Minder olie, meer CO2? De wisselwerking tussen klimaatverandering en toenemende olieschaarste

Minder olie, meer CO2? De wisselwerking tussen klimaatverandering en toenemende olieschaarste

Stichting Peakoil Nederland, Maart 2008

Auteurs: Rembrandt Koppelaar, Kevin Bisdom, Peter Polder Copyright © Maart 2008 Stichting Peakoil Nederland Niets uit deze uitgave mag zonder toestemming worden overgenomen. Contact: postbus 10056 1001EB Amsterdam, Nederland www.peakoil.nl – [email protected]

Dit rapport is een onderdeel van het project 'Klimaatverandering en Olieschaarste' dat werd mogelijk gemaakt door een subsidie van het ministerie van VROM.

Peakoil Nederland

Samenvatting Klimaatverandering en het schaarser worden van conventionele aardolie beïnvloeden elkaar op een aantal belangrijke manieren. Door de stijgende olieprijs wordt het steeds interessanter om onconventionele oliebronnen te ontwikkelen, wat de CO2 uitstoot flink gaat beïnvloeden. Anderzijds zorgen de snelle veranderingen in het klimaat op aarde voor negatieve en positieve impacts op de aardoliewinning. Uit het bestuderen van deze twee fenomenen zijn de volgende observaties en conclusies getrokken:

De productie van conventionele aardolie zal in het volgende decennium tussen 2012 en 2017 haar productiepiek bereiken op een niveau van 90 à 95 miljoen vaten per dag. Na een kortdurend productieplateau van 3 tot 6 jaar zal de productie beginnen te dalen wegens een combinatie van ondergrondse geologische en bovengrondse economische factoren. De opkomst van onconventionele aardolie verloopt te traag om de productiepiek van de algehele aardolieproductie uit te kunnen stellen tot na het komende decennium. Zelfs als de huidige inspanning voor het ontwikkelen van onconventionele aardolie door de olie-industrie wordt verdubbelt, opdat een productieniveau van 22 miljoen vaten per dag wordt bereikt in 2030. Hierdoor is het onvermijdelijk dat er bij ongewijzigd beleid een zeer groot gat ontstaat tussen de wereldwijde olievraag en het aanbod naar aardolie. Onder onconventionele aardolie worden hier de volgende vormen verstaan: teerzanden, oliechalies, synthethische olie uit gas en kolen en extra zware aardolie. De extra CO2 uitstoot veroorzaakt door onconventionele aardolie is zoveel groter dan die van conventionele aardolie dat bij sterke groei naar 22 miljoen vaten per dag, de CO2 emissie uit aardolie niet tot nauwelijks zal afnemen, zelfs wanneer de algehele aardolieproductie daalt van een piek van 96 miljoen vaten per dag in 2016 naar 73 miljoen vaten per dag in 2030. In dat scenario groeit het aandeel onconventionele aardolie in de totale aardolieproductie van 3% in 2006 naar 30% in 2030. Gebrek aan anticipatie op het afnemen van de wereldwijde aardolieproductie zal onvermijdelijk zorgen voor een groot dillema. Oftewel er wordt gekozen voor het laten varen van klimaatbeleid omtrent de CO2 uitstoot van aardolie, opdat er wereldwijd meer aardolie beschikbaar is om ernstige economische en sociale schade te beperken. Oftewel er wordt gekozen voor het sterk blijven voeren van klimaatbeleid, waardoor de productie van onconventionele aardolie sterk beperkt wordt, wat leidt tot een lagere beschikbaarheid van aardolie. Om dit dillema te voorkomen moet begonnen worden met brede stimulans van alternatieven die tijdig de daling van conventionele aardolie op kunnen vangen. De dynamiek van dit dillema wordt niet voldoende weerspiegeld in de meest recente IPCC fossiele productie scenario’s daterende uit 2000, omdat in deze scenario’s geen fundamenteel onderscheid wordt gemaakt tussen gemakkelijk winbare conventionele aardolie en moeilijk te winnen onconventionele aardolie. In de IPCC productiemodellering wordt aangenomen dat het afnemen van de concentratie en kwaliteit van de voorkomens van fossiele brandstoffen over de tijd geen invloed heeft op de productie. De technische barrières, alsmede limieten aan de input van water en energie bij de productie van onconventionele aardolie, worden niet meegenomen terwijl ze bepalend zijn voor de opschaling van onconventionele aardolie. Zodoende zal de daadwerkelijke uitstoot van CO2 voor aardolie significant verschillen van deze scenario’s.

Peakoil Nederland

Klimaatverandering zorgt voor een hogere frequentie en intensiteit van extreem weer wat hogere verzekeringspremies en kosteninflatie tot gevolg heeft. De verwachting is dat de intensiteit van orkanen zal toenemen onder invloed van opwarmend zeewater in de Golf van Mexico. De uiteindelijke invloed hiervan op de de productie is sterk afhankelijk van de grillige koers van orkanen, maar is in potentie zeer hoog. De kostprijs van aardoliewinning in deze voor de VS belangrijke regio is door de combinatie van ophogende factoren opgelopen van gemiddeld 50 dollar per vat in 2003-2005 naar 70 dollar per vat in 2004-2006. Het smelten van het zeeijs op de noordpool versnelt en waarschijnlijk is in de zomer van 2017 al geen zeeijs meer aanwezig is in de Arctische zee. De veel in de media gehoorde claim dat 25% van de resterende aardolievoorraden op aarde te vinden zijn in het Arctische gebied, is ongegrond. De meest grondige studie tot nu toe van WoodMackenzie & Fugro Robertson gaat uit van een hoeveelheid van 50 miljard vaten aan te ontdekken aardolie, wat qua productie slechts 2 à 3 miljoen vaten olie per dag gaat opleveren rond 2030. Het grootste deel van de fossiele voorkomens in het Arctische gebied bestaat uit aardgas. WoodMackenzie & Fugro Robertson verwachten qua aardgas 180 miljard vaten in aardolie equivalent wat zich voor 69% in Russische territoritale wateren bevindt. Ook als het zeeijs in de zomer wegsmelt, blijft de winning van aardolie en aardgas in het Arctische gebied een extreme uitdaging. De ontdooiing zal niet alleen hindernissen wegnemen voor aardolieen aardgaswinning, maar ook nieuwe barrières opwerpen in de vorm van meer ijsbergen en het ontdooien van permafrost. Dat laatste treft niet alleen de bestaande infrastructuur, maar verhoogt ook de kostprijs van nieuwe infrastructuur. Nu al is het aantal dagen dat gebruik kan worden gemaakt van ijswegen om afgelegen productie eenheden en pijpleidingen te bereiken sterk geslonken, en ondervinden gebouwen, wegen en pijpleidingen schade door het ontdooien van hun fundering. De toekomstige effecten van het ontdooien van permafrost zijn niet schatten wegens een gebrek aan beschikbare data.

Peakoil Nederland

Inhoudsopgave

Introductie

pag. 6

1. Wat is Peakoil?

pag. 7

2. De interactie tussen olieschaarste en klimaatverandering

pag. 14

3. IPCC klimaatmodellen en fossiele brandstof data

pag. 17

4. Scenariostudie Hansen over peakoil & klimaatverandering

pag. 23

5. Een overzicht van de onconventionele aardoliebronnen

pag. 26

6. Aardolieproductie en CO2 uitstoot scenario’s

pag. 34

7. Impact klimaatverandering op de fossiele brandstof industrie

pag. 41

8. Conclusies

pag. 49

Literatuurlijst

pag. 52

Appendix I: IPCC fossiele productiescenario’s

pag. 55

Appendix II: Memo CEO Shell over nieuwe energiescenario’s

pag. 58

Peakoil Nederland

Introductie Klimaatverandering en de afnemende beschikbaarheid van aardolie staan in het middelpunt van de belangstelling. De toenemende kennis over de wisselwerking tussen de uitstoot van CO2 en andere broeikasgassen en de regionale en globale klimaatsystemen maken duidelijk dat de menselijke invloed van belang is. Niet op het proces van klimaatverandering zelf, maar wel op de snelheid en wispelturigheid van veranderingen in het klimaat. Uit de ontwikkelingen en metingen van de laatste jaren wordt duidelijk dat deze veranderingen zo snel zullen gaan als de uitstoot van broeikasgassen niet wordt beperkt dat aanpassen op den duur zeer moeilijk zal worden. Daarom moeten we ingrijpen om de uitstoot van broeikasgassen te limiteren, voordat het te laat is. Zo kan ernstige economische en sociale schade aan de menselijke samenleving worden voorkomen. Nu fors ingrijpen in de energiehuishouding van onze samenleving is goedkoper dan later de boete betalen is de boodschap. Dit voortschrijdende inzicht heeft geleid tot toenemende stimulans van duurzame energiebronnen, gesterkt door de stijgende aardolieprijs. Deze bereikte begin 2008 een ongekend hoogtepunt van 106 dollar per vat. Vanwege de gelimiteerde stijging in de productiecapaciteit in de afgelopen jaren, gepaard met een doorgaande stijging van de vraag, is de krapte op de oliemarkt zo groot geworden dat nu gesproken kan worden van een situatie van schaarste. Deze verandering in de oliemarkt is structureel volgens ondermeer het Internationaal Energie Agentschap evenals verschillende oliemajors waaronder Total, ConocoPhillips en Shell. De oliemarkt is definitief overgegaan van een consumptiegestuurde markt naar een productiegestuurde markt. Van een markt waar een overvloed aan aanbod bestaat naar een markt waar het aanbod beperkt is. Opvallend is dat de veranderingen in de oliemarkt alsmede de versnelling van klimaatverandering op aarde veelal als twee losstaande fenomenen worden behandeld. Iedereen weet dat fossiele brandstoffen de voornaamste bron van CO2 uitstoot zijn, maar de samenhang tussen deze twee fenomen zijn nauwelijks bestudeerd. Voor de mate waarin ingegrepen moet worden vanuit het oogpunt van klimaatprobleem op onze energiehuishouding is het van belang om te weten in hoeverre de nieuwe situatie van olieschaarste de productie, en dus de uitstoot van CO2, zal beïnvloeden. Voor het olieschaarsteprobleem zelf is de versnelling van veranderingen in het klimaat ook van belang, omdat deze ondermeer nieuwe productiegebieden zoals de Arctische regio blootlegt. In deze rapportage wordt daarom dan ook gekeken naar de onderzoeksvragen: Wat is de invloed van het piek van de conventionele aardolieproductie op de uitstoot van CO2? Op wat voor manieren beïnvloedt klimaatverandering de productie van aardolie? Het rapport geeft een uitgekristalliseerd beeld van de interactie tussen beide thema’s, een verzameling van gegevens over dit onderwerp en de richting waarheen de aardolieproductie zich zal bewegen met behulp van een aantal scenario’s. We hopen hiermee een grondig overzicht te geven van de gebieden waarin de twee belangrijkste fenomenen voor de komende decennia elkaar gaan beïnvloeden. Naar aanleiding van dit project is de vraag gerezen hoe de energiehuishouding op robuuste wijze veranderd kan worden. Niet alleen om bestendig te zijn tegen een mogelijke daling van de aardolieproductie in het volgende decennium, maar ook om dit op verstandige wijze te combineren met klimaatbeleid, en met de geopolitieke problemen rondom aardgas. Op deze vraag zal in een vervolgproject, ook nu weer gesteund door Senter Novem en het ministerie van VROM, een antwoord worden geformuleerd.

Pagina

Peakoil Nederland

Hoofdstuk 1 - Wat is peakoil? Aardolie, aardgas en kolen zijn eindige, fossiele bronnen van energie. Er is een gelimiteerde hoeveelheid fossiele brandstoffen aanwezig op deze planeet en daaruit volgt automatisch dat deze grondstoffen eens op zullen raken. Minder bekend is het dat dit opraken zich niet uit in een plotselinge eindigheid maar in een meer geleidelijke verandering van overvloed naar steeds beperktere beschikbaarheid. Vanwege geologische en economische condities bereikt de productie van fossiele brandstoffen na een tijd van productiestijging een maximum of piek waarna de productie steeds verder naar beneden holt. Voor conventionele aardolie & aardgaswinning wordt de piek vooral veroorzaakt vanwege de geologische omstandigheden. De winning neemt toe door de ondergrondse druk in het veld waarin aardolie of aardgas zich bevindt. Naarmate er meer aardolie of aardgas uit het veld wordt gepompt zal de druk afnemen dankzij de vrijgekomen ruimte. Dit gaat door totdat een moment wordt bereikt waar de druk zover is gedaald dat de grondstof niet meer van zichzelf uit de grond stroomt, de productie begint hierdoor te dalen. Via technieken die de druk opvoeren, zoals waterinjectie, kan de productiedaling vertraagd worden en soms zelfs tijdelijk omkeren. Maar uiteindelijk is het onvermijdelijk dat de productie steeds verder inzakt. Deze fysieke situatie levert de kenmerkende piekstructuur op voor de productie van aardolie en aardgas.

Figuur 1: Gemiddelde productiecurve van aardolie

Bron: Peakoil Nederland

Het patroon van stijging, maximum en daling wordt ook wel een belcurve genoemd vanwege de vorm die lijkt op die van een bel. Alle aardolievelden en ook alle aardgasvelden bij elkaar opgeteld laten ruwweg eenzelfde belcurve zien, met afwijkingen door bovengrondse factoren waaronder investeringen, technologie en politiek, en de unieke ondergrondse geologische situatie van elk afzonderlijk aardgas- en aardolieveld. Het moment van het maximum van de productie binnen een aardolieveld, een aardolieproducerende regio en de gehele wereld, wordt peak oil genoemd. Dezelfde terminologie gaat op voor aardgas (peak gas) en voor kolen (peak coal, zie box 1, Het belang van concentratie in het productieverloop van kolen, voor nadere uitleg).

Hoofdstuk 1 - Wat is peakoil?

Pagina

Peakoil Nederland

Box 1: Het belang van concentratie in het productieverloop van kolen De kolenproductie volgt in grove lijnen een soortgelijk patroon als aardgas en aardolie, vooral gedreven door economische condities. De beste kolenreserves op de makkelijkste locaties worden eerst gewonnen omdat zij goedkoper zijn qua winning vanwege de hoge concentratie aan energie. Na verloop van tijd zijn de beste kolenreserves gewonnen, de concentratie neemt af in de grond en de bereikbaarheid van de reserves wordt steeds moeilijker. Hierdoor wordt de winning steeds duurder. Dit proces gaat door totdat het niet meer lukt om de productie toe te laten nemen waardoor zij begint te dalen. In een open wereldmarkt wordt dit proces versneld doordat landen waar de beste kolenreserves gewonnen zijn veel sneller aan belang verliezen. Ze worden namelijk bij het bereiken van de productiepiek al gauw via competitie de markt uit gedreven doordat landen met betere kwaliteit kolenreserves goedkoper kolen kunnen produceren. Historisch gezien heeft dit proces plaatsgevonden in het Verenigd Koninkrijk, Duitsland en Nederland. Op wereldschaal is het waarschijnlijk dat op een gegeven moment in plaats van een piek een langdurig productieplateau ontstaat wanneer de beste kolenreserves in de meeste landen uit de grond zijn gehaald. Het lukt dan niet meer vanwege de fysieke limieten met betrekking tot bereikbaarheid en concentratie om de productie nog sterk toe te laten nemen. Al snel rond de aanvang van het plateau wordt het economisch interessanter om andere energiebronnen aan te wenden in plaats van kolen zodat deze fossiele energiebron na verloop van tijd aan belang zal verliezen. Dit proces is sterk afhankelijk van het verloop van de concentratie van de kolenreserves welke van grote invloed is op de prijs. In het modelleren van de kolenproductie dient hiermee rekening te worden gehouden.

Sinds enkele jaren wordt wederom een grootschalig debat gevoerd over wanneer het wereldwijde maximum van de aardolieproductie, peakoil, bereikt zal worden. Het debat is ontstaan door gebrek aan transparantie rond reserve- en productiedata. De beschikbare cijfers over de winbare hoeveelheden aardolie, de reserves, zijn op meerdere manieren te interpreteren waardoor de onzekerheden in de schatting van de piek groot zijn. Dit debat wordt bemoeilijkt doordat er verwarring is ontstaan over de terminologie rond peakoil. Sommigen hebben peakoil geïnterpreteerd als een probleem dat puur zou onstaan vanwege de beschikbare reserves. Peakoil gaat echter om het verloop van de productiecapaciteit van aardolie welke op een gegeven moment haar maximum bereikt, vanwege niet alleen ondergrondse geologische factoren maar ook economische en politieke bovengrondse factoren zoals investeringen, productieverstoringen en de beschikbaarheid en levensduur van infrastructuur. Door een gebrek aan focus op de ondergrondse en de bovengrondse factoren werd tot medio 2006 zeer breed in de energiewereld gedacht dat er voldoende aardolie geproduceerd zou kunnen worden op de korte en middellange termijn. Deze verwachting ging uit van de reservedata opgegeven door aardolieproducerende (staats)bedrijven waaruit geconcludeerd werd dat een piek in de productie niet te verwachten is voor 2030. Tevens werd geen rekening gehouden met de beperkingen op de productie door bovengrondse factoren. Die visie was ook afkomstig van het Internationaal Energie Agentschap (IEA), welke tot aan de World Energy Outlook 2006 aannam dat de stijging in consumptie tot aan 2030 automatisch gedekt zou kunnen worden door het aanbod van aardolie. Recentelijk is er steeds meer twijfel ontstaan of er voldoende aardolie geproduceerd kan worden op de korte termijn van de kant van oliemaatschappijen en het IEA. Men spreekt begin 2008 bij het IEA zelfs over een zeer waarschijnlijk optredende schaarste van aardolie in de komende 10 jaar. Dat grote spelers in de energiewereld deze situatie zo laat pas hebben aangekaart vanwege de stijgende olieprijs hangt samen met het gebrek aan transparantie omrent de aardoliereserves.

Pagina


Peakoil Nederland

Voor het gebrek aan transparantie zijn vier redenen op te noemen: 1. Er is geen uniform systeem in de wereld voor het opgeven van aardoliereserves. In het Westen wordt veelal gebruik gemaakt van de categorisering van Proven, Probable en Possible reserves. Deze staat gelijk aan achtereenvolgens 90%, 50% en 10% waarschijnlijkheid met betrekking tot de winning onder huidige economische en technologische condities. In het tweede grootste aardolieproducerende land ter wereld, Rusland, gebruikt men een verschillend systeem met categorisering ABC1,C2,D & E. Als het gaat om de reserves van het OPEC kartel is het onzeker onder welke definities de reserves opgegeven worden. 2. Er zijn maar drie landen in de wereld (VS, Noorwegen en Engeland) die productie- en reservecijfers per veld publiceren. Bijna alle landen geven alleen geaggregreerde data vrij waarvan vaak onzeker is wat voor onderliggende definities er gebruikt zijn. Buiten het publieke domein is betere data beschikbaar maar deze is alleen voor veel geld toegankelijk. Dit zijn de technische databases van IHS Energy en WoodMackenzie. Technisch omdat deze bedrijven pogen met behulp van ingekochte data, een contactennetwerk en eigen expertise een inschatting te maken van de globale aardoliereserves. 3. In de OPEC landen heeft in de 70’er jaren een nationalisatie plaatsgevonden van de olie-industrie. In die landen worden sindsdien geen onafhankelijke experts meer toegelaten waardoor de opgegeven reserves niet meer geverifiëerd kunnen worden. Tussen 1983 en 1988 heeft het kartel zijn aardoliereserves met 62% opgehoogd, oftewel met 300 miljard vaten, wat een kwart is van de huidige totale wereldreserves (1 vat = 159 liter). Deze hoeveelheid gaf men op zonder dat er significante nieuwe aardolievoorraden werden gevonden. In hoeverre deze aardolie ook daadwerkelijk bestaat blijft onzeker. In de technische databases van IHS Energy en WoodMackenzie worden de OPEC reserves een stuk lager geacht dan dat het kartel zelf opgeeft. Ook gezien de moeite die de meeste OPEC landen hebben om de productie op te hogen lijkt het zeer waarschijnlijk dat deze reserves voor het grootste deel niet bestaan. Een mogelijke drijfveer voor de ophoging is te vinden in het quotasysteem. Het kartel baseert de individuele toegestane productiequota van zijn leden onder andere op de hoeveelheid reserves van het land. Ook opmerkelijk is het dat na de verhoging van de reserves in de jaren ’80 de reserves jaar na jaar gelijk zijn gebleven ondanks dat er ieder jaar aanzienlijke hoeveelheden aardolie zijn geproduceerd. Zo zijn ondermeer de aardoliereserves die opgebrand zijn tijdens de eerste golfoorlog in Koeweit, geschat op 2 miljard vaten, nooit van de reserves van het land afgeboekt.

