Artikel Review: Aguilera, R. F., Eggert, R.G., Gustavo Lagos, C.C., Tilton, J.E., 2009, Depletion and the Future Availability of Petroleum Resources, The Energy Journal, Vol. 30, No.1, pp. 141 174. USGS, 2000, World Petroleum Assessment 2000, Denver: USGS Information Services, 514 pagina s. Auteur: Rembrandt Koppelaar Peakoil Nederland versie 13 April 2009 Samenvatting In Aguilera et al. (2009) wordt geconcludeerd dat de verwachting van een scherpe stijging in de olieprijs in de komende twee decennia naar een nieuw niveau rond 120 dollar per vat onterecht is. Een dergelijk hoog olieprijsscenario is ondermeer als basis genomen in de nieuwe World Energy Outlook 2008 van het Internationaal Energie Agentschap (IEA). De conclusie wordt getrokken op basis van een berekening van het nog te ontdekken potentieel en de reservegroei van conventionele aardolie met een resultaat van respectievelijk 1532 miljard vaten en 1070 miljard vaten. De conclusie kan in twijfel worden getrokken. Ten eerste omdat data uit USGS (2000) worden gebruikt die het potentieel aan toekomstige ontdekkingen te optimistisch inschatten. Terwijl 30% van de periode van 1996 tot 2025 aangegeven door de USGS verstreken is, is 12,7% van het potentieel aan reserves ontdekt. Ten tweede vanwege de dubbeltelling van reservegroei omdat de onjuiste aanname wordt gemaakt dat de USGS de reservegroei in nog niet ontdekte olievelden niet berekend zou hebben. Ten derde vanwege het niet meenemen van een groot aantal limiterende factoren, waaronder de beschikbaarheid van water en aardgas, die meespelen in de productie en het kostenverloop van onconventionele aardolie. Ten vierde vanwege de directe vergelijking van conventionele aardolie met onconventionele aardolie, terwijl de productiemechanismen en productiesnelheid sterk verschillen. Ten vijfde omdat het niet waarschijnlijk is dat het kostenplaatje van één of enkele jaren geëxtrapoleerd kan worden naar de gehele toekomst. De kosten veranderen met de tijd vanwege kostendalingen door technologische innovaties, en kostenstijgingen omdat de kwaliteit van de aardolie en de grootte van de velden afneemt en vanwege steeds moeilijkere wingebieden. De gebruikte economische schatting is gelimiteerd en geeft weinig houvast. Een betere methode zou het analyseren van de investeringskosten en variabele kosten over een langdurige tijdserie per olieprovincie moeten behelzen. Een betere schatting voor de nog te vinden hoeveelheid aardolie is te vinden in een extrapolatie van het cyclische dalende ontdekkingspatroon sinds 1960 hetgeen een resultaat van circa 250 miljard vaten geeft. De aanname voor reservegroei van de USGS van 730 miljard vaten tussen 1996 en 2025 is tot nu toe een goed uitgangspunt gebleken. Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2004 is 28% of 171 miljard van de 730 miljard vaten aan verwachte reservegroei gerealiseerd (Klett et al. 2005). Voor het verloop van de aardolieproductie op de lange termijn, in de komende 20 tot 30 jaar, is het nodig om meer inzicht te verkrijgen in het productiepotentieel van zowel Non OPEC als OPEC. Op basis van de huidige reserves is het potentieel voor productiegroei in Non OPEC onvoldoende en zal een structurele dalende trend inzetten in de komende jaren. Van de reserves in met name OPEC Midden Oosten is weinig bekend vanwege het gebrek aan data afkomstig van betrouwbare partijen wat het onzeker maakt of OPEC voldoende productiepotentieel op gang kan brengen om de daling in Non OPEC kan compenseren in de periode tot 2020 en mogelijk daarna. 1
Index Introductie... 3 De studie van Aguilera... 4 De World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey (USGS)... 6 Het potentieel aan nog te ontdekken aardolie volgens USGS (2000)... 6 Reservegroei in bekende reserves volgens USGS (2000)... 9 De totale resultaten van USGS (2000) zoals gebruikt door Aguilera et al. (2009)... 13 Een analyse van het potentieel aan ontdekkingen in de USGS studie... 14 Een analyse van reservegroei in de USGS studie... 21 De beschikbare reserves: uitbreiding van Aguilera et al. (2009) op USGS (2000)... 22 De impact van economische omstandigheden op de productie van aardolie... 24 De impact van onconventionele aardolie op het aardolietijdperk... 27 Een scenarioschets voor de olieproductie ter aanvulling op de reserve analyse... 28 De oliemarkt anno 2009... 28 Het effect van de lage olieprijs op investeringen in en de productie van aardolie op korte termijn... 31 Conclusies... 41 Referenties... 45 2
Introductie Al decennia wordt studie gedaan naar de hoeveelheid aardolie die uit de grond gewonnen zal kunnen worden. Het beantwoorden van het vraagstuk van de beschikbare hoeveelheid aardolie is op te delen in een aantal stappen of classificaties van reserves die hier kort wordt besproken omdat dit essentieel is voor het begrijpen van het vraagstuk. Een samenvatting van de introductie is te vinden in onderstaande afbeelding 1. Voorkomens/Resources Kennis over de beschikbaarheid begint met het weten van het totale voorkomen van aardolie onder de grond. In het Engels de resources genoemd. Het totale voorkomen is te vinden door het geheel van aardolie in de meer dan 40.000 velden waarin aardolie in poreuze gesteentes onder druk is opgeslagen op te tellen. Bewezen Reserves/Proven Reserves Vanwege de geologie is een groot deel van het totaal aan voorkomen van aardolie echter grotendeels niet toegankelijk. Volgens schattingen op basis van de grote oliedatabases van IHS Energy en Wood Mackenzie kunnen we wereldwijd gemiddeld circa 29% tot 33% van de aardolie onder de grond over de levensduur van een aardolieveld winnen, met de nu beschikbare technieken. Dit getal, de winbaarheidsfactor, verschilt sterk per veld afhankelijk van de geologie. Zo kan uit het gemiddelde veld in Saoedi Arabië meer dan 50% van de aardolie gehaald worden over de levensduur van het veld terwijl uit de meeste velden in het nabijgelegen Oman niet meer dan 30% gewonnen wordt. De hoeveelheid aardolie die met de huidige technieken winbaar is worden de bewezen reserves genoemd, proven reserves in het Engels. Deze aardolie is met een geschatte kans van 95% winbaar. Waarschijnlijke en mogelijke Reserves/Probable en Possible Reserves De resterende hoeveelheid reserves die met huidige technieken niet winbaar worden geacht wordt geclassificeerd als waarschijnlijke reserves die met 50% kans winbaar zijn. In het Engels probable reserves. En mogelijke reserves die een