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ludwig bölkow
systemtechnik
Stand der Peak Oil Debatte
Jahrestagung ASPO-Schweiz
Hotel Kreuz, Bern
19. Oktober 2015
Dr. Werner Zittel
Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH
21. Oktober 2017
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ludwig bölkow
systemtechnik
Wir leben in einer Phase des Wandels:
Es gibt viele Gründe, warum das Verbrennen fossiler Energieträger schnellstmöglich reduziert werden muss
Jedes Jahr der Verlängerung des fossilen Zeitalters erhöht den großteils irreversiblen Schaden
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ludwig bölkow
systemtechnik
Was ist Peak Oil?
Peak Oil ist keine abstrakte Theorie, sondern die banale Tatsache, dass die Erschließung einer endlichen Ressource irgendwo zwischen dem Förderbeginn und Förderende ein Maximum erreicht. Das Fördermaximum bezeichnet man mit Peak Oil.
Die Erfahrung lehrt, - dass das Förderwachstum in der Frühphase meist exponentiell erfolgt und - dass der Förderhöhepunkt nicht gegen Ende der Förderung, sondern oft bereits erreicht wird, wenn erst ein Drittel oder die Hälfte der förderbaren Gesamtmenge entnommen wurde.
Die Idealisierung mittels einer logistischen Wachstumskurve („Hubbert-Modell“) ist vereinfacht, gibt aber einen ungefähren Anhaltspunkt über die Förderdynamik.
Exakte Details sind nicht global bestimmbar, da hierzu die genaue Kenntnis aller Parameter notwendig wäre.
Probleme beginnen lange vor dem Förderende und nehmen mit der Zeit zu!
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ludwig bölkow
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Missverständnisse in der Peak-Oil Diskussion
Der Preis ist kein guter Indikator für mittel- bis langfristige Probleme; er richtet sich nach kurzfristigen Markterwartungen.
Die Tatsache, dass die Förderung in der Vergangenheit entgegen warnender Stimmen erhöht werden konnte, wird oft als Beweis genommen, dass dies auch künftig so sein werde.
Dabei wird oft übersehen:
Die erneute Erhöhung des Verbrauchs hebt die Abhängigkeit auf ein höheres Niveau. Die Konsequenz ist, dass die Ablösung hiervon erschwert und nicht erleichtert wird.
Die ständige Missachtung dieses Zusammenhangs kann zu einem katastrophalen Kollaps führen, wenn die Grundlage wegbricht. Die Analysen von Meadows et al. in den 1970er Jahren (Club-of-Rome Szenarien) werden oft als Beispiel einer falschen Analyse dargestellt. Tatsächlich nähert sich die Welt in den wesentlichen Parametern fast ungebremst dem Kipppunkt des damals skizzierten „Standardlaufs“.
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ludwig bölkow
systemtechnik
Zur Peak-Oil Diskussion
Die Diskussion wird sehr oft emotional und polarisiert geführt.
Peak- Oil ist nicht das einzige Problem, sondern ein Verbrauchsmuster, das wir in unseren Überlegungen nicht ausklammern dürfen. Tatsächlich aber gibt es auch andere Aspekte zu beachten, die sich gegenseitig beeinflussen.
Im Falle von Unsicherheiten empfiehlt sich eine Strategie der Risikominimierung nach dem Muster: - Was sind Risiken und Vorteile, wenn ich das Problem ernst nehme, - was sind die Risiken und Vorteile, wenn ich es nicht ernst nehme.
Nachhaltiges Handeln sollte der Maxime folgen, sich Optionen für künftige Entscheidungen offen zu halten und diese nicht irreversibel einzuengen
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systemtechnik Die weltweite konventionelle Ölförderung wird vermutliche vor 2020 den Höhepunkt überschreiten C. Campbell,. J. Laherrere, Scientific American, März 1998
Die jährlichen Ölfunde werden geringer
Die Produktionsbedingungen werden schwieriger
Die Umweltauswirkungen der (nichtkonventionellen Ölförderung) werden deutlich zunehmen
Die Kosten werden steigen
Die Preise werden steigen, falls die Nachfrage nicht zurückgeht
Dies wird wirtschaftliche und politische Verwerfungen nach sich ziehen.
