„Jeśli działasz z założeniem, że ropa – a przynajmniej jej tanie w eksploatacji złoża – wkrótce się wyczerpie, to nie odniesiesz sukcesu w nowej erze ropy. Technologia pozwala znaleźć, wydobyć i przetworzyć ropę tak efektywnie, że jej podaż, w każdym razie dla celów praktycznych, jest właściwie nieograniczona.”
BusinessWeek, 14 grudzień, 1998
Takie spojrzenie na podaż ropy oferował przemysł naftowy w 1998 roku – dokładnie przed trwającym dekadę wzrostem cen ropy z poziomu kilkunastu dolarów za baryłkę do ponad stu. Rzeczywistość surowo zweryfikowała prognozy.
Ale nie odstrasza to przemysłu naftowego od dalszych obietnic złotej ery ropy – wszystko, żebyśmy tylko nie podjęli działań uniezależniających nas od drożejącej ropy, a rosnące zyski koncernów naftowych nie były zagrożone.
W 2006 roku Leonardo Maugerie, były menedżer włoskiego koncernu naftowego ENI napisał w artykule w magazynie Forbes: „Rozsądną prognozą jest, że do końca dekady światowe zapotrzebowanie na ropę wzrośnie o 7-8 mln baryłek dziennie. Jeśli wydobycie będzie rosło w dotychczasowym tempie, to w tym okresie wzrośnie o 12-15 mln baryłek dziennie. Inaczej mówiąc, ropy pod ziemią jest więcej niż dość”. Ta prognoza też się nie sprawdziła – od 2006 roku wydobycie ropy pozostaje na niezmienionym poziomie, a rosnący popyt podbił ceny ropy do rekordowych poziomów.
Tym niemniej Maugerie nie zraził się klapą wcześniejszych prognoz i napisał ostatnio opracowanie „Oil – The Next Revolution”) „Ropa naftowa: Następna Rewolucja. Bezprecedensowy wzrost mocy wydobywczych i jego znaczenie dla świata”, będące prognozą wydobycia i stanu rynku ropy naftowej do 2020 roku. Przedstawia w nim doskonałe perspektywy światowego sektora naftowego, prognozując znaczący wzrost wydobycia i spadek cen ropy, związane z rozwojem technologii naftowych. Opracowanie Maugeriego zostało nagłośnione do tego stopnia, że nawet znany dziennikarz środowiskowy George Monbiot uznał, że epoka paliw kopalnych jest niezagrożona.
Opracowanie Maugeriego odbiło się echem również w Polsce, wzmacniając poczucie, że nie trzeba podejmować żadnych szczególnych działań, aby zabezpieczyć się przed dalszym wzrostem cen ropy, a nawet możliwościami jej niedoborów.
Bliższe przyjrzenie się opracowaniu Maugeriego ujawnia jednak nawet nie manipulacje, lecz wręcz poważne błędy merytoryczne.
Założenia Maugeriego są oparte głównie na przedstawionych przez niego współczynnikach tempa spadku wydobycia z obecnych pól naftowych i wydają sie sprzeczne z dostępnymi danymi. Co gorsza Maugerie myli pojęcia tempa spadku wydobycia z tempem wyczerpywania złóż.
Tempo spadku wydobycia ze złoża (and. decline rate) określa, jak szybko spada wydobycie z danego pola lub grupy pól naftowych, podczas gdy tempo wyczerpywania złoża (and. depletion rate) określa jak szybko wydobywane są zasoby ropy pozostałe w danym polu lub regionie naftowym. By uniknąć zamieszania, pojęcia te należy rozróżniać i dokładnie określić (patrz ramka na końcu artykułu). Zamiast tego, Maugeri używa tych terminów wymiennie i nie dostarcza odpowiednich wyjaśnień.
Zarówno IEA (2008) jak i CERA (2008) oszacowały tempo spadku wydobycia na podstawie reprezentatywnych pól naftowych które przekroczyły już szczyt wydobycia, włączając w to większość największych pól na świecie. Badania te pozwoliły oszacować średnie światowe tempo spadku wydobycia. Maugeri twierdzi, że wyniki badań IEA i CERA są rozbieżne, lecz nie jest to prawda. Obie organizacje korzystają z tej samej bazy danych IHS i zasadniczo dochodzą do tych samych wniosków. Wg IEA ważone tempo spadku wydobycia z wzorcowych „podszczytowych” pól naftowych wynosi 5,1% rocznie, natomiast wg CERA 5,8% rocznie. Trzecie, porównawcze badania (Hook) stwierdzają spadek w wysokości 5,5% rocznie.
Powyższe liczby i tak nie doszacowują średniego, globalnego tempa spadku wydobycia gdyż rozmiary badanych pól naftowych, używanych za punkt odniesienia, są większe od średniego rozmiaru pól na świecie , a mniejsze pola naftowe wykazują szybsze tempo spadku wydobycia niż większe. Przyjmując, że tempo spadku dla małych pól jest identyczne jak dla dużych (ok. 10,4% rocznie), IEA oszacowała średnie ważone tempo spadku wydobycia dla wszystkich pól naftowych świata, które przekroczyły już szczyt produktywności na 6,7% rocznie.
Aby oszacować globalne moce wydobywcze tracone każdego roku, należy oszacować sumaryczne tempo spadku wydobycia dla wszystkich pól naftowych, łącznie z tymi, na których wciąż trwa wzrost wydobycia oraz z tymi w fazie plateau. Według danych IEA, wynosi ono w przybliżeniu 4,1% rocznie i jest porównywalne z szacunkami CERA – 4,5%. Oznacza to, że ponad 3 mb/d nowych mocy wydobywczych trzeba oddawać do użytku każdego roku tylko po to, by utrzymać globalne wydobycie na obecnym poziomie.