Tabel 1: Veranderingen in oliereserves van VAE, Iran, Irak, Koeweit, Saoedi-Arabië en Venezuela tussen 1983 en 2004 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 V erenigde Arabis che E miraten

32

32

33

97

98

98

98

98

98

98

Iran

55

59

59

93

93

93

93

93

93

93

93

Irak

65

65

72

100

100

100

100

100

100

100

92

95

95

97

97

97

97

170

170

95 255

97

171 54

260

260

261

261

261

56

58

59

59

60

63

63

64

K oeweit

67

65 93

S aoedi-Arabië

169

172

V enezuela

26

28

98

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 V erenigde Arabis che E miraten

98

98

98

98

98

98

98

98

98

98

98

Iran

94

94

93

93

94

93

100

99

131

133

132

Irak

100

100

112

113

113

113

113

115

115

115

115

K oeweit

97

97

97

97

97

97

97

97

97

99

102

S aoedi-Arabië

261

261

261

262

262

263

263

263

263

263

264

V enezuela

65

66

73

75

76

77

77

78

77

77

80

Data: OPEC Annual Statistical Bulletin 2006


Pagina

Peakoil Nederland

4. Westerse oliemaatschappijen moeten wegens strikte beursregels van de Amerikaanse Securities and Exchange Commission (SEC) zogeheten proven reserves rapporteren. Deze reserves worden als 90% waarschijnlijk ingeschat ten opzichte van winbaarheid onder huidige economische en technologische omstandigheden. In de praktijk liggen de daadwerkelijk winbare reserves dichterbij de proven + probable (p90% + p50%) reserve categorie. Oftewel de echte reserves zijn een stuk hoger dan officieel opgegeven. Doordat de commerciële reserves overal te boek staan in publieke statistische bulletins (zoals bijvoorbeeld de BP statistical review of world energy) schetst dit voor de ongeïnformeerde lezer van deze bulletins het beeld van continu toenemende reserves. Veel reserves waarvan al lang bekend is dat ze winbaar zijn worden pas later bijgeboekt vanwege deze conservatief opgelegde manier van rapporteren. De reserves stijgen terwijl ze er al waren en het in werkelijkheid gaat om een verandering op papier vanwege de beursregulering. Doordat de grote spelers de hiaten in de reservecijfers niet gedetailleerd bestudeerden is lange tijd een te rooskleurig beeld geschetst van de toekomstige aardolieproductie. De reservecijfers worden alwel langere tijd bestudeerd door een groep van wetenschappers, (oud) medewerkers uit de olie-industrie en onafhankelijke energie experts, deels verenigd in ASPO (Association for the Study of Peak Oil and Gas). Zij modelleren sinds 2000 op basis van een aantal databases en brede ervaring over de onzekerheden in de aardoliedata hun eigen productiescenario’s. Hun voorspellingen voor het maximum aan productie van conventionele en onconventionele aardolie vanwege geologische en economische factoren liggen tussen 2010 en 2018. De piek wordt in de meeste scenario’s gevolgd door een kort productieplateau waarna de productie met 3 à 4 procent per jaar afneemt. Het zorwekkende signaal wat deze productievoorspellingen afgeeft is zoals eerder genoemd overgenomen door instituten zoals het Internationaal Energie Agentschap (IEA). Zij waarschuwen zelf dat onder de huidige vooruitzichten er mogelijk een productiemaximum aan zit te komen waarvan onzeker is hoelang deze zal duren. Er kan daardoor op korte termijn al niet meer aan de groeiende vraag naar aardolie worden voldaan. De olie-industrie zelf waarschuwt ook in toenemende mate voor productietekorten van aardolie. Een aantal van de grote oliemajors waaronder Repsol, Total en ConocoPhillips denken nu dat het productiemaximum van conventionele aardolie tussen 2015 en 2020 zal vallen. Jeroen van der Veer, CEO van Shell, meldde in een interne memo welke begin 2008 verstuurd is naar alle Shell medewerkers dat de aardolieproductie vanaf 2015 niet meer kan voldoen aan de groeiende vraag (zie appendix II voor de memo). Vanuit onze eigen expertise denken wij dat een wereldwijd productieplafond van 90 à 95 miljoen vaten per dag welke bereikt wordt tussen 2012 - 2017 zeer aannemelijk is. De details die komen kijken bij het schatten van een productieplafond op basis van reservecijfers is verder uitgewerkt in box 2, Voorspellen van de productiepiek van conventionele aardolie. Zolang er geen betere data van de aardoliereserves beschikbaar is, wordt verheldering over de kwestie belemmert. In het grotere plaatje is die verheldering echter van ondergeschikt belang. Zij komt neer op een betere schatting van de productiepiek van conventionele aardolie, vindt zij in de komende paar jaar of pas over tien jaar plaats? Belangrijker dan die timing is de structurele verschuiving in de markt. Feit is dat sinds 2005 de productie van aardolie niet voldoende meer stijgt om aan de groeiende vraag te voldoen waardoor deze afgeremd moet worden door prijsstijgingen. Dit is te zien in de verviervoudiging van de gemiddelde wereldolieprijs sinds 2003, van 24 dollar per vat naar 106 dollar per vat begin 2008. Ook omgerekend in euro’s is de prijs in die periode sterk gestegen, van 23 euro per vat naar 65 euro per vat begin 2008. Het wegzakken van de dollar heeft dus wel invloed maar speelt geen hoofdrol in de olieprijsstijging. De gebrekkige productiestijging wordt veroorzaakt door een tekort aan makkelijk ontginbare nieuwe aardolievelden. De ontdekkingen van aardolievelden zijn vanuit volumebasis bezien aan het dalen sinds de jaren ‘60. Vanaf midden jaren ‘80 wordt er ieder jaar meer olie verbruikt dan dat er nieuwe olie wordt ontdekt. Hierdoor zien belangrijke productieregio’s hun productie afnemen. De Noordzee met -8% per jaar, de Verenigde Staten met -3% per jaar, Mexico met -5% per jaar en er zijn steeds meer signalen dat de twee grootste olievelden in het Midden-Oosten, Ghawar in Saoedi-Arabië en Burgan in Koeweit dichtbij of zelfs

Pagina 10


Peakoil Nederland

over hun piekproductie heen zijn, waardoor het heel moeilijk wordt voor deze landen om hun productie nog te laten stijgen. Voor het compenseren van de dalnde productie is nieuwe productiecapaciteit nodig. Die komt er onvoldoende bij om de productie voldoende te laten stijgen om aan de groeiende vraag te voldoen. Daardoor zal op zijn minst in de komende 10 jaar onvoldoende aardolie op de markt zijn wat een blijvend hogere olieprijs impliceert.

Figuur 2: Olieprijsontwikkeling jan. 2001 - jan. 2008

Figuur 3: Historische ontdekkingstrend van aardolie

100

100

90

90

70 60

80

Dollars per vat Euro's per vat

50 40

70 Miljard vaten

80

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0

J an-01 J an-02 J an-03 J an-04 J an-05 J an-06 J an-07 J an-08 Data: Energy Information Administration

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Data: IHS Energy

Box 2: Voorspellen van de productiepiek van conventionele aardolie De wereldwijde piek en opvolgende afname in de conventionele aardolieproductie treedt op wanneer ongeveer de helft van de winbare aardolie is gewonnen. Dat is gebleken uit de geschiedenis. In de vele aardolieproducerende landen in de wereld die al te kampen hebben met een daling is de piek opgetreden wanneer de helft of minder van de winbare aardolie uit de grond gehaald was. Dit komt door de geologische structuren waarin olie onder druk in rotsen onder de grond vastzit. Alleen daar waar er sterke politieke inmenging was, zoals in de oliestaat Brunei, is het gelukt om de aardolieproductie enkele decennia op een plateau te houden doormiddel van artificiële verlaging van de productie. Zelfs in de Noordzee en de Verenigde Staten waar de beste technieken gebruikt worden voor productie-optimalisatie is de piek opgetreden wanneer ongeveer de helft van de geproduceerde aardolie gewonnen was. Het valt niet te verwachten dat het plaatje voor de gehele wereld anders is, aangezien het de som betreft van de vele olieproducerende landen. Om de piek in conventionele aardolie voor de hele wereld te schatten is het daarom nodig om te weten hoeveel conventionele aardolie er uiteindelijk gewonnen zal worden. Wanneer ongeveer de helft van die schatting geproduceerd is zal de wereldwijde piek in conventionele aardolie optreden. De laatste decennia zijn de schattingen voor de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie redelijk stabiel, liggende tussen 2000 en 4000 miljard vaten. Dit verschil verklaart de grote onenigheid in verwachtingen omtrent de piek in conventionele aardolie tussen 2010 en 2030.


Pagina 11

Peakoil Nederland

Om een goede schatting van de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie te maken is kennis over vier componenten nodig: 1) de in het verleden geproduceerde hoeveelheid, 2) de huidige reserves, 3) toekomstig te ontdekken voorraden, 4) toename in reserves door te conservatieve reserveschattingen en technologische optimalisatie (reserve groei). Samen leveren deze componenten de uiteindelijke hoeveelheid conventionele aardolie die gewonnen zal worden. Voor cijfers over productie in het verleden en de huidige reserves kan het beste de technische databases van WoodMackenzie en IHS Energy worden geraadpleegd, in plaats van publieke bronnen. Dit omdat in publieke bronnen zoals de Oil & Gas Journal, World Oil & de BP Statistical Review de door regeringen opgegeven reservecijfers zonder enige kritiek overgenomen worden terwijl de technische databasebedrijven veel moeite doen om ervoor te zorgen dat de data die ze bezit ook accuraat is. Zij hebben namelijk veel spelers in de olie-industrie als klant voor hun data, die voor grote sommen geld toegankelijk is. Zodoende proberen de bedrijven met technische databases het risico van het leveren van verkeerde data zo veel mogelijk te vermijden, want dat kan leiden tot het verliezen van klanten. De geschatte oliereserves van Koeweit in de technische databases bedragen bijvoorbeeld maar de helft (50 miljard vaten) ten opzichte van de door de Koeweitse regering gerapporteerde hoeveelheid (100 miljard vaten), welke in publieke bronnen is opgenomen. De in het verleden geproduceerde hoeveelheid conventionele aardolie bedroeg in 2006 afgerond 1050 miljard vaten. Volgens de technische databases bedragen de huidige (proven + probable) reserves tussen de 950 miljard vaten (WoodMackenzie) en 1250 miljard vaten (IHS Energy). Het verschil is te verklaren via drie factoren. Allereerst zijn er verschillende interpretaties van de definitie van conventionele aardolie. Ten tweede de verschillende interpretaties met betrekking tot de reserve opwaarderingen met 300 miljard vaten in de grote aardolieproducerende landen in het Midden-Oosten in de jaren ‘80. Deze opwaarderingen vonden plaats zonder dat er noemenswaardige ontdekkingen werden gedaan, en worden vaak beschouwd als politiek ingegeven opwaarderingen. Ten derde het verschil tussen de hoeveelheid data in de databases, de IHS Energy database is vollediger dan die van WoodMackenzie. Voor schattingen van de huidige reserves is het vrij veilig om uit te gaan van een hoeveelheid van 1000 tot 1100 miljard vaten. Met betrekking tot de nog te ontdekken hoeveelheid aardolie is er een groot verschil in verwachting. De lage schattingen in de olie-industrie gaan uit van 150 tot 250 miljard vaten onontdekte hoeveelheden conventionele aardolie, de hoge schattingen gaan uit van 700 tot 900 miljard vaten aan nog te vinden hoeveelheden conventionele aardolie. De lage schattingen zijn gebaseerd op een continuering van de dalende ontdekkingstrend. In de jaren ‘60 van de 20ste eeuw zijn de ontdekkingen van conventionele aardolie gepiekt en sindsdien dalende. Ondanks de grote vooruitgang in seismische technieken en de sterke toename in exploratieboringen heeft deze trend zich doorgezet. Zelfs de recente ontwikkeling in de afgelopen twee decennia van de diepzee als exploratieregio heeft alleen gezorgd voor een tijdelijke omkering van de dalende trend in ontdekkingen. Momenteel wordt er jaarlijks driemaal zoveel conventionele aardolie geproduceerd dan gevonden. De hoge schattingen voor ontdekkingen zijn gebaseerd op een studie van de United States Geological Survey (USGS), de World Petroleum Assessment, uit het jaar 2000. Deze studie kenmerkt het potentieel aan te ontdekken conventionele aardolie tussen 1996 en 2025 als 939 miljard vaten. Tot nog toe is de studie van de USGS te optimistisch gebleken, de toename in ontdekkingen in de diepzee in de jaren ‘90 is inmiddels alweer afgezwakt. Voor het potentieel aan nog te ontdekken aardolie is het zeer waarschijnlijk dat de dalende ontdekkingstrend met enkele uitschieters naar boven zal continueren. Het valt niet te verwachten dat er nog veel meer dan 200 tot 300 miljard vaten aan conventionele aardolie ontdekt zal worden. De laatste categorie, de toename in reserves door te conservatieve reserveschattingen en technologische optimalisatie (reserve groei), is erg lastig te schatten. Dit komt doordat er erg weinig studies gedaan zijn over de veranderingen in reserveschattingen over de tijd, en meer specifiek, de oorzaak van die veranderingen. De opwaardering van reserves over de tijd kent vele oorzaken waaronder politieke, financiële en

Pagina 12


Peakoil Nederland

technologische. In veel situaties groeien de reserves omdat men over de tijd de omvang en winbaarheid van olievelden beter weet in te schatten. In andere situaties groeien de reserves doordat oliemaatschappijen doelbewust conservatieve reserves opgeven zodat hun aandelenkoers, welke afhankelijk is van de reserves in bezit, over de tijd een mooie stijgende lijn laat zien. In weer andere situaties groeien de reserves doordat nieuwe technieken beschikbaar komen die meer aardolie winbaar maken. Deze complexe hoeveelheid aan oorzaken leidt vaak tot verwarring. Veel analisten zijn geneigd om reservegroei geheel toe te schrijven aan de vooruitgang van technologie over de tijd. Het schatten van toekomstige reservegroei is dermate lastig dat in maar een enkele studie, de World Petroleum Assessment 2000 van de USGS, hiertoe een poging is gedaan. De USGS verwachtte in haar studie een toevoeging van 730 miljard vaten tussen 1996 en 2025 vanwege reservegroei. Hiervan zijn 434 miljard vaten al gerealiseerd. Het lijkt er op het eerste gezicht op dat de schatting van de USGS te pessimistisch is, maar dit valt niet te concluderen. Dit komt doordat het grootste gedeelte van de reservegroei in de IHS Energy database, welke ook wordt gebruikt door de USGS, veroorzaakt wordt door onderschattingen in het verleden. Zo werden 200 miljard vaten van de opwaardering veroorzaakt door toevoeging van reserves in het Midden-Oosten. Tevens zijn er in de afgelopen tien jaar een verdere 57 miljard vaten bijgeboekt door toevoeging van extra zware aardoliereserves in Venezuela wegens een definitieverandering in de IHS Energy database, en een totaal van 88 miljard vaten werd toegevoegd wegens gemiste ontdekkingen in het verleden. Gezien de toename in hoeveelheid en kwaliteit van data in de technische database van IHS Energy in de afgelopen tien jaar is het onwaarschijnlijk dat verdere revisies van dergelijke orde plaats zullen vinden. In het licht van deze ontwikkeling lijkt een verdere toename van 300 miljard vaten, zoals verwacht door de USGS, een redelijke schatting. Als de vier componenten zoals hierboven beschreven samengenomen worden geeft dat een spreiding tussen de 2450 en 2900 miljard vaten aan uiteindelijk te winnen conventionele aardolie. Dit komt overeen met een productiepiek tussen 2015 en 2020. Hierbij moet wel in acht genomen worden dat bovengrondse productiefactoren niet meegenomen zijn. Deze spelen in de huidige cyclus van de oliemarkt een rol in het vervroegen van de piek. Zo is de gemiddelde leeftijd in de olie-industrie 49 jaar en de gemiddelde pensioenleeftijd 55. Naar verwachting zal de krapte op de arbeidsmarkt blijven toenemen waardoor het steeds moeilijker wordt om veel nieuwe olievelden tegelijk in productie te nemen. Ook speelt het gebrek aan voldoende boorplatformen voor de diepzee en toenemende nationalisatie en protectionisme van aardolie een belangrijke rol in het verminderen van de mogelijke productiecapaciteit van aardolie. Dit maakt het waarschijnlijk dat de productiepiek van conventionele aardolie in de tijdszone tussen 2012-2017 zal plaatsvinden.


Pagina 13

Peakoil Nederland

Hoofdstuk 2 - De interactie tussen olieschaarste en klimaatverandering De wetenschappelijke consensus over klimaatverandering luidt momenteel dat de relatie tussen de uitstoot van fossiele brandstoffen en klimaatverandering onomstotelijk vaststaat. De eerste signalen van een klimaatsysteem dat onstabieler wordt zijn alom zichtbaar. De seizoenen verschuiven, warmterecords worden doorbroken, regenval lijkt zich meer te concentreren in stortbuien, extreem weer als hittegolven komen vaker voor, orkanen en extreme neerslag nemen in aantal en/of intensiteit toe en het Arctisch gebied is aan het ontdooien. In de wetenschap is er een discussie losgebarsten over ‘tipping points’. Bij welke hoeveelheid CO2 equivalent in de atmosfeer is er een ‘point of no return’ bereikt en wordt het klimaatsysteem meegesleurd in een opeenvolging van elkaar versterkende effecten. Er is binnen deze discussie wetenschappelijke consensus ontstaan dat 2 graden temperatuurstijging ten opzichte van het begin van de industrialisatie een onomkeerbaarheid zal veroorzaaken. In de onderhandelingen voor een nieuw internationaal klimaatverdrag wordt daarom uitgegaan van 450 deeltjes CO2 equivalent aan broeikasgas per miljoen deeltjes in de atmosfeer als grenswaarde. In dit rapport wordt gekeken naar de interactie tussen het schaarser worden van aardolie en klimaatverandering. Hoe beïnvloedt het schaarser worden van aardolie de uitstoot van CO2, en hoe beïnvloedt klimaatverandering de productie van conventionele aardolie. De focus ligt daarin op de olie,- en aardgas industrie. De invloed van afnemende aardoliereserves op klimaatverandering Aangezien de verbranding van aardolie voor een groot deel mede bijdraagt aan versnelde klimaatverandering zal het schaarser worden van die brandstof betekenen dat een van de voornaamste pijlers achter klimaatverandering afzwakt. Die gevolgtrekking is echter te simpel. Als de productie van aardolie in een veld daalt verandert ook het type aardolie dat wordt geproduceerd. De resterende aardolie heeft een hogere viscositeit (stroperigheid) en meestal neemt het zwavelgehalte toe. Inherent hieraan is dat de CO2 uitstoot per geproduceerd vat aardolie toeneemt (gemeten over de hele levenscyclus). In de wereldwijde aardolieproductie is een analoge situatie op aan het treden vanwege de verschuiving naar onconventionele bronnen. De productie van teerzanden, extra zware aardolie, en de omzetting van aardgas en kolen naar synthetische olie neemt toe. Al de genoemde typen van aardolie hebben een hogere CO2 uitstoot per vat dan hun conventionele aardolie equivalent. In hoofdstuk 5 en 6 van dit rapport zijn de effecten van de aardoliesoorten op de productie en CO2 uitstoot van aardolie nader uitgewerkt. Vanuit het oogpunt van klimaatverandering is het belangrijk om te weten of na de piek en opvolgende daling in de productie van conventionele aardolie, de CO2 uitstoot van aardolie wel degelijk daalt. Het is mogelijk dat de uitstootdaling van conventionele aardolie teniet zal worden gedaan door de extra uitstoot vanuit opkomende onconventionele vormen van aardolie. Een andere ontwikkeling die belangrijk is in dit perspectief is de snelheid waarin aardolie op termijn vervangen zal worden door andere energiebronnen. Enerzijds zal die transitie plaatsvinden door de inzet van meer kolen, anderzijds door een reeks andere energiebronnen met een erg wisselende impact op de uiteindelijke CO2 uitstoot. Vanwege de huidige snelle ontwikkelingen op het gebied van duurzame energie is het maken van een nauwkeurige prognose lastig. Duidelijk is dat op wereldschaal een steeds groter deel van de aardolie - en aardgasconsumptie vervangen gaat worden door biobrandstoffen, kolen, kernenergie, wind,- en zonne-energie en diverse technieken voor energie-efficiëntie. De nog steeds oplopende aardolieprijzen (een verviervoudiging tussen 2003 en eind 2007) veroorzaken momenteel in armere landen een vermindering van koopkracht en een vernietiging van de vraag. Activiteiten

Pagina 14

Hoofdstuk 2 - De interactie tussen olieschaarste en klimaatverandering

Peakoil Nederland

worden gestaakt of verminderd omdat consumenten de stijgende prijs niet langer op kunnen brengen. Ook hier zijn de lange termijn effecten lastig in te schatten maar op hoofdlijnen kunnen er wel conclusies worden getrokken. Al deze verschuivingen aan de kant van de vraag hebben een impact op de uiteindelijke uitstoot van broeikasgassen. De impact van klimaatverandering op energieproducenten Klimaatverandering heeft een steeds grotere impact op de economie. Een impact die, ook bij het tot stand komen van effectief klimaatbeleid op de korte en middenlange termijn, gevolgen zal hebben. Energieproducenten dragen nu de lasten nog niet van de mede door hun veroorzaakte versnelling van de klimaatverandering, maar ook zij worden op den duur geraakt door klimaatverandering. De industrie zal zich net zoals iedereen op klimaatverandering moeten voorbereiden. Er zijn een aantal problemen waar de industrie nu al hinder van ondervindt: • • •

De toenemende orkaankracht in vooral de Golf van Mexico Het ontdooien van de permafrost in Siberië, Canada & Alaska Een sterke toename in de wereldwijde neerslag

Deze effecten leiden in een aantal regio’s tot grotere periodieke uitval van productieplatforms, het stilvallen van mijnactiviteiten wegens overstromingen en verhoogde slijtage en schade aan de infrastructuur. Hierdoor lopen verzekeringspremies op, en zijn er extra investeringen nodig om de weerseffecten op te kunnen vangen. In sommige gevallen is de schade onomkeerbaar en zorgt daarmee voor vermindering van de uiteindelijke productie doordat infrastructuur afgeschreven moet worden. Het rendeert in zulke gevallen niet meer om nieuwe infrastructuur op te bouwen. Gezien de naar verwachting blijvende toename in de uitstoot van broeikasgassen op de middellange termijn ligt een verheviging van kostenophogende effecten in het vooruitzicht. In hoofdstuk 7 geven we voor de meest in het oogspringende klimaatsverschijnselen een schatting over de impact op aardolieen aardgaswinning. In een aantal regio’s zal het klimaat voor energieproducenten verbeteren. Het meest in het oogspringend is de aankomende mogelijkheid voor aardolieen aardgaswinning in de Arctische regio. In hoofdstuk 7 wordt een schatting geven van de hoeveelheid aardolie en aardgas die dit op kan leveren.

