Globale reserver af fossile brændsler

NOTAT 2. marts 2010 J.nr. 3401/1002-0061 Globale reserver af fossile brændsler Bestilling fra Klimakommissionen ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- Indholdsfortegnelse 1. De globale reserver af olie, gas og kul... 2 1.1 Den globale fordeling af olie-, gas- og kulreserver... 2 1.2 Indvindingen af olie, gas og kul i dag... 3 1.3 IEA s scenarier for forbruget af fossile brændsler... 5 2. Olie... 8 2.1 Konventionelle ressourcer... 8 2.2 Olieproduktionskapacitet frem til 2030... 10 2.3 Oliereserverne historisk set... 11 2.4 Ikke-konventionelle ressourcer... 14 3. Naturgas... 17 3.1 Konventionelle ressourcer... 17 3.2 Gasreserverne historisk set... 18 3.3 Perspektiver for gasproduktionskapaciteten... 19 3.4 Ikke konventionelle ressourcer... 20 4. Kul... 22 4.1 Globale kulreserver og ressourcer... 22 4.2 Udviklingen i kulreserver... 25 4.3 Geografisk fordeling af kulreserverne... 25 5. Afsluttende bemærkninger... 27 Side 1

1. De globale reserver af olie, gas og kul 1.1 Den globale fordeling af olie-, gas- og kulreserver På figur 1.1 er vist den globale fordeling af olie- og gasreserver som opgjort ved udgangen af 2008. Kilden er BP Statistical Review of World Energy, June 2009. Med de valgte enheder kan olie- og gassøjlernes højder direkte sammenlignes for så vidt angår energimængder. De globale olie- og gasreserver er energimæssigt af omtrent samme størrelse. 1 Figur 1.1: Global fordeling af olie- og gasreserver Global fordeling af olie- og gasreserver Olie Gas Det ses, at oliereserverne er koncentreret i Mellemøsten, der har ca. 60 pct. af de globale oliereserver 2, fulgt af Venezuela (8 pct.), Rusland (6 pct.), Libyen (3 pct.), Kazakhstan (3 pct.) og Nigeria (3 pct.), dækkende i alt 5/6 af de globale reserver. USA og Canada har hver knap 2½ pct. af reserverne, mens EU-lande har ca. ½ pct., og Norge har godt ½ pct. Gasreserverne er koncentreret i Rusland (23 pct. af de globale gasreserver) og Mellemøsten (41 pct. 3 ), fulgt af Turkmenistan (4 pct), USA (4 pct.), Nigeria (3 pct.) og Venezuela (3 pct.), dækkende i alt godt 3/4 af de globale reserver. EU-lande har ca. 1½ pct., ligesom Norge har ca. 1½ pct. Det kan bemærkes, at gasreserverne i Rusland energimæssigt er af samme størrelse som oliereserverne i Saudi Arabien. Omtrent halvdelen af reserverne af olie og gas under ét (energi- 1 Søjlehøjderne er baseret på olie angivet i milliarder kubikmeter og gas angivet i billioner kubikmeter. Energiindholdet i én kubikmeter olie svarer cirka til energiindholdet i 1000 kubikmeter gas. 2 Fordelt med 21 pct. i Saudi Arabien, 11 pct. i Iran, 9 pct. i Irak, 8 pct. i Kuwait, 8 pct. i Forenede Arabiske Emirater (UAE) og de sidste 3 pct. i andre mellemøstlige lande. 3 Fordelt med 16 pct. i Iran, 14 pct. i Qatar, 4 pct. i Saudi Arabien, 3 pct. i Forenede Arabiske Emirater (UAE) og de sidste 4 pct. i andre mellemøstlige lande. Side 2

mæssigt) ligger i Mellemøsten. Og for olie og gas under ét har Rusland, Iran og Saudi Arabien reserver af nogenlunde samme størrelse. På figur 1.2 er vist den globale fordeling af olie-, gas og kulreserver (baseret på BP Statistical Review of World Energy, June 2009 ). Med de valgte enheder kan søjlernes højder sammenlignes for så vidt angår energimængder. Figur 1.2: Global fordeling af olie-, gas- og kulreserver Global fordeling af olie-, gas og kulreserver Olie Gas Kul De globale kulreserver er energimæssigt en smule mere end dobbelt så store som oliereserverne, svarende til en smule større end olie- og gasreserverne under ét. Til sammenligning jf. også nedenfor udgør olie knap 40 pct. af verdens samlede forbrug af fossile brændsler (målt ved energimængder), mens kul udgør 1/3, og gas udgør ca. 27 pct. Fossile brændsler udgjorde i 2007 godt 81 pct. af det globale primære energiforbrug. Det ses, at de største kulreserver findes i USA (29 pct. af de globale reserver), fulgt af Rusland (19 pct.), Kina (14 pct.), Australien (9 pct.) og Indien (7 pct.), dækkende i alt knap 4/5 af de globale reserver. Ukraine, Kazakhstan og Sydafrika har hver ca. 4 pct. af reserverne. EU har ca. 3½ pct. Hvis der anlægges en samlet vurdering af de fossile brændselsreserver, har Mellemøsten de (energimæssigt) største reserver, fulgt af USA og Rusland som har omtrent lige store reserver. 1.2 Indvindingen af olie, gas og kul i dag Reserverne må ses i lyset af indvindingen af olie, gas og kul (som på globalt plan vil afspejle forbruget). En grov indikator for reservesituationen er således forholdet mellem reserver og dagens indvinding (R/P-forholdet), som udtrykker hvor mange års indvinding de nugældende reserver svarer til (ved dagens indvindingsniveau). Side 3

