Oil peak (lub „ oil peak ” w języku angielskim ) jest szczytem świata krzywej ekstrakcji oleju (mierzony w milionach baryłek dziennie), czyli punkt, w którym to osiągnął przed wiedząc, następnie spadek z powodu postępującego wyczerpania rezerw ropy naftowej zawarte w podłożu ziemi.
Termin ten może być również używany na bardziej lokalną skalę w odniesieniu do szczytowej produkcji pola naftowego lub kraju produkującego, którego krzywa operacyjna może również mieć tendencję do podążania za kształtem dzwonu ( krzywa Gaussa ). Marion King Hubbert był pierwszym geologiem w 1956 roku, który sformalizował teorię peak oil skupiając się na produkcji amerykańskiej ( Hubbert peak ).
Wyspecjalizowane organizacje badawcze regularnie aktualizują szacunkowe terminy osiągnięcia światowego szczytu ropy. Wyniki różnią się w zależności od danych uwzględnionych w obliczeniach. Pomimo różnorodności szacunków, data szczytowego wydobycia ropy jest regularnie przesuwana w tył, ponieważ odkrywane są nowe rezerwy i opracowywane są nowe metody wydobycia w celu wydobycia zasobów dotychczas uważanych za bezużyteczne. International Energy Agency (IEA) poinformował, że w 2010 roku produkcja ropy konwencjonalnej osiągnęła w 2006 roku , ale całkowita produkcja nadal rośnie z boomu w łupków bitumicznych technik. W USA.
W październiku-listopadzie 2018 r. światowa produkcja pobiła nowy rekord, a perspektywa szczytu ropy została odłożona przez MAE do 2025 r., przy założeniu, że amerykański boom na ropę łupkową będzie nadal niwelować spadek konwencjonalnej ropy naftowej do tej daty. Latem 2019 r. wzrost wydobycia ropy z łupków w Stanach Zjednoczonych gwałtownie zwolnił, co może podważyć tę optymistyczną prognozę. Z drugiej strony konsekwencje pandemii Covid-19 dla przemysłu naftowego wprowadzają hipotezę szczytu, który nastąpił w 2019 roku.
Marion King Hubbert był pierwszym geologiem w 1956 roku, który sformalizował teorię peak oil skupiając się na produkcji amerykańskiej ( Hubbert peak ).
Pod koniec XX th wieku, wytwarzanie szczyt oczekiwano w perspektywie średnioterminowej: Sprawozdanie roczne 1998 z MAE i zlokalizował w 2010s (ale raporty te są zwracane do bardziej optymistycznych prognoz, choć „w dół z roku na rok Następny). W latach 2000. odbyła się debata między oficjalnymi instytucjami a kilkoma profesjonalistami ze świata naftowego, założycielami ASPO , którzy w szczególności polegali na pracy Hubberta, aby oszacować datę spadku światowej produkcji ropy naftowej i spróbować ostrzec polityków i władz publicznych na nieuchronne wystąpienie światowego peak oil. Większość graczy w tym sektorze odrzuciła to zjawisko, argumentując, że postęp techniczny w przyszłości pozwoli na lepsze wydobycie ropy z istniejących złóż i eksploatację nowych źródeł węglowodorów, takich jak piaski bitumiczne lub głęboki offshore.
Jednak produkcja i konsumpcja ropy gwałtownie wzrosły w ciągu ostatnich dziesięcioleci. Od 1997 do 2007 roku roczne zużycie ropy wzrosło o 12%, z 3480 do 3906 mln ton (z 72,2 do 81,5 mln baryłek dziennie). Gwałtowny wzrost cen ropy w 2008 roku, przerwany przez kryzys gospodarczy, przyczynił się do poprawy sytuacji znacznej części specjalistów z sektora naftowego. Dokładna data szczytu, przeszła lub dopiero ma nadejść, jest wciąż przedmiotem dyskusji. Aramco , firma na świecie, przyznał, że jego produkcja spadła systematycznie w ostatnich latach. Oświadczenia przywódców są odzwierciedleniem tych raportów: można zacytować króla Abdullaha z Arabii i europejskiego komisarza ds. energii Günthera Oettingera . Przede wszystkim raport Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) z 2009 r. umiejscawia szczyt oleju w 2006 r.: ta data w przeszłości nie jest konsensusem, ale Departament Energii (Departament Energii, Departament Energii USA) poważnie zbliżył swoje szacunki do data szczytu: w 2004 r. przewidział, że przypada ona na lata 2026-2047 (przy średnim założeniu 2037). W 2009 roku jeden z jej ekspertów wykazał duże prawdopodobieństwo, że szczyt nastąpi między 2011 a 2015 rokiem.
Wydaje się jednak, że szczyt ten został zastąpiony „falującym płaskowyżem”: przez kilka lat produkcja utrzymywałaby się na stałym poziomie w zakresie od 4 do 5%, bez możliwości przekroczenia historycznego maksimum produkcji. Debata przesunęła się zatem do momentu, w którym zacznie dominować niedobór ropy, to znaczy, kiedy ta zablokowana na maksimum produkcja będzie niewystarczająca, aby zaspokoić światowy popyt. Kilka instytucji i gazet publikuje obecnie raporty o potencjalnie katastrofalnych skutkach niedoboru taniej ropy: armia amerykańska , armia niemiecka , Lloyd's i Chatham House publikują swoje obawy o bliskość szczytu (przeszłość lub przyszłość). Wall Street Journal echem te nowe zagadnienia w 2010 roku.
Szczyt ropy ze złoża (np. złoża Morza Północnego) osiągany jest wtedy, gdy wydobycie ropy naftowej w jego wydobyciu zaczyna spadać po osiągnięciu maksymalnego poziomu. Co za tym idzie, światowy szczyt ropy zostanie osiągnięty, gdy światowa produkcja ropy zacznie spadać.
Zwolennicy teorii szczytów twierdzą, że:
Niektórzy profesjonaliści z branży naftowej mają inny pogląd na te różne punkty. Chociaż ropa jest niewątpliwie zasobem ograniczonym, planeta jest daleka od pełnego zbadania. Sama niekonwencjonalna ropa stanowi znaczne zasoby; Z tego powodu Wenezuela ma pierwsze na świecie rezerwy ropy , wyprzedzając Arabię Saudyjską i Kanadę.
Jean-Marc Jancovici broni idei, że peak oil nie jest teorią, ale matematyczną rzeczywistością, opiera się na następującej demonstracji:
Przyznaje, że w zależności od zasobów szczyt może być bardzo odległy w czasie. Ale jeśli chodzi o ropę, uważa, że osiągnęliśmy plateau od 2005 r. i że kwestia dokładnej daty szczytu jest drugorzędna i zostanie podjęta dopiero kilka lat po jej przekroczeniu. Ponadto wyłącza ze swoich statystyk gazy ropopochodne (butan i propan), które nie mogą mieć takich samych zastosowań jak ropa naftowa, chociaż są uwzględniane w ogólnie publikowanych danych liczbowych. Wreszcie prognozuje spadek produkcji, ponieważ inwestycje spadły po spadku cen ropy od końca 2014 roku.
W przeciwieństwie do powyższego szczytu podaży, wyspecjalizowane organizacje ( OPEC , EIA , IEA ) uważają w 2010 r., że rynek charakteryzuje się szczytem popytu, to znaczy, że konsumpcja spada, zanim pojawi się słabość produkcji. Rzeczywiście, obserwowany w 2008 r. nagły wzrost ceny beczki (147 USD/bbl), troska o środowisko oraz chęć niektórych konsumentów do korzystania z mniej konsumenckich samochodów ( w 2009 r. najlepiej sprzedającym się samochodem w Japonii w Japonii była Toyota Prius ) pomoc w zmniejszeniu popytu . Energochłonność , który mierzy ilość energii zużywanej na jednostkę PKB , spada w długim okresie czasu; Jeśli chodzi o samą ropę, wskaźnik ten spadał o 2% rocznie od około dziesięciu lat, a popyt na ropę w krajach europejskich od lat 80. jest w stagnacji.
Tony Hayward, prezes BP , potwierdza to podejście, biorąc pod uwagę, że kraje rozwinięte przekroczyły szczyt popytu na ropę w 2007 roku.
Trzynaście lat później, w wrzesień 2020, nowy dyrektor generalny BP, Bernard Looney, przedstawia trzy scenariusze modelujące zużycie ropy w latach 2020-2050. Wszystkie te scenariusze przewidują spadek zużycia węglowodorów. Nie powinien wracać do zdrowia po upadku spowodowanym pandemią Covid 19.
Nie wydaje się pewne, że wydarzenia przebiegają po regularnym zakręcie (wspinaczka, szczyt, zejście). Kilku specjalistów mówi o plateau, którego nieprawidłowości (kolejne wyzdrowienia i recesje) mogą utrudnić jakąkolwiek ocenę, a tym samym precyzyjne datowanie „szczytu”.