De impact van klimaatverandering op de energievraag Het veranderen van het klimaat heeft ook een impact op de vraag naar energie. Nu al is het effect van sterke wisselvalligheid tussen zachte winters in het Westen en extreme winters in het Oosten, en aanmerkelijk warmere zomers op de vraag naar aardgas en elektriciteit zichtbaar. De vraag naar fossiele brandstoffen voor het verwarmen van huizen en kantoren neemt in sommige winters licht af terwijl ze in andere winters extreem stijgt. De vraag naar elektriciteit voor het koelen van gebouwen in de zomer neemt toe. Tegelijkertijd zorgt een verhoogd bewustzijn omtrent klimaatverandering voor een lichte impact op de vraag, alhoewel van echt grootschalige gedragsverandering nog geen sprake is. Wel is zeker dat de impact van allerlei technologische innovaties op de vraag naar energie steeds groter zal worden. Hierbij fors ondersteund door fors stijgende prijzen van aardolie, aardgas en sinds zeer recent ook kolen. Op de langere termijn en op regionaal niveau kan de impact van klimaatverandering dermate zwaar zijn dat dit leidt tot economische achteruitgang, en dus vraagdestructie.


Pagina 15

Peakoil Nederland

De totale impact aan de vraagkant is extreem lastig in te schatten vanwege onzekerheden met betrekking tot gedragseffecten en de snelheid waarin technologische ontwikkelingen zullen plaatsvinden. Wij wagen ons op dit gebied niet aan een prognose en blijven bij het beschrijven van een aantal voorbeelden en effecten.

Pagina 16


Peakoil Nederland

Hoofdstuk 3 - IPCC klimaatmodellen en fossiele brandstof data. Het IPCC heeft over de jaren met een veelvoud aan bewijs duidelijk gemaakt dat de klimaatverandering op aarde momenteel versneld plaatsvindt vanwege menselijke tussenkomst. Er bestaat een duidelijk verband tussen de snelheid van de verandering en de uitstoot van fossiele brandstoffen. Niettemin hebben we forse kritiek op de gebruikte input data van de IPCC scenario bouwers evenals de wijze van modellering van fossiele productiescenario’s. Onze kritiek vloeit voort uit het werk van de aan de Universiteit van Uppsala verbonden Uppsala Hydrocarbon Depletion Study Group (UHDSG). In 2004 publiceerde deze leerstoelgroep onder leiding van Prof. Kjell Aleklett een evaluatie van fossiele brandstofdata onder verschillende IPCC klimaatmodellen zoals gepubliceerd door het IPCC in 2000. De 40 IPCC scenario’s uit 2000 De IPCC fossiele brandstof input scenario’s zijn gepubliceerd in 2000 in het Special Report on Emission Scenarios (SRES). De scenario’s zijn uitgerekend door zes verschillende onderzoeksinstituten verspreid over de wereld, met elk hun eigen model: • AIM

- Asian Pacific Integrated Model - (National Institute of Environmental Studies (NIES), Japan)

• ASF

- Atmospheric Stabilization Framework - (ICF Consulting, Verenigde Staten)

• IMAGE

- Integrated Model to Assess the Greenhouse Effect - (RIVM, Nederland)

• MARIA

- Multiregional Approach for Resource and Industry Allocation

(Science University of Tokyo, Japan)

• MESSAGE - Model of Energy Supply Strategy Alternatives and their General Environmental Impact

(International Institute of Applied Systems Analysis (IIASA, Oostenrijk)

• MiniCAM - The Mini Climate Assessment Model - (Pacific Northwest National Laboratory Model, USA) Met deze zes modellen zijn in totaal 40 scenario’s doorgerekend. Onder te verdelen in vier verschillende groepen (A1, A2, B1, B2). Elk gaan ze uit van een verschillend wereldbeeld en toekomstverwachting. In elk van de veertig scenario’s wordt, gedreven door verschillende economische verwachtingen en aannames over technologie andere hoeveelheden fossiele brandstoffen gebruikt, en in elk van de scenario’s is sprake van een andere mix van kolen, aardgas of aardolie (zie appendix I voor meer details over de cijfers van de 40 fossiele productiescenario’s van het IPCC). Onze kritiek op de IPCC SRES scenario’s is dat hun data over aardolie, aardgas en kolen gebaseerd is op te gelimiteerde uitgangspunten met betrekking tot de economische analyse van toekomstige winning van fossiele brandstoffen, en de manier waarop de grondstofwinning zelf is gemodelleerd.

Hoofdstuk 3 - IPCC klimaatmodellen en fossiele brandstofdata

Pagina 17

Peakoil Nederland

Figuur 4: IPCC productiescenario’s voor aardolie in exajoules

800 700 600

Exajoules

500 400 300 200 100 0 2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

A1 AIM A1 ASF A1 IMAGE A1 MESSAGE A1 MINICAM A1 MARIA A1C AIM A1C MESSAGE A1C MINICAM A1G AIM A1G MESSAGE A1G MINICAM A1V1 MINICAM A1V2 MINICAM A1T AIM A1T MESSAGE A1T MARIA A2 ASF A2 AIM A2 MESSAGE A2 MINICAM A2-A1 MINICAM B1 IMAGE B1 AIM B1 ASF B1 MESSAGE B1 MARIA B1 MINICAM B1T MESSAGE B1HIGH MESSAGE B1HIGH MINICAM B2 MESSAGE B2 AIM B2 ASF B2 MARIA B2 MINICAM B2 HIGH MINICAM B2C MARIA

Data: IPCC special emissions report (2000)

Uitgangspunten voor de winbaarheid van voorkomens van fossiele brandstoffen De fossiele inputdata van IPCC SRES is gebaseerd op een publicatie van werkgroeplid H.H. Rogner uit 1997. Rogner maakt in zijn rapportage over de mogelijkheden met betrekking tot de toekomstige winning van fossiele brandstof op wereldschaal gebruik van een ruime breedte aan publicaties voor data. Daarin neemt hij de maximale hoeveelheden aan voorkomens van de fossiele brandstof aan die gerapporteerd worden als uitgangspunt. Zijn definitie van winbaarheid van deze voorkomens is gebaseerd op empirische data van de productiekosten van fossiele brandstoffen, welke ge-extrapoleerd wordt tot aan 2100 in de publicatie. Waarbij in acht genomen wordt dat de productiviteit van exploratie, ontwikkeling en productie jaarlijks met 1% toeneemt. Daarin wordt de winbaarheid van de voorkomens geschat op basis van de aanname dat de productiviteitstoename van 1% per jaar tot aan 2100 per ommegang is gerealiseerd. Met andere woorden, de schatting van winbaarheid van een onder de grond aanwezige fossiele brandstof vanaf het jaar 2000 in de IPCC SRES scenario’s, is gebaseerd op de aanname dat de technologie in het jaar 2000 100% productiever zal zijn dan zij daadwerkelijk is in dat jaar, en ook op de aanname dat die productiviteitstoename constant 100% hoger zal blijven de gehele 21ste eeuw. De daadwerkelijke productie en daarmee uitstoot van een fossiel voorkomen is in de praktijk afhankelijk van geologische, economische, politieke en technologische factoren. Daarin is het noodzakelijk om onderscheid te maken tussen korte (5-15 jaar) en langere (15+ jaar) cycli. Op de korte termijn zijn bovengrondse factoren

Pagina 18


Peakoil Nederland

belangrijk. Hieronder valt een gebrek aan investeringen, beperkingen in de beschikbaarheid van personeel en materieel zoals diepzeeplatormen, en verstorende invloeden zoals onrust, weer en oorlog. Deze bepalen of de investeringen in het ontwikkelen van beschikbare voorkomens van fossiele brandstoffen lonen of niet. Een extreem voorbeeld hiervan is de aardolieproductie in Irak die sinds de invasie van de Verenigde Staten niet gestegen is ondanks het grote productiepotentieel (zie figuur 5). Als de investeringen in de olie-industrie niet op tijd plaatsvinden dan kan dat leiden tot tekorten doordat er niet voldoende productie op gang komt om aan de vraag te voldoen en/of om de dalende productie in oprakende voorkomens te compenseren. Indien deze tekorten lang genoeg aanhouden kan dit leiden tot een verschuiving in de energiemix, weg van fossiele brandstoffen. Gezien het lange tijdsperspectief in de IPCC SRES scenario’s is het echter logisch dat met deze korte termijn cyclus geen rekening is gehouden.

Figuur 5: Aardolieproductie Irak van januari 2002 tot december 2007

Miljoen vaten per dag

2.8 2.4 2.0 1.6 1.2 0.8 0.4 0.0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

Data: Internationaal Energie Agentschap & Energy Information Administration

Op de lange termijn speelt de beschikbaarheid van fossiele brandstoffen gebaseerd op de geologische omstandigheden van fossiele voorkomens de belangrijkste rol. In de IPCC SRES scenario’s zijn deze gebaseerd op de schattingen van Rogner. Die een prijsvoorspelling aanhoudt voor productie afhankelijk van een toename in de productiviteit welke onmiddelijk gerealiseerd wordt, uitgaande van de productiviteitstoename in de geschiedenis. Naast dat de onmiddelijke realisatie een niet realistisch uitgangspunt is, is het ook betwijfelbaar of de historische data van productiviteitstoenames een goed uitgangspunt vormt voor de toekomst. Dat komt doordat de concentratie en de kwaliteit van de gewonnen voorkomens van fossiele brandstoffen met de tijd sterk af neemt. Daardoor zal de benodigde moeite in termen van energie inputs toe moeten nemen om fossiele brandstof te winnen waardoor de kosten zullen stijgen. Exacte schattingen hiervoor zijn niet aanwezig vanwege de geheime aard van gedetailleerde aardolie- & aardgasdata, en de beperkte hoeveelheid kolendata in het algemeen. Recente studies naar de benodigde energie voor aardolieen aardgasproductie wijzen uit dat de verhouding van energie input versus output, oftewel EROEI (Energy Return on Energy Invested), sterk aan het dalen is. Van 50 eenheden aan output voor 1 eenheid aan input in 1995, tegen 28 eenheden aan output voor 1 eenheid aan input in 2005 (zie figuur 6).


Pagina 19

Peakoil Nederland

Figuur 6: geschatte verandering in EROEI van aardolieproductie tussen 1992 en 2005

Energy Return on Energy Invested (EROEI)

60 50 40 30 20

Dataset BP

10

Dataset Laherrère

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Data: Hall, Gagnon, Smith & Brinker (2005)

In dezelfde periode zijn de productiekosten en exploratiekosten van aardoliewinning meer dan verdubbeld (zie figuur 7 voor productiekosten). In hoeverre deze prijsstijging te wijten is aan de effecten van de korte termijn cyclus, namelijk kosteninflatie door tekorten aan materieel en personeel, en in hoeverre ze te wijten is aan de effecten van de lange termijn cyclus, namelijk kostenstijging door afnemende concentratie van fossiele voorkomens, is onduidelijk en vereist nader onderzoek.

dollar per vat olie -equivalent

Figuur 7: gemiddelde kostenstijging in de industrie voor de productie van een vat aardolie

20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

11.07

10.12 6.32 4.42

1996

1997

1998

5.78

1999

2000

16.73

2005

2006

9.6

8.64 5.64

16.18

7.1

2001

2002

2003

2004

Data: Deutsche Bank

Pagina 20


Peakoil Nederland

Naast de externe inputs van energie voor de winning van fossiele brandstof is het ook van belang om andere externaliteiten mee te nemen. Zo is voor de winning van teerzanden een grote hoeveelheid water nodig om de aardolie uit het zand te koken met gebruik van stoom. De uiteindelijke productiehoeveelheid van aardolie uit teerzanden wordt gelimiteerd door de beschikbare hoeveelheid water. Om tot een goede schatting te komen van de productiekosten voor fossiele brandstoffen voor lange termijn scenario’s is het nodig om een uitgebreidere schatting te maken van de ontwikkeling van de kosten en de externe limieten, waarin rekening gehouden wordt met de afnemende concentraties van fossiele voorkomens en de daarmee gepaard gaande benodigde extra energie-inputs. De modellering van fossiele brandstofproductie In de IPCC SRES scenario’s wordt het kernmerkende productieverloop in een aardolie,- of aardgasveld niet meegenomen, evenals de verschillen in dynamiek tussen conventionele aardolie en aardgas, en niet-conventionele vormen van aardolie en aardgas. In de energiemodellen wordt er vanuit gegaan dat investeringen de bepalende factor zijn in het produceren van aardolie en aardgas. Daarmee wordt de productie als ongelimiteerd gemodelleerd zolang er reserves zijn, wat betekent dat de productie van de ene op de andere dag kan dalen van 100% naar 0% wanneer de reserves op zijn. Hetzelfde uitgangspunt geldt in de IPCC modellering ook voor de niet conventionele aardolie,- en aardgasbronnen. In werkelijkheid is de productiesnelheid van een bron gelimiteerd door geologische, economische en politieke factoren. Het niet meenemen van de productiesnelheid in de modellen wreekt zich vooral sterk bij onconventionele aardolie. Weliswaar zijn de reserves van ondermeer teerzanden en extra zware aardolie aanzienlijk, hun productie verloopt veel trager dan bij conventionele bronnen. Hierdoor zal bij dezelfde hoeveelheid reserves het volume van de productie gemeten over een jaar minder zijn bij onconventionele dan conventionele aardolie. Daarbij is het voor de exploitant van een bron vanwege economische redenen meestal niet interessant om te streven naar het snel bereiken van een maximale productie, dit korte tijd volhouden om vervolgens te maken te krijgen met een zeer scherpe daling. Dat zou namelijk betekenen dat een deel van de infrastructuur te snel moet worden afgeschreven doordat er onvoldoende productie is om haar te rechtvaardigen. Vanuit economisch oogpunt zal elke exploitant towereken naar een plateau onder de maximaal mogelijke capaciteit wat enige tijd gehandhaafd wordt, waardoor de infrastructuur ten volle benut wordt en een meer continue bedrijfsvoering ontstaat. Bovendien wordt het grootste deel van de aardolieproductie gereguleerd door overheden die om politieke redenen de productie beperken. Het uitsmeren van de productie over langere tijd verzekert een stabiele basis van overheidsinkomsten en economische groei. Een kernmerkend voorbeeld is Qatar, het land met de 2de grootste gasreserves in de wereld. Hier heeft de overheid beleid ingesteld waardoor de nationale aardgasproducent maximaal maar 1% van de gasreserves per jaar van het land mag produceren, wat een sterke rem zet op de groei van de aardgasproductie van Qatar. Tot slot gaan de IPCC SRES scenario’s uit van het onrealistisch uitgangspunt dat de verschillende soorten aardolie in blokken wordt opgebruikt. Eerst de conventionele aardolie, daarna teerzanden en zware aardolie, daarna olieschalies en tot slot andere speculatieve reserves. In werkelijkheid loopt de productie van deze bronnen door elkaar heen. De productie van onconventionele aardolie zoals gedefinieerd in hoofdstuk 5 besloeg in 2006 3% van de totale aardolieproductie.


Pagina 21

Peakoil Nederland


Figuur 8: Conventionele en onconventionele aardolieproductie van 1930 tot 2006

100 80

Onconventionele aardolieproductie

60

Conventionele aardolieproductie

40 20 0 1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

Data: IHS Energy, BP Statistical Review

Gevolgen voor kolenverwachting IPCC scenario’s in het meenemen van beperkingen voor fossiele brandstofproductie De totale energieproductie van aardolie en aardgas blijft in de meeste IPCC scenario’s stijgen tot aan 2100. Gegeven het feit dat aardolie en aardgas zeker vóór 2100 hun piekproductie zullen bereiken moeten andere energiebronnen hun rol overnemen. Dat zou kunnen betekenen dat de rol van kolen aanzienlijk groter wordt als in de IPCC scenario’s wordt aangenomen. De UHDSG ging er in 2004 van uit dat een groot deel van de kolenreserves nog niet zijn aangesproken. Sindsdien zijn er een aantal studies verschenen die aantonen dat ook de data rond kolenreserves onbetrouwbaar zijn, wat zou kunnen betekenen dat ook hier rekening moet worden gehouden met een piekproductie vóór 2100 (voor meer informatie zie box 3, twijfels over de beschikbaarheid van kolen op de langere termijn).

Box 3: Twijfels over de beschikbaarheid van kolen op de lange termijn In vergelijking met de productiesnelheid waarmee kolen gewonnen werden zat er tot aan 2001 voor meer dan 200 jaar aan kolen onder de grond. Deze reserve/productie ratio geeft echter een vertekend beeld van de werkelijkheid omdat het uitgangspunt is dat reserves en productie constant blijven. Reserves kunnen door nieuwe omstandigheden zoals verbeterde winningmethodes, andere economische randvoorwaarden, milieueisen en stijgende consumptie, zowel stijgen als dalen. In recente jaren is de reserve/productie ratio door deze invloeden gedaald van 205 jaar in 2001 naar 137 jaar in 2006. De oorzaak is voor het grootste deel te vinden in een reeks neerwaartse bijstellingen van de kolenreserves door de World Energy Council, de enige instantie wereldwijd die data bijhoudt op het gebied van kolenreserves. De onzekerheid in de cijfers wordt veroorzaakt door gebrek aan universele, structurele en tijdige toetsing van reserves. Verontrustend is het dat de cijfers van de drie grootste reservehouders, de Verenigde Staten, Rusland en China, waarschijnlijk veel lager liggen dan nu geacht. Gezamenlijk bezitten ze 60% van de wereldreserves aan kolen. De reservecijfers van China zijn al vanaf 1986 ongewijzigd, ondanks het feit dat het land enorme hoeveelheden kolen gewonnen heeft sindsdien. Ook de meest recente reservecijfers van Rusland dateren uit 1990. Recentelijk kwam aan het licht dat de reserveschattingen van de Verenigde Staten gebaseerd zijn op methodieken die sinds 1974 niet meer zijn geupdate. Dat bleek uit een studie uit 2007 van de National Academy of Sciences van de VS, uitgevoerd op verzoek van het departement van energie. Zij concludeerde dat de winbare reserves van de VS waarschijnlijk significant lager zijn dan nu aangenomen. Vanuit het oogpunt van klimaatbeleid alsmede het algemene energiebeleid, wat afhankelijk is van de verwachtingen voor de toekomstige beschikbaarheid en prijs van kolen, is het essentieel dat de reservecijfers van kolen beter in kaart worden gebracht.