Mit entsprechender Vorbereitung können traumatische Verwerfungen vermieden werden
The End of Cheap Oil
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Das Maximum der Ölförderung in Abhängigkeit vom Verbrauch
Höchste Weltölproduktion bei mittlerer Ausbeutungsrate und bei mittlerem Weltenergiebedarf zu drei verschiedenen Zuwachsraten der Ölproduktion
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1970 1980 1990 2000 2010 2020
Mrd. Barrel/Jahr
Zuwachsrate
Produktion
Global 2000 (1980), S. 415
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1920 1940 1960 1980 2000 2020
Gigabarrel/Jahr
Jahr
Förderung (IEA 2002)
C&C Förderung (Campbell 1995)
Funde (Campbell 1995)
Ölfunde
Ölförderung
Quelle: IHS 2006, ergänzt durch IEA/Rystad (Funde für 2000-2016) und BP (Förderung 2000-2016), Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH 2017
Ölfunde und Ölförderung
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Quelle: BP Statistical Review of World Energy
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72 75 78 81 84 87 90 93 96 99 2 5 8 2011 2014
Mittlerer Osten Russland u. Zentralasien Süd- und MittelamerikaUSA Sonstige TeersandeSchweröl
Gb
Teersand (Kanada)
Schweröl (Orinoco)
Zentrale OPEC- Staaten
Nachgewiesene (berichtete) Ölreserven
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80 85 90 95 2000 5 10 15
“political reserve” ca. 300 Gb
Quelle: BP Statistical Review of World Energy
Milliarden Barrel (Gb)
Abu Dhabi
Saudi Arabien
Kuwait
Venezuela
Irak
Iran
Ölförderung seit 1980
Neubewertung von Reserven ohne neue Funde
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Mio. t
Schieferöl-Reserven
Schwerstöl-Reserven
Bitumen/Ölsand/-Reserven
konventionelle Ölreserven
Reserven (gesichert)
Erdölreserven 2016 (1 Mio. t ~7,3 Mio. Barrel)
Quelle: BGR 2016
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Mio. t Schieferöl-Ressourcen
Schwerstöl-Ressourcen
Bitumen/Ölsand-Ressourcen
konventionelle Ölressourcen
Schieferöl-Reserven
Schwerstöl-Reserven
Bitumen/Ölsand/-Reserven
konventionelle Ölreserven
Ressourcen (unsicher)
Reserven (gesichert)
Erdölreserven und –ressourcen 2016 (1 Mio. t ~7,3 Mio. Barrel)
BGR 2016
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systemtechnik
Die Reserven geben kein Abbild der tatsächlichen Veränderung der Förderbedingungen und steigender Schwierigkeiten
Im Folgenden werden daher einige Beispiele diskutiert
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systemtechnik Innerhalb der konventionellen Ölförderung
Sekundäre Maßnahmen zur Steigerung der Förderrate (Injektion von Wasser) Beispiele: Norwegen, Dänemark
Tertiäre Maßnahmen zur Steigerung der Förderrate (Injektion von Heißdampf, CO2,…) Beispiele: USA, Oman
Neue Fördertechnologien in neuen Regionen
Tiefsee (Beispiel: Brasilien)
Schweröl/Bitumen/Ölsande (Beispiele: Kanada, Venezuela)
Neue Fördertechnologien in bekannten Regionen
Förderung von Ölschiefer mit/ohne Umwandlung in Kerogen (Beispiel: Estland)
Förderung von Light Tight Oil (LTO) in Schieferformationen (Beispiel: USA)
Steigender technischer Aufwand
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UK : Fördermaximum im Jahr 1999 Norwegen: Fördermaximum im Jahr 2001
