Kiedy zabraknie ropy? Analiza wydobycia i zużycia

Ropy przy obecnym tempie wydobycia wystarczy na około 50 lat, ale ta liczba nie wyznacza dnia, w którym zamkną się szyby. Wskaźnik rezerw do wydobycia od dekad nie maleje, bo rezerwy potwierdzone rosną razem z odkryciami i lepszymi technologiami. O tym, kiedy zabraknie ropy, zdecyduje więc raczej rachunek kosztów i słabnący popyt niż geologia. Ostatnie baryłki zostaną w ziemi.

Na ile lat wystarczy ropy i dlaczego prognozy podają różne daty?

Zależnie od roku i metody szacunki dają ropie od 47 do 53 lat przy obecnym tempie wydobycia. Ten przedział nie wyznacza dnia, w którym zamkną się szyby. „Koniec ropy” to w praktyce trzy różne momenty: wyczerpanie rezerw, szczyt wydobycia i granica opłacalności. Każdy z nich wyznacza się inną metodą.

Wskaźnik rezerwy do wydobycia

Większość tych wartości powstaje z tego samego działania. Wskaźnik rezerwy do wydobycia (R/P) to rezerwy potwierdzone na koniec roku podzielone przez wydobycie z tego samego roku. Według Statistical Review of World Energy światowe rezerwy wynosiły 1732 mld baryłek. Stan z końca 2020 roku podzielony przez wydobycie z tego roku dał 53,5 roku produkcji w niezmienionym tempie. Inne wartości z tego przedziału to zwykle ten sam iloraz policzony dla innego roku, przy innym stanie rezerw i wydobycia.

Dlaczego wynik od dekad nie maleje, choć ropę wciąż się wydobywa? W połowie lat 80. ten sam rachunek dawał prawdopodobnie niespełna 37 lat. Dziś daje więcej. Rezerw przybywa mniej więcej w tempie wydobycia, więc iloraz się nie kurczy.

Część dat wyczerpania ma to samo pochodzenie. Powstają wtedy, gdy wynik z jednego wydania zestawienia doda się do roku, w którym go policzono. Taki zabieg zamienia migawkę w odliczanie. Tymczasem wskaźnik R/P opisuje stan wiedzy o złożach w danym roku i zmienia się z każdą kolejną edycją.

Szczyt wydobycia według Hubberta

Szczyt wydobycia, czyli peak oil, to moment, w którym produkcja przestaje rosnąć i zaczyna spadać. Złoża są wtedy daleko od wyczerpania. Model M. Kinga Hubberta zakłada, że po maksimum wydobycie maleje stopniowo – mniej więcej w takim tempie, w jakim wcześniej rosło.

Na przykładzie USA model początkowo uznano za trafny. Jak wynika z analizy w AAPG Bulletin, Hubbert przewidywał szczyt amerykańskiego wydobycia na 1965 rok. Była to data z wariantu podstawowego. Roczne wydobycie osiągnęło maksimum w 1970 roku, na poziomie 3,5 mld baryłek, i przez kolejne dekady spadało. Prognozę ogłoszono w 1956 roku, więc pięcioletnie przesunięcie uznano za potwierdzenie metody.

Później model podważyła technologia. Wiercenia poziome i szczelinowanie hydrauliczne przeniosły wydobywanie ropy naftowej do skał łupkowych, których krzywa Hubberta nie obejmowała. Do 2021 roku USA wydobyły łącznie 239 mld baryłek, czyli więcej niż górna granica przyjęta przez Hubberta. Globalny szczyt podaży wciąż nie nastąpił. Coraz częściej zakłada się, że o jego terminie zdecyduje popyt.

Granica opłacalności wydobycia

Ostatnie baryłki zostaną w ziemi. Wydobycie kończy się wtedy, gdy koszt wyciągnięcia baryłki przewyższa jej cenę. Złoże opróżnione w sensie fizycznym praktycznie się nie zdarza.

Tę część mierzy współczynnik odzysku, czyli udział ropy wydobytej w ropie pierwotnie obecnej w złożu. Samo ciśnienie złożowe wypycha zwykle około 10 procent ropy obecnej w złożu. Zatłaczanie wody lub gazu podnosi łączny odzysk do 20–40 procent. Metody wspomagane (EOR) zmieniają właściwości ropy albo skały i podnoszą łączny odzysk do 30–60 procent.

Każdy kolejny etap kosztuje więcej od poprzedniego. Dlatego ilość ropy ze złoża wyznacza w praktyce rachunek ekonomiczny: operator sięga po droższą metodę tylko wtedy, gdy cena pokrywa jej koszt.

Ta granica jest ruchoma. Wyższa cena uzasadnia droższą metodę, a tańsza technologia obniża koszt baryłki. Spadek cen działa odwrotnie i zamyka złoża z ropą, którą przy innej cenie opłacałoby się wydobyć.

Dlaczego rezerwy potwierdzone nie maleją mimo wydobycia?

Rezerwy potwierdzone to ropa, którą przy dzisiejszej technologii i cenach opłaca się wydobyć z poznanych złóż. Zasoby obejmują całą ropę w skałach, także tę, której wydobycie się nie opłaca. Każda wydobyta baryłka zmniejsza zasoby, ale rezerwy są kategorią ekonomiczną i mogą rosnąć. Skąd biorą się nowe baryłki w statystykach? Trafiają do nich czterema drogami:

• Odkrycia – nowe złoża dopisują baryłki wprost do rezerw.
• Technologia – wyższy współczynnik odzysku przenosi część zasobów znanych złóż do rezerw.
• Rewizje – rządy i operatorzy przeliczają złoża po latach eksploatacji.
• Ropa niekonwencjonalna – ropa łupkowa, piaski roponośne i ropa ciężka wchodzą do rezerw, gdy ich wydobycie staje się opłacalne.