kans van winbaarheid van 10% hebben. In het engels possible reserves. Over de jaren wordt dankzij technologische ontwikkeling meer aardolie winbaar waardoor aardolie uit de possible en probable reserves overgeheveld kan worden naar de categorie bewezen reserves. Bewezen + waarschijnlijk/p2 Voor het schatten van de totale hoeveelheid aardolie die op technologische basis in de toekomst winbaar is, wordt veelal de maat gehanteerd van het samenvoegen van de bewezen + waarschijnlijke reserves, in vaktermen ook wel de P2 genoemd (proven + probable = p2). Dit geeft een schatting die het ultiem winbare aardolievoorkomen genoemd wordt. In het engels de Ultimate Recoverable Resource (URR). De Economische winbaarheid/economically recoverable Van de URR zal niet alle aardolie winbaar zijn omdat het soms te kostbaar is om deze te winnen. Hierin moet onderscheid worden gemaakt tussen winbaar op de korte termijn en op de lange termijn. Dit omdat de kosten van aardoliewinning verschillen voor de korte (5 tot 15 jaar) en de lange termijn (15+ jaar) vanwege kostendalingen door technologische ontwikkelingen, kostenstijgingen als gevolg van tekorten aan personeel en materieel, politieke factoren, en de dynamiek van vraag en 3
aanbod in de markt. Op de lange termijn spelen vooral factoren zoals de afstand van de aardolie tot de markt, bijvoorbeeld in geval van het Noordpoolgebied, de technologische ontwikkeling die kostendaling veroorzaakt, en de geologische structuren onder de grond die het moeilijker maken aardolie te winnen. Maar ook de politieke factoren kunnen van groot belang zijn vanwege het OPEC oliekartel op de lange termijn. Op de korte termijn zijn vooral de kostenstijgingen als gevolg van tekorten aan personeel en materieel, de dynamiek van vraag en aanbod, en politieke factoren van belang. Figuur 1 Gesimplificeerd overzicht van de terminologie, factoren en kansaanpak voor het bereken van de winbare hoeveelheid aardolie.afbeelding afkomstig van United States Geological Survey, USGS (1998) De studie van Aguilera In het eerste kwartaal van 2009 werd in de Energy Journal van de International Association for Energy Economists een artikel gepubliceerd van Aguilera et al. (2009) waarin de beschikbaarheid van aardolie op basis van geologische en economische analyses is beoordeeld. De auteurs concluderen dat grote hoeveelheden conventionele en onconventionele aardolie beschikbaar zijn en geproduceerd kunnen worden tegen kosten ver onder de huidige marktprijs van 120 dollar per vat. Deze resultaten suggereren dat de beschikbaarheid van aardolie waarschijnlijk veel langer zal duren dan velen nu voorspellen en dat de uitputting van aardolie de marktprijs niet boven de vrij hoge niveaus van de laatste jaren hoeft uit te laten stijgen (vertaling uit Aguilera et al 2009, p. 141). Aguilera et al (2009) komen tot deze conclusie op basis van een berekening van de beschikbaarheid van aardolie doormiddel van de methode van cumulatieve beschikbaarheids curven. Bij deze methode wordt eerst het maximum aan aardolie berekend dat technisch winbaar is vanuit geologische kennis op basis van de huidige technologische standaard en toekomstige technologische ontwikkeling. Vervolgens wordt berekend wat de kosten zijn van de winning van de verschillende hoeveelheden aardolie die 4
technisch winbaar worden geacht. Als laatste stap wordt het totale volume dat op geologische basis als beschikbaar is berekend, uitgezet op de x as en afgezet tegen de kosten van winning op de y as, zoals weergegeven in figuur 2. Figuur 2 Voorbeeld van cumulatieve beschikbaarheid curve waarin de kosten uit worden gezet tegen het beschikbare volume aardolie onder de grond in miljard vaten (1 vat = 159 liter), uit Aguilera et al (2009) In deze review wordt het artikel van Aguilera et al (2009) besproken op volgorde van: 1) De geologische analyse waarmee het totaal aan beschikbare reserves wereldwijd is geschat; 2) De beschikbaarheid van aardolie op de lange termijn op basis van de productiekosten zoals berekend. In het werk van Aguilera et al. (2009) wordt de studie van de United States Geological Survey (2000) als basisaanname genomen. Hoewel de studie van de USGS kort besproken wordt door Aguilera et al. (2009) nemen zij de resultaten zonder aanpassingen in zijn geheel over. Om te komen tot een zinvolle analyse van de resultaten van Aguilera et al. (2009) is het daarom nodig om de World Petroleum Assessment uit 2000 van de USGS uitgebreid te bespreken omdat onzekerheden in deze studie grote invloed hebben op de resultaten. 5
De World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey (USGS) Tot op heden is de World Petroleum Assessment 2000 van de United States Geological Survey de meest volledige studie in het publieke domein waarin het toekomstige potentieel aan conventionele aardoliereserves wordt berekend 1. Ondermeer vanwege de volledigheid, uitgebreidheid, en gratis beschikbaarheid wordt zij wereldwijd door een groot aantal instituten en bedrijven gebruikt als basis voor scenario s. Ondermeer door het Internationaal Energie Agentschap, tot en met 2007, voor het bepalen van de beschikbaarheid van aardolie in de periode tot 2030 (IEA 2005; IEA 2006; IEA 2007) en door het staatsoliebedrijf Saudi Aramco om aan te geven hoeveel aardolie er in Saoedi Arabië nog te vinden is (Abdul Baqi en Saleri 2004). Sinds de World Energy Outlook 2008 is de IEA overgestapt op een nieuwe methodiek waarin de studie van de USGS niet meer de leidraad is voor de voorspelling van de olieproductie. In de studie van de USGS uit het jaar 2000 worden twee zaken berekend. Ten eerste wat het potentieel is aan nog te ontdekken aardolie. Ten tweede hoeveel groei er mogelijk is in de bekende reserves, de reservegroei. Reservegroei kan worden gedefinieerd als de toename in reserves over de tijd vanwege te lage schattingen van de reserves in het verleden en de ontwikkeling van nieuwe technologie. Technologie zorgt ervoor dat de hoeveelheid winbare aardolie in een gegeven olieveld, de winbaarheidsfactor, toeneemt. Om tot zinvolle realistische resultaten te komen, gezien factoren als technologische en economische ontwikkeling over de jaren, is gekozen om de studie te limiteren tot een tijdsperiode van 30 jaar, namelijk van 1996 tot 2025, waarin de bovenstaande potentiëlen wordt geschat. Deze tijdsperiode dient niet te letterlijk genomen te worden maar bezien te worden als een tijdsduur die maatschappelijk relevant is voor het