meer dan 300 miljard vaten.  Van  de  productie  van  Non‐OPEC  is  bekend  dat  de  productie  in  de  toekomst  niet  zal  stijgen  en  haar  piek  bereikt  heeft  doordat  een  groot  deel  van  de  landen  in  Non‐OPEC  te  kampen  hebben  met  dalende  productie,  weergegeven  in  tabel  7.  Naar  verwachting  zal  de  dalende  trend  in  ontdekkingen  sinds  de  1960er  jaren  zoals  afgebeeld  in  figuur  7  doorgaan.  Daarmee  komen  er  onvoldoende  nieuwe  velden  beschikbaar om de oudere velden te compenseren op structurele basis. Na een tijdelijke opleving in de  productie van 2017 tot 2018 daalt de productie verder. Dit scenario is afgebeeld in figuur 30.               37   

Tabel  11  –  Overzicht  productiestatus  van  ruwe  conventionele  aardolie  van  Non‐OPEC  olieproducerende  landen  in  miljoen  vaten  per  dag,  piekproductie  jaar  dan  wel  plateau  of  piek  nog  niet  bereikt.  Rangschikking  naar  grootste  productie  in  2008.  Cijfers  afkomstig  van  de  Energy  Information  Administration (EIA).    

              38   

Figuur  30  –  Scenario  1  voor  de  productiecapaciteit  (productie  +  OPEC  reservecapaciteit)  en  de  consumptie van aardolie. Historische cijfers zijn afkomstig van het Internationaal Energie Agentschap tot  februari 2009, scenario tot december 2020 afkomstig van Peakoil Nederland.     

    Het  tweede  scenario  gaat  ervan  uit  dat  de  nieuwe  investeringen  in  de  2de  prijscyclus  die  zich  ruwweg  tussen  2010  en  2012  afspeelt  op  termijn  voldoende  productiecapaciteit  op  gang  brengt.  Op  korte  termijn is de enige regio waar dit mogelijk zou kunnen gebeuren het Midden‐Oosten. Ervan uitgaande  dat  daar  daadwerkelijk  de  reserves  aanwezig  zijn  om  een  forse  stijging  in  productiecapaciteit  te  realiseren  in  een  tijdspanne  van  5  tot  8  jaar.  De  benodigde  tijdsduur  om  olieprojecten  van  tegenwoordige  complexiteit  uit  te  voeren.  De  productiestijging  komt  vanaf  circa  2015/2016  op  gang.  Tegelijkertijd  vinden  er  nieuwe  ontdekkingen  plaats  in  non‐OPEC  en  OPEC  ter  grootte  van  2  à  3  olieprovincies  zoals  de  Noordzee  in  de  jaren  1970,  de  ontdekkingstrend  keert  om  zoals  als  potentieel  berekend  door  Aguilera  et  al.  (2009)  en  USGS  (2000),  weergegeven  in  figuur  8.  Dankzij  de  nieuwe  ontdekkingen kan de productie structureel blijven stijgen tot minstens 2030. Dit scenario is afgebeeld in  figuur 31.                           39   

Figuur  31  –  Scenario  2  voor  de  productiecapaciteit  (productie  +  OPEC  reservecapaciteit)  en  de  consumptie van aardolie. Historische cijfers zijn afkomstig van het Internationaal Energie Agentschap tot  februari 2009, scenario tot december 2020 afkomstig van Peakoil Nederland.     

      Om  te  kunnen  bepalen  welk  scenario  zich  op  hoofdlijnen  zal  afspelen  is  het  nodig  om  twee  vragen  in  meer detail te beantwoorden. Heeft OPEC de benodigde reserves om de productiecapaciteit fors uit te  kunnen  breiden  op  een  termijn  van  10  à  15  jaar?  En  zullen  ontdekkingen  in  Non‐OPEC  dan  wel  OPEC  kunnen leiden tot voldoende nieuwe reserves om de productiecapaciteit fors uit te kunnen breiden?                                      40   

