Att vi människor konsumerar och förbrukar ändliga resurser inser väl de flesta. Men många ekonomer, Marian Radetzki t ex, anser att det aldrig kan uppstå resursbrist. Marknaden och människans uppfinningsrikedom kommer att se till att nya resurser skapas alltefter behov. Skulle någonting bli för dyrt att producera kommer det att ersättas av någonting som är lika bra eller bättre. Andra anser att resursbrist mycket snart kommer att omöjliggöra fortsatt ekonomisk tillväxt i världen. Publikationen ”Limits to growth” som kom ut 1972 bör ha blivit en väckarklocka. Jag vill dock minnas att vänstern var ganska skeptisk till den skriften. Kanske inte p.g.a. innehållet, eftersom få hade läst den, utan emedan utgivarna var en samling miljonärer, The Club of Rome. Något progressivt kunde knappast väntas från det hållet. En uppföljning av ”Limits to Growth gjordes efter trettio år – 2002 – och kom till samma slutsats. Någon gång i början av 2000-talet skulle resursbrist omöjliggöra fortsatt global ekonomisk tillväxt. (fig.1)
Fig. 1. ”Limits to Growth”
Oljan hör till de naturresurser som inte länge till kan produceras i ständigt ökande volymer. Man anser att oljan bildades under två ovanligt varma perioder för 90 och 150 år sedan i oljefönster 2300-4600 meter under markytan där alger och annat organiskt material som tidigare legat på sjöbottnar sakta kokats ned under högt tryck och vid temperaturer på 82-145 grader.
Fossil olja utnyttjades komersiellt första gången 1859 sedan ”översten” Edwin Drake hade upptäckt olja i Pennsylvania. Att det fanns olja i Ryssland var känt sedan länge men kommersiell produktion påbörjades först på 1870-talet då bröderna Nobel kom till Baku. USA blev den helt dominerande producenten och exportören av olja och de nickande åsnorna (fig. 3) blev ett allt vanligare inslag idet amerikanska landskapet.
Fig. 3. Nodding donkey
På 1950-talet spådde den amerikanske geologen Marian King Hubbert att den amerikanska oljeproduktionen skulle öka och nå en topp omkring 1970 för att sedan successivt minska. Ett sådant förlopp ansåg Hubbert kännetecknande för både hela oljefält, regioner, länder och hela världen. Produktionstoppen skulle nås när ungefär hälften av oljan i området fanns kvar.(fig. 4)
Fig. 4 Hubberts kurva
Så här trodde Hubbert att den globala oljeproduktionen skulle utvecklas. Ett sådant förlopp kräver att produktionsförhållandena är något så när likartade under perioden. Politiska beslut att minska produktionen som OPECs oljeembargo på 70-talet skapar ett hack i kurvan. Konjunktursvängningar påverkar både efterfrågan och produktion. Tekniska innovationer kan påverka möjligheterna till utvinning. Oljepriset påverkar efterfrågan och investeringsvilja. Det verkar dock som om produktionen av s.k. konventionell olja i stort sett kommer att följa Hubberts prognos.
I oljestatistik är volymenheten i regel ett fat, på engelska barrel eller drum. Ett fat rymmer 159 liter. Produktionen av flytande bränslen globalt är i dag omkring 89 miljoner fat om dagen (mfd). Under 2000-talet har årsproduktionen och -konsumtionen legat kring 30 miljarder fat.
För 75 år sedan gick geologerna och undersökte stenar på marken i sitt sökande efter olja. I dag har de mera sofistikerade metoder med två- och tredimensionell seismologi (fig. 5).
Fig. 5. Kinesiska tekniker gör seismologisk undersökning i Irak
När man anser sig ha funnit olja i ett område görs först en bedömning av hur mycket det totalt kan finnas där uttryckt i antal fat. Det kallas för ”resource” eller resurs på svenska och är en ganska grov uppskattning. När man sedan gjort några provborrningar och hämtat upp material för analys bedömer man hur mycket av den oljan det är tekniskt och ekonomiskt möjligt att utvinna. Den volymen kallas ”proven reserves”, bevisade reserver på svenska. Man får då en ”recovery factor” - utvinningsgrad - i procent (fig. 6).