Tabel 1.1: Dagens indvinding i forhold til reserver Olie Gas Kul Reserver 1258 mia. td. 185 bill. m3 412 mia. toe Indvinding (2008) 30 mia. td. 3,1 bill. m3 3,3 mia. toe R/P-ratio, globalt 42 60 122 R/P-ratio, udvalgte regioner: EU+Norge 1) 8 20 51 OECD-lande 13 15 164 Kina 11 32 41 Tidl. Sovjet 27 72 433 Mellemøsten 79 199-2) 1) EU eksklusiv Estland, Letland og Litauen (som indgår i tidligere Sovjet). 2) Indvindingen af kul i Mellemøsten er så begrænset, at R/P-ratioen ikke bliver meningsfuld. Samtidig udgør kulreserverne i Mellemøsten blot 0,2 pct. af de globale reserver. Kilde: BP Statistical Review of World Energy, June 2009. Tabel 1.1 viser, at reserverne i forhold til dagens produktion er forholdsvis store for olie og gas i Mellemøsten, for gas og kul i det tidligere Sovjet, og for kul i OECD-området (hvor det primært er USA og Australien som tegner sig for disse reserver). R/P-forholdet skal imidlertid skal tolkes med stor forsigtighed: - R/P-forholdet er baseret på dagens indvinding og tager dermed ikke hensyn til den fremtidige udvikling i indvindingen, som i sagens natur er den relevante størrelse i forhold til udtømning af reserverne. - Samtidig er reserverne udtryk for de kendte, fremtidige indvindelige mængder baseret på dagens viden. De historiske erfaringer peger på, at der løbende kan ske en tilvækst i reserverne i medfør af blandt andet nye indvindingsteknologier og afdækning af nye forekomster. R/P-forholdet for olie og gas har i store træk været uændret over de seneste årtier og er altså ikke blevet reduceret svarende til den indvinding der er sket i perioden. (Dette observeres også for regionale R/P-forhold). - Hertil kommer spørgsmålet om ikke-konventionelle ressourcer (for olie og gas). - Desuden siger størrelsen af reserverne ikke entydigt noget om omstændigheder og forudsætninger for indvinding af de pågældende reserver, herunder hvilken indvindingshastighed der i praksis er mulig for forskellige forekomster samt f.eks. hvilke investeringer mv. der skal til. Disse forskellige aspekter er søgt yderligere belyst i de efterfølgende afsnit for henholdsvis olie, gas og kul. Reserve- og ressourcesituationen for fossile brændsler rækker videre end fysisk tilstedeværende mængder og må i meget vid udstrækning betragtes som en økonomisk problemstilling. På såvel kortere sigt som på lang sigt vil økonomiske forhold spille en væsentlig rolle i forhold til hvor stor en del af de fysisk tilstedeværende mængder der i praksis kan indvindes. Herunder vil økonomiske forhold spille en væsentlig rolle i forhold til f.eks. efterforskningsaktiviteter og andre investeringer i produktionsapparat mv. Hertil kommer bl.a., at forskelle i politiske rammer kan have stor indflydelse på forudsætningerne for indvinding af olie, gas og kul i det enkelte land. Set i et længere perspektiv må påregnes at priserne på fossile brændsler kommer til at afspejle perspektiverne for såvel efterspørgslen som udbuddet, herunder (ift. udbudssiden) aspekter omkring reservetilvækst, tilpasning af indvindingskapacitet og inddragelse af ikke-konventionelle ressourcer, jf. også senere i notatet. Side 4