Szczytowy poziom wydobycia konwencjonalnej ropy naftowej (najłatwiejszej do wydobycia) mógł osiągnąć w 2005 r. Niedobór został uzupełniony przez droższą ropę do wydobycia, głównie ze złóż głębinowych oraz z zagospodarowania kanadyjskich piasków bitumicznych. Oleje niekonwencjonalne, w tym piaski bitumiczne i olej ciężki, olej głębinowy, olej polarny i ciecze na bazie gazu ziemnego, są trudniejsze do oceny, ale szczyt „wszystkich kategorii” można było osiągnąć w 2008 roku.
Długość cyklu życia danego pola naftowego jest bardzo zróżnicowana. We wszystkich przypadkach jest rozłożony na kilkadziesiąt lat od roku pierwszego odkrycia.
Wydobycie nowego pola naftowego następuje po okresie od kilku lat do kilkudziesięciu lat po jego odkryciu. Okres ten może być szczególnie długi, jeśli jego eksploatacja wymaga opracowania nowych technik, jak miało to miejsce w przypadku ropy naftowej z głębokiego morza. Dziś opóźnienie to wiąże się również z koniecznością budowy ciężkiej i kosztownej infrastruktury, ponieważ niedawno odkryte złoża często znajdują się w trudno dostępnych obszarach (głęboki brzeg morza, Syberia itp.) i wymagają ogromnych instalacji do ich wydobycia ( platformy morskie, specjalne instalacje do piasków bitumicznych itp.) oraz w celu wprowadzenia ich na rynek (wyspecjalizowane rafinerie olejów ciężkich, urządzenia do przetwarzania piasków bitumicznych itp.).
Produkcja ropy naftowej na polu, sama w sobie na ogół rozłożona na kilka dziesięcioleci: pierwsze odwierty z pól na Morzu Północnym rozpoczęły produkcję w 1970 r., a ostatnią kroplę ropy należy wydobyć około 2050 r. Ilość ropy wydobytej w czasie można przedstawić za pomocą krzywa w kształcie dzwonu. Pomiędzy początkiem a końcem produkcji produkcja osiąga maksimum, które w przybliżeniu odpowiada wydobyciu połowy oleju. Faza spadku jest znacznie dłuższa niż czas pomiędzy złoża w produkcji a jego szczytem.
Na początku wydobycia ropa spontanicznie tryska z odwiertu (tak zwana technika pierwotnego wydobycia stosowana dla około 40% produkcji). W drugiej fazie konieczne jest wymuszenie wytrysku ropy poprzez wprowadzenie wody lub gazu (technika wtórnego odzysku stosowana w mniej niż 60% produkcji), co wymaga zwiększenia nakładów energetycznych. W ostateczności w niektórych przypadkach można zastosować nawet droższe techniki, takie jak wtrysk gorącej pary w celu zwiększenia płynności oleju (technika odzyskiwania trzeciorzędowego stosowana dla mniej niż 2% produkcji). Produkcja zostaje zatrzymana, gdy energia potrzebna do wydobycia litra ropy przekracza energię zawartą w tym litrze, biorąc pod uwagę inne koszty operacyjne (konserwacja, koszty ludzkie, transport). W fazie spadku produkcja spada w tempie zależnym od geologii złoża i stosowanych metod wydobycia: średnia wynosi 4% (tj. 25 lat na wyczerpanie złoża po jego szczycie), ale obserwowany spadek wydaje się znacznie szybszy na niedawno eksploatowanych złożach ze względu na stosowane techniki. Po zatrzymaniu produkcji na polu może pozostać od 15 do 99% ropy (średnio 65%).
Można podjąć próbę przyspieszenia wydobycia ropy za pomocą kosztownych technik, takich jak wiercenia poziome, ale wydaje się, że zmniejszają one tempo wydobycia.
Pole naftowe | Odkrycie | Produkcja | Szczyt | Szacowany koniec produkcji |
---|---|---|---|---|
morze Północne | 1960 | 1971 | 1999 | około 2050 roku? |
Cantarell (Meksyk) | 1977 | 1979 | 2003 | 2020? |
wschodni teksas | 1930 | 1930 | 1993 | około 2010 roku? |
Stopień wydobycia złoża, to znaczy stosunek między ropą zawartą w złożu a tym, co można skutecznie wydobyć w opłacalnych warunkach ekonomicznych, zależy zarówno od konfiguracji geologicznej złoża, jak i od zastosowanych technik wydobycia. Jednym z wyjaśnień podawanych przez „optymistów” na temat dobrej wydajności rezerw pomimo słabości odkryć w ostatnich dziesięcioleciach jest to, że ewolucja technologii umożliwiła ciągłe poprawianie wskaźnika wydobycia. Wskaźnik ten spadłby zatem za około pięćdziesiąt lat z 20% do 35%. „Pesymiści” wskazują, że techniki, które udowadniają swoją wartość, istniały już dawno temu, a doskonalenie technik odzysku tylko nieznacznie zwiększyło tempo odzysku i na ograniczonej liczbie złóż.
Produkcja konwencjonalnej ropy wymaga energii przez dużą część cyklu życia pola. Kiedy kończy się jego żywotność, energia potrzebna do wydobycia litra oleju przekracza tę zawartą w tym samym litrze: stosunek energii zwróconej do energii zainwestowanej jest mniejszy niż 1. Ten stosunek jest stopą zwrotu energii (TRE, w języku angielskim EROEI lub EROI dla „ energii zwróconej z zainwestowanej energii ”). Złoże nie jest już wtedy źródłem, lecz studnią energetyczną, a jego eksploatacja na ropę-energetykę nie jest już opłacalna (z drugiej strony może to być w przypadku dotkliwego niedoboru produktu-surowca, jeśli cena produktów pochodnych silnie rośnie).
Niekonwencjonalne oleju wymaga dużo energii: być w stanie wydobyć (olej ciężki), wytworzenie ( etanol , olej uzyskuje się z gazu i węgla ), aby mógł być użyty (łupki naftowe, oleje ciężkie). Wartość współczynnika EROI odgrywa kluczową rolę w określeniu opłacalności eksploatacji złoża. Współczynnik ten znajduje się w szczególności w centrum dyskusji na temat etanolu produkowanego z kukurydzy, ponieważ jego wartość ustalana jest, w zależności od źródeł naukowych, między 1,3 a 0,7 (energochłonność).
Prognozy statystyczne dotyczące wydobycia ropy niekonwencjonalnej powinny zapewnić wielkość produkcji netto zużytej energii w takim stopniu, w jakim ta ostatnia pochodzi ze źródeł nieodnawialnych (gaz ziemny dla kanadyjskich piasków bitumicznych).
Obliczenie ERR opiera się na oszacowaniu ilości energii pierwotnej wymaganej do wyodrębnienia oszacowanego źródła energii. Nie ma zgody co do metody obliczania ERR, dlatego proponuje się kilka szacunków dla tej samej energii.
Poniższa tabela, sporządzona na podstawie tabeli opublikowanej przez ASPO Włochy w 2005 r. i uzupełniona szacunkami Cutlera J. Clevelanda (w) z tego samego roku, zawiera zestawienie szacunków ERR głównych źródeł energii na ten lub wcześniejszy dzień:
ERR niektórych źródeł energiiŹródła energii | TRE Cleveland | TRE Elliotta | TRE Hore-Lacy | |
Paliwa kopalne | ||||
Olej - Do 1940 - Do 1970 - 2005 ("Dzisiaj") |
> 100 23 8 |
50 - 100 |
||
Węgiel - Do 1950 - Do 1970 |
80 30 |
2 - 7 |
7 - 17 |
|
Gazu ziemnego | 1 - 5 | 5 - 6 | ||
Łupki naftowe (w 1984 r.) | 0,7 - 13,3 | |||
Energia nuklearna | 5 - 100 | 5 - 100 | 10 - 60 | |
Odnawialne energie | ||||
Biomasa | 3 - 5 | 5 - 27 | ||
Energia hydroelektryczna | 11.2 | 50 - 250 | 50 - 200 | |
Moc wiatru | 5 - 80 | 20 | ||
Energia słoneczna - Słoneczna energia cieplna - Konwencjonalna fotowoltaika - Cienkowarstwowa fotowoltaika |
4,2 1,7 - 10 |
3 - 9 |
4 - 9 |
|
Etanol – Trzcina cukrowa – Kukurydza – Pozostałości po kukurydzy |
0,8 - 1,7 1,3 0,7 - 1,8 |
|||
Metanol (drewno) | 2,6 |
Każde złoże daje olejek o innym składzie. Dwa główne kryteria określające jego wartość ekonomiczną to proporcja węgla i zawartość siarki . Najpopularniejszymi olejami są oleje lekkie (o niskiej zawartości węgla) zawierające mało siarki, ponieważ można je niewielkim kosztem przekształcić w produkty o wysokiej wartości (paliwa dobrej jakości). Na drugim końcu skali bardzo ciężki olej jest trudny do wydobycia i transportu (niska płynność), a zbyt niski udział wodoru wymaga kosztownej obróbki i odpowiednich urządzeń przemysłowych, aby mógł być wykorzystany. Kondensatu jest szczególnie lekki olej do stanu gazowego w zbiorniku, i który kondensuje (stąd nazwa) za po zużyciu stanie ciekłym pod ciśnieniem otoczenia. Ze swej natury składa się z bardziej cenionych składników, często stosowanych w petrochemikaliach. Gdy jest w małych ilościach, używamy go po prostu do rozcieńczania cięższych olejków.