Fig. 6. Beräknad utvinningsgrad i oljefält
Återvinningsgraden har historiskt varit omkring 35% men med stora variationer. Bland de faktorer som avgör återvinningsgraden har geologiska förhållanden ansetts vara de viktigaste. Det gälller typen av porositet i den bergart som oljan är lagrad i. Om porerna är stora och kommunicerar brett med varandra flyter oljan lätt, om porerna är små och slutna går det långsammare. En annan faktor av betydelse är hur mycket tekniska resurser man är beredd att satsa på utvinningen och då är det aktuella oljepriset ofta avgörande.
I en färsk oljekälla kommer ofta oljan upp av sitt eget tryck till en början men efterhand måste man höja trycket genom att pumpa ned vatten, naturgas eller koldioxid och när inte det räcker pumpa upp oljan. En teknisk innovation som möjliggjort ökad utvinning av olja är anläggandet av horisontella borrhål (fig. 7).
Fig. 7. Horisontella borrhål
”Fracking” är en metod som innebär att man kan utvinna olja och gas ur skiffer genom sprängning. Tekniken har möjliggjorts av att företaget Haliburton har konstruerat mycket kraftiga pumpar som sprutar in vatten med tillsats av sand och kemikalier under högt tryck. Metoden har kritiserats på grund av sina negativa miljöeffekter. Vid något till fälle har sprängningen orsakat jordbävning och de kemiska tillsatserna kan komma ut i grundvattnet och göra det odrickbart. ”Fracking” har förbjudits i Frankrike medan man i Polen verkar intresserad av att pröva metoden.
De miljarder fat olja som man funnit globalt år för år sedan 1920 framgår av fig. 8.
Fig. 8. Olja funnen globalt sedan 1920
Bland oljefälten finns det två elefanter som står i särklass när det gäller storlek. Det ena är Burgan i Kuwait från 30-talet som beräknades hålla över 70 miljarder fat olja. Produktionen nådde dock aldrig över 2 mfd och efter en produktionstopp 2007 har produktionen successivt minskat. Världens största fält är Ghawar i Saudiarabien med från början beräknade 80 miljarder fat. Det var en underskattning för fältet har redan producerat 60 miljarder fat olja och fortsätter att ge 5 mfd vilket är hälften av Saudiarabiens totala produktion (fig. 9).
Fig 9. Al Ghawarfältet i Saudiarabien
Al Ghawar är nästan 30 mil långt och oljekällorna (i grönt) är ganska vitt spridda. Fältet drivs av det statliga företaget Aramco. En besökare lär ha frågat varför de flesta borrhålen fanns i norr och mycket få i söder. Aramcomannen svarade att ”Ja, vi börjar i norr och går sedan söderut.” I själva verket lär det vara så att den tunna och högklassiga oljan finns i norr och den tjocka och mindre eftertraktade oljan i söder.
Fig. 8 visar att den mesta oljan hittats redan före 1980 och att under de senaste decennierna den globala konsumtionen alltid varit större än nyfunnen olja. Efterhand får djuphavsoljan en ökande andel (”deep water” i mörkare blått i bilden). Om det nu är så att konsumtionen hela tiden är större änh nytillskotten så borde de totala globala reserverna minska. Men det gör de inte. De ligger kvar på samma nivå år efter år eller ökar (fig. 10).
Fig. 10. Förändring av oljereserver globalt
Och det har förstås sin förklaring. Det kan vara så att de som redovisar reserverna kalkylerar med en högre utvinningsgrad pga tekniska förbättringar eller att högre oljepriser gör tidigare olönsamma källor profitabla. Men det kan också finnas politiska skäl. Efter 1980 ökade reserverna från drygt 600 miljarder fat till 1300 miljarder fat 2006. Den stora ökningen på 80-talet skedde när OPEC beslutade att införa kvotering av produktionen för de olika länderna i syfte att hålla uppe oljepriset. Kvoten baserades bl a på det enskilda landets redovisade reserver. Då passade man förstås på och höjde sina reserver och det gällde f a OPEC-länderna i Mellanöstern. Ökningen på 2000-talet orsakas f a av djuphavsoljan. Även om siffrorna är osäkra är det dock fullt möjligt att det finns 1300 miljarder olja i reserver. Fig. 11. Redovisade reserver i de elva största oljeänderna
Fig. 11 visar reserverna som redovisades av de elva största oljeländerna för ett och ett halvt år sedan. Sedan dess har det hänt en del. Irak har redovisat en ökning av sina reserver till 145 miljarder fat så att de gick förbi Iran där man sedan inte var sen att öka sina reserver för att behålla andraplatsen i Mellanöstern efter Saudiarabien. Särkilt intressant är vad som hänt och händer när det gäller Kanada och Venezuela. Dessa länder har enorma resurser. Det talas om 1300 miljarder fat vardera. Men den oljan är bunden i tjärsand i Kanada och är extratjockolja i Venezuela och har länge betraktats som tekniskt och ekonomiskt icke utvinningsbar. Men det har ändrats och Kanadas höga siffra är f a baserad på tjärsandsolja och nyligen har OPEC förklarat att tjockoljan i Venezuela delvis är utvinningsbar och beräknat landets reserver till 293 miljarder fat. Därmed har Venezuela nu världens största redovisade oljereserver.