Pagina 22


Peakoil Nederland

Hoofdstuk 4 - Scenariostudie Hansen over Peakoil & klimaatverandering Een van de leidende klimaatwetenschappers, James Hansen van het NASA Goddard Institute for Space Studies, heeft samen met zijn collega Pushker Kharecha, een studie gedaan naar het effect van peak oil op de bestaande klimaatmodellen. In het onderzoek worden klimaatscenario’s bekeken vanuit hun input op fossiele brandstoffen. In vijf scenario’s wordt achtereenvolgens getest wat het verschil is tussen doorgaande kolenconsumptie, het afbouwen van de kolenconsumptie en een vroege en een late piek in de aardlieproductie. De productie van aardgas wordt in alle scenario’s gelijk gehouden met een piekproductie in 2026 en daarop volgend een geleidelijke daling. Scenario 1 van de studie gaat uit van een Business As Usual wereld. De consumptie van fossiele brandstoffen gaat nog geruime tijd door vanwege ruim voorradig geachte reserves. Deze zijn gemodelleerd aan de hand van de reservecijfers van het Amerikaanse Energy Information Administration voor aardgas en conventionele aardolie, dus inclusief de opgewaardeerde reserves van OPEC, en de cijfers van de World Energy Council voor kolen. De conventionele aardolieproductie piekt in dit scenario in 2016. Het resultaat van de toenemende kolenproductie is dat de CO2 emissies blijven stijgen tot aan 2077 waarna kolen langzaam aan belang begint te verliezen doordat de reserves op beginnen te raken. De concentratie CO2 in de atmosfeer blijft hierdoor stijgen tot 580 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes in de atmosfeer in 2100, waarna de stijging afvlakt en pas na 2125 begint te dalen. Vanuit het oogpunt van politieke doelstellingen om klimaatverandering te beperken concentreren Kharecha & Hansen zich in de andere scenario’s op het behalen van een grenswaarde van 450 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes in de atmosfeer. Daaruit volgt dat in scenario 2, coal phase out, als uitgangspunt het uitfaseren van kolen en het niet opschalen van onconventionele aardolie wordt genomen. Er worden geen kolencentrales zonder CO2 afvang meer gebouwd in dit scenario, vanaf 2012 vlakt hierdoor de stijgende uitstoot van CO2 door kolen langzaam af totdat zij na 2025 zelfs gaat dalen naar nul emissies uit kolen in 2050. De hoeveelheid CO2 in de atmosfeer blijft beperkt in dit scenario tot een meer acceptabel niveau van 440 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes rond 2040, om daarna af te gaan nemen. De piekdata van aardolie en aardgas blijven hetzelfde, de piekdatum van kolen verschuift fors vanwege deze artificiële ingreep. Scenario’s 3, 4 en 5 laten zien wat het effect op de CO2 uitstoot is van het verschuiven van de productie van conventionele aardolie. De onderliggende aannames ter herhaling zijnde dat de aardgasproductie tot aan 2026 stijgt waarna een geleidelijke daling begint, dat onconventionele aardolie niet ontwikkelt wordt, en dat kolen langzaam uitgefaseerd worden zoals beschreven onder scenario 2. In scenario 3, fast oil use, wordt aangenomen dat het mogelijk is om de conventionele aardolie versneld op te maken. De productie van aardolie blijft stijgen met 2% per jaar tot aan het jaar 2037 waarna een zeer scherpe daling plaatsvindt. De CO2 concentratie stijgt in dit scenario naar 455 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes in de atmosfeer rond 2040, om daarna scherper af te nemen wegens de snellere daling van de aardolieproductie dan in scenario 2. Dit scenario is gezien de geologische beperkingen van aardolievelden niet realistisch, evenals het gebrek aan rechtvaardiging voor de investeringen in infrastructuur die gedaan zouden moeten worden in de olie-industrie. Deze verliezen bij een dergelijk scherpe piek als snel hun waarde wegens een gebrek aan productie. In scenario 4, less oil reserves, wordt rekening gehouden met de mogelijkheid dat de conventionele aardoliereserves lager zijn dan algemeen aangenomen. Het scenario stoelt voort uit de waarschijnlijkheid dat de aardoliereserves van OPEC fors lager zijn dan de officiële cijfers opgegeven door OPEC. De productie van aardolie neemt al vanaf 2010 gestaag af, waardoor de uiteindelijke CO2 concentratie in de atmosfeer beperkt blijft tot een niveau van 430 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes in de atmosfeer rond 2040. Hierna daalt de concentratie gestaag.

Hoofdstuk 4 - Scenariostudie Hansen over Peakoil & Klimaatverandering

Pagina 23

Peakoil Nederland

In het laatste scenario, nummer 5, Peak Oil Plateau, wordt aangenomen de aardolieproductie tussen 2020 en 2040 op een plateau zal blijven waarna de daling begint. Mogelijk gemaakt door technologische innovatie en een grote hoeveelheid ontdekkingen. De concentratie CO2 in de atmosfeer stijgt in dit scenario tot 450 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes in de atmosfeer rond 2050. Hierna daalt de concentratie gestaag.

Figuur 9: Uitstoot aan CO2 gemeten Gigaton koolstof per jaar tot 2100 in de scenario’s van Kharecha & Hansen

Bron: Kharecha & Hansen (2007)

Figuur 10: Concentratie CO2 in de atmosfeer in ppm tot 2100 in de scenario’s van Kharecha & Hansen

Bron: Kharecha & Hansen (2007)

Pagina 24


Peakoil Nederland

Gevolgtrekkingen uit de Kharecha & Hansen studie Het artikel van Kharecha & Hansen versterkt het huidige beeld dat klimaatbeleid geen nut heeft bij doorgaande bouw van kolencentrales, doordat de concentratie broeikasgassen in de atmosfeer daardoor veel te hoge waardes zal bereiken. Oftewel de uitfasering van kolen als brandstof oftewel de tijdige toepassing van CO2 afvang en opslag bij kolencentrales is een must om klimaatbeleid een succes te laten worden. In het laatste IPCC rapport wordt ondermeer uitgegaan van een grenswaarde van ~450 deeltjes CO2 equivalent per miljoen deeltjes in de atmosfeer als de drempel voor gevaarlijke klimaatverandering van 2 graden celsius. De ~150 deeltjes CO2 per miljoen deeltjes verschil in uitstoot tussen doorgaan met kolenverstook en ermee stoppen, maken voor het behalen van het doel van 450 deeltjes CO2 equivalent per miljoen deeltjes in de atmosfeer een alles bepalend verschil. Interessant is dat de hoeveelheid reserves van conventionele aardolie evenals de snelheid en vorm van de productiepiek van conventionele aardolie nauwelijks verschil maakt in het grotere klimaatplaatje. Vanuit het oogpunt van klimaatbeleid is de hele discussie rond peakoil in dat opzicht niet relevelant. Echter, in de studie van Kharecha & Hansen ontbreken scenario’s waarin toekomstige ontwikkelingen op het gebied van onconventionele vormen van aardolie en aardgas worden meegenomen. Met andere woorden, wat gezien wordt in de studie als een peakoil model weerspiegelt niet de al gaande ontwikkelingen in de olieindustrie. De veranderingen die op dit moment plaatsvinden in de olie- en gasindustrie (een verschuiving naar onconventionele vormen van aardolie en onconventionele vormen van aardgas) zullen de uitstoot van CO2 sterk beïnvloeden. Als aanvulling op de studie van Kharecha & Hansen schetsen we zodoende in hoofdstuk 5 en 6 een beeld van de CO2 uitstoot die de toenemende productie van onconventionele aardolie kan veroorzaken.


Pagina 25

Peakoil Nederland

Hoofdstuk 5 - Een overzicht van de onconventionele aardoliebronnen Het grootste deel van de wereldwijde aardolieproductie bestaat uit conventionele aardolie. Conventionele aardolie wordt gedefinieerd als ruwe aardolie met een hoge viscositeit en een dichtheid boven 17 graden op de American Petroleum Institute schaal (API). De viscositeit geeft aan hoe makkelijk een vloeistof kan stromen, of hoe stroperig deze is. De API is een maat voor de dichtheid. Hoe lager de API waarde, hoe groter de dichtheid en hoe minder makkelijk stroming plaatsvindt. Deze schaal is geordend naar vergelijking met water. Water heeft een dichtheid op de API schaal van 10º. Deze indelingen leiden tot de volgende veel gebruikte brede categorisering van fossiele brandstoffen die onder conventionele aardolie vallen: •

Ruwe aardolie met een API van 17º of meer

•

Zware aardolie met een API tussen 10º en 17º

•

Aardolie uit diepzeereservoirs

•

Aardolie uit reservoirs op de poolkappen

•

NGL: Natural Gas Liquids. Dit is ‘nat gas’, gas met een hoge hoeveelheid vloeistof

Door de hoge olieprijs en de stijgende vraag naar aardolie wordt er in toenemende mate onconventionele aardolie geproduceerd. Voor onconventionele aardolie bestaan verschillende categoriseringen in de olieindustrie. Dit rapport gebruikt vanwege de insteek van het berekenen van de CO2 uitstoot de volgende categorisering van fossiele brandstoffen die onder onconventionele aardolie vallen: •

Extra zware olie met een API kleiner dan 10ºAPI

•

Synthetische ruwe olie en bitumen uit teerzanden

•

Synthetische ruwe olie uit aardgas (gas-to-liquids)

•

Synthetische ruwe olie uit kolen (coal-to-liquids)

•

Olieschalies

Gas-To-Liquids GTL is een methode om aardgas om te zetten in vloeibare koolwaterstoffen, bijvoorbeeld benzine of kerosine. Dit is uitgebreider dan alleen een faseovergang. Bij GTL wordt aardgas omgezet door middel van chemische reacties in een nieuw product. De techniek achter GTL is in de jaren ’30 ontwikkelt door de Duitsers Fischer en Tropsch. In het Fischer-Tropsch procedé wordt koolstof (C) door toevoeging van stoom omgezet naar waterstof (H2) en koolstofmonoxide (CO). De reactie tussen waterstof en koolstofmonoxide levert vervolgens water en vloeibare koolwaterstoffen op. Zij werd voor het eerst toegepast ten tijde van de tweede wereldoorlog om koolstof uit kolen om te zetten in synthetische olie. De Duitsers zaten met een tekort aan aardolie waardoor ze genoodzaakt waren om uit steenkool vliegtuigbrandstof en diesel te maken. Na de tweede wereldoorlog is de techniek alleen toegepast in Zuid-Afrika tijdens de apartheid vanwege

Pagina 26

Hoofdstuk 5 - Een onverzicht van de onconventionele aardoliebronnen

Peakoil Nederland

de toen ingestelde olieboycot. In de Fischer-Tropsch omzetting kunnen vele koolstofhoudende moleculen, waaronder aardgas (CH4), als grondstof gebruikt worden. Vanwege de hoge productiekosten is de techniek weinig toegepast. Dankzij de hoge olieprijzen is Gas-To-Liquids echter winstgevend geworden waardoor de ontwikkeling sinds 2000 op gang begint te komen. De productiekosten van Gas-To-Liquids liggen op 20 dollar per vat. Bij een olieprijs die permanent boven de 35 dollar per vat blijft is de ontwikkeling van Gas-ToLiquids financieel gunstig. GTL maakt het ook mogelijk om afgelegen gasreserves te exploiteren. Door het grote volume van gas is transport en opslag erg kostbaar, zeker wanneer het gaat om moeilijk bereikbare reserves ver van bestaande infrastructuur. Dankzij omzetting naar vloeibare brandstoffen vindt er een significante kostenreductie plaats waardoor verafgelegen gasreserves toch benut kunnen worden. Dit zal op de middellange termijn belangrijker worden wanneer de conventionele gasreserves in toenemende mate uitgeput raken. Dit principe geldt ook voor afgelegen olievelden waar veel geassocieerd aardgas wordt geproduceerd. Het vrijkomende aardgas wordt veelal afgefakkeld, maar kan dankzij omzetting via GTL benut worden. De pioniers op het gebied van GTL zijn Sasol, PetroSa en Shell. Deze hebben beide werkende GTL-raffinaderijen in gebruik. De GTL-raffinaderij van Shell ligt in Bintulu, Maleisië. PetroSA heeft een GTL raffinaderij in ZuidAfrika en tenslotte heeft Sasol, in samenwerking met Chevron en Qatar Petroleum, een raffinaderij in gebruik in Qatar. Verder is Shell in Qatar bezig met het bouwen van een nieuwe grote GTL-raffinaderij, die in 2009 in productie wordt genomen. Een uitbreiding die gepland staat voor 2011 zal tevens de capaciteit van deze in aanbouw zijnde raffinage gaan verdubbelen. Door de hoge olieprijs duiken inmiddels ook andere bedrijven op GTL en zijn er veel projecten aangekondigd, waarvan tabel 2 een overzicht geeft.

Tabel 2: Bestaande en aangekondigde GTL projecten Project Bintulu in Maleisië Zuid-Afrika Oryx GTL in Qatar Pearl GTL in Qatar Nigeria (EGTL) Oryx GTL (2) in Qatar Pearl GTL upgrade Bolivia Indonesië Qatar Qatar Qatar Rusland

Operator Shell PetroSA SasolChevron & QP Shell CNL & NNPC SasolChevron & QP Shell Rentech Rentech ConocoPhillips SasolChrevron & QP Syntroleum & Marathon Syntroleum & Yakutgazprom

In productiename 1993 1993 2007 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2015 2015 2015 2020

Productie (vaten per dag) 14,700 47,000 34,000 70,000 34,000 130,000 70,000 10,000 16,000 160,000 66,000 90,000 13,000

Data: Sasol, Rentech, ASFE, Shell, ConocoPhillips

GTL-raffinaderijen stoten meer CO2 uit dan de conventionele aardolieraffinaderijen. In het productieproces voor een liter benzine is de CO2 uitstoot van Gas-to-Liquids 27% tot 70% hoger dan bij ruwe aardolie. De totale CO2 uitstoot inclusief verbranding ligt 5% tot 15% hoger voor Gas-to-Liquids ten opzichte van conventionele aardolie voor een liter benzine of diesel.


Pagina 27

Peakoil Nederland

Een schatting van de GTL-productie op de langere termijn is lastig doordat de ontwikkeling van GTL mede afhankelijk is van de prijs van aardgas ten opzichte van die van aardolie. Bij een hoge gasprijs wordt het interessanter om vloeibaar aardgas te ontwikkelen vanwege hogere winstgevendheid (Liquified Natural Gas = LNG). Afhankelijk van de dynamiek tussen de olieprijs en de gasprijs zullen er meer GTL danwel meer LNG treinen worden opgestart. Bij een olieprijs van 100 dollar per vat moet de prijs van LNG boven de 12 dollar per miljoen BTU (British Thermal Units) uitstijgen wil LNG interessanter zijn dan GTL. Momenteel ligt de prijs van aardgas daar fors onder. Zodoende worden er dankzij de hoge olieprijs op het moment veel GTL projecten aangekondigd wereldwijd. Toch is de industrie nog redelijk terughoudend aangezien voor de aangekondigde projecten niet altijd concrete afspraken worden gemaakt. Zo kondigde ConocoPhillips in 2005 aan plannen te hebben voor een GTL-raffinaderij in Qatar, maar begin 2007 meldde ConocoPhillips geen toekomst in GTL te zien de komende jaren. In figuur 11 is een productieprofiel te zien van GTL wanneer al de projecten uit tabel 2 hun doorgang zullen vinden.

Duizend vaten per dag

Figuur 11: Productiepad GTL tot aan 2015

700 600 500 400 300 200 100 0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Data: Sasol, Rentech, ASFE, Shell, ConocoPhillips

Coal To Liquids CTL staat voor Coal-To-Liquids. Deze techniek is vergelijkbaar met GTL, waar gas omgezet wordt in synthetische aardolie. Via het fischer-tropsch procedé kan op dezelfde wijze uit kolen synthetische olie gemaakt worden. Doormiddel van stoom worden kolen omgezet in CO, koolstofmonoxide, dat met waterstof (H2) reageert tot vloeibare koolwaterstoffen. Er wordt ook gewerkt aan methoden om kolen direct om te zetten in synthethische olie, zonder eerst stoom toe te voegen, maar hier zijn nog geen commerciële toepassingen voor. Het CTL proces kan zowel voor de productie van brandstof alsmede de productie van chemische grondstoffen worden gebruikt, ondermeer voor de productie van kunststoffen. CTL is een erg kostbare methode voor het produceren van synthetische olie. Met de huidige hoge kolenprijs kost de productie van een vat ruwe olie via CTL circa 50 dollar. Het is alleen voordelig om een CTL raffinaderij dichtbij grote koolvoorraden van minimaal 500 miljoen ton te bouwen. Daarnaast is de raffinaderij zelf 2,5 keer zo duur als een GTL-raffinage. Een CTL-raffinage die 80.000 vaten per dag produceert, kost 5 miljard dollar, tegen 2 miljard dollar voor een GTL-raffinage van dezelfde productiegrootte.

Pagina 28


Peakoil Nederland

CTL-raffinaderijen stoten vele malen meer CO2 uit dan de conventionele aardolieraffinaderijen. In het productieproces voor een liter benzine is de CO2 uitstoot van Coal-to-Liquids 370% tot 510% hoger dan bij ruwe aardolie. De totale CO2 uitstoot inclusief verbranding van een liter benzine of diesel ligt 63% tot 90% hoger voor Coal-to-Liquids ten opzichte van conventionele aardolie. Hoewel er veel gepraat wordt door de industrie over CTL is het nog zeer twijfelachtig of alle aangekondigde projecten daadwerkelijk doorgaan. Zo lukt het in de Verenigde Staten niet om CTL projecten van de grond te krijgen vanwege de tegenstand geboren uit milieu-overwegingen. Energiebedrijven zijn in toenemende mate bezig met investeren in het naar beneden brengen van hun CO2 uitstoot, waardoor CTL buiten beschouwing wordt gelaten door deze bedrijven. Deze tendens vindt op het moment alleen in de Westerse wereld plaats. In andere delen van de wereld, vooral in China, is men vergevorderd met de ontwikkeling van CTL. Zo heeft het Chinese bedrijf Shenhua de Kolenvergassingsechniek van Shell gekocht voor toepassing in minimaal veertien CTL-raffinaderijen. Ook maken Chinese bedrijven gebruik van de expertise van Sasol voor het perfectioneren van de planning en ontwikkelingsfase. Gebaseerd op deze inzichten zal volgens het Internationaal Energie Agentschap een productie van 750.000 vaten per dag aan synthethische olie via de CTL route gerealiseerd worden in China in 2030. De Canadese Teerzanden De meest ontwikkelde vorm van onconventionele aardolie zijn de teerzanden. Deze bron wordt in de olieindustrie ook wel met de naam oliezanden benoemd om een positiever imago af te geven. In de praktijk gaat het om zeer stroperige aardolie vermengd met zand en klei wat een teerachtige substantie oplevert. Dit is aardolie die niet is blijven zitten in een geologische structuur onder de grond maar naar boven is gesijpeld waar het is vermengd met zand over grote oppervlaktes. Om deze aardolie te exploiteren moet eerst intensieve bewerking plaatsvinden voor de productie van een synthetische aardolie voor gebruik. Het meest sprekende voorbeeld van de ontwikkeling van oliezanden is te vinden in de Canadese provincie Alberta. Hier bevinden zich de grootste voorkomens en de enige grootschalige industriële exploitatie van teerzanden. Twee energie intensieve methodes worden gebruikt om aardolie uit teerzand te winnen. De eerste is conventionele open mijnbouw waarbij een gat in de orde van enkele kilometers omtrek wordt afgegraven. Het gewonnen teerzand wordt gekookt met behulp van grote warmtetoevoer waardoor de aardolie kan worden geëxtraheerd uit het zand. De tweede methode van teerzandwinning gebruikt stoominjectie onder de grond. Dit verlaagt de viscositeit van de olie in de zanden waardoor deze via putten naar boven gepompt kan worden. Er zijn vele oliemaatschappijen actief in Canada met de winning van teerzanden waaronder Shell. Er is veel kritiek op de winning van teerzanden vanuit Canadese NGO’s en een aantal politieke partijen. Het voornaamste probleem is de grote hoeveelheid extra CO2 uitstoot. In het productieproces voor een liter benzine is de CO2 uitstoot van teerzanden 166% tot 282% hoger dan bij ruwe aardolie. De totale CO2 uitstoot inclusief verbranding van een liter benzine of diesel ligt 14% tot 40% hoger voor teerzanden ten opzichte van conventionele aardolie. De teerzand-industrie is de grootste CO2 producent van Canada. De uitbreiding van de teerzandproductie maakt het heel moeilijk zo niet onmogelijk voor Canada om haar kyoto doelstellingen te halen. Daarnaast is het benodigde water voor stoomproductie en het wassen van de teerzanden aanzienlijk. Er is dusdanig veel water nodig dat dit een beperkende factor is voor de groei van productie. Voor forse uitbreiding van de productie op de lange termijn is onvoldoende water beschikbaar als het niet lukt om fors op water te besparen in de productieprocessen van teerzanden.


Pagina 29

Peakoil Nederland

De productie van aardolie uit teerzanden heeft inmiddels 1 miljoen vaten per dag bereikt. Per vat lichte olie wat geproduceerd wordt is gemiddeld 28 kubieke meter aardgas nodig. Voor de toekomst wordt verwacht dat teerzanden een grote rol blijven spelen. Er wordt veel geïnvesteerd in ontwikkelingen om goedkoper en efficiënter synthethische olie te maken uit de teerzanden. Zo investeert Shell in de komende jaren 15 tot 18 miljard dollar in de uitbreiding van haar processen in Alberta. Dit terwijl Shell voor 2008 een totaal budget voor investeringen van 16 miljard heeft. De investeringen in teerzanden namen 2,5 keer toe in 2007 ten opzichte van 2006. Teerzanden zijn daarmee de belangrijkste investeringspost van Shell voor de komende tijd.

Figuur 12: Productiescenario’s teerzanden uit de olie-industrie en van diverse instituten in duizend vaten per dag

Bron: Samuel Foucher (www.theoildrum.com)

De verwachting is dat in 2012 de productie van synthetische aardolie uit teerzanden al winstgevend zal zijn bij een olieprijs van 20 tot 40 dollar per vat. Gezien de huidige ontwikkeling van oliezanden en de projecties van de olie-industie, zal bij ongewijzigd overheidsbeleid de productie in 2030 gestegen zijn naar 4 tot 6 miljoen vaten per dag.