1.3 IEA s scenarier for forbruget af fossile brændsler Til at perspektivere den fremtidige udvikling i indvindingen tages udgangspunkt i IEA s to scenarier fra WEO09: det såkaldte referencescenarie og et 450 ppm scenarie. Det bemærkes, at der er tale om scenarier for en fremtidig udvikling og ikke prognoser. Referencescenariet vil indebære voldsomme klimaændringer 4 mens 450 ppm scenariet giver ca. 50 pct. sandsynlighed for at holde den globale opvarmning på maksimalt 2 graders. I IEA s referencescenario forventes verdens energiforbrug efter et midlertidigt fald i 2009 pga. økonomisk krise at stige med samlet 40 pct. frem mod 2030. Det stigende energiforbrug drives først og fremmest af befolkningstilvækst og økonomisk vækst, som mere end opvejer tendensen til faldende energiintensitet (energiforbrug/bnp). Væksten i energiforbruget vil være stærkest i de store vækstøkonomier. Kina og Indiens energiforbrug forventes således tilsammen at tegne sig for 54 pct. af væksten i energiforbrug, hvilket indebærer, at Kina vil overhale USA som største energiforbruger inden 2015 (om end ikke per capita). OECDlandenes andel af det globale energiforbrug falder fra nuværende 48 pct. pct. til 37 pct. 5 Fossile brændsler (olie, gas og kul) vil dække størstedelen af tilvæksten i energiforbrug, således at fossile brændsler i 2030 dækker 80 pct. af det totale energiforbrug stort set samme andel som i dag (godt 81 pct.). Transportsektoren er den altovervejende drivkraft bag stigningen i olieforbruget, mens elproduktion er den primære drivkraft bag stigningen i kulforbruget samt gasforbruget. Det stigende olie- og gasforbrug forudsættes i høj grad dækket af øget produktion i Mellemøsten, mens det øgede kulforbrug primært dækkes af forøget produktion i særligt Kina og Indien. I store træk og undtaget effekten i 2009 og 2010 fra den økonomiske krise svarer væksten i såvel energiforbruget som fossile brændsler frem til 2030 til udviklingen det seneste tiår. Tabel 1.2. Globale bruttoenergiforbrug og forbrug af fossile brændsler. 2007 2020 2030 2030 Mtoe 1) ift. 2007 ift. 2007 Mtoe 1) Referencescenariet Olie 4.093 +8 % +22 % 5.009 Gas 2.512 +21 % +42 % 3.561 Kul 3.184 +30 % +53 % 4.887 Andre 2.224 +28 % +50 % 3.333 Energiforbrug 12.013 +20 % +40 % 16.790 450 ppm scenariet Olie 4.093 +1 % +4 % 4.250 Gas 2.512 +14 % +17 % 2.941 Kul 3.184 +10 % -18 % 2.614 Andre 2.224 +40 % +106 % 4.584 Energiforbrug 12.013 +13 % +20 % 14.389 1) Millioner tons olieækvivalenter. Kilde: IEA, World Energy Outlook 2009 (WEO09). 4 IEA vurderer, at referencescenariet fremskrevet til 2050 indebærer langsigtet stabilisering af drivhusgas koncentration i atmosfæren på omkring 1000 ppm, svarende til en gennemsnitlig global temperaturstigning på 6 grader, hvilket vil have voldsomme miljømæssige konsekvenser. 5 Vækstpotentialet for udviklingslandenes energiforbrug kan illustreres ved, at den gennemsnitlige kinesers energiforbrug i dag er en femtedel af den gennemsnitlige amerikaners. Side 5

I 450 ppm scenariet, hvor man med en ambitiøs klimaaftale begrænser CO2 udledninger frem mod 2030 markant, kommer dels en mærkbar energieffektivisering, dels en markant kraftigere vækst i atomkraft og vedvarende energi. Det gælder navnlig for perioden efter 2020. Fossile brændslers andel af energiforbruget reduceres til 77 pct. i 2020 og 68 pct. i 2030. Forbruget af fossile brændsler vil dog samlet set stige frem til omkring 2020. Kulforbruget reduceres mærkbart ift. referencescenariet, og i 2030 er tale om en halvering ift. referencescenariet i høj grad som følge af mindre kulforbrug i elproduktionen. Det bemærkes, at der grundet CO2 begrænsningen bl.a. sker substitution fra kul til gas, og samtidig spiller gas typisk en vigtig rolle som balancekraft ved voksende andel af fluktuerende VE i elproduktionen (f.eks. vind). Gas udgør en omtrent uændret andel af det globale energiforbrug (ca. 21 pct.). Regneeksempler med simple forlængelser af IEA s scenarier IEA s scenarier rækker frem til 2030. Udviklingen efter 2030 er imidlertid også væsentlig i forhold til problemstillingen om reserverne af fossile brændsler. Til illustration er derfor vist regneeksempler baseret på simple forlængelser af IEA s scenarier. Det skal understreges, at der alene er tale om simple regneeksempler som ikke bør ses som udtryk for et sammenhængende scenarie for perioden efter 2030. Notatet indeholder tre regneeksempler for, hvordan forbruget af de fossile brændsler kan udvikle sig efter 2030. Dels en forlængelse af IEA s referencescenarie, hvor det antages at væksten i forbruget fortsætter efter 2030. Dels en forlængelse af IEA s 450 ppm scenarie, hvor det antages at udviklingen i forbruget af fossile brændsler efter 2030 følger kravet til udviklingen i CO2-udledningen. Dels forlængelse af IEA s 450 ppm scenarie, hvor forbruget af fossile brændsler forudsættes at stabilisere sig fra og med 2030. Boks 1 (næste side) beskriver de anvendte forudsætninger. De to første regneeksempler kan ses som to ekstremer for, hvordan forbruget kan udvikle sig efter 2030. I det første tilfælde stiger forbruget af fossile brændsler som hidtil uden, at der sker afvigelse fra business as usual. Omvendt sker der i det andet tilfælde grundlæggende og omfangsrige ændringer af strukturen i energiforsyningen, som fører til en markant udfasning af de fossile brændsler efter 2030. Det tredje regneeksempel kan opfattes som et forløb, hvor CCS i et ambitiøst klimascenarie kommer til at spille en væsentlig rolle og dermed muliggør fortsat anvendelse af fossile brændsler på et vist niveau. Side 6