Conclusies  In  het  heden  en  de  toekomst  worden  we  op  basis  van  de  huidige  reserveverdeling  en  productieontwikkelingen in de wereld sterker afhankelijk van het oliekartel OPEC. In toenemende mate  hebben landen buiten dit kartel te kampen met een dalende productie. De productie van Non‐OPEC als  geheel  is  sinds  2004  op  hetzelfde  niveau  gebleven.  Zij  zal  naar  verwachting  op  basis  van  de  huidige  reserves en productieontwikkelingen, waarin met name de piekproductie van Rusland in 2007/2008 een  grote rol speelt, een structurele daling gaan vertonen in de toekomst.     Voor  het  verloop  van  de  aardolieproductie  op  de  lange  termijn  van  de  komende  20  tot  30  jaar  is  het  nodig om inzicht te verkrijgen in het productiepotentieel van zowel Non‐OPEC als OPEC, op basis van de  huidige  reserves  en  in  de  potentieel  te  ontdekken  reserves  en  reservegroei.  Kijkende  naar  de  huidige  reserves  is  het  potentieel  voor  productiegroei  in  Non‐OPEC  onvoldoende  en  zal  een  dalende  trend  inzetten. Van de reserves in met name OPEC Midden‐Oosten is weinig bekend vanwege het gebrek aan  data afkomstig van betrouwbare partijen. De officiële reservestatistieken vertonen in de jaren ’80 een  ongebruikelijke  stijging  van  300+  miljard  vaten  zonder  dat  er  nieuwe  ontdekkingen  plaatsvonden.   Sindsdien  zijn  de  reserves  ondanks  continue  productie  en  weinig  ontdekkingen  alleen  maar  verder  gestegen. De onzekerheid rond de OPEC reserves veroorzaakt onzekerheid in het beantwoorden van de  vraag of OPEC voldoende productiepotentieel op gang kan brengen binnen een termijn van 10 à 15 jaar,  die nodig is om een productiepiek en opvolgende structurele daling op wereldschaal uit te stellen. Naast  de  huidige  bekende  reserves  is  er  onzekerheid  over  de  toekomstige  ontdekkingen  en  reservegroei.  Beide zaken zijn op basis van de studie van de USGS (2000) door Aguilera et al. (2009) geschat.     De basisaanname van Aguilera et al. (2009), dat de studie van de USGS (2000) een correcte voorspelling  geeft voor de te verwachten ontdekkingen en reservegroei is in twijfel te trekken. De historische data  geven weer  dat de ontdekkingen sinds de 1960er jaren dalen in  cycli van steeds kleinere volumes. De  verwachting  van  de  USGS  van  een  potentieel  aan  te  ontdekken  aardolie  van  939  miljard  vaten  tussen  1996 en 2025 zou een omkering van deze dalende trend inhouden. Uit cijfers voor de ontdekkingen van  1996 tot 2007 blijkt dat in die periode circa 120 miljard vaten ontdekt zijn wat in lijn is met de dalende  trend. Terwijl 30% van de periode aangegeven door de USGS verstreken is, is 12,7% van het potentieel  aan reserves ontdekt. De  auteurs van  de studie van de  USGS hebben  zich in 2005 verdedigd vanwege  deze lage realisatie van hun aangegeven potentieel aan ontdekkingen. Hun hoofdargument is dat de te  vinden reserves zich in economische, geografische of politiek moeilijke gebieden zouden liggen (Klett et  al.  2005).  Om  dit  argument  nader  te  bestuderen  is  een  analyse  gemaakt  van  het  potentieel  aan  ontdekkingen  in  Saoedi‐Arabië  en  de  Verenigde  Staten,  gekozen  vanwege  de  toppositie  van  Saoedi‐ Arabië qua potentieel aan ontdekkingen, en de derde positie van de Verenigde Staten alsmede de goede  data  die  beschikbaar  is  voor  dit  land.  Van  het  totale  potentieel  aan  ontdekkingen  van  Saoedi‐Arabië,  volgens de USGS, van 136 miljard vaten, zijn er tussen 1996 en 2007 5 miljard gevonden. Het potentieel  aan  ontdekkingen  zou  vooral  te  vinden  zijn  in  de  regio  waar  veel  geëxploreerd  is  in  het  verleden,  de  Greater  Ghawar  Uplift,  waar  het  grootste  aardolieveld  ter  wereld  Ghawar  zich  bevindt.  In  dat  gebied  zouden  nog  77  miljard  vaten  aan  aardolie  te  vinden  zijn.  Het  is  onwaarschijnlijk  dat  juist  in  dit  gebied  geologen olievelden van dergelijke grootte over het hoofd gezien zouden hebben, aangezien boringen  naar  aardolie  in  die  gebieden  in  Saoedi‐Arabië  al  gaande  zijn  sinds  de  jaren  1940.  De  resterende  hoeveelheid buiten de Greater Ghawar Uplift is met name te vinden in de Rub Al Khali (empty quarter)  41   