Kluczowym zagadnieniem w przewidywaniu przyszłych dostaw ropy jest to, jak będzie się kształtować średnie tempo spadku wydobycia na świecie do roku 2030. Większość istniejących pól naftowych do tego czasu wejdzie w okres spadku wydobycia, przy czym coraz większy procent ogólnej produkcji będzie pochodzić z nowoodkrytych małych pól oraz znajdujących sie pod dnem oceanów. Spadek wydobycia z tych złóż po osiągnięciu szczytu jest z reguły znacznie szybszy. IEA przewiduje wzrost średniego tempa spadku wydobycia do 2030 roku do 8,5% rocznie. Oznacza to utratę do 2030 roku 61% obecnych światowych mocy wydobywczych.
Maugeri nie stwierdza wyraźnie, jakie tempo spadku zakłada w swoich badaniach, a mimo to twierdzi, że nie ma dowodów na średnie tempo spadku wydobycia wyższe niż 2-3%.
Następnie przewiduje utratę światowych mocy wydobywczych na poziomie 11 mb/d w latach 2011-2020, z powodu spadku wydobycia z pól które przekroczyły szczyt. To przekłada się na średni roczny spadek wydobycia dla wszystkich pól w tym okresie na poziomie 1,4% – co jest wartością rzędu 1/3 tego, co przedstawiają IEA (4,1%) i CERA (4,5%). Rozbieżność staje sie jeszcze większa, gdy weźmiemy pod uwagę że IEA i inni analitycy przewidują dalsze przyspieszenie tempa spadku wydobycia w latach 2011-2020.
Jeśli zastąpimy zakładaną przez Maugieriego wartość tempa spadku wydobycia oszacowaniami IEA, to przewidywana utrata mocy wydobywczych do 2020 roku wzrasta z 11 do 29,2 mb/d. W rezultacie globalne moce wydobywcze spadają z 110,6 mb/d do 92,4 mb/d. (redukcja o 16%). W ten sposób bardziej realistyczne założenia zupełnie wykluczają wzrost przewidywany przez Maugeriego. A to i tak dość optymistyczne założenie, gdyż tempo spadku wydobycia najprawdopodobniej będzie szybsze.
Najbardziej istotne jest to, że Maugeri stworzył kilka bardzo optymistycznych założeń na temat średniego globalnego tempa spadku wydobycia, nie przedstawił dla nich wystarczającego wyjaśnienia i kwestionuje wiarygodność oszacowań wykonanych przez innych. Przyjęcie bardziej realistycznych założeń znacząco zmienia jego prognozy.
Tempo spadku wydobycia a tempo wyczerpywania
Tempo wydobycia ropy z pola naftowego z reguły rośnie do osiągnięcia szczytu, a następnie spada. Tempo spadku wydobycia odnosi się do procentowego rocznego spadku tempa wydobycia mierzonego w baryłkach dziennie, z pojedynczego pola lub grupy pól. Ogólny wskaźnik spadku tempa wydobycia odnosi się do wszystkich obecnie eksploatowanych pól, także tych, które szczyt wydobycia mają jeszcze przed sobą.
Poszczytowe tempo spadku wydobycia, jak wskazuje nazwa, odnosi się do podzbioru pól naftowych, które szczyt wydobycia mają już za sobą i w których wydobycie ropy spada. Niektórzy analitycy wyróżniają także naturalne tempo spadku wydobycia, które określa tempo, w jakim wydobycie spadałoby, gdyby pole naftowe było pozbawione wszelkich inwestycji opóźniających spadek wydobycia (pompowanie wody do złoża, iniekcje CO2, odwierty horyzontalne itp.). By oszacować średnie tempo spadku wydobycia dla grupy pól naftowych powszechnie używa się „ważenia” tempa spadku z każdego pola biorąc pod uwagę jego udział w całkowitej produkcji danej grupy pól. Tym samym, określa się ważoną tempa spadku wydobycia.
Termin tempo wyczerpywania złoża określa, jaki procent wydobywalnych zasobów (w baryłkach dziennie) w danym polu lub regionie naftowym jest wydobywany każdego roku. Dla pojedynczego pola tempo wyczerpywania definiuje się jako stosunek rocznego wydobycia do szacowanej ilości ropy, którą da sie wydobyć, przy czym mogą to być rezerwy potwierdzone, rezerwy potwierdzone i prawdopodobne, pozostałe wydobywalne zasoby tzn. pozwalające na wzrost rezerw w przyszłości lub szacowane całkowite wydobywalne zasoby. Tempo wyczerpywania złoża może być także oszacowane dla całych regionów naftowych, aczkolwiek niepewność co do zasobów wydobywalnych siłą rzeczy będzie większa, gdyż należy uwzględnić zasoby jeszcze nie odkryte. W każdym wypadku, im wyższe oszacowanie wielkości zasobów wydobywanych, tym niższe tempo wyczerpywania.
Przykład:
Ze złoża, w którym jest 10 milionów baryłek rok temu wydobywaliśmy 1000 baryłek dziennie. W obecnym roku wydobywamy 1100 baryłek.
Roczne wydobycie w zeszłym roku wyniosło więc 365 tysięcy, a w tym roku 401,5 tysiąca.
Tempo wyczerpywania złoża w pierwszym roku wyniosło 0,365/10=3,65%, w drugim roku 0,401/(10-0,365)=4,2%.
Z kolei wydobycie wzrosło o 10%, czyli tempo spadku wydobycia było ujemne. Widać, że oba pojęcia są zupełnie różne.
Na podstawie: The Oil Drum, Energy Bulletin