maken van een inventarisatie van de aardolievoorkomens (USGS 2000, AM 4). Als basisdata is in de studie van de USGS (2000) de database van IHS Energy (voormalig Petroconsultants) gebruikt tot het jaar 1996. Deze database was en is nu nog steeds de meest volledige database voor aardolievelden wereldwijd. Het potentieel aan nog te ontdekken aardolie volgens USGS (2000) In de studie is de wereld ingedeeld in 937 geologische provincies afhankelijk van de geologische kenmerken. Van deze 937 provincies was destijds bekend dat er 406 aardolie bevatten. Voor de schatting van de nog te ontdekken hoeveelheden aardolie zijn 102 van de 406 oliebevattende provincies geselecteerd. Deze selectie is gemaakt op basis van het totale bekend volume aan ontdekte aardolie, en geologische, politieke, technische en geografische redenen (USGS 2000, RH 5). In totaal bevatte de selectie van 102 provincies 95% van de toen bekende hoeveelheid aan aardolie. Deze provincies zijn verder ingedeeld in regio s op basis van de geologische homogeniteit. Per regio zijn een aantal zaken geïnventariseerd. Ten eerste de waarschijnlijkheid dat exploratie plaatsvindt gedurende de periode 1996 en 2025. Ten tweede de waarschijnlijkheid van ontdekking van een veld met een minimumgrootte van 1 tot 20 miljoen vaten aardolie (1 vat = 159 liter). Ten derde is een schatting gemaakt van het aantal onontdekte aardolie en aardgasvelden in de regio groter of gelijk aan het veld met de minimumgrootte. 1 Conventionele aardolie is hier gedefinieerd als alle vormen van aardolie exclusief aardolie uit teerzanden, aardolie uit extra zware aardolie en aardolie uit olieschalies. 6
Ten vierde de ratio tussen aardolie/gas in aardolievelden en natural gas liquids (NGL)/gas in gasvelden 2. Deze waarschijnlijkheden en schattingen zijn gebaseerd op geologische inzichten zoals het begrip van generatie, migratie, beslotenheid, conservatie van de aardolie en het historische exploratieverloop. Zo is de distributie van de grootte van het veld op te maken uit de geschiedenis van exploratie. Gesimplificeerd worden de grote aardolievelden meestal in het begin van de exploratieperiode geëxploiteerd, waarna het gevonden volume per veld steeds verder afneemt (USGS 2000, OP 7). In het geval dat er niets bekend was is de gemiddelde waarschijnlijkheid van de wereld als geheel toegepast. De vier inventarisaties leveren samen een distributie op van de waarschijnlijkheid van niet ontdekte hoeveelheden aardolie, aardgas en natural gas liquids (NGL). Figuur 3 Schematisch overzicht van Monte Carlo Procedure gebruikt door USGS, uit USGS (2000). De berekende distributie van waarschijnlijkheid is vervolgens in een monte Carlo simulatiemodel als input gebruikt om tot een realistische benadering de niet ontdekte aardolievelden te komen. Een schematisch overzicht van deze procedure is te vinden in figuur 3 links. In de twee figuren in het paars en groen zien we de voor deze studies gebruikelijke lognormale verdeling, gebruikt om de waarschijnlijkheid van de grootte en het aantal niet ontdekte aardolievelden weer te geven. Met kwantitatieve input afkomstig uit de eerder beschreven inventarisatie. Vervolgens zijn in totaal 50.000 Monte Carlo iteraties uitgevoerd op basis van de kwantitatieve input. Daarvan is vervolgens het gemiddelde genomen. Een voorbeeld hiervan is te zien in de blauwe figuur in de grafiek. De uitkomst van dit proces is voor de gehele wereld exclusief de Verenigde Staten is te zien in onderstaande figuur 4. Daarin is te zien dat het gemiddelde voor de wereld neerkomt op 649 miljard potentieel te ontdekken hoeveelheden conventionele aardolie exclusief Natural Gas Liquids (NGL) tussen 1996 en 2025 volgens USGS (2000). In tabel 1 is de kansverdeling te zien van de nog te ontdekken 2 Natural Gas Liquids (NGL) zijn een fractie koolwaterstoffen die uit aardgasvelden worden geproduceerd. Onder de grond zijn ze gasvormig maar bij bovengrondse temperaturen worden ze vloeibaar. De Natural Gas Liquids liggen qua koolstofketens tussen aardolie en aardgas in, ze kunnen omgevormd worden in ondermeer natuurlijke benzine, butaan en propaan. De NGL worden in de raffinageketen voor aardolie gebruikt en daarom tot aardolie gerekend. 7
hoeveelheden aardolie aflopend van het minimum met 100% waarschijnlijkheid naar het maximum met 0% waarschijnlijkheid. Bovenop de schatting voor de wereld komt nog de schatting voor NGL van 207 miljard vaten, en die van de VS van 83 miljard vaten. Het totaal aan verwachte ontdekkingen komt hiermee neer op 939 miljard vaten tussen 1996 en 2025. Figuur 4 Uitkomst van Monte Carlo Procedure uit USGS studie voor de wereld weergeven in miljoen vaten aardolie (MMBO), uit USGS (2000). 8
Tabel 1 Kansverdeling van Monte Carlo Procedure uit USGS studie voor de wereld weergeven in procenten uitgezet tegen de potentiële hoeveelheid nog te ontdekken aardolie tussen 1996 en 2025 in miljoen vaten aardolie (MMBO), uit USGS (2000). Reservegroei in bekende reserves volgens USGS (2000) Reservegroei kan worden gedefinieerd als de toename in de schatting van winbare aardolie vanaf het moment dat een olieveld ontdekt wordt tot het einde van de productie van het veld. Deze toename kan worden veroorzaakt door technologische ontwikkeling, maar dat is lang niet altijd het geval. Het kan ook zo zijn dat de schatting van de originele hoeveelheid aardolie fout was waardoor de reserves toenemen, dat de reserves vanwege politieke of financiële redenen niet goed gerapporteerd zijn, of dat er een extensie van het veld wordt gevonden. De kunst van het schatten van reservegroei zit hem daarmee in het verkrijgen van betrouwbare data van schattingen van de winbare reserves over de jaren. Deze zijn uitermate moeilijk te verkrijgen omdat het moeilijk is de technologische ontwikkeling te scheiden van de overige redenen van reservegroei. Een goed voorbeeld is het Prudhoe Bay olieveld in Alaska dat in 1968 is ontdekt. Prudhoe Bay is een van de grootste velden in de wereld en begon in 1975 met het produceren van aardolie. In 1977 voorspelden reservoir ingenieurs werkend aan het veld dat er uiteindelijk 9,4 miljard vaten aardolie gewonnen zouden kunnen worden. In 2005 was deze schatting toegenomen tot 13,5 miljard vaten. De geschatte reserves zijn over de tijd dus toegenomen of gegroeid met 4,1 miljard vaten. Op het eerste gezicht zou dit toegedicht kunnen worden aan technologische ontwikkeling. Echter volgens de voormalig hoofd Petroleum ingenieur van BP in de VS 9