waar  nog  maar  weinig  boringen  hebben  plaatsgevonden.  De  USGS  verwacht  een  potentieel  van  51  miljard  vaten.  Sinds  2004  wordt  in  de  Rub  Al  Khali  geboord  naar  aardgas  door  westerse  oliemaatschappijen.  Als  ze  aardolie  vinden  wordt  dit  geheel  het  eigendom  van  Saoedi‐Aramco,  de  staatsoliemaatschappij  van  Saoedi‐Arabië.  Als  de  schatting  van  de  USGS  (2000)  klopt  zullen  er  naar  verwachting een aantal grote olievelden gevonden moeten worden in de Rub Al Khali in de komende 5 à  10 jaar.     Van het totale potentieel aan ontdekkingen in Verenigde Staten van 83 miljard vaten volgens de USGS, is  tussen 1996 en 2007 6 miljard gevonden. Doordat de Verenigde Staten een land is waar de productie al  vergevorderd is met een niet door politiek verstoord productiepatroon is de methodiek van de Hubbert  Linearisatie  toegepast.  Op  basis  van  deze  methode  is  een  toekomstig  winbaar  reservepotentieel  inclusief  niet  ontdekte  aardolie,  reservegroei  en  huidige  reserves  vanaf  1996  geschat  op  85  miljard  vaten. Een twee maal zo lage schatting als die van de USGS dieuitgaat van 191 miljard vaten vanaf 1996  waaronder  32  miljard  resterende  reserves,  83  miljard  aan  te  ontdekken  reserves  en  76  miljard  aan  reservegroei.    Op  basis  van  de  twee  schattingen  is  een  productieprofiel  gemaakt.  In  geval  van  de  schatting van 85 miljard vaten zal de productie van de VS doorgaan met haar daling die in 1970 op het  maximum rond 11 miljoen vaten per dag begon. De huidige productie rond de 6,7 miljoen vaten per dag  zal verder dalen naar 4 miljoen vaten per dag in 2020 en 1,7 miljoen vaten per dag in 2040. In geval van  de schatting van 191 miljard vaten zal de productie van de VS rond 2020 stabiliseren rond de 5 miljoen  vaten  per  dag  en  vanaf  circa  2030  een  nieuwe  stijgende  lijn  vertonen  naar  een  nieuw  productiemaximum  van  5,6  miljoen  vaten  per  dag  rond  2045.  Dit  laatste  scenario  op  basis  van  de  schatting  van  de  USGS  vereist  het  ontdekken  van  een  grote  nieuwe  aardolieprovincie  in  de  VS  naast  kleinere ontdekkingen in bestaande provincies. Gezien de ouderdom van de VS als productiegebied en  de  vele  tienduizenden  exploratieboringen  is  het  onwaarschijnlijk  dat  dit  zal  plaatsvinden.  Een  doorgaande  daling  zoals  weergegeven  in  het  eerste  scenario  op  basis  van  de  Hubbert  Linearisatie  is  waarschijnlijker.  Gezien de tot nu toe te gebrekkige realisatie van het potentieel voor ontdekkingen van  de  USGS  (2000),  en  de  kanttekeningen  rond  de  twee  beoordeelde  landen  die  samen  23,3%  van  de  schatting  vertegenwoordigen,  is  er  voldoende  reden  om  de  schatting  voor  ontdekkingen  van  de  USGS  (2000)  als  te  optimistisch  te  beschouwen  voor  de  periode  tot  2030.  Naast  de  verwachting  voor  ontdekkingen heeft de USGS ook het reservepotentieel geschat waaruit een cijfer van 730 miljard vaten  voor de gehele wereld kwam. Op basis van cijfers van de auteurs van  de USGS uit 2005 blijkt dat 28% of  171 miljard van de 730 miljard vaten aan verwachte reservegroei is gerealiseerd tussen 1 januari 1996  en 1 januari 2004 (Klett et al. 2005). Op basis van deze cijfers lijkt de schatting van reservegroei correct  te zijn. Andere datapunten zijn niet geanalyseerd wegens gebrek aan toegang tot de database van IHS  Energy die gebruikt is voor de ruwe input in de USGS studie. Omdat er geen verdere mogelijkheid is om  de  cijfers  nader  te  verifiëren  of  falsifiëren  is  het  niet  mogelijk  om  een  verdere  diepgaande  analyse  te  maken van de schatting van reservegroei in USGS (2000).    In  Aguilera  et  al.  (2009)  is  geen  analyse  gemaakt  van  de  betrouwbaarheid  van  de  USGS  studie  die  als  basisinput is gemaakt. Vanwege de waarschijnlijkheid dat de verwachte ontdekkingen in USGS (2000) te  optimistische  zijn  leveren  de  resultaten  in  Aguilera  et  al.  (2009)  voor  nog  te  ontdekken  conventionele  aardolie van 539 miljard vaten bovenop de geschatte 939 miljard vaten van de USGS waarschijnlijk ook  te  optimistische  schattingen.  Het  is  tevens  te  bekritiseren  of  deze  extra  geschatte  volumes  in  de  niet  42   