Ölförderung in UK und Norwegen
Jahr
Jahr
Million m³ Million m³
Der Förderrückgang war vorhersehbar und planbar
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Die Ausweitung der Ölförderung in China 1995-2015
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Mio. t Oil Shaanxi Tibet
Xinjiang Guizhou
Qinghai Chongqing
Hainan Zhejiang
Jiangsu Jilin
Fujian Shanxi
Guangxi Sichuan
Guangdong Hunan
Shandong Hubei
Hebei Jiangxi
Henan Liaoning
Heilongjiang Ningxia
Shanghai Anhui
Yunnan Inner Mongolia
Gansu
Die Förderung wurde entgegen der Erwartungen (in einer neuen Provinz) ausgeweitet
Heilongjiang
Shaanxi
Quelle: Chinese Statistical Yearbook 1996-2016
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2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
PetroChina Sinopec
CNOOC PC(overseas)
Sinopec-overseas CNOOC(overseas)
BP Statistical Review EIA-Crude+Other Liquids
EIA-Crude EIA Total Oil Supply
Die chinesische Ölförderung im Detail
Mb/day
Quelle: Finanzberichte der Firmen, BP Stat Rev, US-EIA
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Steigender technischer und energetischer Aufwand
bei konventioneller Ölförderung
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Steigender Aufwand am Beispiel EOR des US-Ölfeldes „Yates“
Datenquelle: Texas Railroad Commission
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Sinkende Förderraten bei steigendem Aufwand (Norwegen)
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Mio. m³ Ekofisk
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2005 2009 2013
Mio. m³ Gimle
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2001 2006 2011
Mio. m³ Glitne
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1998 2002 2006 2010 2014
Mio. m³ Norne Öl
Gas (Mrd. m³) Wasser
Datenquelle: Norwegian Petroleum Directorate, 2016
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1980 1990 2000 2010
Mio. m³/a
Erdölförderung Erdgasförderung (Mrd. m³) Wasserförderung Wasserinjektion Erdgasinjektion (Mrd. m³)
Öl- und Gasförderung in Dänemark
Datenquelle: Danish Energy Agency 2016
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1972 1982 1992 2002 2012
Steigender Energieaufwand am Beispiel Dänemark
EROEI (Brutto-Energiegewinn/Energieeinsatz)
EROEI high: 10 kWhel/bbl; 15 kWh/bbl Wasserreinjektion; 30 kWh/bbl Gasverdichtung EROEI mean: 15 kWhel/bbl; 20 kWh/bbl Wasserreinjektion; 30 kWh/bbl Gasverdichtung EROEI low: 20 kWhel/bbl; 25 kWh/bbl Wasserreinjektion; 50 kWh/bbl Gasverdichtung
Quelle: LBST 2009
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Neue Technologien in neuen Regionen:
Teersand und Bitumenförderung
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Bitumen - Abbaumethoden
Tagebau
- In-situ [SAGD: Steam assisted gravity drainage]
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Ölsandprojekte in Alberta
40 km
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Mining and in-situ oil sand projects production capacity (best case)
Source: Existing and proposed Canadian Commercial Oil Sand Projects, R.B. Dunbar, June 2007 Production from NEB, Oct 2016 (aus Jan-Juni auf das Jahr hochgerechnet).