Boks 1. Tre regneeksempler for forbruget af fossile brændsler efter 2030 Boksen beskriver de anvendte forudsætninger for de tre regneeksempler for det globale forbrug af fossile brændsler efter 2030. A) Forlængelse af IEA s referencescenarie Dette er en simpel forlængelse af IEA s referencescenarie, hvor det forudsættes, at forbruget efter 2030 udvikler sig med de samme vækstrater som det var tilfældet i perioden 2007-2030. Konkret vil det sige, at forbruget af olie, gas og kul stiger med hhv. 0,9 pct., 1,5 pct. og 1,9 pct. om året. Det indebærer, at forbruget af fossile brændsler i 2050 vil være 83 pct. over 2007-niveuaet (46 pct. for olie, 92 pct. for gas og 123 pct. for kul). I 2050 vil olie da udgøre 33 pct. af de fossile brændsler, gas 27 pct. og kul 40 pct. (mod 42, 26 hhv. 33 pct. i 2007). Med en vækst i det samlede energiforbrug på 1,5 pct. om året vil det samlede energiforbrug i 2050 være 87 pct. over 2007-niveauet, og fossile brændslers andel heraf vil være 79½ pct. (mod 81½ pct. i 2007). B) Forlængelse af IEA s 450 ppm scenarie svarende til CO2-forløb IEA angiver, at CO2-udledningerne fra energi i 450 ppm scenariet skal reduceres med ca. 3 pct. om året fra 2030 til 2050 (jf. tabel 5.1 i WEO09). Regneeksemplet forudsætter helt simpelt at denne reduktion overføres direkte til forbruget af hvert af de tre fossile brændsler efter 2030. Det indebærer, at forbruget af fossile brændsler i 2050 vil være 45 pct. under 2007-niveuaet (43 pct. for olie, 36 pct. for gas, 55 pct. for kul). Givet en årlig vækst i det samlede energiforbrug på godt ½ pct. fra 2030 (svarende til væksten fra 2020 til 2030), vil det samlede energiforbrug i 2050 være ca. 1/3 højere end i 2007, mens fossile brændslers andel heraf vil være reduceret til godt 1/3 (mod 81½ pct. i 2007 og 68 pct. i 2030). C) Forlængelse af IEA s 450 ppm scenarie med stabilisering af forbruget af fossile brændsler Regneeksemplet forudsætter helt simpelt, at forbruget af fossile brændsler stabiliseres fra og med 2030 (jf. tabel 1.2 ovenfor). Det kan ses som udtryk for, at CCS kommer til at spille en væsentlig rolle. IEA peger på, at CCS i et ambitiøst klimascenarie for alvor kan blive konkurrencedygtig fra omkring 2030, jf. figur 6.5 i WEO09. Det er vanskeligt at sige, hvor stor effekt (konkurrencedygtig) CCS teknologi vil kunne have på forbruget af fossile brændsler på længere sigt, herunder på fordelingen mellem olie, gas og kul. Det er muligt, at forbruget af fossile brændsler ikke mindst kul kan være væsentligt højere end implicit forudsat i regneeksemplet. Side 7

2. Olie 2.1 Konventionelle ressourcer En global ressourceopgørelse for olie er foretaget af USGS (United States Geological Survey). Opgørelsen omfatter såkaldt konventionel olie, som er flydende fossil olie, som produceres fra brønde i traditionel forstand, eller som indvindes som natural gas liquids (NGL), dvs. olie indvundet som kondensat ved naturgasproduktion. Opgørelsen omfatter kategorierne: produktion, reserver, reservetilvækst og efterforskningsressourcer: Produktion De allerede indvundne mængder betegnes produktion. Reserver De fremtidige, indvindelige mængder fra kendte felter der kan indvindes med eksisterende teknologi under nuværende og forventede økonomiske forudsætninger betegnes reserver. Reservetilvækst De fremtidige, indvindelige mængder fra kendte felter kan øges ved yderligere feltudbygning samt ved brug af nye teknologier. Dette bidrag benævnes reservetilvækst. Efterforskningsressourcer De fremtidige, indvindelige mængder fra endnu ikke anborede forekomster og endnu ikke kortlagte forekomster betegnes efterforskningsressourcer. Det skal understreges, at ressourceopgørelsen generelt er forbundet med stor usikkerhed, og at der eksempelvis hersker særlig stor usikkerhed om OPEC-landenes reserver pga. dårlige data og manglende transparens. I figur 2.1 nedenfor ses, at den akkumulerede produktion af olie udgør 179 mia. m 3 (1128 mia. tønder). Reserverne udgør 197 mia. m 3 (1241 mia. tønder), hvor hovedparten er placeret i Mellemøsten. Reservetilvæksten er estimeret til 64 mia. m 3 (402 mia. tønder), og efterforskningsressourcerne er opgjort til 128 mia. m 3 (805 mia. tønder). Det skal bemærkes, at bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer ifølge USGS er opgjort for perioden 1995 til 2025. Dvs. de er et bud på hvilken tilgang til reserverne der potentielt kan komme i denne periode. En længere horisont for opgørelsen af bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer må alt andet lige påregnes at øge størrelsen af disse mulige bidrag (idet usikkerheden knyttet hertil ligeledes må påregnes at stige markant). For perioden 1995 til 2003 har USG på grundlag af historiske data opgjort disse to kategoriers faktiske bidrag til tilgang i reserverne og sammenlignet dem med de skønnede bidrag for perioden 1995 til 2025. Det historisk opgjorte bidrag for olie er for kategorien reservetilvækst i overensstemmelse med den forventede stigning i det skønnede bidrag, mens det for gas er større end den forventede stigning i det skønnede bidrag. Derimod er det historisk opgjorte bidrag for efterforskningspotentialet både for olie og gas markant mindre end den forventede stigning i det skønnede bidrag. Ifølge USGS er årsagen til det lave, historisk opgjorte efterforskningspotentiale, at der i perioden dels har været begrænsede efterforskningsmuligheder i Irak, Iran og Libyen, dels har været politisk og økonomisk ustabilitet i Rusland og Central Asien, og dels har olieprisen været lav, hvilket har medført en lav efterforskningsaktivitet. I ressourceopgørelsen i WEO 2008 anvender IEA data fra IHS (tidligere Information Handling Services) for reserverne og USGS for reservetilvækst og efterforskningsressourcer. Side 8