Pagina 30


Peakoil Nederland

Extra zware aardolie Onder onconventionele aardolie wordt ook extra zware aardolie gerekend. Dit is aardolie met een dichtheid lager dan 10° API, wat productie zeer lastig maakt wegens gebrekkige stroomsnelheid. Zware aardolie ontstaat uit lichte aardolie welke door biologische processen omgezet is in zwaardere aardolie. Geologen denken dat alle aardolie tijdens hun ontstaansperiode een dichtheid van tussen de 30 en 40° API had. Pas bij migratie naar een bepaald type gesteente en door externe invloeden over de tijd ontstaan er verschillende soorten oliën. Doordat de zware aardolie moeilijk te produceren is, valt deze niet onder de conventionele aardolie. Er zijn echter wel zeer grote voorkomens van zware aardolie. Deze worden geschat op 3000 miljard vaten. Waarvan 1200 vaten in Venezuela te vinden zijn in het Orinico gebied, en 1350 miljard vaten in Rusland in diverse geologische provincies. Nu de olieprijs steeds meer stijgt wordt de ontwikkeling van zware aardolie steeds interessanter. Van het totaal aan extra zware aardolie is onbekend hoeveel er uiteindelijk gewonnen kan worden vanwege een gebrek aan studie en reserveclassificatie. De enige locatie waar op grote schaal extra zware aardolie wordt gewonnen is in het Orinoco gebied van Venezuela. Dagelijks wordt er in vier gebieden 560.000 vaten per dag geproduceerd aan zware aardolie die omgezet wordt naar conventionele aardolie geproduceerd doormiddel van ingewikkelde raffinageprocessen.

Tabel 3: Productiegebieden Venezuela voor de productie van extra zware aardolie Project Petrozuata Hamaca - Ameriven Cerro Negro Sincor I

Operator Pvdsa Pvdsa/Chevron Pvdsa/BP Pvdsa/Total

In productiename 1998 2001 2001 2002

Productie (vaten per dag) 100,000 180,000 100,000 180,000

Data: Pvdsa

In 2007 is het fiscale regime in venezuela voor buitenlandse oliemaatschappijen zeer ongunstig geworden wegens nationalisatie van diverse projecten. De Venezolaanse overheid eiste dat de nationale oliemaatschappij Pvdsa een meerderheidsbelang kreeg van 60% of hoger in elk project, ook de extra zware aardolieprojecten. Sindsdien hebben ExxonMobil en ConocoPhillips besloten het land te verlaten en hun activiteiten te staken. BP, Total en Chevron sloten na onderhandelingen met Pvdsa 25 jaar durende contracten af voor een minderheidsaandeel in de extra zware aardolieprojecten. Vanwege de langdurige onzekerheid over de mogelijkheden tot het zakendoen in Venezuela die al sinds 2005 speelde hadden de buitenlandse oliemaatschappijen plannen voor de uitbreiding van de productie stopgezet. Nu er meer zekerheid is over de status en verhoudingen tussen buitenlandse oliemaatschappijen en de nationale Venezolaanse oliemaatschappijen wordt er wederom gedacht aan uitbreiding van de productie. Gezien de huidige kostenstructuur is het echter onzeker of deze van de grond zal komen. Voorlopig worden er alleen haalbaarheidsstudies gedaan, ondermeer naar het Junin blok in het Orinoco gebied door Total. Naast Venezuela heeft ook Rusland een groot potentieel voor het ontwikkelen van extra zware aardolie. Vanwege het fiscale regime daar zijn er echter geen prikkels aanwezig om oliewinning van dit type van de grond te laten komen. Naast een productiebelasting is er ook een exportheffing op aardolie welke iedere 2 maanden bijgesteld wordt naargelang de koers van de olieprijs verandert. Begin 2008 bedoeg deze


Pagina 31

Peakoil Nederland

exportheffing 45 dollar per vat op een prijs van 90 dollar per vat voor Russiche Oerals aardolie. Vanwege dit belastingregime zijn extra zware aardolieprojecten in Rusland niet winstgevend en komen ze dus ook niet van de grond. Extra zware aardolie zorgt voor meer CO2 uitstoot dan conventionele aardolie. Voor stoominjectie worden grote hoeveelheden aardgas verstookt en de omzetting naar conventionele aardolie kost veel energie en zodoende ook additonele CO2 uitstoot. Zware olie levert 31 MJ per kilogram op, terwijl ruwe olie 35 MJ per kilogram energie levert. Het voornaamste probleem is de grote hoeveelheid extra CO2 uitstoot. In het productieproces voor een liter benzine is de CO2 uitstoot van extra zware aardolie 166% tot 282% hoger dan bij ruwe aardolie. De totale CO2 uitstoot inclusief verbranding van een liter benzine of diesel ligt 14% tot 40% hoger voor extra zware aardolie ten opzichte van conventionele aardolie. Olieschalies Dit zijn oliereservoirs die nog niet helemaal ‘rijp’ zijn. Olieschalies bevatten kerogeen, wat net als aardolie gevormd wordt uit organisch materiaal. Kerogeen zit echter tussen organisch materiaal en het petroleum uit de conventionele reservoirs in. Onder hoge druk en temperaturen van 600º celsius kan kerogeen omgevormd worden tot conventionele aardolie. De voorkomens van olieschalies zijn zeer groot met 2900 miljard vaten in aardolie equivalent. Het grootste gedeelte hiervan komt voor in de Verenigde Staten met 1800 miljard vaten. Het principe van aardolie winnen uit olieschalies is al lang bekend, maar wordt niet op grote schaal toegepast vanwege de zeer hoge productiekosten vergeleken met conventionele aardolie. Na de oliecrises in de jaren ‘70 zijn er in de VS grote gesubsideede onderzoeksprogramma’s gestart om te pogen de aardolie uit de olieschalies te winnen. De uiteindelijke kosten kwamen destijds neer op 400 dollar per vat. Doordat het niet lukte om olieschalies op commerciële schaal te winnen is na verloop van tijd het volledige subsidieprogramma van de VS stopgezet. De enige oliemaatschappij die sindsdien zonder subsidie is doorgegaan met onderzoek en ontwikkeling van olieschalies is Shell. Volgens de laatste inzichten uit een studie van RAND corporation zouden olieschalies tegenwoordig economisch gewonnen kunnen worden als de olieprijs een zeer lange periode boven de 70 á 95 dollar per vat blijft. De winning van olieschalies is wegens die hoge olieprijsdrempel dan ook zeer beperkt gebleven. In maar drie landen, Estland, China en Brazilië worden olieschalies gewonnen voor de productie van elektriciteit e warmte via verbranding van olieschalies. Synthetische aardolie wordt tot nog toe niet geproduceed uit deze bron. Volgens de studie van Rand Corporation zou de productie van olieschalies 1 miljoen vaten per dag kunnen bedragen tegen 2025 mits de olieprijs langdurig hoog blijft. In een onzeker scenario zou de productie op kunnen lopen naar 3 miljoen vaten per dag aan het einde van een 30 jaar durend productie ontwikkelings traject. Een soortgelijk ontwikkelingstraject als we nu zien plaatsvinden in de Canadese teerzanden. De grootste struikelblokken zijn de grote hoeveelheid energie die nodig is voor de winning en de milieufactoren. Het zal zeer moeilijk worden om een vergunning te verkrijgen voor de grootschalige winning van olieschalies in de VS vanwege de schade die toegedaan zal worden aan de natuur, evenals de risico’s op het vervuilen van grondwater en de lucht. Het meest waarschijnlijke bedrijf dat met de commerciële productie van olieschalies zal kunnen beginnen is Shell. Sinds 2000 is het bedrijf actief in het Mahogany onderzoeksproject waarbij ze een laag olieschalies tot op 300 meter diep ondergronds verwarmt met behulp van elektriciteit. Het duurt 3 tot 4 jaar voordat er voldoende aardolie omgezet is uit het kerogeen, dat vervolgens opgepompt kan worden uit de grond. Om ervoor te zorgen dat er geen water bij de olieschalies kan komen bevriest Shell het water in de rotsen rondom

Pagina 32


Peakoil Nederland

het verwarmde gebied. Het is Shell gelukt om kleine hoeveelheden olieschalies om te zetten in bruikbare synthetische olie. Maar ondanks eerdere optimistische geluiden is een besluit voor verdere ontwikkeling telkens uitgesteld. Pas in 2010 zal nu een besluit worden genomen of Shell doorgaat met de ontwikkeling van olieschalies. Dat zou kunnen uitmonden in een commercieel project tegen 2015. Over de CO2 cyclus van olieschalies is weinig bekend vanwege de prille fase waarin de winning van deze vorm van aardolie zich bevindt. Schattingen van de CO2 uitstoot zijn daardoor zeer breed. In het productieproces voor een liter benzine is de CO2 uitstoot van olieschalies 232% tot 892% hoger dan bij ruwe aardolie. De totale CO2 uitstoot inclusief verbranding van een liter benzine of diesel ligt 128% tot 232% hoger voor olieschalies ten opzichte van conventionele aardolie.


Pagina 33

Peakoil Nederland

Hoodstuk 6 - Aardolieproductie en CO2 uitstoot scenario’s Voor het berekenen van het verschil in CO2 uitstoot zijn zes verschillende scenario’s uitgewerkt. De variatie is te vinden in drie verschillende visies op de piekproductie van conventionele aardolie en twee verschillende visies op de ontwikkeling van onconventionele aardolie. De discussie over de piekproductie van conventionele aardolie is op hoofdlijnen afhankelijk van twee zaken. Ten eerste de interpretatie van de huidige reservecijfers en ten tweede de mate waarin verwacht wordt dat technologische ontwikkeling de hoeveelheid aardolie uit een gegeven veld kan verhogen. Het uitzetten van deze verschillen mondt uit op de volgende scenario’s voor conventionele aardolie: Technologie, waarin geacht wordt dat de huidige wereldwijde daling van de al in productie zijnde velden zal afnemen van 4.5% nu naar 2.5% binnen 15 jaar. De geschatte 4.5% is afkomstig uit een aantal studies van onder andere Goldman Sachs, Cambridge Energy Research Associates en het Internationaal Energie Agentschap. Dankzij de daling naar 2.5% per jaar kan er vanuit de huidige velden 908 miljard vaten aan aardolie gewonnen worden. De huidige productiebasis daalt hierdoor van 81.8 miljoen vaten per dag in 2006 naar 38.2 miljoen vaten per dag in 2030. Bovenop deze dalende productie uit bestaande velden komt een nieuwe productiestroom van velden die nu onder ontwikkeling zijn met een totale reservecapaciteit van 206 miljard vaten. De huidige reserves (proven + probable) bedragen in dit scenario hiermee in totaal 1114 miljard vaten. Ook wordt er aangenomen dat er nog 181 miljard vaten aan aardolie ontdekt zal worden. In totaal komt de hoeveelheid nog winbare reserves daarmee uit op 1317 miljard vaten aan conventionele aardolie. De productie van conventionele aardolie in het scenario piekt zodoende rond het jaar 2016 op een productieniveau van 92 miljoen vaten per dag. In 2030 is de productie gedaald tot het niveau van 62 miljoen vaten per dag.


Figuur 13: Conventionele aardolieproductie in het scenario technologie

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

Data: Peakoil Nederland

Business as Usual, waarin geacht wordt dat de huidige daling van de al in productie zijnde velden op 4.5% zal blijven. Vanuit de de huidige velden wordt er dan 632 miljard vaten aan aardolie gewonnen. De huidige productiebasis daalt hierdoor van 81.8 miljoen vaten per dag in 2006 naar 27.1 miljoen vaten per dag in 2030. Bovenop deze dalende productie uit bestaande velden komt een nieuwe productiestroom van velden die nu onder ontwikkeling zijn met een totale reservecapaciteit van 206 miljard vaten. De huidige reserves

Pagina 34

Hoofdstuk 6 - Aardolieproductie en CO2 uitstoot scenario’s

Peakoil Nederland

(proven + probable) bedragen in dit scenario hiermee in totaal 838 miljard vaten. Ook wordt er aangenomen dat er nog 181 miljard vaten aan aardolie ontdekt zal worden. In totaal komt de hoeveelheid nog winbare reserves daarmee uit op 1021 miljard vaten aan conventionele aardolie. De productie van conventionele aardolie in het scenario piekt zodoende rond het jaar 2015 op een productieniveau van 89 miljoen vaten per dag. In 2030 is de productie gedaald tot het niveau van 51 miljoen vaten per dag.


Figuur 14: Conventionele aardolieproductie in het scenario business as usual

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030


Snelle afname, waarin geacht wordt dat de huidige daling van de al in productie zijnde velden op 4.5% zal toenemen doordat de OPEC reserves tegenvallen. Vanuit de de huidige velden wordt er dan 462 miljard vaten aan aardolie gewonnen. De huidige productiebasis daalt hierdoor van 81.8 miljoen vaten per dag in 2006 naar 18.2 miljoen vaten per dag in 2030. Bovenop deze dalende productie uit bestaande velden komt een nieuwe productiestroom van velden die nu onder ontwikkeling zijn met een totale reservecapaciteit van 206 miljard vaten. De huidige reserves (proven + probable) bedragen in dit scenario hiermee in totaal miljard vaten. Ook wordt er aangenomen dat er nog 181 miljard vaten aan aardolie ontdekt zal worden. In totaal komt de hoeveelheid nog winbare reserves daarmee uit op 860 miljard vaten aan conventionele aardolie. De productie van conventionele aardolie in het scenario piekt zodoende rond het jaar 2010 op een productieniveau van 87 miljoen vaten per dag. In 2030 is de productie gedaald tot het niveau van 42 miljoen vaten per dag.


Pagina 35

Peakoil Nederland


Figuur 15: Conventionele aardolieproductie in het scenario snelle afname

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030


Bovenop de scenario’s voor conventionele aardolie zijn twee scenario’s voor onconventionele aardolie uitgezet, gestage groei en versnelde ontwikkeling. De productietoename in onconventionele aardolieproductie van de afgelopen jaren gaat in het scenario gestage groei op dezelfde wijze door. Waar de huidige productie 2.42 miljoen vaten per dag bedraagt aan oliezanden, extra zware aardolie, coal-to-liquids en gas-to-liquids groeit deze in gestage groei naar 5.3 miljoen vaten per dag in 2020 en 10.5 miljoen vaten per dag in 2030. Het scenario is gebaseerd op de huidige ontwikkelingen en plannen van de olie-industrie. Er wordt aangenomen dat de ontwikkeling van olieschalies in de VS niet van de grond komt wegens milieutechnische redenen en technologische barrières. Ook stijgt de productie van coal-to-liquids relatief weinig ten opzichte van het potentieel, gezien de grote kolenvoorraden, vanwege de extra belasting op het milieu door de grote additionele CO2 uitstoot.

Figuur 16: Onconventionele aardolieproductie in het scenario gestage groei


12 10 8 6 4

Coal-To-Liquids Gas-To-Liquids Olieschalies Teerzanden Extra Zware aardolie

2 0 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

Data: Peakoil nederland

Pagina 36


Peakoil Nederland

In het scenario versnelde groei stijgt de productie van onconventionele aardolie naar 11 miljoen vaten per dag in 2020 en 22 miljoen vaten per dag in 2030. In dit scenario is aangenomen dat er minder rekening gehouden wordt met het milieu doordat de noodzaak naar vloeibare brandstoffen de afweging van meer milieuproblemen overstijgt. Zodoende is de productie van coal-to-liquids met 6 miljoen vaten per dag in 2030 driemaal zo groot als in het gestage groeiscenario. Tevens wordt aangenomen dat de winning van olieschalies van de grond komt richting een productie van 2 miljoen vaten per dag in 2030. Ook speelt de ontwikkeling van extra zware aardolie in Venezuela en Rusland een veel grotere rol in dit scenario dan in het gestage groeiscenario.

Figuur 17: Onconventionele aardolieproductie in het scenario versnelde groei


25 20

Coal-To-Liquids Gas-To-Liquids

15

Olieschalies Teerzanden

10

Extra Zware aardolie

5 0 1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030


De combinatie van de verschillende scenario’s voor conventionele en onconventionele aardolieproductie geven de volgende piekproducties: •

Technologie + gestage groei, piekproductie in 2016 op een niveau van 96 miljoen vaten per dag met een normale productiedaling van 2% tot 3% per jaar naar 72 miljoen vaten per dag in 2030.

•

Business as usual + gestage groei, piekproductie in 2015 op een niveau van 92 miljoen vaten per dag met een snelle productiedaling van 3% tot 4% per jaar naar 61 miljoen vaten per dag in 2030

•

snelle afname + gestage groei, piekproductie in 2010 op een niveau van 90 miljoen vaten per dag met een snelle productiedaling van 3% tot 4.5% per jaar naar 52 miljoen vaten per dag in 2030

•

Technologie + versnelde groei, piekproductie in 2018 op een niveau van 101 miljoen vaten per dag met een langzame productiedaling van 1% tot 2% per jaar naar 84 miljoen vaten per dag in 2030

•

Business as usual + versnelde groei, piekproductie in 2018 op een niveau van 96 miljoen vaten per dag met een normale productiedaling van 2% tot 3% per jaar naar 73 miljoen vaten per dag in 2030


Pagina 37

Peakoil Nederland

•

snelle afname + versnelde groei, piekproductie in 2015 op een niveau van 92 miljoen vaten per dag met een snelle productiedaling van 3% tot 4% per jaar naar 64 miljoen vaten per dag in 2030

De scenario’s laten zien dat ondanks de snelle opkomst van onconventionele aardolie de algehele aardolieproductie toch haar piek bereikt in het volgende decennium. Dat komt doordat er niet voldoende nieuwe productiecapaciteit van de kant van conventionele aardolie noch onconventionele aardolie op gang komt om de daling in de huidige velden te compenseren. De 208 miljard vaten aan reserves in velden waarin de aardolie-industrie aan het inveteren is voor ontwikkeling in de komende 10 jaar zijn niet afdoende om de productiedaling in al gepiekte velden te compenseren. Ook de verwachting van een 181 miljard vaten aan nog te ontdekken reserves aan conventionele aardolie, welke leidt tot een extra productie van 16 miljoen vaten per dag rond 2020, is niet afdoende. Zelfs het verminderen van de gemiddelde huidige daling van 4.5% in gepiekte velden over de wereld stelt de piek nauwelijks uit, hoewel ze wel het productieniveau sterk verhoogd. Vanwege de doorgaande daling van conventionele aardolie en de relatieve traagheid waarin onconventionele aardolie kan toenemen qua productie blijft de productiepiek binnen het komende decennium vallen. De productiedaling wordt flink afgeremd door een sterke opkomst van onconventionele aardolie. In de combinaties van de conventionele productiescenario’s met het versnelde groeiscenario daalt de productie trager dan in de combinaties met het gestage groeiscenario.

Figuur 18: Productieverloop van conventionele + onconventionele aardolie in alle zes combinatiescenario’s


120

100

80

60 Technologie + gestage groei Business as usual + gestage groei

40

Snelle afname + gestage groei Technologie + versnelde groei

20

Business as usual + versnelde groei Snelle afname + versnelde groei

0 1980

1990

2000

2010

2020

2030


Pagina 38


Peakoil Nederland

De gevolgen voor de CO2 uitstoot in de verschillende scenario’s zijn omgerekend doormiddel van de koolstof emissie factoren te vinden in onderstaande tabel 4. Tabel 4: Koolstof emissie factoren voor diverse vormen van aardolie Emissies (gram koolstof equivalent per MJ geraffineerd product) Productie-emissies Verbranding-emissies Totaal emissies Benzine 5.6 20.1 25.7 Diesel 4.4 21.1 25.5 Teerzanden (lage emissiegrens) 9.3 20.1 29.4 Teerzanden (hoge emissiegrens) 15.8 20.1 35.9 Teerzanden (gebruikte gemiddelde) 12.55 20.1 32.65 Extra zware aardolie (lage emissiegrens) 9.3 20.1 29.4 Extra zware aardolie (hoge emissiegrens) 15.8 20.1 35.9 Extra zware aardolie (gebruikte gemiddelde) 12.55 20.1 32.65 Olieschalies (lage emissies) 13.00 20.10 33.00 Olieschalies (hoge emissiegrens) 50.00 20.10 70.00 Olieschalies (gebruikte gemiddelde) 31.5 20.1 51.5 Gas-to-Liquids (lage emissies) 7.10 20.20 27.30 Gas-to-Liquids (hoge emissiegrens) 9.50 20.20 29.70 Gas-to-Liquids (gebruikte gemiddelde) 8.3 20.2 28.5 Coal-to-Liquids (lage emissies) 20.70 21.10 41.80 Coal-to-Liquids (hoge emissiegrens) 28.60 20.10 48.70 Coal-to-Liquids (gebruikte gemiddelde) 24.65 20.6 45.25 Data: Brandt & Farrel (2006)

In het snelle afname + gestage groei scenario piekt de uitstoot gemeten in 2010 op een niveau van 5,3 gigaton aan koolstof en daalt naar een niveau van 3,3 gigaton aan uitstoot rond 2030. Daartegenover staat het scenario technologie + versnelde groei waar wegens een tragere daling van de conventionele aardolieproductie en opkomst van onconventionele aardolie de uitstoot piekt in 2018 op een niveau van 6 gigaton aan koolstof waarna ze daalt naar een niveau van 5,4 gigaton in 2030. Het verschil in de cumulatieve uitstoot van koolstof tussen deze twee uiterste scenario’s komt neer op 25 gigaton minder uitgestoten koolstof in de atmosfeer in de periode 2007-2030. De CO2 uitstoot is berekend doormiddel van de koolstof emissie factoren welke te vinden zijn in tabel 4. Het energiepad richting onconventionele aardolie is daarmee onwenselijk omdat de CO2 uitstoot bij sterke groei niet afneemt. Die sterke groei zal van de grond komen als niet sterk ingezet wordt op het substitueren van aardolie door andere energiebronnen en energiedragers voor transport, en op de langere termijn de productie van petrochemicaliën. De druk om de productie van deze onconventionele olieproductie wordt namelijk groter naarmate er minder conventionele olie op de markt komt wegens toenemende prijsstijgingen. De anticipatie van overheden op de productiepiek van conventionele aardolie is zodoende van essentieel belang. Alternatieven moeten worden gestimuleerd die tijdig en afdoende de daling van conventionele aardolie op kunnen vangen.