Fig. 12. Reserver och produktion i de största oljeländerna
Olja | Reserver | Produktion |
|
|
|
Saudi- arabien | 265 | 9 713 |
Iran | 138 | 4 216 |
Irak | 115 | 2 482 |
Kuwait | 102 | 2 481 |
Emiraten | 98 | 2 599 |
Venezuela | 78 | 2 437 |
Ryssland | 74 | 10 032 |
Libyen | 44 | 2 061 |
Kazakstan | 40 | 1 682 |
Nigeria | 37 | 2 061 |
USA | 28 | 9 196 |
Qatar | 27 | 1 345 |
Tot. 1-12 | 1046 | 48305 |
övriga | 287 | 31 643 |
Totalt världen | 1333 | 79 948 |
Oljeproduktionen i ett land är i viss mån proportionell till reserverna men det finns undantag och det gäller f a USA och Ryssland. USA med i dag 28 miljarder fat i reserver hade en peak i produktionen i början av 70-talet med omkring 10 mfd för att sedan minska till 7-8 mfd. Under 2009-2010 ökade dock produktionen igen men det är ovisst hur mycket av det som är biobränsle. Ryssland med 78 miljarder fat i reserver hade ett tag största produktionen i världen med över 10 mfd. Fälten i västra Sibirien håller på att tömmas och frågan är om de nya fälten i östra Sibirien kan kompensera bortfallet i väster. De flesta bedömare tycks räkna med att Ryssland har toppat sin produktion som kommer att minska framöver. Saudiarabien med sina 265 miljarder fat i reserver ligger i regel i topp när det gäller produktion och är det enda land som med kort varsel kan öka sin produktion med några mfd. Den bufferten kallas ”spare capacity” och utnyttjades bl a för at ersätta bortfallet av den libyska oljan.
Hur ser då framtiden ut? Är det risk för att vi snart drabbas av Peak Oil?
En av de organisationer som återkommande gör prognoser om framtida oljeproduktion är ”International Energy Agency” – IEA – som bildades 1974 som en motvikt till OPEC. Uppdragsgivarna är 30 höginkomst- och mellaninkomstländer i OECD bl a Sverige. EIA kommer regelbundet ut med statistik och prognoser för olika energislag. Dess maktmedel är att de kan beordra medlemsländerna att släppa ut en del av sina reserver för att dämpa priserna. EIA har ansetts ha alltför optimistisk syn på den framtida oljeproduktionen och beskyllts för att ge efter för påtryckningar från USA och presentera alltför optimistiska siffror för att undvika panik. Efterhand har dock organisationen blivit mera realistisk i sina bedömningar. Det kom ändå som en överraskning när IEA i sin rapport 2010 hävdade att produktionen av konventionell olja i världen år 2006 nådde en peak på drygt 70 mfd och kommer att ligga kvar på den nivån under lång tid.
Fig. 13. IEAs prognos för global produktion av flytande bränslen 2010
Den kontinerliga ökning av flytande bränslen som krävs för att ekonomierna ska kunna växa räknar man med skall tilllgodoses av okonventionell olja och flytande gas. Produktionen i nu aktiva fält (i mörkblått) räknar man med skall minska med 4% om året. Det som kan påverka de volymerna är i vilken utsträckning man med ny teknik kan öka utvinningsfaktorn i de gamla fälten. Högre oljepriser gör också att nedlagda fält kan bli lönsamma igen. Sådana faktorer är dock medräknade i prognosen.
Det grå fältet står för fält som är kända och väntas börja producera och det ljusblå fältet motsvarar förväntade kommande upptäckter. År 2020 skulle enligt prognosen omkring 20 miljoner fat konventionell olja om dagen behöva tillkomma (infogad linje) för att kompensera bortfallet i gamla fält.