kb/day
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In-situ
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In-situ
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In-situ
production
construction
approved
disclosed
application
announced
prob
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Production (bitumen+SCO)
SCO = synthetic crude oil
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Kanadische Ölförderung 1960-2016 (Kumulierte Förderung: 108 Gb)
Quelle: 1960-1974: US-DoE-Energy Information Administration 1975-2016:National Energy Board (NEB), Oktober 2017 LTO-Anteil: NEB 2015 (mit Schätzung für 2016)
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Jahr
Förd
erun
g [M
b/Ta
g]
Offshore 4,5 Gb
Schweröl (15,8 Gb)
Synthetisches Rohöl (16,3 Gb)
Bitumen (14 Gb)
(48 Gb)
Konventionelle Rohölförderung
NGL 7,3 Gb
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Mb/Tag
Peak konventionelles Öl
Ölförderung in Venezuela
Datenquelle: BP Stat Rev, eig. Analyse 2017
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Neue Technologien in neuen Regionen:
Tiefsee vor Brasilien
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Öl- und Gasprojekte onshore und offshore Brasilien
Quelle: Kaplan (www.peakoilbarrel.com), 2017
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Presalt
Post-salt
onshore
IEA 2013 (WEO)
Brasilien: Ölförderung und IEA-Szenario
Mb/Tag
Datenquelle: Historical Förderdaten ,2016 Petrobras; Projektion: Kaplan (www.peakoilbarrel.com), 2017
©Lu
dwig
-Böl
kow
Sys
tem
tech
nik
Gm
bH
Die Realität bleibt hinter der Erwartung
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% Million USD CAPEX Dividends
Earnings Long term debt
Equity Return on Capital (%)
Petrobras – Finanzkennzahlen aus den Jahresberichten
Petrobras ist hochverschuldet und unrentabel
Datenquelle: Jahresberichte von Petrobras
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systemtechnik
Neue Technologien in alten Regionen:
Fracking von LTO-Vorkommen in den USA
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systemtechnik Eigenschaften:
Geringe vertikale Ausdehnung der Formation
Geringer Kohlenwasserstoffgehalt je m³ im Gestein
Große horizontale Ausdehnung der Formation
Geringe Permeabilität des Gesteins
Konsequenzen:
Zielgenaues horizontales Bohren innerhalb der Schicht
Künstliches Aufbrechen des Gesteins
Geringer Reservoiranteil je Bohrung
Großflächiges Aufbrechen des Gesteins notwendig
Pulsartiges Förderprofil (Förderrückgang mit einigen Prozent je Monat)
Spezifische wesentlich teurer als konventionelle Bohrungen
Stete Neuerschließung zum Ausgleich des Förderrückgangs notwendig
Ergiebige Regionen („hot spots“) sind begrenzt und werden schnell rar
Die Charakteristik von LTO/ Schiefergas
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systemtechnik Politische Vergünstigungen:
Bereits in der Frühphase Steuererleichterungen für gefrackte Bohrungen
2005 Energy Policy Act (Ausnahme vo Safe Drinking Water Act) [In Deutschland Förderabgabe von 30% (konventionelle Bohrungen) auf 7,5% (Tight Gas) reduziert]
Wachstumsimpulse in den USA 2005: >100 Mrd. USD Investitionen 2010: >260 Mrd. USD Investitionen
Finanzierung:
Über das operative Geschäft
Über Kredite
Über die Börse
Über den Handel mit Bohrlizenzen /Claims (z.B. ausländische Investoren)
Die politische Förderung von Bohrlochstimulierungen
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Mb/Tag
Permian Region
Niobrara Region
Eagle Ford Region
Bakken Region
USA ohne LTO
IEA 2014 (Szenario)
Konventionelles Erdöl (Szenario)
LTO (Szenario)
Die Ölförderung der USA
Datenquelle: US-EIA, Oktober 2017
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Die Situation der Ölfirmen
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1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
ExxonMobil
Shell
BP