Regneeksempel for forbrug ift. ressourcer af olie I dette delafsnit er gennemført et regneeksempel for udviklingen i olieforbruget frem til år 2100 6. Figur 2.1 viser de nuværende oliereserver og -ressourcer sammenholdt med det akkumulerede olieforbrug i de tre simple regneeksempler (jf. boks 1). Figur 2.1 Olieressourcer og scenarier 800 Olieressourcer og scenarier 700 600 2100 Olie i mia. m3 500 400 300 200 100 Efterforskningsressourcer Reservetilvækst Reserver 2075 2050 2100 2075 2100 2075 2050 2050 2030 2030 2030 0 Reserver & ressourcer Forbrug i ref. scenarie Forbrug i 450 ppmscenarie Forbrug i alternativt (CCS) 450 ppmscenarie Anm.: Bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer ifølge USGS er opgjort for perioden 1995 til 2025. Dvs. de er et bud på hvilken tilgang til reserverne der potentielt kan komme i denne periode. En længere horisont for opgørelsen af bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer må alt andet lige påregnes at øge størrelsen af disse mulige bidrag (idet usikkerheden knyttet hertil ligeledes må påregnes at stige markant). Kilder: IHS, USGS, IEA WEO09 samt egne beregninger. Frem til 2030 er det akkumulerede olieforbrug i IEA s 450 ppm scenarie blot 7 pct. lavere end i referencescenariet. Men udviklingstendensen i olieforbruget op til 2030 er dog væsentlig forskellig i de to scenarier, og der er væsentlig forskel på det samlede forbrug frem til 2050 (og efter 2050) i de tre regneeksempler som forlænger IEA s to scenarier. I referencescenariet svarer olieforbruget op til 2030 til omkring 60 pct. af de aktuelt opgjorte reserver. Med en fortsættelse af væksten i forbruget vil det samlede forbrug allerede før 2050 modsvare reserverne (som pt. opgjort). Videre vil ressourcerne som opgjort på nuværende tidspunkt ikke være tilstrækkelige ift. forbruget frem til 2075. I et 450 ppm regneeksempel, 6 Se afsnit 1.4 for en nærmere beskrivelse af regneeksemplerne. Side 9

hvor olieforbruget reduceres markant efter 2030, er reserverne og reservetilvæksten umiddelbart tilstrækkelige til at modsvare forbruget frem til omkring 2100, mens der i et CCS regneeksempel, hvor der kan opretholdes et vist olieforbrug efter 2030, opstår et pres på ressourcerne. Det skal understreges, at der i praksis vil være grænser for i hvilket tempo reserverne kan indvindes. Det gælder ikke mindst geologiske/teknologiske begrænsninger på den indvindingshastigheden der kan opnås for det enkelte oliefelt, men også de grænser som det på tidspunktet til rådighed værende produktionsudstyr (kapitalapparat) måtte indebære. En simpel sammenstilling af reserver/ressourcer med akkumuleret forbrug fremadrettet tager ikke højde for sådanne begrænsninger på indvindingshastigheden. Begrænsninger på indvindingen betyder, at der muligvis kan opstå et forsyningsmæssigt pres uagtet størrelsen af resterende reserver. 2.2 Olieproduktionskapacitet frem til 2030 Et spørgsmål er, om olieproduktionskapaciteten er tilstrækkelig til at dække den voksende efterspørgsel frem til 2030. I figur 2.2, som stammer fra WEO08, er referencescenariet opdelt i bidrag, der omfatter: Kondensat (NGL) ikke konventionel olie olie fra forøget indvinding olie fra felter, som forventes fundet olie fra felter, som forventes udbygget olie fra producerende felter Figur 2.2: Global olieproduktion i referencescenariet fordelt på kilder Kilde: IEA, WEO08 (figur 11.1) Af figur 2.2 fremgår, at produktionen fra de eksisterende felter forventes markant reduceret i prognoseperioden. Reduktionen i produktionen fra de eksisterende felter stiller krav til, at der bliver fundet nye felter samt sker en videreudbygning af de eksisterende felter. En gennemgang af de fremtidige produktionsmuligheder fra eksisterende felter er givet i særskilt notat, som gennemgår Peak Oil -problematikken. Side 10