W ostatnich latach udział najbardziej poszukiwanych olejów zmniejszył się w porównaniu z nietypowymi olejami ciężkimi i bardzo ciężkimi (piaski bitumiczne) i kondensatami. Wprowadzenie tych olejów na rynek wiąże się ze spadkiem jakości zasobów ropy naftowej (oddane do eksploatacji w 2008 roku złoża saudyjskie dostarczają głównie ropę ciężką lub ropę zawierającą znaczną część siarki).
Niektóre węglowodory są dostępne w dużych ilościach w przyrodzie w postaci, która nie nadaje się do bezpośredniego wykorzystania: to łupki naftowe (ropa, która nie zakończyła swojej genezy) i hydraty metanu (zwane też klatratami ) są zasobami, w tym metanem uwięzionym w lodzie wodnym. Produkcja nadających się do wykorzystania węglowodorów z tych zasobów nie osiągnęła obecnie etapu przemysłowego, ale niektóre prognozy uwzględniają je w rezerwach lub w przyszłej produkcji.
Oprócz tych naturalnych olejów istnieją oleje syntetyczne wytwarzane z biomasy (kukurydza, trzcina cukrowa itp.), węgla lub gazu w procesach przemysłowych wymagających dużej ilości energii i ogólnie bardzo zanieczyszczających. Wytworzone w ten sposób węglowodory stanowią niewielką część światowej produkcji.
Wszystkie te zasoby, oceniane łącznie, określane są w statystykach jako „wszystkie płyny”.
Oszacowanie daty szczytu oleju opiera się na wiedzy o zasobach ropy zidentyfikowanych i dostępnych w podglebiu. Jednak wielkość tych rezerw deklarowana przez kraje produkujące i międzynarodowe koncerny naftowe utrzymywała się do ostatnich lat na poziomie odpowiadającym około 40-letniej rocznej produkcji: ten rozwój, który wydaje się zaprzeczać niedostatkowi odkryć, jest wykorzystywany przez „optymistów”, którzy zwracają uwagę, że ewolucja technik umożliwi zrekompensowanie wyczerpywania się złóż i regularne przesuwanie terminu dla peak oil.
Rok | Zasoby ropy (R) mld baryłek |
Produkcja (P) Bn Bn |
Liczba lat produkcji (R/P) |
---|---|---|---|
1987 | 910,2 | 22 | 41 |
1997 | 1069.3 | 26 | 41 |
2007 | 1237.9 | 30 | 41 |
Jeśli szacunek liczby lat bieżącej produkcji uwzględnia spodziewane przyspieszenie światowego zużycia, mimo rezerw szacowanych na 1258 mld baryłek w 2008 r., spada ona do 35 lat, a nawet mniej.
Według geologa D. Laherrère'a takie przedstawienie ewolucji rezerw jest fałszywe, ponieważ deklarowana wielkość rezerw generalnie nie jest odzwierciedleniem rzeczywistości geologicznej, ale przede wszystkim odpowiada względom finansowym, regulacyjnym i politycznym; Doprowadziły one do odkrycia głównych złóż kilkadziesiąt lat temu, do niedoszacowania potencjału złóż, a obecnie, w innym kontekście, raczej sprzyjają przewartościowanym deklaracjom liczącym na stawki nierealistycznych wydobycia ze starych złóż i nadmiernie duże wolumeny z odkrywek. Kręgi naftowe dopiero niedawno ujednoliciły metody oceny zasobów znajdujących się w złożach. Niektórzy producenci celowo utrzymują niejasność co do charakteru ropy zawartej w ich zasobach. W zależności od przypadku, integrują one lub nie niekonwencjonalną ropę, podczas gdy jej odzysk zakłada niepewny dotychczasowy postęp techniczny z bilansem energetycznym, który może być zerowy lub ujemny.
Te różne kwestie prowadzą do bardzo rozbieżnych szacunków pozostałych rezerw. Jeśli specjaliści zgodzą się co do wydobytej już ropy (ok. 1 000 mld baryłek), szacunki ropy konwencjonalnej dokonane przez trzech dostawców informacji o ropie cytowanych przez D. Laherrère'a wahały się pod koniec 2006 r. między 1144 a 1317 mld baryłek.
Po wydaniu nowego raportu z 2009 r., MAE szacuje, głosem swojego głównego ekonomisty D, dr Fatiha Birola, dziennika The Independent, że rezerwy ropy naftowej są opróżniane w znacznie szybszym tempie niż poprzednie oczekiwania. Według MAE jest to pierwsze tak duże, precyzyjne i szczegółowe badanie, gdyż poprzednie raporty opierały się wyłącznie na założeniach. Dane te są zawarte w World Energy Outlook 2009 , które zostanie opublikowane 10 listopada 2009 r. Międzynarodowa Agencja Energii uznaje zatem, że wyraźnie nie doceniła spadku wydobycia z pól naftowych: została ona zrewidowana do 6,7% rocznie w 2009 r. , zamiast 3,7% w 2008 r. Kwestionuje przeszacowanie rezerw w krajach produkujących; trzy czwarte miejsc wydobycia ropy przekroczyło już maksymalną wydajność. Tak więc, zamiast dwudziestu lat wystarczających rezerw, globalny popyt miałby tylko dziesięć lat odpowiedniej podaży.
Oszacowanie dostępnych zasobów złoża jest dokonywane początkowo w momencie jego odkrycia: jest to początkowo oszacowanie geologów i inżynierów. Zasoby te to rezerwy „początkowe”, na których opieramy się kalkulując cenę sprzedaży złoża, inwestycję niezbędną do jego eksploatacji, wartość firmy. Ten pierwszy rodzaj szacunków jest dość niewiarygodny, nie ze względu na zaawansowanie nauki, ale ze względu na stawkę finansową: tak więc w 1988 roku , kiedy w Kolumbii odkryto pole naftowe Cusiana , amerykańska firma Triton (obecnie Amerada Hess) oszacowała swoje potencjał na poziomie 3 miliardów baryłek, znacząca kwota, która zwiększyła cenę akcji. Jednak po rozpoczęciu wydobycia ropy w Cusiana BP dokonało nowej oceny złoża: 1,5 mld baryłek. Eksperci ASPO uważają, że złoże to nie przekracza 800 mln baryłek.
Wychodząc z danych dostarczonych przez geologów, którzy w różny sposób wykonali pomiary złoża, ekstrapolujemy różne wartości charakteryzujące zasoby:
W trakcie cyklu życia złoża te różne wartości są regularnie aktualizowane: rezerwy prawdopodobne stają się rezerwami potwierdzonymi, informacje uzyskane w kontekście eksploatacji lub dodatkowych poszukiwań powodują korekty w górę lub w dół, spadek tych różnych wartości itp. .
Tak więc dla Algierii mamy 1P równy 1,7 miliarda ton, 2P szacowany na 6,9 miliarda ton i 3P szacowany na 16,3 miliarda ton (dane opublikowane przez United States Geology Survey , w tym misję informowania Departamentu Spraw Wewnętrznych Stany Zjednoczone). Te prawdopodobieństwa odkrycia są wykorzystywane do oceny bazy finansowej kraju; ale zarówno rządy, jak i banki zazwyczaj stosują medianę wszystkich trzech, czyli 7,7 miliarda baryłek, co ma mniej niż jedną na dwie szanse na ostateczne odkrycie.
Kraje produkujące lub międzynarodowe koncerny naftowe zazwyczaj zgłaszają tylko część posiadanych informacji o swoich rezerwach:
Wielkość rezerw stała się niezwykle drażliwym tematem dla krajów produkujących ropę: ustawa uchwalona w 2002 roku przez rosyjską Dumę karze każdego, kto ujawni informacje o rosyjskich rezerwach gazu i ropy, karą do siedmiu lat więzienia. Kwoty krajów OPEC zależą od wielkości rezerw, co ma niewątpliwy wpływ na ich deklaracje. Zdolność pożyczkowa krajów żyjących głównie z ropy jest uwarunkowana ilością ropy pozostającej w ziemi. Jedynymi krajami, które umożliwiają niezależnym ekspertom weryfikację wielkości rezerw, są w 2008 r. Norwegia, Wielka Brytania i Stany Zjednoczone. Manipulacja liczbami jest tym łatwiejsza, że rezerwy są obecnie w ponad 80% utrzymywane przez firmy krajowe.