Jeremy Gilbert, die gewerkt heeft aan Prudhoe Bay, kwam de initiële schatting van het veld neer op 12 tot 15 miljard vaten aan winbare reserves. Vanwege financiële en politieke redenen zou een lager reservegetal van 9,4 miljard openbaar gemaakt (Gilbert 2002). In het geval van Prudhoe Bay lijkt er dus geen sprake te zijn van reservegroei door technologie maar als gevolg van politieke/financiële rapportage van reserves. Voor het maken van algemene schattingen van reservegroei dient de juiste maat voor de uiteindelijk winbare reserves genomen worden. Gangbaar is het om de bewezen + waarschijnlijke (P2) schatting van de reserves te nemen en te kijken hoe deze over de tijd wijzigt. Daarmee zijn publicaties en databases, die zich puur op bewezen reserves baseren zoals de BP Statistical Review, World Oil en de Oil & Gas Journal niet bruikbaar. Alleen de databases van IHS Energy (voormalig Petroconsultants) en WoodMackenzie zijn toepasbaar. De USGS heeft in haar methode voor het schatten van de reservegroei de wereld als geheel genomen en de VS als apart gebied. Dit omdat er niet genoeg afzonderlijke data bekend is per olieprovincie om een afzonderlijke schatting te kunnen maken. Voor het maken van een berekening van de reservegroei is namelijk een tijdserie nodig van minstens 10 jaar met betrouwbare schattingen van de grootte van conventionele aardolie en gasvelden. Vervolgens kan de jaarlijkse verandering in de reserves over de tijd geschat worden, en daaruit een functie gemaakt worden om op basis van de historische reservegroei de toekomstige reservegroei te schatten. In de studie van de USGS (2000) zijn twee methodes besproken voor het berekenen van reservegroei. Ten eerste de studie te beperken tot het schatten van de reservegroei van regio s waarvoor goede data beschikbaar is. Ten tweede het potentieel van de gehele wereld te schatten op basis van een analoog model op basis van de reservegroei in de Verenigde Staten. Voor de tweede optie is gekozen omdat dit naar verwachting het meest complete resultaat gaf (USGS 2000, RG 11). In de studie worden ook een aantal redenen besproken waarom het toepassen van de reservegroei curve van de VS op de reservegroei van de gehele wereld dan wel de potentieel reservegroei zou kunnen overschatten dan wel onderschatten. Voor te lage schattingen worden de volgende redenen genoemd: De aardolie en gasvelden wereldwijd zouden jonger kunnen zijn dan de velden in de VS op basis van de kalenderdatum en dus een veel groter potentieel hebben voor reservegroei. De toekomstige reservegroei zou door betere technologie groter kunnen zijn dan de historische reservegroei in de VS. Een tekort aan aardolie in de toekomst zou activiteiten om reservegroei te genereren kunnen versnellen in vergelijking met het historische verleden in de VS. Voor te hoge schattingen worden de volgende redenen genoemd: De criteria voor het bepalen van de huidige reserves zouden over het algemeen minder strikt kunnen zijn wereldwijd dan die in de Verenigde Staten. Waardoor de bekende reserves hoger uitvallen en het potentieel voor reservegroei lager is. De bekende reserves zouden doelbewust te hoog gerapporteerd kunnen zijn in sommige landen waardoor het potentieel voor toekomstige reservegroei lager is. 10
Grotere aardolie en gasvelden zouden substantieel meer ontwikkeling doorgemaakt kunnen hebben dan velden in de VS voordat initiële schattingen van de hoeveelheid aardolie in het veld zijn gemaakt. Daardoor zou het kunnen zijn dat meer accurate initiële reserveschattingen zijn gemaakt waardoor het potentieel voor toekomstige reservegroei lager is. Om te toetsen in hoeverre de toegepaste functie van de VS op de wereld te optimistisch of te pessimistisch was hebben de auteurs van de USGS studie uit 2000 later een aantal studies gedaan naar afzonderlijke gebieden. Ondermeer naar de reservegroei in Volga Ural, het West Siberische basin, de Noordzee, het Midden Oosten en Canada (Verma et al. 2000; Verma en Ulmishek 2003; Klett en Guatier 2003; Verma et al. 2004; Beliveau 2003; Verma en Henry 2004; allen geciteerd in Ahlbrandt 2006). De algemene conclusie in deze studies was dat de functie zoals gebruikt in USGS (2000) inderdaad toegepast kan worden op de gehele wereld (Klett 2005 geciteerd in Ahlbrandt 2006). De door de USGS (2000) gebruikte functie om de reservegroei wereldwijd te schatten is weergegeven in figuur 5. Op basis van de historische data uit de IHS Energy database (voormalig Petroconsultants) voor de wereld is de reservegroei geschat per jaar tot 2025. Vervolgens is per jaar van deze schatting het midden (gemiddelde) genomen van een waarschijnlijkheidberekening toegepast op basis van een driehoeksdistributie, zoals te vinden in figuur 6. Figuur 5 Functie voor de reservegroei zoals toegepast voor de gehele wereld door de USGS. Weergeven als groeifactor op de y as afgezet tegen de leeftijd van het veld op de x as, afbeelding afkomstig uit USGS (2000). Figuur 6 De door de USGS gebruikte waarschijnlijkheidsdistributie in driehoekvorm voor het berekenen van de reservegroei, afbeelding afkomstig uit USGS (2000). 11
De resultaten van de schatting voor reservegroei van de USGS (2000) komt neer op 612 miljard vaten aan reservegroei voor conventionele aardolie en 42 miljard voor Natural Gas Liquids (NGL) tussen 1996 en 2025 voor de wereld exclusief de VS, en 76 miljard vaten aan conventionele aardolie plus Natural Gas Liquids voor de VS. In totaal dus 730 miljard vaten. De per 1 januari 1996 bekende hoeveelheid winbare aardolie uit ontdekte velden van de IHS Energy (Petroconsultant) database zou daarmee naar verwachting toenemen van 1398 miljard naar 2010 miljard en de reserves aan NGL van 75 naar 117 gedurende 1996 en 2025. 12
De totale resultaten van USGS (2000) zoals gebruikt door Aguilera et al. (2009) In tabel 2 is de samenvatting weergegeven van de resultaten voor onontdekte aardolie en reservegroei voor de wereld en de Verenigde Staten volgens de studie van de United States Geological Survey. In totaal komen de verwachte ontdekkingen wereldwijd aan conventionele aardolie (crude oil + NGL) tussen 1996 en 2025 neer op 939 miljard vaten en de reservegroei op 730 miljard vaten. In tabel 3 zijn de resultaten weergeven voor 8 verschillende regio s. Tabel 2 De resultaten van USGS (2000), afkomstig uit USGS (2000) Tabel 3 De resultaten van USGS (2000), geadapteerd uit Ahlbrandt (2006). Het totaal voor reservegroei uit deze bron komt met 709 miljard vaten niet overeen met de originele resultaten uit USGS (2000) wegens een fout in Ahlbrandt (2006). Dit getal behoort 730 miljard vaten te bedragen waarmee de totale winbare hoeveelheid uitkomt op 3345 miljard vaten. 13