ChevronTexaco
ConocoPhillips Unocal
50% TNK
Texaco
Enterprise
Mb/Tag
Quelle: Quartalsberichte der Firmen inklusive 2. Quartal/ 2017 (YPF I, II/2017 wie IV/2016 angenommen)
Arco
Amoco
Mobil
Exxon
Eni
Total
Jahr
Repsol/YPF
Elf
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Talisman
Ölförderung der großen börsen-notierten Ölfirmen
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arr
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Jahr
Nymex Ölpreis Ölpreis (2011 USD) Ölpreis (nominal)
Quelle: Nymex, US First Purchase Price, BP Statistical Review
Die Entwicklung des Ölpreises – Einbruch im Sep. 2014
September 2017
12 USD/bbl
140 USD/bbl
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Weltweite Ölförderung 1900 – 2016
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1900 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10Data source: Austria, Germany, USA, Canada, Netherlands, UK, Norway, Denmark, Saudi Arabia, Brazil, Mexico: national state or company statistics;
Other countries US-EIA, 1980-2016; Historical data until 1980 (for some States until 2005): IHS-Energy 2006; Analyses LBST 18 October 2017
Mb/day
Indonesia 77
India 95
Gabon 97
Argentinia 98
Malaysia 97
Colombia 99
Ecuador 99
Germany 67
Austria 55
Romania 76
Mexico 04
Qatar
Egypt 93
Syria 95
Canada (conv.) 74
Venezuela (conv.) 98/68
Oman 01 Australia 2000
Danmark, Equ. Guinea 04 Yemen 01
Year
Nigeria, Chad 05
Russia
USA conv. (lower 48) 70
UK 99
Alaska 89
Norway 01
Saudi Arabia
Iraq Kuweit UAE
China
Brazil
Angola 08
Iran
Aserbajan Kazakhstan
NGL
Heavy oil, SCO, bitumen (Canada, Venezuela)
Libya 08
Gulf of Mexico10
Biogen fuel + „Refinery gains“
Tight Oil (USA, CDA)
„All liquids“ US-EIA
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Raffineriegewinne
sonst. Flüssigkeiten
Flüssiggasanteile (NGL)
Teersande (SCO/Bitumen/Heavy Oil Kanada)
Fracking-Anteile (LTO-USA)
konventionelles Rohöl (C&C)
kb/Tag
Zusammensetzung der Ölförderung 2016
Quelle: US-EIA, NEB 2017, Analyse LBST 2017
C&C = Crude & Condensate
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Return on Capital (%)
Million USD CAPEX Dividende (Mio USD)
Earnings (Mln USD) Total Debt (Mln USD)
Equity Return on Capital (%)
ExxonMobil – Finanzkennzahlen aus den Jahresberichten
Datenquelle:Jahresberichte von ExxonMobil, 2000 - 2016
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Mrd. USD Gewinne/Verluste in 2015
Diese Firmen förderten 2015 ca. 30% der weltweiten Öl- und Gasmengen
Ca. 50 Mrd. USD
Ca. 160 Mrd. USD
Quelle: Jahresberichte der Firmen
Veränderungen am Öl- und Gasmarkt
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Million USD
Apache CHK Cabot Continental Devon
Encana EOG Resources Pemex Petrobras ExxonMobil
BP Shell Eni ConnocoPhillips Lukoil USD
Petrochina CNOOC Chevron Occidental oil Anadarko
Hess W. Zittel
Sinkende Einnahmen/steigende Verluste bei allen Öl/Gasfirmen
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Zusammenfassung
Die Ölfunde haben ihren Höhepunkt vor 50 Jahren erreicht ( ~60 Gb/a). 2016 waren sie mit 2,5 Gb so gering wie vor fast 70 Jahren
Seit 1985 wird jährlich mehr Öl verbraucht als neu gefunden
Dem Maximum des Findens wird das Maximum der Förderung folgen
Fracking hat einen kurzfristig bedeutenden Förderbeitrag in den USA erzielt. Das wird vermutlich nicht lange anhalten. Darüber hinaus war es mit enormen Kosten verbunden
Aufgrund hoher Kosten und niedriger Preise sind fast alle Firmen hoch verschuldet und kämpfen mit sinkender Rendite. Die Firmen versuchten dem mit einer starken Reduktion der E&P- Ausgaben zu begegnen.
Die reduzierte Exploration der vergangenen Jahre wird vermutlich zu einer deutlichen Förderreduktion in den kommenden Jahren führen
Es ist kostbare Zeit verstrichen: Jetzt wird die Ölabhängigkeit von einem höheren Niveau aus in kürzerer Zeit reduziert werden müssen