Kraje producenckie OPEC zdecydowały w 1985 r. o dobrowolnym ograniczeniu całkowitej produkcji w celu utrzymania ceny ropy: każdy członek OPEC miał teraz prawo do produkcji procentu tej produkcji proporcjonalnie do wielkości jego rezerw. Środek ten spowodował przeszacowanie w górę rezerw kilku producentów w celu uzyskania wyższych uprawnień do produkcji. Zmiana deklarowanych rezerw pozwoliła również niektórym z tych producentów na uzyskanie wyższych kredytów bankowych i lepszych stóp procentowych. To właśnie ten ostatni powód wyjaśnia wzrost w 1983 r . szacowanych rezerw Iraku , który był wówczas w stanie wojny z Iranem .
Tabela podejrzanych szacunków, szczegółowo opisana w artykule Rezerwa ropy , podsumowana jest w poniższej tabeli:
Deklaracje rezerw z podejrzanymi wzrostami (w miliardach baryłek) według Colina Campbella, SunWorld, 1980-1995 | |||||||
Rok | Abu Dabi | Dubai | Iran | Irak | Kuwejt | Arabia Saudyjska | Wenezuela |
1980 | 28,00 | 1,40 | 58,00 | 31,00 | 65,40 | 163,35 | 17.87 |
Dziewiętnaście osiemdziesiąt jeden | 29.00 | 1,40 | 57,50 | 30,00 | 65,90 | 165,00 | 17.95 |
1982 | 30,60 | 1,27 | 57,00 | 29,70 | 64,48 | 164,60 | 20.30 |
1983 | 30,51 | 1,44 | 55,31 | 41,00 | 64,23 | 162,40 | 21,50 |
1984 | 30,40 | 1,44 | 51,00 | 43,00 | 63,90 | 166.00 | 24,85 |
1985 | 30,50 | 1,44 | 48,50 | 44,50 | 90,00 | 169.00 | 25,85 |
1986 | 31,00 | 1,40 | 47,88 | 44.11 | 89,77 | 168,80 | 25,59 |
1987 | 31,00 | 1,35 | 48,80 | 47.10 | 91,92 | 166,57 | 25,00 |
1988 | 92,21 | 4.00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 166,98 | 56.30 |
1989 | 92,20 | 4.00 | 92,85 | 100,00 | 91,92 | 169,97 | 58.08 |
1990 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 95,00 | 258,00 | 59.00 |
1991 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 59.00 |
1992 | 92,20 | 4.00 | 93,00 | 100,00 | 94,00 | 258,00 | 62,70 |
2004 | 92,20 | 4.00 | 132,00 | 115,00 | 99.00 | 259.00 | 78,00 |
Łączne rezerwy deklarowane przez kraje OPEC to 701 mld baryłek, z czego 317,54 wydaje się niektórym obserwatorom wątpliwe.
Inne fakty wymagają szczególnej czujności w odniesieniu do oficjalnych danych rezerwowych krajów OPEC:
Ropa niekonwencjonalna nie jest oficjalnie uwzględniana w rezerwach, z wyjątkiem kanadyjskich piasków roponośnych, które są obecnie liczone w niektórych statystykach na około 170 miliardów baryłek (co stanowi od 10 do 20% całkowitych rezerw w zależności od wartości).
Dla najbardziej optymistycznych graczy, którzy opierają się na podejściu zasadniczo ekonomicznym, wzrost cen ropy pozwoli stopniowo włączać do rezerw niekonwencjonalną ropę, która do tej pory była zbyt droga w produkcji. W związku z tym EIA oszacowała w 2005 r., że prawie 3 000 miliardów baryłek (łupki naftowe + piaski roponośne + trzeciorzędowe wydobycie) dołączy do rezerw w nadchodzących dziesięcioleciach (patrz wykres).
Nowe odkrycia tak zwanej konwencjonalnej ropy szybko stają się rzadkie i to od 1960 r.; tak więc ropa eksploatowana w latach 2000. pochodzi głównie z pól, które mają około pięćdziesięciu lat. Na początku XXI th wieku, odkrył złoża ropy naftowej znajdują się zwykle w najbardziej odległych obszarach i mają wymiary mniejsze; ropa dostarczana przez te pola jest droga w produkcji. Biorąc pod uwagę rzadkość odkryć, wiele nadziei pokłada się w źródłach, które do tej pory nie były podtrzymywane, ponieważ są znacznie droższe i które zgrupowane są pod nazwą niekonwencjonalnej ropy: pod tą nazwą są to m.in. ultraciężkie oleje wymagające skomplikowanej obróbki, olej syntetyczny produkowany z biomasy, gazu lub węgla, a także łupki naftowe. Dzisiejsze wydobycie ropy niekonwencjonalnej stanowi bardzo małą część całkowitej produkcji (mniej niż 4%), a najbardziej optymistyczne prognozy oceniają jej udział w perspektywie długoterminowej (2030 r.) między 10 a 20%.
Ropa konwencjonalna (z której do tej pory wydobyto 95%) określana jest jako „ropa, którą można wyprodukować w zadowalających warunkach ekonomicznych i technicznych”. Tradycyjnie ta dość niejasna definicja obejmuje oleje wydobywane z wynurzonych lądów (z wyłączeniem nietypowych olejów ( kondensaty , piaski bitumiczne itp.) oraz trzeciorzędowe odzyskiwanie z konwencjonalnych złóż ropy naftowej itp.) oraz oleje wydobywane z platform morskich (na morzu), gdy głębokość wynosi mniej niż 500 metrów. Dzięki postępowi technicznemu, który sprawił, że ich produkcja stała się opłacalna ekonomicznie, obecnie obejmujemy również ropę z głębokich obszarów morskich oraz z regionów arktycznych.
Odkrycia konwencjonalnych pól naftowych osiągnęły apogeum w latach 60.: od tego czasu ilość odkrywanej każdego roku ropy jest średnio wygładzana, maleje. Spadła poniżej rocznej produkcji na początku lat 80. W ostatnich latach odkryliśmy tylko jedną baryłkę konwencjonalnej ropy na każde trzy zużyte.
Olej „dotacja”Termin ten, używany przez geologa Alaina Perrodona, obejmuje ropę, której produkcja stała się ekonomicznie opłacalna w ostatnich latach:
Techniczna złożoność wydobycia dotowanej ropy wymaga ogromnych zasobów finansowych i technicznych. Wejście do produkcji niektórych z tych pól może nastąpić później niż oczekiwano, a zatem nie zapewni częściowego wydobycia konwencjonalnej ropy przed światowym szczytem ropy. Opłacalność tych złóż również można kwestionować: ekonomista wspomniał, że opłacalność wydobycia dużego złoża odkrytego przez Brazylię w 2008 roku wymagała ropy co najmniej 240 USD za baryłkę.
W niekonwencjonalne olej gromadzi wszystkie oleje, które nie są wytwarzane za pomocą konwencjonalnych technik wiercenia. Aby produkcja niekonwencjonalnej ropy była opłacalna, musi stawić czoła kilku ograniczeniom: kosztom, ujemnym bilansom energetycznym, szkodom ekologicznym, wykorzystaniu krytycznych zasobów (zboża). Ten rodzaj ropy stanowi coraz większy udział w produkcji ropy (obecnie około 10%) iw nadchodzących latach ma zastąpić ropę konwencjonalną. Niektórzy eksperci uważają jednak, że ilość produkowanej ropy niekonwencjonalnej zawsze będzie drugorzędna, ponieważ produkcja tej ropy zawsze będzie bardzo droga, powolna (bo wymaga dużego kapitału) i zużywa dużo energii jako nakład. Ekstrakcja i przetwarzanie radykalnie zwiększą CO 2 wytwarzane przez działalność człowieka.