Een analyse van het potentieel aan ontdekkingen in de USGS studie Het potentieel aan ontdekkingen van de USGS van 939 miljard vaten lijkt op basis van het historische ontdekkingspatroon zoals weergeven in onderstaande figuur 7 een hoge schatting. Wanneer het historisch in golfbewegingen dalende patroon sinds 1960 wordt geëxtrapoleerd komen de nog te ontdekken hoeveelheden aardolie wereldwijd neer op circa 250 miljard vaten. Voor het realiseren van de 939 miljard vaten van de USGS is dan ook grote nieuwe golf van ontdekkingen nodig zoals voor het laatst in de jaren 60 heeft plaatsgevonden. Een patroon zoals dit eruit zou zien afgezet tegen de historische ontdekkingen is te vinden in figuur 8 in het blauw. Het is op basis van de historische data onwaarschijnlijk dat dit patroon zich zal voltrekken. Van de 30 jarige tijdsduur bekeken in de studie zijn inmiddels 12 jaar verstreken. Dat maakt het mogelijk dankzij beschikbare data om voor ontdekkingen ook te peilen of het aangegeven potentieel ook daadwerkelijk gerealiseerd is. In figuur 8 is tevens de data voor ontdekkingen opgenomen tussen 1996 en 2007 van IHS Energy in het groen. In totaal is in die periode circa 120 miljard aan vaten aardolie ontdekt wat 12,7% van de 939 miljard vaten van de USGS representeert. De resultaten voor ontdekkingen vallen dus tegen ten opzichte van de verwachting uit USGS (2000). Figuur 7 In miljard vaten per jaar de ontdekkingen van aardolie van 1930 tot 2005, extrapolatie van de ontdekkingstrend tot 2040, en productie tot 2005, afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland geadapteerd van Colin Campbell (2006). 14
Figuur 8 In miljard vaten per jaar de ontdekkingen van aardolie van 1930 tot en met 1995, historische ontdekkingen van 1995 tot en met 2007, extrapolatie van de ontdekkingstrend tot 2050 op basis van 939 miljard nog te ontdekken vaten aardolie naar USGS (2000) weergeven via een normale distributie, afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland. De tegenvallende resultaten voor ontdekkingen zijn verdedigd in een publicatie van de auteurs van de USGS uit 2005. In Klett et al. (2005) wordt erkend dat in de periode 1996 tot 2004 een lager aantal ontdekkingen zijn gerealiseerd dan verwacht volgens USGS (2000). Maar dit was volgens de auteurs te verwachten omdat de meeste nog niet ontdekte olievelden te vinden zijn in economisch, geografisch of politiek moeilijke locaties. Some of the oil resources estimated by the U.S. Geological Survey were expected to come from remote localities such as northeast Greenland, but the World Petroleum Assessment 2000 predicted that most of the undiscovered oil could be found in and around the existing major petroleum provinces of the Middle East, North Africa, and the countries of the former Soviet Union. Large parts of these important areas were not available to exploration during the first 8 yr of the forecast span. This is certainly the case in some of the countries of the Middle East and North Africa. Iraq, Iran, and Libya presented limited investment opportunities during the 8 yr period of this study, and investment in oil and gas exploration in Russia, Azerbaijan, and the central Asian republics has been limited also by various constraints on pipeline construction and perceived political and economic instability.in this context, it is surprising that as much as 11% [end 2003] of the estimated undiscovered oil resource was found (Klett et al. 2005). 15
De vraag is in hoeverre de argumentatie in dit commentaar gerechtvaardigd is. Ligt de lage hoeveelheid aan ontdekkingen daadwerkelijk aan de economische, geografische of politieke situatie van de landen waar de nog te ontdekken aardolie zou liggen? Of zijn de hoeveelheid te verwachten ontdekkingen overschat? Om dit te kunnen beoordelen kijken we naar een aantal afzonderlijke landen en de verwachtingen voor het potentieel aan ontdekkingen tussen 1996 en 2025. De distributie van de ontdekkingen voor de top 30 landen die 92% van het potentieel verwacht door de USGS (2000) bevatten is weergegeven in tabel 4. Tabel 4 Potentieel aan ontdekkingen van aardolie volgens de USGS van 1996 tot en met 2025 gerangschikt naar de 30 grootste potentiëlen, tabel geadapteerd naar USGS (2000). De geselecteerde landen die nader bekeken zijn, zijn Saoedi Arabië en de Verenigde Staten. De Verenigde Staten is geselecteerd omdat vrij goede gegevens beschikbaar zijn voor het land, omdat het een oude productiegebied betreft dat ver over haar piekproductie heen, is wat de accuraatheid van de analyse sterk verbetert, en omdat het de 3 de positie inneemt qua verwachte ontdekkingen. Saoedi Arabië is gekozen vanwege haar toppositie in tabel 4 en de beschikbare gegevens over boringen over de 16
jaren. Samen representeren deze twee landen met 219 miljard aan potentieel te ontdekken vaten aardolie, 23,3% van de 939 miljard vaten van het totale potentieel berekend door de USGS (2000). Volgens de USGS (2000) valt er in Saoedi Arabië een totaal aan potentieel van 136 miljard vaten aan conventionele aardolie plus NGL te ontdekken, tussen 1996 en 2025 (14% van het totaal van 939 miljard vaten). Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2006 zijn in totaal 5 miljard vaten ontdekt in het koninkrijk volgens cijfers van IHS Energy (3,6% van het totaal van 136 miljard vaten). Sinds de nationalisatie in de jaren 70 mogen buitenlandse maatschappijen in het land niet naar aardolie boren. Sinds 2004 zijn verschillende westerse oliemaatschappijen wel toegelaten om in het Zuiden tot Zuid/Westen van het land, in de Rub Al Khali Regio, (de Empty Quarter ) naar aardgas te boren. Als er aardolie gevonden wordt dan is dit in zijn geheel het eigendomsrecht van Saoedi Aramco, de staatsoliemaatschappij van Saoedi Arabië. In figuur 9 is te zien dat tot 2005 voornamelijk in het Oosten van het land geboord is naar aardolie. Figuur 9 Boringen naar aardolie in Saoedi Arabie, figuur afkomstig van Abdul Baqi en Saleri (2004) Vertegenwoordigers van Saoedi Aramco beschreven in een presentatie uit 2004, waaruit de bovenstaande grafiek afkomstig is, drie regio s waar weinig exploratie heeft plaatsgevonden. De Rub al Kahli, de grens met Irak en de rode zee. In de studie van de USGS (2000) blijkt echter dat maar in 1 van deze drie regio s naar verwachting veel aardolie wordt gevonden namelijk Rub al Khali met 51 miljard vaten. De resterende hoeveelheid is volgens de USGS (2000) voornamelijk te vinden in het midden van het land bij de Greater Ghawar Uplift, de regio waarin het grootste aardolieveld ter wereld Ghawar ligt. In dit gebied waar historisch veel geboord is naar aardolie is volgens de USGS 77 miljard vaten aan aardolie nog te vinden. Het is onwaarschijnlijk dat juist in dit gebied geologen olievelden van dergelijke 17