I figur 2.3 nedenfor ses det, at det i referencescenariet forudsættes, at hovedparten af stigningen i produktionen frem mod 2030 kommer fra mellemøstlige OPEC-lande samt fra ikkekonventionel olie. Figur 2.3. Global olieproduktion i referencescenariet fordelt på regioner Kilde: IEA, WEO 2008 (figur 3.9) Ressourcerne er ifølge IEA tilstrækkelige til en sådan produktionsstigning, men det vil kræve yderligere investeringer, som det er uklart, om OPEC-landene er villige til at gennemføre. Produktionsprognoserne er således baseret på en antagelse om, at der vil blive investeret i øget udvindingskapacitet, når olieprisen eller rettere forventningerne til fremtidige oliepriser er væsentligt over de marginale omkostninger. IEA s forventning til olieprisen (WEO 2009) er, at den vil begynde at stige igen efter et kortvarigt fald fra 2008 til 2009 og nå $100/tønde i 2020 og $115/tønde i 2030 (2008-priser). Om de nødvendige investeringer vil blive foretaget ved udsigten til sådanne priser problematiseres af, at der ikke er fri adgang for internationale og kommercielle investorer i en række af de mest ressourcerige lande. 2.3 Oliereserverne historisk set En omfattende tidsserie af reserveopgørelser for verdens råolie (hvor kondensat (NGL) ikke er inkluderet) er udarbejdet af Oil and Gas Journal (OGJ). Figur 2.4 viser OGJ s opgørelser af verdens råoliereserver. Tidsserien dækker en periode på mere end 50 år. Opgørelsen blev udarbejdet første gang per 1. januar 1952. Side 11

Figur 2.4: Råoliereserver råolie, mia. tønder 1500 1000 canadisk tjæresand globale konventionelle råoliereserver 500 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Kilde: Oil and Gas Journal. Det kan konstateres, at reserverne er vokset over tid, og at reserverne periodevis er konstante. 7 Det betyder, at der er foretaget en opskrivning af reserverne af samme størrelse eller stør- re end årets produktion. Når reserverne vokser over tid, skyldes det ikke kun, at der findes nye olieforekomster, men også at en voksende mængde kan indvindes fra kendte forekomster som følge af bl.a. teknologiudvikling og økonomiske forudsætninger. I midten af 80 erne blev oliemarkedet ustabilt på grund af en lavere oliepris og høje produktionsrater. Derfor indførte OPEC-landene i Mellemøsten produktionskvoter med henblik på at styre olieprisen. Kvotetildelingen for de enkelte OPEC-lande blev givet på baggrund af det enkelte lands reservetal. Det kan derfor ikke udelukkes, at der lå et vist incitament til at opgøre reserverne så positivt som muligt. Produktionskvoterne medførte, at nogle OPEC-lande opskrev deres reserver betydeligt, uden at der tilsyneladende var gjort nye fund. I perioden 1986 til 1990 blev de globale reserver af råolie således opskrevet fra omkring 700 mia. tønder til omkring 1000 mia. tønder. De globale råoliereserver blev igen opskrevet i 2003 ved at inkludere reserver for ikkekonventionelle olieforekomster af tjæresand i Canada, jf. figur 2.4. Reserverne af tjæresand i Canada er ifølge OGJ s opgørelse opgjort til omkring 175 mia. tønder. Heraf kan 35 mia. tønder indvindes i åbne brud, idet forekomsterne ikke ligger dybere end omkring 75 m, mens 140 mia. tønder kan produceres fra dybere liggende forekomster fra boringer ved hjælp af injektion af damp. Olieproduktionen fra tjæresand forventes øget fra 1,2 mio. tønder/dag i 2007 til 7 OGJ s opgørelse svarer ikke præcist til BP s opgørelse, men afvigelserne imellem de to sæt af opgørelser er forholdsvis små. Side 12

5,9 mio. tønder/dag i 2030. Prognosen for produktion af tjæresand er dog usikker på grund af de miljømæssige udfordringer hermed, især forbruget af vand og udledningen af CO 2. Side 13

2.4 Ikke-konventionelle ressourcer I ressourceopgørelsen i afsnit 2.1 og det tilhørende regneeksempel indgår kun såkaldt konventionel olie. De såkaldte ikke-konventionelle olieforekomster kan dog også medregnes i et fremtidigt indvindingspotentiale. Ikke-konventionel olie omfatter svær olie, ekstra svær olie, olie udvundet fra tjæresand, olieskifer, naturgas og kul. I figur 2.5 er vist ressourcer af konventionel olie og potentiale for indvinding af ikkekonventionel olie med tilhørende produktionsomkostninger. Figur 2.5: Langsigtet udbudskurve for olie Kilde: IEA, WEO 08 (figur 9.10) Figuren viser, at der er et stort potentiale for udvinding af ikke-konventionel olie på omkring 6.500 milliarder tønder olie. De fleste forekomster af ikke-konventionel olie kan kun udnyttes ved behandling af meget store materialemængder. Desuden kræver indvinding af olie fra disse forekomster et større energiforbrug, og produktionen har derfor større økonomiske og miljømæssige omkostninger end produktion af konventionel olie. En væsentlig produktion vil derfor afhænge af robuste forventninger om, at den fremtidige oliepris mere varigt vil befinde sig på et tilpas højt niveau. Den teknologiske udvikling spiller også en vigtig rolle, da denne kan muliggøre en mere hensigtsmæssig og billigere produktion i fremtiden. Generelt set må formodes, at der er betydelige usikkerheder forbundet med investeringer i ikke-konventionel olie, hvilket umiddelbart vil presse kravet til afkastet i vejret. Her kan en kombination af forholdsvis store investeringer kombineret med betydelig usikkerhed om det langsigtede afkast tænkes at udgøre en særlig barriere. Med højere løbende omkostninger for ikke-konventionel olie er det f.eks. muligt at selv en kortere periode med et fald i olieprisen vil kunne mærkbart underminere det langsigtede afkast fra investeringer i ikke-konventionel olie. En særlig risikofaktor vil kunne være en situation hvor dominerende udbydere i det mindste midlertidigt har mulighed for at påvirke olieprisen. Videre betyder en større miljøpåvirkning, at der må vurderes at være større usikkerheder omkring fremtidig miljø- og klimalovgivning forbundet med ikke-konventionel olie fra f.eks. tjæresand, end det er tilfældet for konventionel olie. Herunder vil en øget udbredelse af CO2-regulering implicit kunne skubbe Side 14