PROGNOZY na koniec 2007 r. amerykańskiej Agencji Energetycznej (EIA) | |||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|
Źródło oleju |
Wydobycie ropy niekonwencjonalnej w scenariuszu wysokich cen ropy z wyłączeniem kondensatów i odzysku trzeciorzędowego ( dane w milionach baryłek dziennie ) |
||||||
2006 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | uwagi | |
Piaski roponośne | 1.2 | 2 | 4.1 | 6,1 | 7,5 | 8,7 | Kanada |
Biomasa | 0,6 | 1,3 | 2,1 | 3 | 3,7 | 4.2 | W 2030 Brazylia 1,5 Mb. (trzcina cukrowa) Stany Zjednoczone 1,2 Mb (kukurydza) |
Ropa naftowa syntetyzowana z węgla | 0,1 | 0,2 | 0,4 | 0,8 | 1,5 | 2,7 | W 2030 r. Stany Zjednoczone 1,2 Mb., RPA 0,7 Mb., Chiny 0,5 Mb. |
Bardzo ciężki olej | 0,6 | 0,9 | 1.2 | 1,6 | 1,9 | 2,3 | Wenezuela |
Olej syntetyzowany z gazu | 0 | 0,1 | 0,4 | 0,6 | 0,7 | 0,7 | W 2030 Katar 0,4 Mb., RPA 0,1 Mb. |
Łupki naftowe | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,1 | 0,2 | |
Całkowita produkcja ropy | 84,2 | 88,7 | 89,7 | 91,7 | 95,2 | 99,3 | |
% całkowitej produkcji | 3% | 4,2% | 9,4% | 13,4% | 16,4% | 19% |
Bardzo ciężki olej to olej, który został rozłożony przez bakterie i składa się z bardzo ciężkich cząsteczek węglowodorów, w których dominuje węgiel . Bardzo lepki, jego ekstrakcja jest trudna i kosztowna energetycznie. Jego przekształcenie w użyteczne produkty uboczne (paliwo itp.) wymaga realizacji procesów przemysłowych, które są również kosztowne i energochłonne. Bardzo ciężkie złoża ropy naftowej znajdują się na całej planecie w znacznych ilościach. Najważniejsze złoża znajdują się w Wenezueli i Kanadzie. Produkcja w 2007 roku wyniosła około 1,5 miliona baryłek dziennie (mniej niż 2% światowej produkcji ropy).
Kanadyjskie piaski bitumiczneNajwiększe miejsce występowania piasków roponośnych znajduje się w Kanadzie ( nad brzegami jeziora Athabasca w Albercie ). Ropa na tych polach ma postać bitumu , który można przerobić na paliwo. Rezerwy szacowane są na podstawie dość ostrożnych założeń na 180 mld baryłek (ponad 15% światowych rezerw ropy).
Produkcja ze złoża Alberta kwitnie i osiągnęła 1 mln baryłek dziennie w 2007 roku. Docelowa produkcja to 2 mln baryłek dziennie w 2010 roku i 4 mln w 2020 roku. Ale proces wymaga dużej ilości gazu, około 30 m 3 na baryłkę wyprodukowanego . Aby osiągnąć cele na 2020 rok, konieczne byłoby wykorzystanie całej obecnej kanadyjskiej produkcji gazu (ze szkodą dla konsumpcji przemysłowej i krajowej), podczas gdy kanadyjskie złoża obecnie się kurczą, a rezerwy wyczerpią się za 8 lat. Planuje się sprowadzanie gazu z Alaski, ale są problemy z kosztami (budowa gazociągu), a złoże gazu, które zostałoby wykorzystane, pozwoliłoby na przerób tylko 3 mln baryłek dziennie. Planowana jest także budowa kilkunastu elektrowni jądrowych, aby zrekompensować niedobór gazu, ale po podjęciu decyzji minęłoby co najmniej dekadę, zanim te elektrownie zostaną uruchomione.
Bardzo ciężki olej z WenezueliDrugie duże złoże bardzo ciężkiej ropy znajduje się w zagłębiu Orinoko . Ropa eksploatowana w Wenezueli jest mniej gęsta niż w Kanadzie. W 2005 roku wyprodukowano około 0,5 miliona baryłek dziennie. Jednak sytuacja w kraju spowalnia eksploatację tych złóż, które wymagają dużych możliwości kapitałowych i technicznych (rafineryjnych itp.) dostępnych głównie w Ameryce Północnej.
Rezerwacje i perspektywyWedług Pierre-René Bauquis, na podstawie hipotezy, że problemy energii potrzebnej do wejścia i emisji CO 2(wykorzystanie energii jądrowej itp.), możliwe do wykorzystania rezerwy dla tych dwóch krajów wyniosłyby około 600 miliardów baryłek równomiernie rozdzielonych między te dwa kraje. Jednak według tego samego autora, całkowita produkcja ropy z tego typu złoża może sięgnąć 6 mln baryłek dziennie w 2020 roku (8% obecnej produkcji) i 10 mln baryłek dziennie w 2050 roku. nowi producenci, tacy jak Rosja i Chiny.
Łupki naftoweW łupki naftowe zawierać kerogenu , prekursor oleju, które nie zakończyła cykl, który przekształca substancje organiczne do oleju. Kerogen może zostać przekształcony w ropę przez pirolizę . Jednak próby eksploatacji tych rezerw, które trwają ponad sto lat wstecz, pozostają do dziś w stanie eksperymentów pilotażowych. Jedynym zastosowaniem na skalę przemysłową jest zastosowanie jako paliwo w elektrowniach cieplnych (70% światowej produkcji w Estonii ).
Szybki rozwój wydobycia ropy łupkowej w Stanach Zjednoczonych w latach 2010-tych, dzięki technice szczelinowania hydraulicznego, sprawił, że kraj ten urósł do rangi czołowego światowego producenta ropy.
Wciąż eksperymentalne procesy ekstrakcjiDoświadczane dziś procesy wydobycia i przetwarzania ropy naftowej skonfrontowane są z problemami EOREI (energia zużyta/energia odzyskana), zanieczyszczenia i intensywnego wykorzystania zasobów wodnych. Najbardziej znany proces, wdrożony przez firmę Shell w Kolorado, daje dobry przegląd.
Jest to proces in situ , to znaczy, że łupki naftowe są przekształcane w ropę w złożu bez wydobycia, co pozwala na odzyskanie większej części istniejących zasobów. Zaczynamy od odizolowania złoża od otaczającej wody gruntowej poprzez otoczenie go ścianą lodu powstałą w wyniku wiercenia na obwodzie złoża studni głębinowych o długości 610 metrów co 2 metry, w których krąży czynnik chłodniczy powodujący obniżenie temperatury wody. podłoże do -50 ° C . Na tak opisanym obwodzie co 12 metrów wiercone są studnie, w których umieszcza się systemy grzewcze, które podnoszą temperaturę łupków do 340 °C : ta następnie powoli przekształca się w ropę i gaz. To ogrzewanie musi być utrzymywane przez około 4 lata. Pod koniec tego okresu wypompowuje się ropa i gaz. Według Shell proces ma EOREI między 3 a 4.
Rezerwacje i perspektywyŚwiatowe rezerwy ropy łupkowej szacuje się na 2600 miliardów baryłek potencjalnie możliwej do wydobycia ropy (dwukrotność zasobów ropy konwencjonalnej), z czego połowa znajduje się w Stanach Zjednoczonych.
Według PR Bauquis (w 2008 r.) wydobycie ropy z łupków naftowych nie będzie w stanie zapewnić znacznych wolumenów do 2020 r., przy wydobyciu 5 mln baryłek w 2050 r., prawdopodobnie poprzez odwołanie się do energii jądrowej i jeśli kredyty hipoteczne będą mogły być podniesionym.
Oleje syntetyczne AgropaliwaW biopaliwa takie jak biodiesel i bioetanol produkowany z biomasy (odpady, zboża). Mówimy też o biopaliwach , w tym o paliwach z żywych produkcji. W 2007 roku 22 miliony ton biodiesla i bioetanolu wyprodukowano głównie w Stanach Zjednoczonych (12 Mt) i Brazylii (11 Mt). Gwałtowne przyspieszenie produkcji agropaliw w Stanach Zjednoczonych z kukurydzy przyczyniło się do wzrostu światowych cen zbóż i dowiodło, że udział tego sektora niesie ze sobą ryzyko dla światowej produkcji żywności i dostępu do żywności dla ludzi biedniejszy (w Brazylii etanol produkcja wykorzystuje pozostałości trzciny cukrowej i nie konkuruje z łańcuchem żywnościowym). Dodatkowo, masowa produkcja biopaliw jest oskarżony o przyczynienie się do akcentowania niszczenia lasów tropikalnych, podważania różnorodności biologicznej, a także jakość gleby i wody z powodu intensywnej monokultury i użytkowania gruntów. Korzystanie z agrochemicznych wejść .
Przerób węgla i gazu ziemnegoWęgiel i gaz ziemny można przekształcić w procesie Fischera-Tropscha zapewnienie olejów syntetycznych. Głównym producentem w tym sektorze jest Republika Południowej Afryki, która produkuje 0,16 mln baryłek dziennie z węgla (Coal to Liquid) i 0,045 z gazu (GTL Gaz to Liquid).