Pagina 39

Peakoil Nederland

Figuur 19: Uitstoot van CO2 tot aan 2030 in de zes combinatiescenario’s gemeten in gigaton aan koolstof

7

Gt Carbon per jaar

6 5 4 Technologie + gestage groei Business as usual + gestage groei

3

Snelle afname + gestage groei Technologie + versnelde groei

2

Business as usual + versnelde groei Snelle afname + versnelde groei

1 0 1980

1990

2000

2010

2020


Pagina 40


Peakoil Nederland

Hoofstuk 7 - Impact klimaatverandering op de fossiele brandstof industrie Een sterk veranderend klimaat heeft grote gevolgen voor de mensheid. Ook de energiesector krijgt te maken met de impact van klimaatverandering. Dit hoofdstuk beschrijft de mogelijke klimaatveranderingen en de gevolgen die deze hebben op de energiesector. Een stijging van de temperatuur op aarde kan sterk wisselende gevolgen hebben, afhankelijk van de mate van stijging en de geografie. Het valt niet te voorspellen hoe groot de temperatuurstijging daadwerkelijk uit zal vallen, omdat er verschillende scenario’s mogelijk zijn, grotendeels afhankelijk van het handelen van de mens. De algemene verwachting is dat met de huidige koers de temperatuur in 2050 3º tot 5º Celsius gestegen zal zijn. De stijging binnen 20 jaar wordt geschat op 2º Celsius ten opzichte van het pre-industriële tijdperk. Voor Europa en de VS, de grootste energieverbruikers ter wereld, betekent een temperatuurstijging zowel zachtere winters als hetere zomers. Hierdoor wordt de benodigde energie voor verwarming in de winter lager, maar de benodigde energie voor koeling in de zomer hoger. Onderzoek wijst uit dat de extra energie die nodig zal zijn voor koeling in de zomer veel hoger is dan de energiebesparing in de winter dankzij mildere temperaturen. Zo zorgt een temperatuurstijging van enkele graden in Italië voor een energiebesparing van 3 a 4% in de winter, maar in de zomer wordt 30% extra energie gebruikt voor koeling. Ook zeespiegelstijging heeft haar invloed op de olie-industrie. Steeds meer aardolieen aardgaswinning vindt offshore plaats, omdat onshore-winning alleen al decennia niet meer kan voldoen aan de stijgende energievraag. Dit betekent winning in de diepzee of aan de kusten van aardolieen aardgas producerende landen. Omdat offshore-winning van zichzelf prijziger is dan de meeste onshore-projecten, wordt er offshore zo efficiënt mogelijk gewerkt. Dit betekent dat de mengeling van aardolie en andere fossiele brandstoffen die opgepompt worden, zo snel mogelijk gescheiden en bewerkt moeten worden. Zo worden transportkosten beperkt. Veel van de raffinaderijen zijn daarom direct aan de kust gebouwd of soms zelfs als platformen vlak voor de kust. Bij een forse zeespiegelstijging van meer dan 2 meter is de kans groot dat veel van deze raffinaderijen verplaatst of verbouwd moeten worden om nog veilig boven het zeeniveau te blijven De Arctische regio: olie-industrie tussen smeltende ijskappen en ontdooiend permafrost Nergens is de realiteit van klimaatverandering zo tastbaar als rond de poolcirkel. De temperatuurstijging gaat hier veel harder dan in andere gebieden. De gemiddelde temperatuur is in sommige regio’s al opgelopen met anderhalve graad celcius. Het meest indrukwekkend is het smelten van het zeeijs op de Arctische Oceaan. Die is sinds 2005 in een stroomversnelling geraakt. Verschillende wetenschappers spraken na de zomer van 2007, toen een nieuw smeltrecord werd gevestigd, van een keerpunt. Onderzoek naar de toestand van het zeeijs maakt duidelijk dat niet alleen het oppervlak snel afneemt, maar ook de dikte van het ijs zelf. Dat maakt een situatie mogelijk waarin de afkalving van de ijskap versnelt doordat delen van de ijsvlakte opbreken. Klimaatverandering boven de poolcirckel kan zichzelf versterken doordat er grote hoeveelheden methaan vrij kunnen komen uit ontdooiend permafrost, en doordat het donkere water meer warmte opneemt van de zon dan het reflecterende sneeuw en ijs. Onduidelijkheid bestaat er nog over de invloed van smeltwater op de Atlantische golfstroom die Europa van haar warme klimaat voorziet. Er zijn aanwijzingen dat deze aan het vertragen is. Met het smelten zijn ook de claims op de grondstoffen in de regio op gang gekomen. In de media gaan wilde verhalen rond over ‘een kwart van de wereldwijde aardoliereserves’ die zich in de regio zouden bevinden. Deze schatting is niet accuraat aangezien ze gebaseerd is op een verouderde studie uit het jaar 2000 van de United States Geological Survey, welke inmiddels met nieuwe data en technieken wordt verbeterd. Niettemin plaatsten de Russen in 2007 een vlag op de zeebodem om hun claim kracht bij

Hoofdstuk 7 - Impact klimaatverandering op de fossiele brandstof industrie

Pagina 41

Peakoil Nederland

te zetten, de Canadezen zijn begonnen aan de bouw van twee militaire bases in aangrenzende gebieden, de Denen hebben in hun Groenlandse provincie nieuwe vergunningen uitgeven voor exploratie naar aardolie en aardgas, en ook bij IJsland en de Faroe eilanden is men begonnen met exploratieboringen naar aardolie en aardgas. Niemand weet precies hoeveel aardolie er nu werkelijk onder de Arctische regio ligt doordat er zeer weinig is geboord in het gebied. De meest relevante studie over de aardolie- & aardgasreserves in de Arctische regio is afkomstig van Wood Mackenzie & Fugro Robertson uit 2007. Zij spreken over 50 miljard vaten aan winbare aardolie en 180 miljard vaten aan aardolie equivalent qua aardgas die zich mogelijk in de Arctische regio zou bevinden. Van alle aardgasreserves schat men dat het grootste gedeelte (ongeveer 69%) in Russiche territoritale wateren te vinden is. De schattingen van deze twee instituten zijn minder dan de helft van de beweringen in de media met betrekking tot een kwart van de wereldreserves. Toch gaat het om significante hoeveelheden aardolie en aardgas, goed voor de productie van meerdere miljoenen vaten per dag aan aardolie en een dubbel zo grote hoeveelheid aan aardgas, binnen enkele decennia, mits de voorkomens ook daadwerkelijk gevonden worden. Om de waarschijnlijkheid van voorkomens met meer accuraatheid te kunnen bevestigen is de USGS momenteel bezig met een grondigere systematische studie naar de aanwezige reserves in het gebied. Deze studie zal in het derde kwartaal van 2008 afgerond zijn. De studie bestaat uit een groot aantal detailstudies, aangezien het Arctische gebied onder te verdelen valt in een aantal interresante gebieden voor exploratie. In sommigen daarvan is al sprake van aardolie, en aardgaswinning en in anderen slechts van de eerste exploratie actviteiten. Een beknopt overzicht hieronder. Alaska - Alaska kent al sinds 1969 aardolieen aardgaswinning, vooral rond de Beaufort Zee. Het Prudhoe Bay olieveld in Alaska is het grootste olieveld in de VS, maar de productie is al gepiekt en neemt gestaag af, op dit moment zelfs met 11% per jaar. In het North slope gebied daaromheen vindt ook aardolieproductie plaats. Er wordt verwacht dat er in de Beaufort Zee zelf meer aardolie te vinden is. In het nog niet ontgonnen Chuksi bassin zijn nieuwe vergunningen uitgegeven voor exploratie, grotendeels opgekocht door Shell. Nieuwe exploratieactiviteiten in Alaska stuitten op fel verzet van milieuorganisaties en de imheemse bevolking. Mackenzie delta - In de Canadese Mackenzie delta worden vooral veel aardgasvondsten verwacht. De Mackenzie gaspijplijn staat op het punt aangelegd te worden, maar private investeerders durven de stap nog niet aan en vroegen tot nu toe tevergeefs om staatssteun van de Canadese overheid. GroenLand - Na 5 mislukte pogingen om aardolie te vinden in de jaren ‘70 wordt er tegenwoordig opnieuw naar aardolie gezocht in het gebied. Sinds 2007 hebben diverse oliemaatschappijen de exploratie van aardolie & aardgas weer opgepakt. In het geval van aardgas blijft het alleen de vraag hoe dit naar de markten getransporteerd moet worden. Naar verwachting van WoodMackenzie & Fugro Robertson, en de eerste resultaten uit de nieuwe USGS studie, zal 9 á 10 miljard vaten aardolie gevonden worden in het gebied. Noorwegen / Barentszee - Noorwegen, en haar staatsoliemaatschappij StatoilHydro, is hard op weg een technologische voorsprong te behalen in aardolie, en aardgaswinning in de Arctische regio. Onder andere door subsea (onderwater) winningtechnieken en op ijzige omstandigheden aangepaste tankerschepen. Ook in de Barentszee vindt volop exploratie plaats, de meest noordelijke boring werd in 2007 op 75 graden noorderbreedte gehouden. In het Russische gedeelte van de Barentszee bevindt zich het voor de Europese gasmarkt belangrijke Shtockman gasveld dat door Gazprom, Total en Statoil zal worden ontwikkeld. De eerste gasproductie uit Shtockman valt niet te verwachten voor 2015.

Pagina 42


Peakoil Nederland

Timan Pechora / West Siberië Boven het inmense Siberië worden offshore grote hoeveelheden aardgas verwacht. Er is nog maar summier onderzoek gedaan, en ook de benodigde pijpleidingen moeten nog worden aangelegd. Onshore gaan op het Yamal schiereiland nieuwe aardolie en (vooral) gasvelden in ontwikkeling worden gebracht in de periode 2015 tot 2025. De winning van aardolieen aardgasreserves in het poolgebied De omstandigheden in de Arctische regio blijven extreem. Dat maakt het winnen van aardolie en aardgas boven de poolcirckel een kapitaalintensieve technologische uitdaging. De zeebodem ter plaatse ligt op enkele kilometers diepte. Hoewel het winnen van aardolie op toenemende diepte steeds normaler aan het worden is blijft het een dure aangelegenheid. Deze vorm van winning in combinatie met andere extremiteiten waaronder de weersomstandigheden in het poolgebied verhoogt de noodzaak om de overstap te wagen naar winning op de zeebodem zelf. In plaats van een productieplatform wordt er een onbemande installatie op de zeebodem geplaatst en wordt aardolie of aardgas danwel naar een drijvend opslag punt (Floating Production, Storage and Offloading Vessel = FPSO) of met pijpleidingen aan wal gebracht. Deze vorm van winning staat alleen nog wel in de kinderschoenen, in de komende 15 jaar valt het niet te verwachten dat zij een grote rol zal gaan spelen. Aangezien de meeste reserves in de Arctische regio voorlopig toch nog niet goed toegankelijk zijn is dit echter niet van zeer grote relevantie. Zo zal de ijszee in de komende tijd zeker in de winter nog blijven bevriezen, wat scheepvaart moeilijk danwel onmogelijk maakt, en exploratie en winningactiviteiten beperkt tot de zomer. Een extra complicatie is dat bij het plaatsvinden van lekkages de aardolie onder de ijsvlakte terechtkomt waardoor zij zo goed als onmogelijk op te ruimen is. Ook zullen installaties zo gebouwd moeten worden dat ze niet kunnen dichtvriezen. De smeltende ijskappen zorgen naast het makkelijker toegankelijk worden van eventuele aardolieen aardgasreserves ook voor meer ijsbergen. Ijsbergen kunnen een serieus risico opleveren voor de scheepvaart en boorplatformen. Zowel schepen als boorplatformen zullen daartegen beschermd moeten worden. Zo wordt het boorplatform Hibernia van ExxonMobil permanent bewaakt door twee sleepboten en spotters vanuit vliegtuigjes die alle ijsbergen die op ramkoers liggen wegslepen. Tot op een grootte van enkele vierkante meters. Hibernia bevindt zich voor de kust van New Foundland ten oosten van Canada. In de winter is het Arctische werelddeel in duisternis gehuld, wat extra druk op het personeel legt. De duisternis verhoogt de kans op ongelukken. Het smelten van het ijs zal naar alle verwachting leiden tot een toename van golfslag, wat weer extra schade en slijtage kan aanbrengen aan infrastructuur en de kusten, grotendeels bestaand uit bevroren veen, laat eroderen. In een reactie op de uitgebreide aandacht voor de noordpool in de media van afgelopen zomer stelde Shell dat winning alleen haalbaar is bij een olieprijs van 200 dollar per vat. Niettemin heeft het bedrijf dit jaar een Arctische afdeling opgezet en fors geboden op exploratieblokken in het Chuksi bassin ten noorden van Alaska. Hieruit blijkt dat ondanks de enorme technologische (en daarmee financiële) risico’s die gemoeid zijn met aardoliewinning in het poolgebied bedrijven toch ertoe bereid zijn forse sommen te investeren. Een van de oorzaken is het ontbreken van vrij toegankelijke en aantrekkelijke exploratie opties in andere regio’s. Voor de komende decennia blijft het een heikel punt of het wel mogelijk zal blijken om de verafgelegen gasreserves naar de Europese, Amerikaanse en Aziatische markt te brengen. Naast Shell hebben vooral Statoil en ExxonMobil veel expertise als het gaat om aardolieen aardgaswinning in het Arctische gebied. Ook zijn verschillende offshore bedrijven, ondermeer het Nederlandse Heerema, bezig met het ontwerpen van boorplatformen, tankers en andere infrastructuur die bestand zijn tegen de extreme omstandigheden.


Pagina 43

Peakoil Nederland

In het eind januari 2008 uitgegeven Arctic Monitoring and Assesment Programme (AMAP) van de Arctic Council is een inventarisatie gegeven van de te verwachten milieu en sociale effecten van aardolie en aardgaswinning op het Arctische gebied. De conclusie van de AMAP rapportage luidt dat de risico’s groot zijn maar handelbaar mits er duidelijke richtlijnen komen. Verschillende milieuorganisaties waaronder het Wereld Natuur Fonds en GreenPeace streven naar beperkingen tot een moratorium op de aardolieen aardgaswinning in de Arctische regio. Verschillende nieuwe aardolieen aardgasprojecten in Alaska en het noorden van Canada worden aangevochten door deze organisaties middels protestacties en juridische procedures. Invloed ontdooien permafrost op de olie,- en gasindustrie Maar liefst 20% van de planeet wordt bedekt door permafrost. Het ontdooien van de permafrostbodem in het Arctische gebied is aan het versnellen. Specifiek van belang is Siberië en Alaska waar de permanent bevroren bodems worden gebruikt als fundering voor pijpleidingen, wegen en gebouwen. Het ontdooien leidt dan ook tot het verzakken van gebouwen, het onbegaanbaar worden van gebieden voor gemotoriseerd transport, het verzakken van pijpleidingen en het wegvallen van weginfrastructuur. De bovenste permafrostlaag smelt in de zomer en bevriest in de winter. Het aantal dagen dat de winterwegen in het gebied begaanbaar zijn is drastisch aan het dalen, van 300 dagen in de jaren ‘70 tot slechts 100 dagen in 2005. Onderhoud aan infrastructuur maar ook het bevoorraden van mijnbouwinstallaties wordt daardoor steeds moeilijker. Dat dit een groeiend probleem is voor de olie- en gasindustrie is evident. Belangrijke pijpleidingen, waaronder de Trans-Alaskan-Pipeline welke de aardolie vanuit Alaska naar een export haven brengt waar de aardolie naar het noorden van de Verenigde Staten wordt verscheept, zijn gebouwd op permafrost. Een team van Russische wetenschappers die een schatting maakten van de economische impact van klimaatverandering op Rusland, schat in dat tot aan de helft van de gaspijpleidingen in het Russische Arctische gebied aangepast danwel opnieuw gebouwd zal moet worden als de permafrost afsmelt in de komende decennia. Het herbouwen of aanpassen van al deze pijpleidingen betekent fors oplopende kosten. Een onderzoek naar de 350.000 kilometer aan Russische pijpleidingen maakt duidelijk dat 27% van de pijpleidingen over hun geplande levensduur heen zijn, wat aangeeft dat de infrastructuur nodig aan vervanging toe is. Van die hoeveelheid zou 4.000 kilometer op een kritiek punt aanbeland zijn waardoor lekkages veel vaker voorkomen. Orkanen en klimaatverandering De Golf van Mexico is één van de gebieden waar de impact van klimaatverandering op de olie-industrie het meest zichtbaar is. In de jaren ’80 en ’90 is zij verworden tot een belangrijke aardolieproducerende regio, en dat zal een aanzienlijke tijd zo blijven. Kenmerkend is het veld Cantarell, waaruit dagelijks 1.5 miljoen vaten aardolie gewonnen wordt. Een hoeveelheid waardoor Cantarell qua productie het op een na grootste veld ter wereld is. Het veld zal echter aan belang verliezen doordat ze in 2004 haar geologische piek heeft bereikt. Sindsdien daalt de productie ieder jaar met 10% tot 15%. Voor de kust van New Orleans en Houston liggen honderden boorplatforms en in de diepzee worden steeds meer aardolievelden aangeboord. Aan de Amerikaanse kust van de Golf van Mexico bevindt zich de grootste concentratie petrochemische industrie en opslag ter wereld. De regio staat ook bekend om zijn orkanen. Boven het warme zeewater stijgt warme vochtige lucht op, waardoor een lagedrukgebied en opwaartse luchtstroming ontstaat. Deze luchtstroom zuigt bij stabiele winden meer vochtige lucht aan die in een draaiende beweging omhoog wervelt. Pas op grotere hoogte koelt de lucht

Pagina 44


Peakoil Nederland

af en wordt regen gevormd. Hoe warmer de zee hoe sterker de luchtstroom en temperatuursverschillen en daarmee ook een grotere kans op een tropische depressie welke kan transformeren tot orkaan. Vanwege de klimatologische omstandigheden ontstaan tropische depressies meestal boven de Atlantische Oceaan, de Cariben en Afrika. Afhankelijk van de weersomstandigheden en het gebied volgt de storm een zuidelijke route (over de Antillen richting Midden-Amerika) of een noordelijke route (over Cuba en de Golf van Mexico). Het seizoen is afhankelijk van de temperatuur van het zeewater doordat tropische depressies niet ontstaan bij temperaturen onder de 26° celsius. Zodoende loopt het seizoen over het algemeen van mei tot november met het zwaartepunt in augustus en september. Het wel of niet ontstaan van tropische depressies hangt ook af van het el niño/la niña fenomeen in de Pacifische oceaan. Het orkaanseizoen heeft als basis de orkaancyclus waarin 20 - 40 jaar relatieve rust afgewisseld wordt door 20 - 40 jaar aan verhoogde stormactiviteit. De orkaankracht van een seizoen wordt gemeten in een zogeheten geaccumuleerde orkaan energie index (Accumulated Cyclone Energy = AEC) op basis van historische gegevens over de gemiddelde kracht en de duur van de storm tussen 1950 en het heden. In deze gegevens zien we de orkaancyclus terug: • • •

1950-1970, 1970-1994, 1995 -2005,

hoge activiteit lage activiteit zeer hoge activiteit

(129% van het gemiddelde 1950-heden) (68% van gemiddelde 1950-heden) (196% van gemiddelde 1950-heden)