omkostningskurven for ikke-konventionel olie opad. Og Canadas udvinding af olie fra tjæresand har eksempelvis været genstand for betydelig kritik i miljøkredse. Det må siges at være tvivlsomt hvor stor en del af de ikke-konventionelle ressourcer der reelt vil kunne udnyttes indenfor en nærmere årrække. I WEO08 forventer IEA således heller ikke noget signifikant bidrag fra ikke-konventionel olie før 2030. 8 Samtidig må dog vurderes at der i et længere tidsperspektiv er et betydeligt potentiale, men der kan også peges på nogle barrierer for udnyttelse heraf. Potentielle prismæssige implikationer og overvejelser Figur 2.5 kan umiddelbart indikere, at olieprisen kunne forventes at stige ganske mærkbart i takt med at de konventionelle olieressourcer gradvist udtømmes, idet indvindingsomkostningerne for ikke-konventionel olie ligger væsentligt højere end for konventionel olie. Der er dog teoretisk gode argumenter for at forvente at en sådan bevægelse opad kurven i figur 2.5 allerede på forhånd vil blive indlejret i olieprisen. En forventning om markante prisstigninger vil således skabe et stærkt incitament til at udskyde indvinding indtil prisen er steget, hvilket da vil bidrage til at udjævne prisstigningerne. Dermed skulle olieprisen også komme til at indlejre den samlede knaphed på olie set over et langsigtet perspektiv. Det er dog langt fra sikkert, at disse teoretiske argumenter holder i praksis. Se boks 2 for en nærmere diskussion af prisfastsættelse af olie. Derudover skal der i forventningen til fremtidige priser tages højde for OPEC-landenes dominans på markedet og dermed mulighed for i det mindste midlertidigt at påvirke prisdannelsen. Der må formodes at være en betydelig usikkerhed forbundet med vurderingen af de langsigtede produktionsomkostninger for ikke-konventionel olie (jf. figur 2.5). IEA beskriver ikke nærmere grundlaget bag omkostningsskønne, og det er uklart f.eks. i hvilket omfang de f.eks. inddrager miljømæssige omkostninger, som kan tænkes pålagt producenten. 9 I det omfang disse skøn står til troende, vil det umiddelbart indebære, at der ved en tilstrækkelig oliepris eller rettere robust forventning til at der mere varigt vil være en sådan oliepris kan opstå et udbud som kan modsvare en betydelig efterspørgsel over en længere årrække. Boks 2. Overvejelser om implikationer for prisfastsættelse af olie Simplificerende kan siges at prisfastsættelsen på olie først og fremmest må påregnes at være bestemt af to sæt faktorer: (i) en klassisk udbuds/efterspørgsels-interaktion der isoleret set vil give en pris svarende til indvindingsomkostningerne for den del af produktionen, der er marginal i forhold til at imødekomme efterspørgslen; samt (ii) det forhold at man trækker på en ikke-fornybar ressource vil give anledning til en såkaldt ressourcerente i prisen på olie, som afspejler den samlede knaphed på olie set over et langsigtet perspektiv. Hertil kommer overvejelser om virkninger fra eventuel kartellignende adfærd fra dominerende udbydere. Ad (i): I forhold til interaktionen mellem udbud og efterspørgsel er det umiddelbart væsentligt at skelne mellem prisfølsomhederne på kort sigt og på længere sigt. På navnlig helt kort sigt må påregnes at der er forholdsvis begrænsede muligheder for at udvide olieindvindingen, svarende til en ganske prisuelastisk udbudskurve. (Dette med forbehold for eventuel kartellignende adfærd fra dominerende udbydere). Tilsvarende peger erfaringerne på, at olieefterspørgslen er ganske pris-uelastisk på kortere sigt. Kombinationen af forholdsvis pris-uelastisk udbud og ditto efterspørgsel kan på kortere sigt føre til betydelige udsving i markedsprisen uden større mængdemæssige effekter ved selv mindre forskyd- 8 WEO08, side 219. 9 Formodningen er at de ikke tager højde for miljømæssige omkostninger. Side 15