door  de  USGS  meegenomen  provincies  ook  daadwerkelijk  winbaar  zijn  daar  het  om  locaties  gaat  die  verafgelegen  liggen,  dan  wel  vanwege  politieke  redenen  waaronder  milieuvergunningen  niet  toegankelijk zijn. Een waarschijnlijkere schatting op basis van het historische verloop van de exploratie is  is een  potentieel van 250  miljard vaten aan nog  te  ontdekken aardolie zoals weergegeven in figuur 7.  Naast de verwachte ontdekkingen is door Aguilera et al. (2009) de reservegroei geschat. De methodiek  toegepast voor reservegroei is inconsistent en gebaseerd op de verkeerde aanname dat de USGS geen  functie  toegepast  zou  hebben  om  de  reservegroei  in  nog  niet  ontdekte  volumes  te  berekenen.  In  Aguilera et al. (2009) wordt de reservegroei berekend door de schatting van de USGS voor niet ontdekte  reserves  en  de  eigen  schatting  voor  niet  ontdekte  reserves  in  provincies  niet  meegenomen  door  de  USGS te vermenigvuldigen met 42,97%. Dit percentage is afkomstig door de reservegroei zoals geschat  door  de  USGS,  te  delen  op  de  resterende  reserves  van  conventionele  aardolie  exclusief  Natural  Gas  Liquids plus de cumulatieve historische productie. Door de schatting voor nog te ontdekken reserves in  de olieprovincies van de USGS en de eigen schatting voor de overige provincies waarin reservegroei is  meegenomen,  te  nemen,  en  op  dit  cijfer  een  reservegroei  ratio  toe  te  passen,  wordt  de  reservegroei  dubbel  meegerekend.  Een  betere  methode  zou  het  los  meenemen  van  de  reservegroei  zoals  geschat  door de USGS van 730 miljard. Hierdoor komt de reservegroei 340 miljard lager uit dan door Aguilera et  al. (2009) geschat.     Na de schatting van het technische potentieel, dat als te optimistisch kan worden beschouwd, worden  de kosten van winning bepaald. De gebruikte methode valt of staat met de aanname dat  een statisch  punt  in  één  of  enkele  jaren  geëxtrapoleerd  kan  worden  voor  de  gehele  toekomst.  Een  zeer  nauw  kostenprofiel  is  genomen  van  puur  de  basisinvestering‐  en  variabele  kosten.  Dit  is  een  betwijfelbare  aanname  vanwege  kostendalingen  door  technologische  innovaties  en  kostenstijgingen  doordat  productielocaties  in  steeds  moeilijkere  gebieden  liggen,  doordat  het  niet  waarschijnlijk  is  dat  politiek  moeilijke gebieden met kostenpremiums op de korte of middellange termijn zullen stabiliseren, doordat  de  kwaliteit  van  de  aardolie  steeds  verder  afneemt  waardoor  de  kosten  van  winning  toenemen,  en  doordat aardolievelden over de tijd steeds kleiner worden waardoor de productiehoeveelheden uit een  put  gehaald  kunnen  worden  lager  worden  wat  kostenstijgingen  met  zich  meebrengt.  De  methode  gebruikt  door  Aguilera  et  al.  (2009)  is  gelimiteerd  en  geeft  weinig  houvast  voor  toekomstige  productiepatronen. Een betere methode zou het analyseren zijn van de investeringskosten en variabele  kosten over een langdurige tijdserie per olieprovincie.     De inputcijfers zoals gebruikt in Aguilera et al. (2009) komen ook niet overeen met andere bronnen. Zo  heeft het Internationaal Energie Agentschap (IEA) in haar World Energy Outlook 2008 een studie gedaan  naar de investeringskosten in de olie‐industrie. Het gemiddelde voor de wereld in die studie is voor de  jaren 2003 tot 2005 berekend op 12 dollar per vat in 2006 dollars. Voor 2004 tot 2006 is zij berekend op  16  dollar  per  vat  in  2006  dollars.  De  gemiddelde  kosten  wereldwijd  uit  Aguilera  et  al.  (2009),  omgerekend door een verrekening te maken via de hoeveelheden aardolie per gebied en de kosten en  daar het gemiddelde van te nemen, komen neer op 6 dollar per vat voor 2006. De reden van het verschil  ligt ondermeer in de methode van Aguilera et al. (2009) om voor gebieden waar geen kostencijfers voor  bekend  waren,  deze  af  te  leiden  uit  andere  gebieden.  Zo  geven  de  auteurs  als  gemiddelde  afgeleide  productiekosten voor de VS 10.77 dollar per vat. De offshore kosten voor de VS liggen echter vele malen  43   