Odzysk trzeciorzędowy na konwencjonalnych polach naftowychTrzeciorzędowe odzyskiwanie ropy naftowej z pól naftowych (EOR Enhanced Oil Recovery ) umożliwia zwiększenie stopnia odzysku istniejących złóż poprzez zastosowanie zmiennych procesów technologicznych w celu ożywienia produkcji z zanikających złóż. Obecnie odzysk trzeciorzędny stosuje się na 2% depozytów. Głównym stosowanym obecnie procesem jest wtryskiwanie gorącej pary w celu rozrzedzenia ropy i umożliwienia jej migracji do odwiertów. „Optymiści” pokładają duże nadzieje w udoskonaleniu trzeciorzędowych technik wydobycia: oczekiwane zyski są integralną częścią niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej. Dobre wyniki w zakresie rezerw w ciągu ostatnich trzech dekad częściowo przypisuje się ulepszeniu trzeciorzędowych technik wydobycia, niesłusznie według geologa Laherrère. Według tego ostatniego nie powinniśmy oczekiwać znaczących korzyści z tej techniki w przyszłości.
Hydrat metanu jest metan uwięziony w lodzie. To źródło węglowodorów jest uważane za nieprzydatne przy obecnej technologii i nie jest uwzględniane w średnioterminowych prognozach wydobycia węglowodorów. Występuje obficie na dnie oceanów iw wiecznej zmarzlinie najzimniejszych regionów kontynentalnych ( Syberia , północna Kanada). Dotychczasowe projekty pilotażowe prowadzone m.in. przez Japonię okazały się nieskuteczne (niskie stężenie hydratów). Rozpoczęcie produkcji może również uwolnić do atmosfery ogromne ilości metanu, przyczyniając się do przyspieszenia globalnego ocieplenia (metan jest 20 razy bardziej aktywny niż CO 2w tej domenie). Jest to źródło węglowodorów, które do dziś pozostaje bardzo hipotetyczne.
Zdolność produkcyjna to ilość ropy, którą wszyscy producenci mogą wyprodukować przy użyciu wszystkich działających szybów. Do niedawna producenci traktowani jako całość (ale w szczególności Arabia Saudyjska) dysponowali mocami produkcyjnymi większymi niż wprowadzane na rynek, co pozwalało radzić sobie ze wzlotami i upadkami światowego popytu na ropę. Marża ta spadła praktycznie do zera w latach 2007/2008. Pomimo istnienia rezerw reprezentujących kilkadziesiąt lat zużycia, produkcja z nowych złóż nie jest w stanie zrekompensować wzrostu popytu i spadku produkcji z dojrzałych złóż:
Jeśli określenie światowego peak oil jest trudnym zadaniem, biorąc pod uwagę liczbę parametrów, które należy wziąć pod uwagę, to peak oil produkcji danego kraju na ogół budzi mniej kontrowersji (poza konkretnymi przypadkami niektórych krajów Bliskiego Wschodu). ).
W 2008 roku wiele krajów produkujących przekroczyło już szczyt produkcji. Wśród głównych można wymienić Stany Zjednoczone (1970) (dawniej największy światowy producent), Libię (1970) , Iran ( 1976 ) , Wielka Brytania ( 1999 ), Norwegia ( 2000 ), Meksyk (2005). Na początku 2008 r. jedynymi dużymi krajami producenckimi (w pierwszej trzydziestce), które nie przeszły szczytu oleju, były Arabia Saudyjska (kontrowersyjne), przy czym Kuwejt (kontrowersyjne), przy czym Irak The Angola The Algieria i Kazachstan .
Mówi się, że wydobycie czterech największych złóż naftowych – Ghawar (Arabia Saudyjska), Cantarell (Meksyk), Burgan (Kuwejt) i Daqing (Chiny) – weszło w fazę spadku.
Główne kraje produkujące ropę w porządku malejącym ich eksportu (w milionach baryłek dziennie) | |||||||
Kraj | Produkcja 2007 |
Eksport | Udział w rynku eksportowym |
Szczytowa data oleju |
Planowana produkcja 2008 |
Ewolucja produkcji |
Rezerwy 2007 ( mld baryłek ) |
Arabia Saudyjska | 10.41 | 8 (wschód) | XX | 2008-2014 | 12 (2009) | 264,2 | |
Rosja | 9.98 | 7 | XX | 2007-2015 | 79,4 | ||
Zjednoczone Emiraty Arabskie | 2,92 | 2,5 (2006) | XX | 5 (2014) | 97,8 | ||
Iran | 4,44 | 2,6 | XX | 1974 | 5 (2010) | 138,4 | |
Wenezuela | 2,61 | 2.2 | XX | 1970 | 87 | ||
Nigeria | 2, 36 | 2.15 | XX | 1979 | 4 (2010) | 36,2 | |
Norwegia | 2,56 | 2 (wschód) | XX | 2001 | W spadku | 8,2 | |
Kuwejt | 2,63 | 2,1 | XX | 2013 | 101,5 | ||
Algieria | 2 | 1,84 (2006) | XX | 12,3 | |||
Meksyk | 3.48 | 1,79 (2006) | XX | 2003 | 12.2 | ||
Irak | 2.15 | 1,6 | XX | 2018 | 115 | ||
Angola | 1,72 | 1,5 | XX | 2016 | 1,7 | 2 (2010-2016) | 9 |
Libia | 1,85 | 1,5 | XX | 1970 | 2 | 3 (2010-2013) | 41,5 |
Kazachstan | 1,49 | 1.2 | XX | 39,8 | |||
Katar | 1,20 | 1,1 (wschód) | XX | 2004 | 27,4 | ||
Kanada | 3,41 | 1,02 | XX | 179 (2006) | |||
Azerbejdżan | 0,87 | 0,7 | XX | 7 | |||
Oman | 0,72 | 0,6 (wschód) | XX | 2000 | -7% | 5,6 | |
Gwinea Równikowa | 0,36 | 0,35 (szac.) | XX | 2 | |||
Ekwador | 0,52 | 0,35 (2006) | XX | 2004 | zmniejszenie | 4,3 | |
Sudan | 0,46 | 0,32 (2006) | XX | 1 | 6,6 | ||
Kolumbia | 0,56 | 0,3 (wschód) | XX | -5% | 1,5 | ||
Argentyna | 0,70 | 0,28 | XX | 0,77 | 0,76 | 2,6 | |
Czad i Kamerun | 0,28 | 0,25 | XX | > 2 | |||
Malezja | 0,76 | 0,25 (szac.) | XX | -13% | 5.4 | ||
Kongo | 0,22 | 0,2 | XX | 4.1 | |||
Gabon | 0,23 | 0,2 | XX | 2 | |||
Egipt | 0,71 | 0,2 | XX | 1987 | 4.1 | ||
Wybrzeże Kości Słoniowej | 0,09 | 0,07 | XX | ||||
Brazylia | 2,4 | 0 | 0 | 2,6 | 12,6 | ||
Główne kraje produkujące i importujące w malejącej kolejności produkcji | |||||||
Stany Zjednoczone | 6.88 | 0 | 0 | 1971 | 29,4 | ||
Chiny | 3,74 | 0 | 0 | 15,5 | |||
Brytania | 1.64 | 0 | 0 | 1999 | 3,6 | ||
Indie | 1,04 | 0 | 0 | 1997 | 5,5 |
Popyt na ropę stale rośnie. Popyt z krajów europejskich i Ameryki Północnej ustabilizował się, ale w innych krajach silnie rośnie, zwłaszcza w Chinach, Indiach i krajach eksportujących ropę.
Energia (ropa stanowi 35%) przyczynia się do tworzenia światowego PNB nawet do 50%. W praktycznie wszystkich sektorach gospodarki produkty ropopochodne (tworzywa sztuczne itp.) stały się niezbędne i generalnie nie mogą ich zastąpić. Paliwa naftowe stanowią 97% energii zużywanej przez światowy transport, który odgrywa istotną rolę w funkcjonowaniu nowoczesnej gospodarki. Rolnictwo jest całkowicie uzależnione od ropy naftowej: nawozy, insektycydy, maszyny rolnicze; wysokie plony rolne, które umożliwiły radzenie sobie z silnym wzrostem światowej populacji, są prawie całkowicie związane ze zużyciem ropy naftowej.
rok | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
konsumpcja | 76,8 | 77,7 | 79,1 | 81,8 | 83,1 | 83,8 | 84,9 | 84,5 |
zmiana | +1,2% | + 1,8% | + 3,4% | + 1,6% | + 0,8% | + 1,3% | -0,5% |
Do tej pory główni producenci eksportujący generalnie reagowali na wzrost popytu, zwiększając produkcję (w zakresie, w jakim byli w stanie to zrobić) oraz przyspieszając projekty produkcyjne. Prawdopodobne jest, że wzrost cen i zmniejszenie rezerw skłoni teraz niektóre kraje będące eksporterami-producentami do ograniczenia produkcji lub w każdym razie do nie nadążania za popytem poprzez przyspieszanie projektów produkcyjnych.