Het seizoen 2005 met orkanen Katrina en Rita was met 280% boven het gemiddelde 1950 - heden meer dan bovengemiddeld. De huidige opleving in intensiteit en kracht van orkanen zal naar verwachting voortduren tot omstreeks 2015-2035 wanneer de huidige orkaancyclus ten einde komt. Ook afgelopen jaar was het orkaanseizoen weer bovengemiddeld. In 2007 raasde orkaan Noel over de Cariben waar zij overstromingen veroorzaakte en forse schade toedeelde aan de olie-industrie in de Mexicaanse staat Tabasco. Effect klimaatverandering op orkanen Het effect van klimaatverandering op orkanen is onderwerp van een felle wetenschappelijke discussie tussen twee groepen deskundigen. Ten eerste de groep die meent dat de intensiteit en mogelijk ook de frequentie van orkanen versterkt wordt door de toenemende opwarming van de aarde vanwege klimaatverandering, welke voornamelijk vertegenwoordigd wordt door Kerry Emanuel van het Massachusetts Institute of Technology (MIT). Ten tweede de groep die beweert dat de opwarming van de aarde geen invloed heeft op de intensiteit van orkanen, welke aangevoerd wordt door Christopher Landsea van het Amerikaanse National Hurricane Center (NHC). Beiden zijn in hun vakgebied gerespecteerde wetenschappers. Gezien de ontwikkelingen lijkt het er voorlopig op dat Emanuel het gelijk aan zijn kant zal krijgen. Er zijn een tweetal factoren waardoor klimaatverandering de intensiteit van orkanen kan versterken, toenemende luchtvochtigheid en de oplopende temperatuur van zeewater. Dat de watertemperatuur in het Atlantische bassin stijgt is onomstotelijk bewezen. Oceanen hebben meer dan 20 keer zoveel van de warmte, veroorzaakt door de temperatuurstijging, geabsorbeerd dan de atmosfeer. Jaar na jaar worden er in de Golf van Mexico warmterecords gebroken. Warmer water zorgt voor meer energie en daarmee intensere orkanen die krachtiger zijn en langer duren. De afgelopen dertig jaar is de intensiteit van orkanen met 70% toegenomen. Er kwamen meer categorie 4 en 5 orkanen voor, en minder categorie 1-3 orkanen. Ook het seizoen van 2007 kenmerkte zich door een serie orkanen die allemaal categorie 5 op de schaal van Saphir Simpson bereikten, soms in een nooit eerder voorgekomen tijdsbestek. Wetenschappers overwegen nu om na de huidige hoogste schaal 5 nog een 6e schaal toe te voegen omdat de huidige Saphir Simpson


Pagina 45

Peakoil Nederland

schaal onvoldoende onderscheidingsvermogen heeft voor de krachtigste orkanen. Gerelateerd aan de opwarming is de hogere luchtvochtigheid. Warme lucht kan meer waterdamp opnemen. De luchtvochtigheid boven de oceanen is met 4% toegenomen vanaf 1970. De verwachting is dat de watertemperatuur in het gebied verder op gaat lopen. Nu is de temperatuur van zeewater in tropische gebieden al toegenomen met gemiddeld bijna 1 graad celsius, waarvan wetenschappers denken dat 0.45 graad celsius te wijten is aan klimaatverandering. Het effect van warmer zeewater loopt niet lineair. Uit een studie naar de temperatuur van zeewater en de kracht van orkanen blijkt dat een verschil van 0.25 graad celsius in zeewater 60% intensere orkanen tot gevolg heeft. Ook lijkt de natuurlijke rem op orkaanintensiteit weg te vallen. Normaal gesproken remt een orkaan zichzelf af doordat de storm kouder water uit diepere lagen van de oceaan naar boven zuigt waardoor de energiemotor onder de storm afremt. Klimaatverandering zorgt er echter voor dat ook deze diepere waterlagen opwarmen boven de kritieke grens van 26 graden celsius, de temperatuur die nodig is voor het ontstaan van een orkaan. Offshore aardoliewinning in het Atlantische bassin De aardolieen aardgaswinning in het Atlantische bassin is tot op heden sterk geconcentreerd gebleven in het Amerikaanse gedeelte van de Golf van Mexico. De gestage ontwikkeling kwam vanaf de jaren zeventig op gang als reactie op de eerste oliecrisis. Dit hing samen met het bereiken van de maximale aardolieproductie van 9.6 miljoen vaten per dag in 1970 op het Amerikaanse vasteland. Tegenwoordig beslaat de productie in de Golf van Mexico ongeveer 18% of 1.3 miljoen vaten per dag van de huidige totale Amerikaanse productie van 7.4 miljoen vaten aardolie per dag. De productie in de Golf van Mexico is grotendeels afkomstig uit diepzeevelden die sinds midden jaren ‘90 in productie zijn gebracht. Deze velden worden vanwege economische randvoorwaarden zeer snel tot grote productievolumes gebracht, daar zo lang mogelijk gehouden waarna een zeer snelle daling plaatsvindt van meer dan 10% tot 20% per jaar. Dit in tegenstelling tot aardolievelden op land waar het economisch vaak veel gunstiger is om de productie trager te laten plaatsvinden, met een geleidelijke productiedaling. Het grootste aardolieveld in de regio is Cantarell, het Mexicaanse veld is na Ghawar in Saoedi-Arabië het grootste veld ter wereld qua productie. Die status is echter snel aan het vervallen aangezien de productie van Cantarell momenteel met maar liefst 12% per jaar daalt. Om dit te compenseren wordt recentelijk in andere delen van het bassin naarstig naar aardolie gezocht. De gebieden met de grote aardolievelden zijn echter al grotendeels ontgonnen. Op de zuidelijke kust van de VS bevindt zich de grootste concentratie petrochemische industrie ter wereld bestaande uit raffinaderijen, havens, opslagtanks en aardolie verwerkende industrie. De hoeveelheid aardolie die in de regio gewonnen wordt is al lang niet meer voldoende om deze industrie te voeden en dus worden er in de verschillende havens olietankers uit alle windstreken gelost. Klimaatverandering en de olie-industrie in de Golf van Mexico De effecten van klimaatverandering op de aardolieen aardgasproductie in het Atlantisch bassin zijn significant. De komende 10 tot 20 jaar is er een sterk verhoogde kans op orkaanschade voor de offshore sector. Het meest directe effect daarvan is verloren productie en schade aan de infrastructuur. Verloren (of afgesloten) productie werd voor 1960-2005 door het Internationaal Energie Agentschap (IEA) berekend op gemiddeld 1 à 2 % van de jaarlijkse productie. Tot aan 2005 hadden orkanen een nogal tijdelijk effect. Dit veranderde na orkaan Katrina. Zij sloeg eind august 2005 toe waardoor tot aan 1 juni 2006 maarliefst 30%

Pagina 46


Peakoil Nederland

van de normale aardolieproductie (162 miljoen vaten in totaal) en 21% van de normale aardgasproductie (784 miljoen kubieke meter in totaal) afgesloten was. De onvoorspelbaarheid van de koers die een orkaan kan nemen maakt het voorspellen van de schade lastig. Waar de schade in 2007 erg mee viel is het goed mogelijk dat in het komende orkaanseizoen wederom 30% van de productie tijdelijk weggeblazen wordt. De schade kan zo groot uitvallen doordat de opkomst van de offshore productie plaats heeft gevonden in een periode van relatieve rust. De infrastructuur (boor,- en productieplatforms, pijpleidingen, enzovoorts) is niet gebouwd op orkaankracht 5. De vraag is ook of het mogelijk is dit kosteneffectief aan te passen. Na 2005 heeft de industrie een serie initiatieven genomen om haar infrastructuur stormbestendig te maken. Het gaat hier onder meer om: •

Zwaardere verankering, de boorplatforms worden met meer en betere kabels vastgelegd en de manier van ankeren is gewijzigd.

•

Betere contracten met slepers en andere service bedrijven, zodat er na een orkaan onmiddellijk schepen beschikbaar zijn om de schade te inventariseren en waar mogelijk te beperken, losgeslagen platforms te bergen en herstelwerkzaamheden te faciliteren.

•

Aangescherpte orkaanprocedures, ondermeer over hoe ver van te voren een platform wordt geëvacueerd, het nauwgelet volgen van orkaanontwikkelingen en afspraken over welke informatie gedeeld moet worden met de Amerikaanse MMS (Minerals Management Service, een overheidsagentschap dat mijnbouw en olie-industrie reguleert).

•

Het aan land hebben opgeslagen van onderdelen en noodaggregaten om na een storm snel met herstelwerkzaamheden te kunnen beginnen.

•

Het verhogen van platforms opdat golven tijdens een storm onder een platform door kunnen en het werkplatform niet raken, evenals het verbouwen van de structuren op de werkplatforms om hun golfimpact te verminderen.

Het effect op de kosten van offshore aardolie,- en aardgaswinning hiervan is nog niet nauwkeurig bekend. In essentie komt het neer op een grootschalige verbouwing van het overgrote deel van de infrastructuur in de Golf van Mexico. De sector kampt tegelijkertijd nog steeds met herstelwerkzaamheden die voortvloeien uit het orkaanseizoen van 2005, en een steeds nijpender gebrek aan technici, staal, gespecialiseerde schepen en andere middelen om de herstelwerkzaamheden en de aanpassingen aan de bestaande infrastructuur te voltooien vanwege een globale krapte op deze markten. Dit zorgt voor sterke kosteninflatie waarbovenop sterk gestegen verzekeringskosten betaald moeten worden. In 2006 stegen de verzekeringspremies met 300% a 400% waardoor de hoeveelheid tegen schade verzekerd materiaal sterk is gedaald. Verschillende verzekeringsbedrijven en herverzekeraars zagen zich gedwongen hun voorwaarden bij te stellen, en het is de vraag of zij een herhaling van het orkaanseizoen in 2005 zouden overleven zonder staatssteun. De combinatie van verzekeringskosten en stijgende materiaal- en personeelskosten zorgde er de afgelopen jaren voor dat de productiekosten in de Golf van Mexico steeg van gemiddeld 50 dollar per vat tussen 2003 en 2005 naar 70 dollar per vat tussen 2004 en 2006 volgens het Amerikaanse Departement van Energie. De toekomst van de aardolieproductie in de Golf van Mexico ligt verder op zee, weg van de kust. De productie verschuift van het continentaal plat, waar de groei langzaam afneemt, naar de diepzee. Diepzee projecten zijn gevoeliger voor orkanen omdat orkanen verder van de kust intenser zijn, ze nemen in kracht af naarmate ze land naderen. Ook neemt verder op zee de tijd die nodig is om te evacueren toe. De over het


Pagina 47

Peakoil Nederland

algemeen grotere platforms die voor diepzeeboringen worden gebruikt zijn zodoende kwetsbaarder voor de impact van een orkaan. Een mogelijke ontwikkeling waar oliemaatschappijen aan werken is het volledig verplaatsen van de infrastructuur naar de zeebodem, onder het wateroppervlak. Het is een technische ontwikkeling die nog in de kinderschoenen staat, maar groot potentieel biedt. Het gaat dan om volledig geautomatiseerde productieplatforms en laadboeien die onder het wateroppervlak drijven en olietankers via pijpleidingen van onder af kunnen laden.

Pagina 48


Peakoil Nederland

Hoofdstuk 8 - Conclusies Het wordt steeds duidelijker naarmate er meer gegevens vrijkomen dat de productie van conventionele aardolie in de komende tien jaar haar maximum zal bereiken. Het pieken van de productie van aardolie gaat significante invloed hebben op klimaatverandering. De gedachtegang dat de uitstoot van CO2, veroorzaakt door de productie en verbranding van aardolie, sterk af zal nemen na de productiepiek van conventionele aardolie is niet gegrond. Zelfs vanuit de zekerheid dat de opkomst van onconventionele aardolie te traag verloopt om de productiepiek van de algehele aardolieproductie lang uit te kunnen stellen. De geologische en technische barrières, alsmede limieten aan de input van water en energie bij de productie zijn dermate limiterend op de opkomst van onconventionele aardolie dat zij in de komende decenia bij lange na de rol van conventionele olie niet zal kunnen overnemen. In alle scenario’s, ook in het hoge groei scenario voor onconventionele aardolie naar 22 miljoen vaten per dag in 2030, begint de algehele aardolieproductie nog steeds in het komende decennium te dalen. Bij deze sterke opkomst van onconventionele aardolie zal de CO2 uitstoot van aardolie in het gunstige geval maar matig afnemen en mogelijk zelfs toenemen. Dat komt doordat de productie en raffinage van de meeste typen onconventionele aardolie tot een geschikt eindproduct gepaard gaan met een veel hogere CO2 uitstoot dan conventionele aardolie. Over de gehele cyclus gemeten, van productie tot verbranding, is de percentuele extra uitstoot van vooral coal-to-liquids, olieschalies en extra zware olie van belang.

Figuur 20: Verschil in emissie uitstoot tussen conventionele en onconventionele aardoliebronnen

gram koolstof per MJ geraffineerd product

60 50 40 30 20 10 0 Conventionele Gas-to-Liquids Teerzanden aardolie

Extra zware Coal-to-Liquids Olieschalies aardolie

Data: Brandt & Farrel (2007)

In numerieke termen gemeten kunnen we de scenario’s als volgt bezien. De huidige productie van onconventionele aardolie bedraagd 2,4 miljoen vaten per dag. Bij een gestage toename in de productie van onconventionele aardolie naar 11 miljoen vaten per dag in 2030, gepaard met een productiepiek van conventionele aardolie tussen 2010 en 2017, zal de uitstoot van CO2 gemeten in gigaton koolstof afnemen van 4,9 in 2006 naar 3,3 tot 4,4 in 2030. Het verschil is afhankelijk van de timing en de snelheid van de productiedaling van conventionele aardolie. Bij een veel snellere toename in de productie van onconventionele aardolie naar 22 miljoen vaten per dag in 2030, in combinatie met dezelfde

Hoofdstuk 8 - Conclusies

Pagina 49

Peakoil Nederland

productiescenario’s voor conventionele aardolie, zal de uitstoot van CO2 gemeten in gigaton koolstof nauwelijks afnemen. De uitstoot bedraagt in 2030 tussen de 4,3 en 5,4 gigaton aan koolstof. Het energiepad richting onconventionele aardolie is daarmee onwenselijk omdat de CO2 uitstoot van aardolie bij sterke groei niet afneemt. Die sterke groei zal van de grond komen als niet sterk ingezet wordt op het substitueren van aardolie door andere energiebronnen en energiedragers voor transport, en op de langere termijn de productie van petrochemicaliën. De druk om de productie van deze onconventionele olieproductie wordt namelijk groter naarmate er minder conventionele olie op de markt komt. Daardoor wordt de prijs van een vat olie steeds hoger waardoor de winning van onconventionele aardolie steeds interessanter wordt. De rol van overheden in het succesvol laten verlopen van een transitie weg van onconventionele aardolie aardolie moet groot zijn doordat onze marktstructuren ten gunste van aardolie zijn opgebouwd. Gebrek aan anticipatie van overheden op het afnemen van de wereldwijde aardolieproductie zal zodoende onvermijdelijk zorgen voor een enorm dillema. Oftewel er wordt gekozen voor het laten varen van klimaatbeleid op het punt van de uitstoot van CO2, opdat er wereldwijd meer aardolie beschikbaar is om ernstige economische en sociale schade te beperken. Oftewel er wordt gekozen voor het sterk blijven voeren van klimaatbeleid, ook voor de uitstoot van CO2 door aardolie, waardoor de productie van onconventionele aardolie sterk beperkt wordt, wat leidt tot een lagere beschikbaarheid van aardolie. De anticipatie van overheden op de productiepiek van conventionele aardolie is zodoende van essentieel belang. Alternatieven moeten gestimuleerd worden die tijdig en afdoende de daling van conventionele aardolie op kunnen vangen. De dynamiek van dit dillema wordt ons inziens niet voldoende weerspiegeld in de IPCC scenario’s waar geen fundamenteel onderscheid wordt gemaakt tussen gemakkelijk winbare conventionele aardolie en moeilijk te winnen onconventionele aardolie. In de IPCC productiemodellering wordt aangenomen dat het afnemen van de concentratie en kwaliteit van de voorkomens van fossiele brandstoffen over de tijd geen invloed heeft op de productie. De technische barrières, alsmede limieten aan de input van water en energie bij de productie van onconventionele aardolie, worden niet meegenomen terwijl ze wel bepalend zijn. Daarbovenop loopt de productie van alle vormen van aardolie door elkaar heen, en zal niet eerst de ene vorm opgebruikt worden voordat de andere aangesproken wordt zoals gemodelleerd in de IPCC productiesenario’s. Zodoende zal de daadwerkelijke uitstoot van CO2 voor aardolie significant verschillen van de projecties in deze scenario’s. Naast de onderliggende aannames in het model achten we de data die gebruikt wordt in de productiescenario’s voor conventionele aardolie te optimistisch. Dat komt doordat in de onderliggende data een continue productiviteitstoename van 1% per jaar wordt aangenomen tot aan 2100.Waarbij wordt aangenomen dat de productiviteitstoename over de gehele 21ste eeuw plaatsvindt op punt van aanvang van modellering. Met andere woorden, in de modellering is impliciet aangenomen dat er een 100% productiviteitstoename is in het jaar 2000, waarna de productiviteit constant blijft. Naast dat de onmiddelijke realisatie een niet realistisch uitgangspunt is, is het ook betwijfelbaar of de historische data van productiviteitstoenames een goed uitgangspunt vormt voor de toekomst. Dat komt doordat de concentratie en de kwaliteit van de gewonnen voorkomens van fossiele brandstoffen met de tijd sterk af neemt. Daardoor zal de benodigde moeite in termen van energie inputs toe moeten nemen om fossiele brandstof te winnen waardoor de kosten zullen stijgen. Ook de invloed van klimaatverandering op de productie van aardolie zal in de toekomst een belangrijke rol spelen. Klimaatverandering betekent ondermeer dat de frequentie en intensiteit van extreem weer gaat toenemen. Extreme neerslag, stormen en krachtigere orkanen zullen een negatieve impact hebben op de productie van fossiele brandstoffen. Het overstromen van mijnen, het sluiten, ontruimen en zelfs beschadigd raken van offshore olieplatforms en havens door zware storm, heeft de afgelopen jaren al vele malen de fossiele brandstoffen markt verstoord. Het meest bekende en extreme voorbeeld is het orkaanseizoen van 2005 in de Golf van Mexico. Een serie krachtige orkanen beschadigde vele tientallen offshore boorplatforms

Pagina 50


Peakoil Nederland

en bracht enorme schade toe aan de aan de kust gelegen petrochemische industrie. Ook dit jaar wordt nog gewerkt aan het herstel van de schade. Hierdoor is de kostprijs van aardoliewinning in deze voor de VS belangrijke regio opgelopen van gemiddeld 50 dollar in 2003-2005 naar gemiddeld 70 dollar in 2004-2006. Deze kostenstijging worden veroorzaakt door hogere verzekeringspremies, verzwaring van de technische eisen aan productieplatfroms en daarbovenop de kosteninflatie die de hele sector plaagt. De verwachting is dat de intensiteit van orkanen zal toenemen onder invloed van opwarmend zeewater in de Golf van Mexico. De uiteindelijke invloed hiervan op de de productie is sterk afhankelijk van de grillige koers van orkanen, maar is in potentie zeer hoog. De productie van aardolie zal hierdoor in de komende periode verder verstoord worden wat de druk op de oliemarkt sterk verhoogt. Nergens is klimaatverandering al zo zichtbaar als in het poolgebied. Nu duidelijk begint te worden dat het zeeijs op de noordpool in versnelling aan het smelten is, en er waarschijnlijk in de zomer van 2017 al geen zeeijs meer aanwezig is in de Arctische zee, lopen de spanningen rond de te verwachten aardolieen aardgasreserves op. De veel in de media en de industrie gehoorde claim dat 25% van de aardolievoorraden op aarde te vinden zijn in het gebied is ongegrond. De meest grondige studie tot nu toe gaan uit van een hoeveelheid van 50 miljard vaten aardolie, wat qua productie slechts 2 à 3 miljoen vaten olie per dag gaat opleveren rond 2030. Het grootste deel van de fossiele voorkomens in het Arctische gebied bestaat uit aardgas. Of de reserves economisch winbaar zijn is een tweede. Ook als het zeeijs in de zomer wegsmelt, blijft de winning van aardolie en aardgas in dit gebied een extreme uitdaging. Daarnaast zal de ontdooing niet alleen hindernissen wegnemen voor aardolie, en aardgaswinning, maar ook nieuwe barrières opwerpen in de vorm van meer ijsbergen en het ontdooien van permafrost in het gebied. Dat laatste treft vooral de bestaande infrastructuur,maar verhoogd ook de kostprijs van nieuwe infrastructuur in het gebied. Nu al is het aantal dagen dat gebruik gemaakt kan worden van ijswegen om afgelegen productie eenheden en pijpleidingen te bereiken sterk geslonken, en ondervinden gebouwen, wegen en pijpleidingen schade door het ontdooien van hun fundering.


Pagina 51

Peakoil Nederland

Literatuurlijst AMAP,

Artic Oil and Gas 2007, Oslo, 2007

API,

Hurricane preparedness, learning form 2004 and 2005, 2006

API,

Hurricane preparedness conference, presentations of speakers. www.api.org, 2007

Anisimov,O.,

Impacts Of climate change on infrastructure in permafrost regions, Geophysical Research Abstracts, Vol. 5, 01532, European Geophysical Society, 2003

Azevedo, J., Baskin, B.,

Brazilian Oil and Gas Perspectives - A National Oil Company Approach, 23rd World Gas Conference, Amsterdam, Petrobras, 2006.