Ostatnia z tych dróg zmieniła ranking krajów. Z 1732 mld baryłek najwięcej, bo 17,5 procent, ma Wenezuela. Jej rezerwy obejmują ropę ciężką z Pasa Orinoko, czyli złoża niekonwencjonalne. Za nią są Arabia Saudyjska z 17,2 procent i Kanada z 9,7 procent. Te trzy kraje mają więc łącznie ponad 44 procent światowych rezerw.

Dalszą czołówkę tworzą głównie państwa Bliskiego Wschodu z OPEC oraz Rosja. Pierwsze miejsce Wenezueli w rezerwach nie przekłada się na pierwsze miejsce w wydobyciu. Jednym z powodów jest to, że zasoby ropy Wenezueli są w większości ciężkie i drogie w przeróbce.

Ile ropy świat wydobywa i zużywa każdego dnia?

Świat zużywał w 2023 roku 102,2 mln baryłek ropy dziennie – tyle podają tabele popytu OPEC. Baryłka ma 159 litrów, więc dzienne zużycie przekracza 16 mld litrów. Roczne zużycie sięga około 37,3 mld baryłek. Jednostki porządkuje prosta zasada: IEA i EIA podają rynek w milionach baryłek dziennie, a rezerwy liczy się w miliardach baryłek.

Wydobycie ropy naftowej nadąża za tym zużyciem niemal baryłka w baryłkę. Chwilowe nadwyżki trafiają do magazynów, a niedobory pokrywa się z zapasów, więc w skali roku obie wielkości są prawie równe. Najwięcej baryłek pochłania transport. Wzrost popytu napędzają jednak głównie gospodarki wschodzące, przede wszystkim azjatyckie, oraz petrochemia, która przerabia ropę na tworzywa i chemikalia.

Szczyt popytu może nadejść przed wyczerpaniem złóż

Era ropy może się skończyć szybciej z powodu malejącego popytu niż z powodu geologii. Szczyt popytu to moment, w którym zapotrzebowanie przestaje rosnąć, choć złoża mogłyby dostarczać więcej. W scenariuszu IEA World Energy Outlook opartym na deklarowanych politykach (STEPS) popyt osiąga szczyt około 2030 roku, przy 102 mln baryłek dziennie. Potem powoli spada. Według OPEC zużycie w 2023 roku było niemal takie samo. W scenariuszu IEA popyt jest więc już blisko szczytu.

Główną przyczyną jest elektryfikacja transportu. W 2035 roku ponad 840 mln pojazdów elektrycznych ma w tym scenariuszu zastępować 10 mln baryłek dziennie, głównie w Azji i Europie. Petrochemia i lotnictwo działają w przeciwną stronę: zużycie ropy w obu sektorach rośnie dalej, do 2035 i 2050 roku.

Organizacja eksporterów widzi to inaczej. Prognoza OPEC do 2050 nie przewiduje w perspektywie szczytu popytu. Zużycie ma w niej wzrosnąć do 123 mln baryłek dziennie w 2050 roku. Jako argument OPEC podaje, że ropa, gaz i węgiel dawały w 2024 roku łącznie około 80 procent światowego miksu energetycznego.

Rozbieżność wynika z innych założeń co do tempa elektryfikacji i polityki klimatycznej, dlatego żadnej z tych prognoz nie da się dziś uznać za przesądzoną. Obie prognozy mają jednak wspólny punkt: w połowie wieku świat wciąż zużywałby dziesiątki milionów baryłek dziennie.

Kryzys dostaw a wyczerpanie złóż – na ile wystarczą zapasy interwencyjne?

Brak ropy w ciągu kilku tygodni to problem logistyki i przepustowości, nie geologii. Wystarczy zablokowanie wąskiego gardła transportu, takiego jak Cieśnina Ormuz, by tankowce przestały dowozić ropę, która wciąż leży w złożach i magazynach eksporterów.

Na taki scenariusz odpowiadają zapasy interwencyjne. Ustawa o zapasach ropy naftowej wymaga, by pokrywały co najmniej 90 dni średniego dziennego przywozu netto z poprzedniego roku. Ten sam próg 90 dni importu netto obowiązuje państwa członkowskie IEA. Zapasy komercyjne w krajach OECD dają dodatkowy bufor, ale służą głównie bieżącej pracy rafinerii.

Polska jest tu przypadkiem niemal skrajnym. Dane Państwowego Instytutu Geologicznego określają udział krajowych złóż na około 3–3,5 procent zapotrzebowania. Zapotrzebowanie to waha się w ostatnich latach od 26 do 28 mln ton rocznie. Resztę ponad krajowe wydobycie ropy naftowej w Polsce muszą w kryzysie pokryć magazyny i alternatywne trasy dostaw. Zapas liczony od importu netto jest więc w praktyce zapasem na prawie całe zużycie.

Czy 90 dni oznacza, że po trzech miesiącach kraj zostaje bez paliwa? Niekoniecznie. Czas kupiony przez zapasy zależy od:

• Częściowego przerwania dostaw – zapas liczony na pełny import starcza proporcjonalnie dłużej, gdy brakuje tylko części baryłek.
• Fizycznej dostępności magazynów – całość zapasu z danego magazynu musi dać się wytłoczyć w ciągu 90 dni, a tempo uwalniania ograniczają rurociągi i rafinerie.
• Skoordynowanego uwolnienie przez IEA – wspólna akcja państw członkowskich rozkłada ciężar braku na wiele rynków.