Geofizyk Marion King Hubbert zasugerował w latach 40. XX wieku, że produkcja danego surowca kopalnego, a w szczególności ropy naftowej, przebiegała po krzywej w kształcie dzwonu, równoległej do tej z odkryć, ale opóźnionej w czasie. Krzywa ta, w szczególności data szczytu wydobycia, wielkość całkowitych rezerw oraz wartość maksymalnej produkcji osiągniętej w momencie szczytu, mogą być wywnioskowane z ilości już wydobytej ropy i oszacowania całkowitych rezerw. Krzywa osiąga szczyt, gdy około Połowa rezerw została wydobyta.
W 1956 r. na spotkaniu Amerykańskiego Instytutu Naftowego w San Antonio w Teksasie Hubbert przewidział, że światowa produkcja ropy naftowej w Stanach Zjednoczonych osiągnie szczyt około 1970 r., po czym zacznie spadać. Maksimum zostało osiągnięte w 1971 roku. Krzywa, którą zastosował w swojej analizie, jest znana jako Krzywa Hubberta , a moment, w którym osiąga swoje maksimum (w teorii unikalne) to Szczyt Hubberta . Niestety dla tej sugestii (która nigdy nie była teoretycznie), produkcja w USA zaczęła ponownie rosnąć w 2011 roku. Generalnie krzywe wydobycia ropy dla danego kraju nie są zgodne z krzywą Hubberta. W szczególności Arabia Saudyjska nie przypomina tego.
Współczesne wykorzystanie krzywej HubbertaW ostatnim czasie dostępność osobistych zasobów komputerowych umożliwiła wielu specjalistom w tej dziedzinie pracę nad problemem peak oil pod koniec okresu 1985-2000, który jest bardzo jednorodny z ekonomicznego punktu widzenia.
Krzywa szumowania to wykres, który łączy wielkość odkrytych zasobów z liczbą wykonanych odwiertów poszukiwawczych (lub działających platform wiertniczych ). Jest to pośredni sposób wywnioskowania spadku złoża: gdy się wyczerpie, trzeba wywiercić więcej nowych otworów, aby wyprodukować tę samą ilość ropy. Spadek stosunku odkrytych zasobów do liczby odwiertów w znaczącym okresie wskazuje na malejące prawdopodobieństwo odkrycia nowych zasobów w przyszłości. Ta krzywa jest powszechnie stosowana w skali depozytu.
Wskaźnik zapasów do produkcji (R/P) to stosunek wielkości zapasów ropy do wielkości zużycia ropy w ciągu jednego roku. Ma już blisko 40 lat. Mimo że liczba odkryć jest mniejsza niż produkcja, w ciągu ostatnich dziesięcioleci rozwinęła się ona i spadła tylko w ostatnich latach. Ewolucja tego wskaźnika to jeden z argumentów, którymi posługują się optymiści (rezerwy rosną, gdy zajdzie taka potrzeba). Dla pesymistów ewolucja wskaźnika jest zaburzona, ponieważ wielkość deklarowanych rezerw nie była jeszcze do niedawna informacją opartą na danych technicznych. Dla dr Laherrère stosunek ten zmniejsza się od lat 80. Co więcej, stosunek ten nie uwzględnia regularnego wzrostu konsumpcji.
Różne organizacje, które próbowały ustalić datę peak oil, nie mają takich samych opinii na temat tego, kiedy powinien rozpocząć się spadek wydobycia ropy:
Wzrost zużycia ropy w Chinach i Indiach , związany z ich silnym wzrostem gospodarczym , sugeruje, że produkcja nie będzie w stanie w nadchodzących latach rosnąć tak szybko, jak popyt.
Według danych Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych w 2006 r. światowa produkcja ropy naftowej (i kondensatu) spadła o 200 000 baryłek dziennie w porównaniu z 2005 r., podczas gdy produkcja „wszystkich płynów” (obejmująca oleje niekonwencjonalne, takie jak etanol oraz ropa z łupków naftowych) pozostały stabilne. W szczególności produkcja saudyjska spadła o 8%.
Międzynarodowa Agencja Energii jest organizacją przeznaczony do koordynowania polityk energetycznych krajów uprzemysłowionych zachodnich. Utworzony w 1974 roku z inicjatywy Stanów Zjednoczonych po pierwszym szoku naftowym nadzoruje system w celu złagodzenia chwilowych niedoborów i koordynuje politykę energetyczną swoich członków. IEA była jednym z „optymistycznych” graczy: do niedawna zaprzeczała istnieniu peak oil. Jednak pod koniec 2007 r. MAE uznała, że do 2015 r. spadek wydobytych obecnie złóż (-23,9 mln baryłek dziennie) oraz wzrost zużycia ropy naftowej w Chinach i Indiach (+13,6 mln baryłek dziennie) nałożyły się na tempo wzrostu wydobycia ropy, które byłoby trudne do utrzymania (+37,5 mln baryłek dziennie). Biorąc pod uwagę projekty będące w fazie rozwoju, w przypadku nieodkrycia nowych złóż i niepodjęcia działań mających na celu oszczędzanie energii, w tym czasie zabrakłoby 12,5 mln baryłek dziennie, aby zaspokoić popyt.
W 2009 r. Agencja argumentowała, że niedopasowanie popytu i podaży ropy naftowej z 2010 r. może wprowadzić „kryzys energetyczny”, który zagroziłby wszelkim nadziejom na wyjście z „kryzysu gospodarczego”, uznając tym samym, że problem „nadmiernej konsumpcji poprzedzają (lub są dodawane do) z Peak Oil, o którym przyznaje, że nie wie dokładnie.
W 2010 r. w swoim rocznym raporcie umieściła szczytową ropę na 2006 r., potwierdzając, że wydobycie ropy już nigdy nie wzrośnie, ale „może” utrzymać się na mniej więcej stabilnym poziomie przez kolejne trzydzieści lat (tj. do 2035 r.).
W październiku-listopadzie 2018 r. światowa produkcja pobiła nowy rekord, a perspektywa szczytu ropy została odłożona przez MAE do 2025 r., przy założeniu, że amerykański boom na ropę łupkową będzie nadal niwelować spadek konwencjonalnej ropy naftowej do tej daty.
Stowarzyszenie Badań Peak Oil and Gas (lub „ASPO”, w języku francuskim: Stowarzyszenie Badań nad szczyt ropy i gazu) przynosi specjalistów razem w oleju i świat energii, w tym kilku geologów, którzy zajmowali stanowiska odpowiedzialności w międzynarodowym koncerny naftowe. Stowarzyszenie założone przez Colina Campbella i kierowane przez Kjella Alekletta zostało stworzone, aby ostrzec decydentów i opinię publiczną o zbliżającym się peak oil. Opowiada się za szybkimi środkami gospodarczymi, w tym przejściem na alternatywne źródła energii, aby uniknąć załamania gospodarczego.
ASPO jest rzecznikiem „pesymistów”: według jej analiz prognozy produkcji są przewartościowane zarówno z powodów giełdowych, jak i politycznych. Na początku 2008 r. ASPO prognozuje szczyt ropy około 2010 r., a szczyt gazu około 2020 r. W szczególności Jean Laherrère , członek założyciel ASPO, zbadał rezerwy 20 000 pól naftowych na świecie i prognozuje światowy szczyt między 2010 i 2020.
Od czasu opublikowania w 2005 roku raportu zatytułowanego „ Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation & Risk Management ”, peak oil został oficjalnie uznany za główny problem przez Departament Energii Stanów Zjednoczonych (Departament Energii Stanów Zjednoczonych lub ŁANIA). Raport ten jest regularnie uzupełniany w celu śledzenia postępów prac badawczych na ten temat. Znany jako „Raport Hirscha”, mówi: „Szczyt światowej produkcji ropy stanowi bezprecedensowy problem zarządzania ryzykiem dla Stanów Zjednoczonych i świata. W miarę zbliżania się szczytu ceny ropy i zmienność cen dramatycznie wzrosną, a bez odpowiedniego złagodzenia, koszty gospodarcze, społeczne i polityczne będą bezprecedensowe. Realne rozwiązania łagodzące istnieją zarówno w odniesieniu do podaży, jak i popytu, ale aby miały znaczący wpływ, muszą zostać wprowadzone na ponad dekadę przed szczytem. "
Wnioski z raportu HirschaRaport Hirscha zawiera szereg wniosków:
Raport wymienia trzy możliwe scenariusze:
Raport opracowany przez think tank The Shift Project , zlecony przez Dyrekcję Generalną ds. Stosunków Międzynarodowych i Strategii (DGRIS) francuskiego Ministerstwa Sił Zbrojnych , stwierdza, że całkowita produkcja ropy przez głównych obecnych dostawców do Unii Europejskiej jest zagrożona ustalić w latach 30. XX wieku na poziomie od 10 do 20% niższym niż osiągnięty w 2019 r., z powodu braku wystarczających rezerw, aby zrekompensować spadek istniejącej produkcji, w tym biorąc pod uwagę wysokie założenie dotyczące ewolucji w Stanach Zjednoczonych „ produkcja ropy z łupków . W ciągu dekady 2020 roku produkcja ta może utrzymać się na stosunkowo stabilnym poziomie, od 4 do 10% niższym od poziomu osiągniętego w 2019 roku.