hoger met door de IEA aangegeven kosten van 45 dollar per vat wat overeenkomt met cijfers van het  Amerikaanse Departement van Energie.     Als  laatste  stap  is  in  Aguilera  et  al.  (2009)  gekeken  naar  de  hoeveelheid  onconventionele  aardolie,  waaronder teerzanden, extra zware aardolie en olieschalies, en de kosten van winning. Hierin wordt een  directe  vergelijking  gemaakt  van  conventionele  met  onconventionele  aardolie.  Dit  komt  neer  op  een  appels  met  peren  vergelijking  omdat  de  productiemechanisme  van  beide  bronnen  sterk  verschillen.  Onconventionele  aardoliewinning  komt  meer  neer  op  mijnbouw  dan  productie  via  boorputten.  Het  gevolg  is  dat  de  input  in  grondstoffen  nodig  voor  onconventionele  aardolie  veel  groter  zijn  en  de  productiesnelheid  vele  malen  trager  is.    Vanwege  de  grote  input  is  de  productie  van  onconventionele  aardolie  sterk  gelimiteerd.  Zo  is  de  productie  van  teerzanden  in  Canada  niet  drastisch  uit  te  breiden  boven de 5 á 6 miljoen vaten per dag vanwege de benodigde hoeveelheid aan aardgas voor de productie  (Robelius  2007).  Voor  de  limitering  vanwege  de  beperkte  beschikbare  hoeveelheid  water  is  weinig  bekend. Dit maakt het aggregeren van geschatte hoeveelheden onconventionele aardolie op zeer ruime  basis een exercitie die de verkeerde resultaten geeft. De kosten stijgen namelijk zeer snel naarmate de  limieten van de inputgrondstoffen benaderd worden. Een situatie die al op vrij korte termijn, binnen 10  á 15 jaar voor de Canadese teerzand productie bereikt kan worden.     De conclusie van het artikel van Aguilera et al. (2009) luidt de verwachting van een scherpe stijging in de  olieprijs in de komende twee decennia naar een nieuw niveau rond 120 dollar per vat onterecht is. Een  dergelijk  hoog  olieprijsscenario  is  ondermeer  als  basis  genomen  in  de  nieuwe  World  Energy  Outlook  2008  van  het  Internationaal  Energie  Agentschap  (IEA).  In  het  artikel  is  gepoogd  argumenten  aan  te  dragen waarom een scenario waarschijnlijk is waarin de hoge olieprijs weer terugvalt naar een lager peil  doordat  de  beschikbare  hoeveelheid  conventionele  en  onconventionele  aardolie  geëxploiteerd  kan  worden tegen kosten beneden de 120 dollar per vat (Aguilera et al. 2009, p. 158). De conclusie kan in  twijfel worden getrokken. Ten eerste omdat data uit USGS (2000) wordt gebruikt welke het potentieel  aan  toekomstige  ontdekkingen  te  optimistisch  inschat.  Terwijl  30%  van  de  periode  van  1996  tot  2025  aangegeven door de USGS verstreken is, is 12,7% van het potentieel aan reserves ontdekt. Ten tweede  vanwege de dubbele telling van reservegroei, als gevolg van de onjuiste aanname wordt gemaakt dat de  USGS  de  reservegroei  in  nog  niet  ontdekte  olievelden  niet  berekend  zou  hebben.  Ten  derde  vanwege  het  niet  meenemen  van  een  groot  aantal  limiterende  factoren,  waaronder  de  beschikbaarheid  van  water en aardgas, die  meespelen in de productie en het kostenverloop van onconventionele aardolie.  Ten  vierde  vanwege  de  directe  vergelijking  van  conventionele  aardolie  met  onconventionele  aardolie,  terwijl  de  productiemechanismen  en  productiesnelheid  sterk  verschillen.  Ten  vijfde  omdat  het  niet  waarschijnlijk  is  dat  het  kostenplaatje  van  één  of  enkele  jaren  geëxtrapoleerd  kan  worden  naar  de  gehele toekomst.              44   