grootte over het hoofd gezien zouden hebben. Boringen naar aardolie vinden in dat gebied al plaats sinds exploratie begon in Saoedi Arabië in de jaren 1940. De verwachte 139 miljard vaten aan nog te ontdekken hoeveelheid aardolie in Saoedi Arabië is daarmee waarschijnlijk te hoog geschat. Tevens zouden, als de schatting van de USGS (2000) klopt, er een aantal grote olievelden gevonden moeten worden in de Rub Al Khali nu daar exploratie plaatsvindt. Daar er nu geboord wordt in dit gebied zou op een termijn van 5 à 10 jaar het waarschijnlijk kunnen zijn dat er een aantal grote ontdekkingen worden gedaan. Figuur 10 Verwachtingen USGS voor ontdekkingen per provincie in Saoedi Arabie, geadapteerd van USGS (2000). Volgens de USGS (2000) is er in totaal een potentieel van 83 miljard vaten aan conventionele aardolie plus natural gas liquids te ontdekken tussen 1996 en 2025 in de Verenigde Staten (8,8% van het totaal van 939 miljard vaten). Tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2006 zijn in totaal 6 miljard vaten ontdekt in de Verenigde Staten volgens cijfers van het Amerikaanse Departement van Energie (7,2% van het totaal van 83 miljard vaten). Doordat de Verenigde Staten een land is waar de productie al vergevorderd is, met een niet door politiek verstoord productiepatroon, is de methodiek van Hubbert Linearisatie goed toe te passen. Geoloog Marion K. Hubbert heeft in de jaren 50 van de 20 ste eeuw deze methode als eerste uitgewerkt. Het gaat uit van het basisaanname dat de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie in een land te berekenen is via de cumulatieve productie en de productiecijfers. De eerste stap is het uitzetten van de cumulatieve productie per jaar op de x as tegen de productie gedeeld door de cumulatieve productie per jaar op de y as. Hierdoor wordt een patroon van punten weergeven die na een bepaalde tijdsduur van initiële productie in een lineair patroon vervalt doordat de waarde van de cumulatieve productie steeds groter wordt ten opzichte van de actuele productie. De methode is daarmee vooral goed toepasbaar voor landen waar de productie al vergevorderd is, zoals in de VS waar 18
sinds het einde van de 19 de eeuw aardolie wordt geproduceerd en sinds 1970 de piekproductie is gepasseerd. De tweede stap is het doortrekken van het lineaire patroon tot het punt waarop de productie tot 0 is gedaald, het punt waarop de uiteindelijk te winnen hoeveelheid aardolie afgelezen kan worden. In figuur 11 is deze methode weergeven voor de Verenigde Staten. Op basis van een lineaire extrapolatie via de gegevens van 1974 tot en met 2007 lijkt de uiteindelijk winbare hoeveelheid aardolie neer te komen op 279 miljard vaten waarvan eind 2007 er 227 miljard gewonnen waren. Figuur 11 Verwachtingen USGS voor ontdekkingen per provincie in Saoedi Arabie, geadapteerd van USGS (2000). In het blauw de historische cumulatieve productie versus productie gedeeld door cumulatieve productie, in het rood de trendlijn genomen vanaf 1974, en rechts via de rode punt weergeven de schatting van de USGS (2000) voor de uiteindelijk winbare hoeveelheid aardolie in de VS, afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland. Naar verwachting zal er dus nog 51,7 miljard vaten geproduceerd worden in de VS inclusief huidige reserves, nog niet ontdekte velden en reservegroei. Opgeteld bij de 33 miljard vaten geproduceerd tussen 1995 en 2007 komt het totaal voor de VS vanaf 1 januari 1996 neer op 84,7 miljard vaten. Dit getal staat in sterk contrast met de cijfers van de USGS (2000). Daarin is een totaal van 191 miljard vaten vanaf 1 januari 1996 berekend, waarvan 32 miljard vaten resterende reserves, 83 miljard aan nog te vinden aardolie en 76 miljard vaten aan reservegroei. Ervan uitgaande dat, zoals de USGS aangeeft, deze hoeveelheden tussen 1996 en 2025 gerealiseerd worden, kan een productieprofiel worden gemaakt van de schatting van de USGS van 191 miljard vaten en de door de auteur gemaakte schatting van 84,7 miljard vaten. Deze scenario s zijn weergeven in de onderstaande figuur 12. Te zien is dat voor het scenario van de USGS (in blauw) de productie in de VS langdurig om zal keren en gedurende een periode 19
van circa 20 jaar zal stijgen ondanks de productiepiek in 1970. Dit vereist het ontdekken van een grote nieuwe aardolieprovincie in de VS naast kleinere ontdekkingen in bestaande provincies. Gezien de ouderdom van de VS als productiegebied en de vele tienduizenden exploratieboringen is het onwaarschijnlijk dat dit zal plaatsvinden. Een doorgaande daling zoals weergegeven in productiescenario 1 op basis van de Hubbert Linearisatie is waarschijnlijker (in groen). Figuur 12 Historische productie in het rood van de Verenigde Staten in miljoen vaten per dag en twee productiescenario s voor de toekomstige aardolieproductie in de VS vanaf 1996. In het blauw het productiescenario 1 op basis van de 191 miljard vaten nog te produceren vanaf 1996 volgens de USGS en in het groen het productiescenario 2 op basis van de Hubbert Linearisatie techniek met 84,7 miljard vaten nog te produceren vanaf 1996, afbeelding afkomstig van Peakoil Nederland. Hoewel een analyse van twee van de tientallen landen waarover de USGS schattingen heeft gegeven van nog te vinden aardolie niet representatief zijn voor de gehele schatting, zijn er wel voldoende kanttekeningen te maken om de gehele schatting in twijfel te trekken, daar deze twee landen 23,3% van de schatting vertegenwoordigen. De gerealiseerde ontdekkingen tussen 1996 en 2006, de onwaarschijnlijk hoge schatting van de nog te realiseren productie in de Verenigde Staten, en de onwaarschijnlijkheid dat grote aardolievelden in gebieden in Saoedi Arabie waar al veel geëxploreerd is over het hoofd zijn gezien, geven voldoende redenen om de resultaten met betrekking tot de nog te ontdekken hoeveelheden aardolie in de studie van de USGS (2000) in twijfel te trekken. Internationaal gezien is een interessante kanttekening te maken dat het IEA sinds de World Energy Outlook 2008 geen 20