Organizacja roponośne Eksportujących krajach (OPEC) powstała w 1960 roku z inicjatywy szacha Iranu i Wenezueli w celu skompensowania spadku cen baryłki (mniej niż 5 dolarów w czasie). Jej głównym celem jest koordynacja polityki produkcyjnej swoich członków poprzez ustalanie kwot, aby utrzymać cenę ropy. Niektóre kraje eksportujące nie są częścią organizacji: są to Rosja, Norwegia, Meksyk, Kanada i Sudan.
Głównym graczem na rynku naftowym od dawna są międzynarodowe koncerny naftowe. Po nacjonalizacji produkcji ropy przez główne kraje producenckie ich udział w produkcji stał się mniejszością. 7 głównych firm, które w 1971 r. realizowały 62% światowej produkcji, dziś realizuje 15% i posiada 3% rezerw.
Produkcja ropy naftowej jest obecnie w dużej mierze w rękach firm krajowych: Aramco dla Arabii Saudyjskiej , Pemex w Meksyku , etc. . Mają oni generalnie bardzo optymistyczną pozycję , jak prezes Aramco, który w 2008 roku ocenił, że peak oil nie stanowił problemu i że do tej pory wykorzystano mniej niż 10% rezerw.
Motyw | Optymiści | Pesymiści |
---|---|---|
Rezerwy | Rezerwy deklarowane przez producentów są wiarygodne | Rezerwy, w szczególności OPEC, są zawyżone i nie odpowiadają rezerwom technicznym. |
Wpływ postępu technicznego | Ewolucja w ostatnich dziesięcioleciach współczynnika R/P (światowe rezerwy ropy podzielone przez roczną produkcję) pośrednio świadczy o tym, że przemysł naftowy regularnie przesuwa termin. | Współczynnik R/P od dawna jest niedowartościowany, ponieważ deklarowane rezerwy nie odpowiadały rezerwom technicznym. Obecnie jest on przeszacowany, ponieważ niektóre kraje deklarują rezerwy, których nie mają, zarówno z powodów politycznych, jak i finansowych. |
Wpływ na cenę | Wzrost cen ropy sprawia, że nowe złoża są opłacalne lub umożliwia pogłębienie poszukiwań, co ostatecznie pozwala na utrzymanie rezerw. | Złoża, które stają się dostępne dzięki wzrostowi ceny beczki, są coraz mniejsze, a odkryte zasoby stają się marginalne. |
Udział niekonwencjonalnej ropy | Olej niekonwencjonalny będzie stopniowo zastępował olej konwencjonalny | Ropa niekonwencjonalna zawsze będzie stanowiła tylko niewielki ułamek obecnego zużycia: wymaga ogromnych inwestycji, jej EROEI jest często bardzo niskie, z różnych powodów pomimo dużych zasobów, produkcja tego rodzaju ropy ustabilizuje się . Większość niekonwencjonalnych sektorów ropy naftowej jest bardzo zanieczyszczająca (znaczne emisje CO 2 ), zużycie wody, emisja mutagenów i czynników rakotwórczych) i stoją w sprzeczności z celami redukcji emisji gazów cieplarnianych. |
Łupki naftowe | Planeta posiada ogromne zasoby łupków naftowych, które po udoskonaleniu technik pozwolą na wydobycie znacznych ilości ropy. | Eksperymenty pilotażowe jak dotąd nie powiodły się. EROEI jest zły, a zanieczyszczenie bardzo ważne. Ponadto przepływ produktu jest bardzo niski. |
Hydrat metanu | Planeta posiada ogromne rezerwy hydratów metanu, które po udoskonaleniu technik pozwolą na produkcję znacznych ilości ropy naftowej. | Hydrat metanu jest zbyt zdyspergowany, aby można go było zastosować. Jego zbieranie może doprowadzić do katastrofy klimatycznej poprzez uwolnienie dużych ilości metanu do atmosfery. |
Odkrycia | Arktyka i głębokie wody morskie zostały zbadane tylko powierzchownie i posiadają znaczne rezerwy | Potencjalne rezerwy są mniej lub bardziej znane i stanowią jedynie marginalny wkład. Zagospodarowanie tych złóż wymaga gigantycznych inwestycji i dla Arktyki przekracza nasze obecne możliwości techniczne. Wyprodukowany olej będzie bardzo drogi. |
Wskaźnik odzysku | Techniki będą się rozwijać i umożliwią odzyskiwanie rosnącej ilości ropy naftowej na polach (dziś 35%). Współczynnik ten również znacznie wzrósł w przeszłości. | Wątpliwy jest wzrost tempa odzysku w ostatnich dziesięcioleciach (jest to raczej konwergencja między oficjalnymi rezerwami a rezerwami technicznymi). Tempo odzyskiwania jest zasadniczo zależne od geologii, a postęp techniczny ma niewielki wpływ. Tempo ożywienia technicznego już prawie nie wzrasta: osiągnęliśmy już granicę tego, co możemy zrobić. |
ten 11 lutego 2006, Kenneth Deffeyes, profesor Uniwersytetu Princeton i ekspert naftowy, który pracował m.in. dla Shella , informuje, że dla niego szczyt ropy osiągnięto w grudniu 2005 r. z wyprodukowaniem 1000 miliardów baryłek od początku ery naftowej.
Dla niektórych specjalistów ( Jean Laherrère ) peak oil mógł przybrać formę płaskowyżu „tektury falistej”, charakteryzującej się chaotycznymi cenami związanymi z cyklami recesji gospodarczej.
„Jeśli chodzi o ropę konwencjonalną, znajdujemy się obecnie na plateau, co objawia się znacznymi wahaniami cen związanymi z niepewnością przyszłej podaży w obliczu stale rosnącego popytu. "
- Kjell Aleklett, prezes ASPO
Saudyjski Sadad Al-Husseini, były szef wydobycia w Saudi Aramco , przedstawił swój własny punkt widzenia w 2007 r.: dla niego wydobycie ropy naftowej osiągnęło szczyt i do około 2020 r. wydobycie pozostanie prawie stabilne. „Więc jest to bardziej płaskowyż produkcyjny niż szczyt. „ Po tym przewiduje dość gwałtowny spadek produkcji. Szacuje też, że światowe rezerwy są zawyżone o ok. 300 mld baryłek (dziesięć lat wydobycia) i że duże złoża na Bliskim Wschodzie dostarczyły już 41% swoich początkowych rezerw (do połowy 2007 roku). Szacunki te są zbliżone do tych podawanych od kilku lat przez ASPO, ale ich potwierdzenie przez osobę, która zajmowała kierownicze stanowiska w saudyjskiej spółce narodowej, jest pierwszym.
W 2007 r. dzienna produkcja ropy wyniosła 81,53 mln baryłek (bez oleju syntetycznego), co plasuje ją na tym samym poziomie, co w dwóch poprzednich latach, w części szczytowego poziomu ropy. Ale podczas gdy niektórzy uważają, że szczyt światowej produkcji został już osiągnięty, inni uważają, że szczyt nastąpi między dekadami 2010 a 2040, przy wartości od 90 do 120 milionów baryłek dziennie. Te znaczne różnice tłumaczone są rozbieżnymi ocenami specjalistów dotyczącymi głównych parametrów:
Ponadto kluczową rolę może odgrywać kilka czynników egzogenicznych:
Dziś kontrowersje częściowo przeniosły się na środki, które należy podjąć w dziedzinie gospodarki, aby przygotować się na przyszły spadek wydobycia ropy naftowej.
Świadomość peak oil, a zwłaszcza globalnego nadejścia okresu opadania krzywej, okresu wyczerpywania , narzuca generalną redefinicję stylu życia wywołanego przez tanią ropę, której produkcja była stale zatrzymywana w stosunku do potrzeb.
Najbardziej pesymistyczni Uważają, że będzie kilka poważnych kolejnych kryzysów, które będą geologiczne (świadomość skończoności rezerw), gospodarcze (koniec taniej ropy), a następnie społeczne (zmiany konieczne do rozwiązania zależności) szoki naftowe ) , co prowadzi do dość wysokiego prawdopodobieństwa międzynarodowych napięć lub konfliktów.
Przygotowanie do wyczerpania ropy zajęłoby 20 lat .
„Zapytaj dyrektora wyższego szczebla w przemyśle naftowym, ile czasu zajmie tym dwóm miliardom Hindusów i Chińczyków życie jak obecny Francuz”. Przed jakąkolwiek odpowiedzią będziesz się świetnie śmiać. "
„Jeśli nie podniesiemy ceny energii, zmierzamy prosto do dyktatury. "
- Marcel Boiteux , dyrektor EDF w latach 1967-1987
„Technologia nie zwiększa rezerw, technologia szybciej opróżnia studnię. "