Kjell Aleklett är professor i fysik i Uppsala och sedan länge aktiv i Peak Oil-sammanhang. Bland annat är han president för den internationella organisationen ”Association for the Study of Peak Oil & Gas” – ASPO. Aleklett har undersökt hur mycket ny olja som under innevarande decennium kan tänkas komma från de tio största kända men outnyttjade oljefälten (fig. 14).
Fig. 14 Olja från kända men outnyttjade fält
Inte oväntat visar det sig att sju av dessa fält ligger i Irak som är det enda land där man fortfarande kan tänkas finna stora volymer av konventionell olja till låga kostnader. De sju irakiska fälten tror Aleklett kan ge sammanlagt 3 mfd. De övriga – Kazakstan, Kuwait och Arabemiraten kan ge ytterligare 2 ½ mfd.
En annan analys, publicerad i nättidningen ”The Oil Drum” räknar med att omkring 7 mfd konventionell olja kan tillkomma under tiden 2011 - 2016. Då har man också räknat med 1 mfd från Brasilien och det som nu händer i det landet är ett bevis så gott som något på att det börjar bli ont om billig olja
Fig 15. Djuphavsolja i Brasilien
på landbacken. 225 miljarder dollar skall Brasilien investera i oljeutvinning i sina djuphavsfält. De gula fälten i bilden (fig. 15) är inte öar utan oljefält och där är det redan nu en mycket livlig trafik. Tusentals fartyg förbereder den kommande oljeruschen.
Det stora Santosfältet ligger 250 km från kusten. Där är det 2 km till havsbotten. Oljan finns någonstans mellan 2000 och 7000 meter under havsbotten. För att komma åt den måste ingenjörerna först borra genom lera sedan genom geologiska formationer som skiffer eller kalciumkarbonat för att komma ned till ett saltlager som kan vara tusentals meter tjockt. När man sedan kommer till oljan är denna blandad med sand och formationerna är väldigt instabila. Den olja som sedan kommer upp är blandad med vatten och sand som måste avskiljas. Eftersom det är kostsamt att transportera blandningen till havsytan vill man göra avskiljningen vid havsbotten. Arbetet där ska skötas av robotar som det byggs ett garage för. Det kräver ny teknik som utarbetas vid ett universitet i Rio. Därför kommer det att dröja innan man får optimal utvinning i fälten. I Brasilien räknar man dock med att öka sin oljproduktion med 4 mfd fram till 2020. Man har då täckning för de egna behoven och räknar med att kunna exportera 2 mfd.
Kjell Aleklett har förklarat varför hans bedömning av framtida oljeproduktion skiljer sig från IEA:s (fig. 16).
Fig. 16. Prognoser. IEA vs Aleklett
Aleklett accepterar IEAs siffror för volymen på de utvinningsbara reserverna men anser att det inte går att få fram oljan så snabbt som IEA tror. Prognosen för att till 2020 få fram de nya 20 mfd som krävs för att ersätta bortfallen i gamla oljefält verkar inte så god.
Som nämnt kan den konventionella oljan vara av varierande kvalitet som bestäms f. a. av hur tjockflytande den är och av svavelhalten. Vid all utvinning av råvaror gäller principen för lågt hängande frukt. Man börjar att ta av det som är lättillgängligt, billigt att utvinna och har god kvalitet. Ett tecken på att tendensen går mot sämre kvalitet när det gäller konventionell olja är bl a statistik från ett antal oljeraffinaderier i USA som visat att halten av svavel i den olja de fått in för raffinering nästan har fördubblats sedan 1985 (fig 17).
Fig. 17. Svavel i olja som skall raffineras
Enligt IEAs prognos (fig. 13) skall okonventionella oljeprodukter svara för den ökning av flytande bränslen som behövs för den ekonomiska tillväxten i världen. Vilka produkter det huvudsakligen rör sig om framgår av fig. 18. Skillnaden mellan konventionell tjock olja och okonventionell extratjock olja torde vara att den senare är för trögflytande för att kunna transporteras i rörledningar utan tillsatser
Fig. 18. Okonventionella flytande bränslen
Extratjock olja finns f a i Venezuela men där har man svårt att få igång någon större produktion sedan man körde ut de privata oljebolagen.