gebruik meer maakt van de resultaten van de USGS (2000). Voor het potentieel aan ontdekkingen van 2008 tot 2030 heeft het IEA een eigen schatting gemaakt van 114 miljard vaten (IEA 2008). Een analyse van reservegroei in de USGS studie De enige manier om goed inzicht te krijgen in de mate waarin de USGS reservegroei goed inschat is te kijken naar de veranderingen in de IHS Energy database omdat deze als basisdata wordt gebruikt in USGS (2000). De updates in de IHS Energy database geven daarmee een goede manier om de voorspelling voor reservegroei te toetsen. Door in detail elke verandering te bekijken in de database sinds 1996 en deze naast de schatting van 730 miljard vaten tussen 1996 en 2025 te leggen kan een goed beeld worden verkregen. Helaas is de database van IHS Energy alleen voor een commercieel tarief van 1 miljoen dollar per jaar toegankelijk. In het publieke domein zijn echter wel een aantal datapunten beschikbaar. In een publicatie uit augustus 2005 in het bulletin van de American Association of Petroleum Geologists (AAPG) wordt de studie van de USGS uit 2000 geëvalueerd door een deel van de originele auteurs. De conclusie luidt dat ongeveer 28% of 171 miljard van de 730 miljard vaten aan verwachte reserve groei is gerealiseerd tussen 1 januari 1996 en 1 januari 2004 (Klett et al. 2005). De cijfers gespecificeerd per regio zijn weergegeven in tabel 5. Tabel 5 Geschatte en gerealiseerde reservegroei per regio geadapteerd uit Ahlbrandt (2006). Het totaal voor reservegroei uit deze bron komt met 709 miljard vaten niet overeen met de originele resultaten uit USGS (2000) wegens een fout in Ahlbrandt (2006). Op basis van deze cijfers is de conclusie te trekken dat de schatting van de USGS voor reservegroei tussen 1996 en 2025 tot nu toe goed in lijn is met de gerealiseerde reservegroei. De historische cijfers betekenen echter niet per definitie dat de reservegroei in de toekomst gerealiseerd zal worden zoals in de schatting verwacht wordt, maar wel dat de schatting een grote mate van waarschijnlijkheid heeft. Daar er geen verdere cijfers bekend zijn wegens gebrek aan toegang tot de IHS Energy database maakt dat er geen mogelijkheid is om de cijfers zoals gepresenteerd door Ahlbrandt (2006)te verifiëren of falsifiëren. Een verdere diepgaande analyse van de schatting van reservegroei in USGS (2000) is daarom dan ook niet mogelijk. 21
De beschikbare reserves: uitbreiding van Aguilera et al. (2009) op USGS (2000) In Aguilera et al. (2009) is een model gemaakt om de nog te ontdekken hoeveelheid aardolie in de geologische provincies die in USGS (2000) niet zijn meegenomen te schatten. In totaal zijn in de studie van de USGS (2000) 835 van de 937 geologische provincies niet meegenomen. In Aguilera et al. (2009) wordt op pagina 4 een totaal genoemd van 528 provincies die niet meegenomen zouden zijn in de studie van de USGS. Dit is een incorrecte interpretatie van de tekst van de USGS (USGS 2000, RH 5). Voor de methodiek maakt dit verschil weinig uit qua resultaten, behalve dat in plaats van 528 er 838 geologische provincies in ogenschouw worden genomen in Aguilera et al. (2009). In de studie zijn twee berekeningen gedaan om het totaal aan winbare conventionele aardolie te berekenen. Ten eerste zijn de verwachte volumes in de door de USGS niet bekeken olieprovincies berekend. Dit is gedaan doormiddel van het toepassen van een Variabele Vorm Distributie (VSD), die de relatie weergeeft tussen het cumulatieve aantal provincies met de toekomstige volumes. Deze distributie ligt tussen de Pareto distributie en de Lognormale distributie in, die beide weergeven zijn in figuur 13. Figuur 13 Distributie van de grootte van olieprovincies afgezet tegen het aantal provincies via de Pareto distributie en lognormale distributie, uit Aguilera et al. (2009). Er zijn op hoofdlijnen twee impliciete aannames gemaakt in deze methode. De eerste is dat de grootste provincies als eerste worden gevonden, en dat met de tijd het volume van de nieuwe provincies die ontdekt worden afneemt. De tweede is dat uit een dataset met de geschatte winbare reserves in nog niet ontdekte provincies van de USGS ook de data voor de winbare reserves in niet door de USGS bekeken provincies kan leiden. Het is te bekritiseren of deze geschatte volumes ook daadwerkelijk winbaar zijn daar het om locaties gaat die verafgelegen liggen, dan wel om politieke redenen, waaronder milieuvergunningen, niet toegankelijk zijn. Hier wordt in de economische schatting van Aguilera et al. (2009) kort nader op ingegaan. De uitkomst van het toepassen van de VSD distributie is een verwachte 593 miljard vaten aardolie in de niet door de USGS bekeken olieprovincies. 22
Naast de VSD distributie is een simpele aanname gemaakt voor de reservegroei. De auteurs hebben aangenomen dat de USGS geen reservegroei functie heeft toegepast voor de schatting van de nog niet ontdekte volumes. Ze hebben daarom de percentuele toename van reservegroei over de totale bekende hoeveelheid aardolie uit de USGS (2000) studie genomen. Specifiek gaat het om een 42.97% toename van reservegroei (688 miljard vaten) over de resterende reserves van conventionele aardolie exclusief NGL (891 miljard vaten) plus cumulatieve historische productie (710 miljard vaten) van 1601 miljard vaten (891 + 710). Dit percentage hebben ze eerst vermenigvuldigd met de historische ruwe data zoals gebruikt USGS. Het gaat om de 959 miljard vaten aan resterende reserves plus de 939 miljard vaten aan nog niet ontdekte reserves aan conventionele aardolie plus NGL voor de gehele wereld. Oftewel een vermenigvuldiging van 1898 miljard keer 1,4297 wat een getal van 2713,5 miljard vaten geeft. Vervolgens hebben ze de 593 miljard vaten afkomstig uit de VSD distributie berekening ook vermenigvuldigd met 1,4297 wat een getal van 847,8 miljard vaten geeft. Deze twee getallen zijn opgeteld waaruit een totaal van 3561 miljard vaten aan technisch winbare aardolie komt. De methodiek toegepast voor reservegroei is inconsistent en gebaseerd op de verkeerde aanname dat de USGS geen functie toegepast zou hebben om de reservegroei in nog niet ontdekte volumes te berekenen. Growth functions were applied for two different types of analyses (1) to aid in estimating grown sizes of undiscovered fields and (2) to determine the contribution