Referenties    Ahlbrandt, T. S., 2006, Global Petroleum Reserves, Resources and Forecasts, In R. Mabro, ed. Oil in the  21st century, Oxford: Oxford University Press, H. 5.     Aguilera, R. F., Eggert, R.G., Gustavo Lagos, C.C., Tilton, J.E., 2009, Depletion and the Future Availability  of Petroleum Resources, The Energy Journal, Vol. 30, No.1, pp. 141‐174.  Abdul Baqi, M. M., Saleri, N.G., 2004, Fifty‐year Crude Oil Supply Scenarios: Saudi Aramco’s Perspective,  Washington, CSIS.    Bengt, S., Robelius, F., Aleklett, F., 2007, A crash programme scenario for the Canadian oil sands  industry, Energy Policy, No. 35, pp. 1931‐1947.     Gilbert, J., 2002, ASPO Workshop Uppsala: Technology and frontier areas can they save the USA?,  Uppsala, Sweden.   Klett, T.R., Gautier, D.L., Ahlbrandt, T.S., 2005, An evaluation of the U.S. Geological Survey World  Petroleum Assessment 2000, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, Vol. 89, No. 8, pp.  1033‐1042.    IEA, 2005, World Energy Outlook 2005, Parijs: IEA Publications.    IEA, 2006, World Energy Outlook 2006, Parijs: IEA Publications.    IEA, 2007, World Energy Outlook 2007, Parijs: IEA Publications.    IEA, 2008, World Energy Outlook 2008, Parijs: IEA Publications.    Merril Lynch, 2009, Global Energy Weekly: Has non‐OPEC oil production peaked?, 16 pagina’s.     Radler, M., 2009, Deutsche Bank analyzes oil production costs, Oil & Gas Journal, Vol. 117, No. 11, pp.  38‐39.    USGS, 1998, Arctic National Wildlife Refuge Petroleum Assessment 1998, [online]. Beschikbaar via  http://pubs.usgs.gov/fs/fs‐0028‐01/fs‐0028‐01.htm  [bekeken 4 april 2009].  USGS, 2000, World Petroleum Assessment 2000 [online], Beschikbaar via http://pubs.usgs.gov/dds/dds‐ 060/ [Bekeken 4 april 2009] 

45