Skifferolja verkar finnas nästan överallt. Olja från tjärsand finns framför allt i Kanada (1.6 mfd i dag, ytterligare en mfd till 2020). Sydafrikanska företag är största producenter av olja med kol eller gas som basmaterial. Flytande gas och kondensater erhålles vid gasutvinning och är kolväten som är flytande vid normal temperatur, som t. ex. butan och pentan. Till okonventionella bränslen räknas också etanol och biodiesel.
EIA – Energy Information Administration – är amerikanska energidepartementets oljeavdelning. Så här ser deras prognos för produktion av okonventionell olja ut. Från knappt 4 mfd 2007 till 10 mfd 2035 om oljepriset är lågt, till 18 mfd om priset är högt (fig. 19).
Fig. 19. Produktionsökning av okonventionell olja
Priset på olja styrs av flera faktorer. Dels det som kallas fundamenta – tillgång och efterfrågan. Dels andra faktorer som förväntad konjunkturutveckling , oroligheter i oljeproducerande länder, tekniska framsteg, oväntade oljefyndigheter. Hög dollarkurs ger lägre oljepris och tvärtom.
Alla konsumenter betalar emellertid inte marknadens pris för oljeprodukter. I Västeuropa har vi höga skatter och betalar ett högre pris. Hälften av jordens befolkning bor i länder där oljeprodukter är subventionerade. Framför allt naturligtvis i oljeexporterande länder. Billigast lär bensinen vara i Venezuela med 35 öre litern. Kina och Indien är visserligen importberoende men anser sig ändå kunna subventionera oljeprodukter för företag och enskilda. I år har världsmarknadspriset på olja legat mellan 100 och 125 dollar per fat. Och frågan är hur högt oljepris världsekonomin tål. Det finns en del tumregler på området. Att om oljekostnaderna i USA överstiger 4% av landets BNP så blir det recession och att om de totala energikostnaderna i världen överstiger 7 % av global BNP så blir det recession. Det är på sådana nivåer oljepriset har legat i år.
En faktor som fått allt större betydelse när det blivit svårare, dyrare och mera energikrävande att komma åt oljan är det minskade energinettot. I detta sammanhang har ett nytt begrepp tillkommit - EROEI (fig. 20).
När olja började utvinnas för över hundra år sedan gick det åt energi motsvarande ett fat olja för att producera 100 fat. EROEI var då 100:1. I dag räknar man med att EROEI för nyproducerad olja är 15:1 och därmed sämre än t ex vindkraft med minst 20. För de fossila bränslena är tendensen alltmer försämrad EROEI medan det för de gröna alternativen är tvärtom. Förbättrad teknik och massproduktion sänker både kostnader och energiåtgång för dessa.
För att ett industrialiserat samhälle ska fungera räknar man med att EROEI för energin i genomsnitt inte får vara mindre än 5:1.
När det gäller tidpunkten för Peak Oil är den förmodligen helt beroende av hur världsekonomin utvecklas framöver. Om vi får en s.k. ”double-dip” med recession och eventuellt långvarig depression kommer efterfrågan på olja att minska och det kan dröja länge innan efterfrågan kommer ikapp tillgången. Om världsekonomin mot förmodan skulle lyfta igen och återgå till en årlig tillväxt av globala BNP på fyra procent då kommer oljepriset att bli den kritiska faktorn.
Det blir alltmer ont om billig olja och den ökande energiåtgången vid utvinning gör att det energinetto som kommer marknaden till del per fat olja efterhand minskar. Vid varje tidpunkt finns det ett oljepris som inte får överskridas under längre tid utan att det får allvarliga effekter på världsekonomin. En tänkbar utveckling åskådliggörs i fig. 21.
Fig. 21. Oljeprisscenario
I samband med finanskrisen 2008 föll oljepriserna vilket efterhand möjliggjorde ökad ekonomisk aktivitet vilket i sin tur ledde till stigande oljepriser. När den kritiska nivån uppnås igen (vilket den kanske gjort) blir det recession som följs av fallande oljepriser. Efter en tid hämtar sig ekonomin igen och samma sak upprepas till dess att det blir uppenbart att framtida ekonomisk tillväxt inte är möjlig och en ny typ av ekonomi som inte är tillväxtberoende måste införas.
Detta är mitt sista inlägg om Peak Oil. I fortsättningen tänker jag skriva om det framtida samhälle som kan växa fram när den nuvarande tillväxtberoende ekonomin misslyckats.