of reserve growth of existing fields to world resources (USGS 2000, DS 8). In de verwachting voor de ontdekkingen van de USGS is reservegroei al meegenomen. Een tweede fout lijkt het niet meenemen van de reservegroei zoals berekend via de functie van de USGS. Dit totaal van 730 miljard vaten wordt alleen gebruikt voor het berekenen van de omrekenfactor van 1,4297 voor de wereld als geheel en is verder niet meegenomen in de schatting van technisch winbare aardolie. Daarmee is de berekening voor de reservegroei incorrect te noemen. Een betere methode is het nemen van de ruwe basisdata van de USGS van 1898 miljard vaten van resterende aardolie + verwachte ontdekkingen en reservegroei in de 102 provincies berekend door de USGS. Daarbij opgeteld de resultaten uit de VSD distributie van 593 miljard vaten waarin nog niet ontdekte velden voor de resterende olieprovincies zijn meegenomen. Indirect wordt daarmee ook reservegroei berekend doordat als basisdata de verwachte ontdekkingen plus reservegroei zijn gebruikt. Vervolgens kan hierbij reservegroei schatting van de USGS van 730 miljard vaten worden opgeteld omdat dit de reservegroei in al bekende reserves representeert. Deze methode resulteert in een totaal van 3221 miljard vaten resterende aardolie op technische basis. In totaal 340 miljard vaten lager dan de door Aguilera et al. berekende 3561 miljard vaten. In tabel 6 zijn alle cijfers op een rij gezet zoals berekend door de USGS (2000), Aguilera et al. (2006) en de auteur. 23
Tabel 6 overzicht van schatting voor USGS (2000), Aguilera et al. (2009) en correctie Aguilera et al. (2009) voor reservegroei. De impact van economische omstandigheden op de productie van aardolie Na het berekenen van de technisch winbare hoeveelheid aardolie is gepoogd in Aguilera et al. (2009) om de economische beschikbaarheid te berekenen. Daarvoor zijn de gemiddelde kapitaalproductiekosten oftewel totale investeringskosten per gebied en de operating costs of variabele kosten uit diverse bronnen gehaald. Vervolgens zijn deze gemiddeld over het aantal geproduceerde vaten in geval van variabele kosten en de totale winbare hoeveelheid voor de investeringskosten. Als eenheid is voor inflatie gecorrigeerd de waarde van een dollar uit 2006 genomen. De berekening behelst dus een statistische opname van één tot enkele jaren, die geëxtrapoleerd wordt naar de toekomst. Ervan uitgaande dat er geen fundamentele kostenstijgingen of kostendalingen plaatsvinden. Our estimates of production costs are static, and therefore do not take into account the tendency of technological advancement and other factors to reduce costs over time. Nor do they take account of cost increases (Aguilera et al. 2009, p.150 151). Voor de nog niet ontdekte hoeveelheid aardolie in de 835 provincies berekend in Aguilera et al. (2009) is geen data van de kosten van winning bekend. Daarom is een formule gebruikt waarin de productiekosten van deze provincies worden berekend aan de hand van de kosten in het gebied waarin de provincies liggen. Daarvoor is echter eerst een allocatiestap gemaakt. De methodiek van Aguilera et al. (2009) geeft namelijk alleen via de distributie aan, dat er nog een hoeveelheid van 539 miljard bovenop de berekening van de USGS te ontdekken zou zijn. Deze hoeveelheid is verdeeld over de 8 regio s, waaronder Europa, Midden Oosten en Noord Afrika en Noord Amerika, via de percentuele verdeling van de tot nu toe bekende hoeveelheid aardolie over deze regio s. While the model provides future volumes for all 937 provinces, it does not indicate which volumes correspond to which provinces. As Table 4 shows, we have allocated the future volumes from previously unassessed USGS provinces, for both oil and NGL and for gas, among the eight regions of the world on the basis of each region s share of the future volumes in the assessed provinces. This is consistent with the idea that regions with high amounts of future volumes in previously assessed provinces will have unassessed provinces with generally proportional amounts of future volumes (Aguilera et al. 2009, p. 148 149). Vervolgens zijn de productiekosten (ATCU) berekend op basis van de hoogste kosten in de regio (HATC) vermenigvuldigd met 1 plus de ratio tussen de totale verwachte aardolie in niet door de USGS bekeken provincies in de regio (UVOL), zoals bijvoorbeeld Europa, gedeeld door de hoeveelheid aardolie geschat door de USGS in die regio (AVOL). Deze formule is ook hieronder weergegeven in figuur 12. 24
Figuur 14 Formule voor het berekenen van de Average Total Costs Unassessed (ATCU), naar Aguilera et al. (2009). De gemaakte aanname is dat de gemiddelde productiekosten in de gebieden die door Aguilera et al. (2009) zijn berekend, hoger zullen zijn dan de al bekende hoeveelheden aardolie en geschatte hoeveelheden berekend door de USGS (2000). Met als onderliggende aanname dat de aardolie van hoge kwaliteit met lage kosten als eerste wordt gewonnen en dat de kosten steeds verder stijgen naarmate de oliewinning vordert. This procedure presumes that within a region the average production costs for all the unassessed provinces are higher than those for all the assessed provinces including the assessed province with the highest costs. This is consistent with the notion that the highest quality, least costly resources are usually extracted first. The procedure also presumes that the difference between the production costs for the unassessed provinces and the highest cost assessed province increases as the volumes for unassessed provinces rise relative to assessed provinces (Aguilera et al. 2009, p. 167). De gemaakte aannames zijn logisch alleen het is niet duidelijk op welke basis de formule zoals weergegeven in figuur 12 is gekozen. De resulterende ratio lijkt geen enkele empirische basis te hebben. De resultaten van de exercitie zijn te vinden in figuur 15 waarin af te lezen is dat de gemiddelde kosten voor het merendeel van de technisch beschikbare aardolie onder de 20 dollar per vat zou liggen. Figuur 15 Cumulatieve kostencurve waarin de geschatte hoeveelheid nog technisch winbare aardolie en NGL uitgezet is tegen de geschatte kosten van winning De gebruikte methode valt of staat met de aanname dat een statisch punt in één of enkele jaren geëxtrapoleerd kan worden voor de gehele toekomst. Dit is geen onderbouwde aanname. Van de kant van kostendaling vanwege technologische innovatie. Van de kant van kostenstijging doordat de locaties 25