Brandt et al., Carbonequity,

Scraping the bottom of the barrel: greenhouse emission consequences of a transition to low-quality and synthetic petroleum resources, Climate Change No. 84, Springer Science, z.p., 2007

Curtis et al., Cohen, D.,

Heavy-Oil Reservoirs, Schlumberger, Cambridge, USA, 2002

Cohen, D.,

Arctic Dreams, www.energybulletin.net, opgezocht november 2007, 2007

Couture et al.,

Climate change, permafrost degradation, and infrastructure adaptation: preliminary results from a pilot community case study in the Mackenzie valley, Geological Survey of Canada, z.p., 2007

Climate Institute, . Davies, P.,

Evidence of accelerated climate change, prepared by the Climate Adaptation Science and Policy Initiative, The University of Melbourne for the Climate Institute, 2007

Deutsche Bank DOE, EIA,

Oil & Gas for beginners, a guide to the oil & gas industry, Londen, 2008

Warm weather risk for Prudhoe bay oil output, Dow Jones Newswire, 2006

The big melt, lessons from the Arctic summer of 2007 , Carbonequity, Melbourne, 2007

“God is Brazilian?”, ASPO USA commentary, opgezocht oktober 2007, 2007

Howard Weil Energy Conference, Sasol Limited: 35, 2004

Quarterly Coal Report, Energy Information Administration, Washington DC, 1994 The Impact of Tropical Cyclones on Gulf of Mexico Crude Oil and Natural Gas Production, Energy Information Administration, Washington, USA, 2006

Enviromental Defense, Blown Away; How global warming is eroding the availability of insurance coverage in america’s coastal states, Environmental Defense, Washington, USA, 2007 Exxon Mobil,

Pagina 52

Exxon Mobil Form 8K, Security Exchange Commission, retrieved december 2007, 2007

Peakoil Nederland

Foucher S.,

Canadian Oil Sands Production Update, www.theoildrum.com, opgezocht 1 februari 2008, 2006

Gray et al.,

Extendend Range Forecast Of atlantic Seasonal Hurricane Activity and US landfall strike propablity for 2007, Colorado State University, Fort Collins, 2007

Hall et al.,

EROI: the key variable in assessing alternative energy futures?, presentatie ASPO 5, Italië, Pisa, 2006

Halstead, K.,

Oryx GTL - a case study, petrochemicals 2, Foster Wheeler, Londen, 2006

IEA

Medium-term Oil Market Report, International Energy Agency, Parijs, 2007

IEA,

World Energy Outlook 2005, International Energy Agency, Parijs 2005

IEA,


IEA,


IPCC,

Summary for Policymakers of the Synthesis Report of the IPCC Fourth Assessment Report, IPCC, Bonn, 2007

Katsov et al.,

Arctic Climate Impact Assessment, Arctic Council, Fort Collins, 2004

Kharecha et al., Maslowski , W., Minio-Paluello, M, Olsen, J.,

Implications of ‘peakoil’ for atmospheric CO2 and climate, submitted to global biochemical cycles, New York, USA, 2007

OIES,

The Russian Polar Expedition and the Future of Arctic Hydrocarbons, Oxford Energy Comment, Oxford Institute for Energy Studies, Oxford, 2007

OIES,

Arctic oil, Oxford Institute for Energy Studies, Oxford, 2007

Raupach et al.,

Global and regional drivers of accelerating CO2 emmisions , proceedings of the national academy of sciences, z.p., 2007

Reuters,

Nigeria eyes 500,000 bpd rise in oil output by July, opgezocht 18 december 2007, 2007,

Reuters,

New oil and gas production in the Americas, opgezocht 18 december 2007, 2007

Rigzone,

Petrobras Sees Tupi Peak Production in 10-15 Years, opgezocht 18 december 2007, 2007

Causes of change in artic sea ice, Naval Postgraduate School AMS ESSS Seminar Washington D.C., USA, 2006 The Oil & Gas Bank, Royal Bank of Scotland, z.p., 2007 General market overview - 2015, INTSOK Brazil, z.p., 2007

Pagina 53

Peakoil Nederland

Rogner, H.,

An Assessment of World Hydrocarbon Resources, IIASA Working Paper WP-96-56, New York, 1996

Ross et al.,

Climate Change and its impacts on the insurance industry, a presentation to the Institute for Catastrophic Loss Reduction, ICLR Research Paper Series – No. 8, ICLR, z.p., 2000

Royal Dutch Shell plc, Resultaten 4e kwartaal & gehele jaar 2007, Royal Dutch Shell plc, Den Haag, 2008 Rubin, J., Saudi Aramco,

Drilling in troubled waters, CIBC world markets Inc, Toronto, Canada, 2006

Shell International

Gas to Liquids: Shell Middle Distillate Synthesis. Taking Gas and Power further, Shell Gas & Power External Affairs, Londen, 2002

Stern, N.,

Stern review on the economics of climate change, HM Treasury, Londen, 2006

Sivertsson et al.,

A Study of World Oil Resources with a Comparison to IPCC, Uppsala University, Uppsala, 2004

Total,

Total’s Contribution to Sustainable Development, Total, Parijs, 2007

U.S. ARC.,

Climate Change, Permafrost, and Impacts on Civil Infrastructure, special report 01-03, U.S. Arctic Research Commission, z.p., 2003

USGS,

Future oil consumption and production, USGS, Washington DC, 2005

Vellinga, P.,

Climate change and extreme weather events, Vrije Universiteit, Amsterdam, 2000

Watson et al.,

Hurricane Season Forecast, Miami, 2007

Watson et al.,

Potential Impact of the 2006 Hurricane Season on Gulf of Mexico Oil Production, Miami, 2006

Wood Mackenzie Willis,

Unconventional Hydrocarbons - The hidden opportunity, z.p., 2007 Atlantic Basin Hurricane Forcast, Willis Technical Advisory Bulletin, z.p., 2006

WMO,

Statement on Tropical Cyclones and Climate Change, WMO, Geneva, 2007

WWF,

Artic Bulletin, No. 2.07, WWF, Zurich, 2007

Yenikeyeff et al.,

The Battle for the Next Energy Frontier, Oxford, 2007

Zittel et al., Zittel et al.,

Coal: Resources and Future Production, Energy Watch Group, z.p., 2007

Pagina 54

Projects Timeline, Facts and Figures, Saudi Aramco, Riyadh, 2006

Crude Oil, The Supply Outlook, Energy Watch Group, z.p., 2007

Peakoil Nederland

Appendix I - Productiescenario’s IPCC Aardolie, Aardgas & Kolen

Exajoules

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

A 1 A IM

143

167

209

238

239

226

214

188

166

149

136

125

A1 ASF

141

202

283

381

302

223

143

87

31

3

2

1

A 1 IM A G E

129

143

187

242

285

300

348

352

340

320

280

237

A1 MESSAGE

128

155

172

198

225

250

281

333

326

253

184

138

A 1 M IN IC A M

131

136

144

155

141

154

194

244

291

333

387

440

A 1 M A R IA

123

144

168

201

220

250

285

229

263

208

208

226

A 1C A IM

142

155

193

227

244

232

226

193

165

140

118

99

A 1C M E S S A G E

128

155

172

190

210

209

209

202

170

112

78

56

A 1C M IN IC A M

131

135

146

163

125

94

68

75

83

93

63

34

A 1G A IM

143

167

221

290

385

472

582

600

620

640

659

679

A 1G M E S S A G E

128

155

172

194

235

279

365

451

479

506

461

391

A 1G M IN IC A M

131

136

150

173

165

202

283

353

416

471

359

248

A 1V 1 M IN IC A M

131

130

137

152

147

167

214

259

299

333

351

369

A 1V 2 M IN IC A M

131

132

139

151

140

154

195

236

273

308

332

356

A 1T A IM

143

158

176

186

183

168

158

141

126

116

110

104

A 1T M E S S A G E

128

155

172

193

223

241

250

236

205

143

113

77

A 1T M A R IA

123

132

154

187

190

213

239

190

209

152

169

190

A2 ASF

134

172

220

291

270

249

228

148

69

23

12

0

A 2 A IM

143

155

179

182

176

163

152

134

121

107

92

80

A2 MESSAGE

128

171

208

253

274

244

205

146

109

86

64

47

A 2 M IN IC A M

131

135

139

144

111

91

84

69

68

79

72

64

A 2-A 1 M IN IC A M

131

138

138

133

114

118

145

200

260

327

395

464

B 1 IM A G E

129

141

176

206

230

236

228

199

167

143

119

99

B 1 A IM

143

161

176

177

170

152

137

125

115

108

106

103

B1 ASF

139

198

272

354

289

225

160

103

46

14

8

2

B1 MESSAGE

128

155

172

189

203

198

192

161

132

95

64

46

B 1 M A R IA

123

134

146

158

177

192

186

177

156

158

147

170

B 1 M IN IC A M

131

120

116

119

115

123

144

156

167

177

183

188

B 1T M E S S A G E

128

155

172

189

203

197

190

159

124

96

68

48

B 1H IG H M E S S A G E 128

155

172

188

204

197

191

162

139

100

70

53

B 1H IG H M IN IC A M

131

127

125

127

116

118

133

158

179

197

210

222

B2 MESSAGE

128

168

195

214

240

238

227

201

146

101

72

52

B 2 A IM

143

160

175

185

188

178

173

154

139

126

113

102

B2 ASF

136

181

232

305

273

240

207

136

65

24

13

2

B 2 M A R IA

123

140

150

167

172

181

197

189

152

131

141

185

B 2 M IN IC A M

131

130

134

145

134

147

185

228

270

309

338

367

B 2 H IG H M IN IC A M

131

133

139

149

114

91

80

74

77

88

72

57

B 2C M A R IA

123

134

141

158

191

197

162

178

163

172

185

206

*IP C C , 2000, special report em issions scenarios, C am bridge U niversity P ress, 570 p.

Pagina 55

Peakoil Nederland

Exajoules

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

A 1 A IM

73

91

147

196

298

372

465

519

578

604

590

576

A1 ASF

74

87

126

206

278

349

421

391

361

286

166

47

A 1 IM A G E

62

73

117

163

188

222

259

278

283

278

264

244

A1 MESSAGE

71

85

128

178

250

320

378

445

482

456

398

350

A 1 M IN IC A M

70

85

137

226

336

437

527

611

678

728

476

224

A 1 M A R IA

71

105

142

188

246

305

354

399

344

363

279

345

A 1C A IM

72

82

112

124

139

161

191

208

230

252

272

294

A 1C M E S S A G E

71

80

107

149

207

247

283

297

254

207

144

118

A 1C M IN IC A M

70

85

125

190

216

231

238

251

263

274

215

157

A 1G A IM

73

99

146

206

285

397

560

659

778

866

910

956

A 1G M E S S A G E

71

85

119

164

236

328

449

649

796

916

1089

1239

A 1G M IN IC A M

70

85

129

203

268

333

398

494

573

634

606

578

A 1V 1 M IN IC A M

70

82

118

179

223

259

287

343

387

417

408

399

A 1V 2 M IN IC A M

70

84

122

183

221

252

277

328

370

405

403

401

A 1T A IM

73

99

142

190

244

284

336

344

355

366

378

390

A 1T M E S S A G E

71

87

124

166

231

288

324

344

324

291

240

196

A 1T M A R IA

71

101

134

169

222

266

303

331

268

289

235

239

A2 ASF

71

74

89

126

176

225

275

297

319

330

331

331

A 2 A IM

73

96

133

170

216

244

276

292

309

334

368

406

A2 MESSAGE

71

86

108

135

173

208

245

292

268

285

281

289

A 2 M IN IC A M

70

84

113

155

173

181

179

186

201

222

202

183

A 2-A 1 M IN IC A M

70

87

111

142

149

171

209

263

328

405

444

483

B 1 IM A G E

62

71

108

138

153

166

173

168

154

136

121

103

B 1 A IM

73

104

143

183

229

264

308

288

270

241

204

172

B1 ASF

74

83

118

179

231

283

335

303

272

242

213

184

B1 MESSAGE

71

84

119

161

221

278

297

302

281

267

232

215

B 1 M A R IA

71

91

129

169

205

237

251

228

223

212

231

219

B 1 M IN IC A M

70

76

100

144

162

169

165

160

155

148

149

151

B 1T M E S S A G E

71

84

119

159

212

258

258

258

234

210

183

166

B 1H IG H M E S S A G E

71

83

110

149

215

273

306

324

304

287

263

244


70

79

118

186

261

310

334

371

399

419

429

438

B2 MESSAGE

71

84

107

150

194

251

297

356

390

402

385

336

B 2 A IM

73

93

123

153

187

226

277

297

320

337

344

352

B2 ASF

73

78

99

140

180

220

260

268

276

273

258

243

B 2 M A R IA

71

99

147

190

222

248

217

196

188

164

147

202

B 2 M IN IC A M

70

81

111

159

186

209

229

260

292

325

330

335


70

83

115

165

180

185

181

183

191

206

173

140

B 2C M A R IA

71

105

151

170

183

193

198

197

223

223

223

228


Pagina 56

Peakoil Nederland

Exajoules

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

A 1 A IM

93

99

134

163

179

182

186

165

148

126

103

84

A1 ASF

97

118

154

212

368

523

679

673

667

669

680

691

A 1 IM A G E

105

111

129

170

245

298

301

271

237

198

163

129

A1 MESSAGE

91

105

120

157

194

227

210

182

192

213

200

192

A 1 M IN IC A M

88

116

145

174

224

255

265

216

179

156

190

225

A 1 M A R IA

90

69

61

45

33

24

34

54

87

142

209

146

A 1C A IM

93

112

195

308

474

593

750

820

898

976

1051

1134

A 1C M E S S A G E

91

112

146

194

261

353

463

601

750

872

985

1062

A 1C M IN IC A M

88

116

152

199

353

543

769

805

821

818

888

958

A 1G A IM

93

101

140

179

218

212

206

193

180

168

155

144

A 1G M E S S A G E

91

104

130

167

220

266

272

261

259

214

153

84

A 1G M IN IC A M

88

115

150

193

299

393

475

448

432

429

518

607

A 1V 1 M IN IC A M

88

108

130

153

206

250

284

249

223

205

192

179

A 1V 2 M IN IC A M

88

112

137

163

220

264

295

258

232

217

210

203

A 1T A IM

93

89

116

142

174

159

146

112

86

68

57

48

A 1T M E S S A G E

91

106

125

151

180

153

119

87

60

53

40

25

A 1T M A R IA

90

69

61

44

32

23

16

16

21

29

41

29

A2 ASF

92

90

106

129

184

239

294

415

536

658

781

904

A 2 A IM

93

119

177

230

301

344

396

477

575

692

837

1016

A2 MESSAGE

91

83

97

122

157

211

273

342

458

569

735

871

A 2 M IN IC A M

88

117

144

170

239

325

429

529

629

729

858

988

A 2-A 1 M IN IC A M

88

121

136

133

148

167

189

196

213

239

266

294

B 1 IM A G E

105

109

120

134

163

181

167

133

101

76

58

44

B 1 A IM

93

93

126

162

195

198

204

168

138

113

92

75

B1 ASF

97

119

149

191

262

332

403

354

305

259

215

172

B1 MESSAGE

91

91

109

110

97

71

37

21

15

16

18

22

B 1 M A R IA

90

64

46

34

25

19

14

12

9

7

5

5

B 1 M IN IC A M

88

98

107

113

131

136

127

93

68

51

49

47

B 1T M E S S A G E

91

91

109

109

98

77

39

19

7

4

2

2

B 1H IG H M E S S A G E

91

91

100

111

103

87

64

50

43

47

60

60


88

106

122

134

146

153

155

119

94

80

80

81

B2 MESSAGE

91

91

98

98

96

93

86

91

119

170

231

300

B 2 A IM

93

105

141

180

214

242

278

272

268

262

254

247

B2 ASF

94

99

124

146

197

247

297

363

430

489

541

594

B 2 M A R IA

90

71

68

72

93

135

182

239

291

331

335

265

B 2 M IN IC A M

88

110

128

143

176

201

218

191

175

170

169

167


88

115

145

178

263

362

474

540

592

630

700

771

B 2C M A R IA

90

79

90

124

175

232

287

331

363

387

399

400


Pagina 57

Peakoil Nederland

Appendix II - Memo CEO shell over nieuwe energie-scenario’s From: Jeroen van der Veer, Chief Executive To: All Shell employees Date: 22 January 2008 Subject: Shell Energy Scenarios Dear Colleagues Regardless of which route we choose, the world’s current predicament limits our maneuvering room. We are experiencing a step-change in the growth rate of energy demand due to population growth and economic development, and Shell estimates that after 2015 supplies of easy-to-access oil and gas will no longer keep up with demand. In this letter, I’d like to share reflections about how we see the energy future, and our preferred route to meeting the world’s energy needs. Industry, governments and energy users - that is, all of us - will face the twin challenge of more energy and less CO2. This letter is based on a text I’ve written for publication in several newspapers in the coming weeks. You can use it in your communications externally. There will be more information about energy scenarios in the months ahead. By the year 2100, the world’s energy system will be radically different from today’s. Renewable energy like solar, wind, hydroelectricity and biofuels will make up a large share of the energy mix, and nuclear energy too will have a place. Mankind will have found ways of dealing with air pollution and greenhouse gas emissions. New technologies will have reduced the amount of energy needed to power buildings and vehicles. Indeed, the distant future looks bright, but getting there will be an adventure. At Shell, we think the world will take one of two possible routes. The first, a scenario we call Scramble, resembles a race through a mountainous desert. Like an off-road rally, it promises excitement and fierce competition. However, the unintended consequence of “more haste” will often be “less speed” and many will crash along the way. The alternative scenario, called Blueprints, has some false starts and develops like a cautious ride on a road that is still under construction. Whether we arrive safely at our destination depends on the discipline of the drivers and the ingenuity of all those involved in the construction effort. Technical innovation provides for excitement. Regardless of which route we choose, the world’s current predicament limits our maneuvering room. We are experiencing a step-change in the growth rate of energy demand due to population growth and economic development, and Shell estimates that after 2015 supplies of easy-to-access oil and gas will no longer keep up with demand. As a result, society has no choice but to add other sources of energy - renewables, yes, but also more nuclear power and unconventional fossil fuels such as oil sands. Using more energy inevitably means emitting more CO2 at a time when climate change has become a critical global issue.

Pagina 58

Peakoil Nederland

In the Scramble scenario, nations rush to secure energy resources for themselves, fearing that energy security is a zero-sum game, with clear winners and losers. The use of local coal and homegrown biofuels increases fast. Taking the path of least resistance, policymakers pay little attention to curbing energy consumption - until supplies run short. Likewise, despite much rhetoric, greenhouse gas emissions are not seriously addressed until major shocks trigger political reactions. Since these responses are overdue, they are severe and lead to energy price spikes and volatility. The other route to the future is less painful, even if the start is more disorderly. This Blueprints scenario sees numerous coalitions emerging to take on the challenges of economic development, energy security and environmental pollution through cross-border cooperation. Much innovation occurs at the local level, as major cities develop links with industry to reduce local emissions. National governments introduce efficiency standards, taxes and other policy instruments to improve the environmental performance of buildings, vehicles and transport fuels. As calls for harmonization increase, policies converge across the globe. Cap-and-trade mechanisms that put a cost on industrial CO2 emissions gain international acceptance. Rising CO2 prices accelerate innovation, spawning breakthroughs. A growing number of cars are powered by electricity and hydrogen, while industrial facilities are fitted with technology to capture CO2 and store it underground. Against the backdrop of these two equally plausible scenarios, we will only know in a few years whether December’s Bali declaration on climate change was just rhetoric or the beginning of a global effort to counter it. Much will depend on how attitudes evolve in Beijing, Brussels, New Delhi and Washington. Shell traditionally uses its scenarios to prepare for the future without expressing a preference for one over another. But, faced with the need to manage climate risk for our investors and our grandchildren, we believe the Blueprints outcomes provide the best balance between economy, energy and environment. For a second opinion, we appealed to climate change calculations made at the Massachusetts Institute of Technology. These calculations indicate that a Blueprints world with CO2 capture and storage results in the least amount of climate change, provided emissions of other major manmade greenhouse gases are similarly reduced. The sobering reality is that the Blueprints scenario will only come to pass if policymakers agree a global approach to emissions trading and actively promote energy efficiency and new technology in four sectors: heat and power generation, industry, mobility and buildings. It will be hard work and there is little time. For instance, Blueprints assumes CO2 is captured at 90% of all coal- and gas-fired power plants in developed countries in 2050, plus at least 50% of those in non-OECD countries. Today, there are none. Since CO2 capture and storage adds cost and brings no revenues, government support is needed to make it happen quickly on a scale large enough to affect global emissions. At the very least, companies should earn carbon credits for the CO2 they capture and store. Blueprints will not be easy. But it offers the world the best chance of reaching a sustainable energy future unscathed, so we should explore this route with the same ingenuity and persistence that put humans on the moon and created the digital age.

Pagina 59

Peakoil Nederland

The world faces a long voyage before it reaches a low-carbon energy system. Companies can suggest possible routes to get there, but governments are in the driving seat. And governments will determine whether we should prepare for a bitter competition or a true team effort. That is the article, and how I see our challenges and opportunities. I look forward to hearing how you see the situation (please be concise). Regards Jeroen van der Veer Chief Executive

Pagina 60

Copyright © 2008 Stichting Peakoil Nederland Niets uit deze uitgave mag zonder toestemming worden overgenomen. Contact: postbus 10056 1001EB Amsterdam, Nederland www.peakoil.nl – [email protected]

Dit rapport werd mogelijk gemaakt door een subsidie van het ministerie van VROM.

Minder olie, meer CO2? De wisselwerking tussen klimaatverandering en toenemende olieschaarste

Recommend Documents