ninger i efterspørgsel eller udbud. (Her ses umiddelbart bort fra den stabiliserende rolle som lagre kan spille). Dette synes f.eks. at have gjort sig gældende i forbindelse med de kraftige olieprisstigninger i perioden op til sommeren 2008. På længere sigt vil produktionskapaciteten imidlertid kunne tilpasses, hvilket alt andet lige giver en langt større prisfølsomhed i udbudskurven. Med en længere tidshorisont vil det relevante koncept for udbudskurven være langsigtede indvindingsomkostninger, som tager højde for omkostningerne forbundet med det produktionsapparat der er til rådighed. Tilsvarende vil olieefterspørgslen være mere prisfølsom på længere sigt. Ad (ii): Den såkaldte ressourcerente afspejler, at olie (og andre fossile brændsler) økonomisk set er ikke-reproducerbare goder og dermed vil være forbundet med en grad af knaphed, som dikteres af den akkumulerede efterspørgsel i et længere perspektiv set i forhold til den ressource der er til rådighed. Det bemærkes, at en generel og robust forventning om kraftigt stigende priser på fossile brændsler på længere sigt i medfør af en stærk tiltagende ressourcemæssig knaphed principielt vil skabe et stærkt incitament til at udskyde indvindingen af kendte ressourcer, herunder udskyde investeringer i kapacitet til at indvinde sådanne ressourcer. En sådan udskydelse af indvindingen ville trække i retning af øget nutidig knaphed mod mindre fremtidig knaphed, og dermed samtidig modvirke grundlaget for at forvente kraftigt stigende priser. Det skal understreges, at sådanne overvejelser tager afsæt i forudsætningen om at der ligger en langsigtet økonomisk rationel adfærd til grund for ejernes forvaltning af ressourcen. I det omfang forvaltning af ressourcen hos en mærkbar andel af ejerne er dikteret af andre og mere kortsigtede forhold, 10 vil der kunne opstå situationer hvor en tiltagende ressourcemæssig knaphed over tid giver anledning til kraftige prisstigninger (dvs. udover en prisstigning der skaber en alminde- lig forrentning af ressourcen). I det omfang den generelle forventning til ressourcesituationen er en fremtidig rigelighed af indvindelige ressourcer må det dog forventes, at ressourcerenten presses ned (ultimativt mod nul). Samtidig skal bemærkes, at forwardpriser på olie (som dog maksimalt rækker et par år ud i fremtiden) i de seneste år i lighed med spotprisen har udvist betydelige udsving, og forwardpriser har i ganske vid udstrækning bevæget sig i takt med spotprisen for olie. Det kan i et vist omfang ses som en indikation på betydelig usikkerhed omkring forankringen af olieprisen på lidt længere sigt, og måske herunder en usikkerhed om hvilket langsigtet prisniveau som den fremtidige ressourcesituation vil tilsige. 10 Og givet at der er ikke-negligerbare omkostninger forbundet med at lagre olie (efter indvindingen). Side 16

3. Naturgas 3.1 Konventionelle ressourcer I ressourceopgørelsen for konventionel naturgas i WEO 2009 anvender IEA data fra IHS for reserverne og fra USGS for reservetilvækst og efterforskningspotentiale. Figur 3.1 nedenfor viser, at den akkumulerede produktion af naturgas udgør 66 billioner (10 12 ) m 3. Reserverne (proven) udgør 182 billioner m 3. De største kendte reserver findes i Rusland, Iran og Qatar, og reserverne i disse lande udgør over halvdelen af verdens gasreserver. Summen af skønnene for reservetilvækst og efterforskningsressourcer er opgjort til 223 billioner m 3. Figur 3.1: Naturgasressourcer (status primo 2009) Anm.: Bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer ifølge USGS er opgjort frem til 2025. Dvs. de er et bud på hvilken tilgang til reserverne der potentielt kan komme i denne periode. En længere horisont for opgørelsen af bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer må alt andet lige påregnes at øge størrelsen af disse mulige bidrag (idet usikkerheden knyttet hertil ligeledes må påregnes at stige markant). Kilde: IEA, WEO09 (baseret på IHS og USGS). Som for olien gælder, at ressourceopgørelsen generelt er forbundet med stor usikkerhed, herunder at der pga. manglende transparens og dårlige data hersker særlig stor usikkerhed om reserverne i bl.a. Mellemøsten. De samlede, tilbageværende naturgasressourcer udgør omkring 400 billioner m 3. Det bemærkes, at de tilbageværende energiressourcer af olie og naturgas således er af samme størrelse, idet 1000 m 3 naturgas energimæssigt svarer til omkring 1 m 3 olie. Regneeksempel for forbrug ift. ressourser af naturgas Figur 3.2 viser de nuværende gasreserver og -ressourcer sammenholdt med det akkumulerede gasforbrug i de tre simple regneeksempler for gasforbruget (jf. afsnit 1.4). Side 17

Figur 3.2: Naturgasressourcer og scenarier 600 Naturgasressourcer og scenarier 500 Naturgas i 1000 mia. m3 400 300 200 100 Efterforskningsres sourcer og reservetilvækst Reserver 2100 2075 2050 2100 2075 2100 2075 2050 2050 0 Reserver & ressourcer 2030 2030 2030 Forbrug i ref. scenarie Forbrug i 450 ppmscenarie Forbrug i alternativt (CCS) 450 ppmscenarie Anm.: Jævnfør anmærkning til figur 3.1. Bidragene reservetilvækst og efterforskningsressourcer er ifølge USGS er opgjort frem til 2025, og en længere horisont for opgørelsen af disse mulige bidrag må alt andet lige påregnes at øge størrelsen heraf (idet usikkerheden knyttet hertil ligeledes må påregnes at stige markant). Kilder: IEA, WEO09 samt egne beregninger. Det ses i figur 3.2, at presset på de hidtil fundne gasreserver og ressourcer ikke er så stort som det er tilfældet for olie (jf. figur 2.1), selv når der tages højde for den mulige fremtidige udvikling i forbruget. Dog gælder det også for gas, at forbruget i reference-regneeksemplet lægger pres på reserver og ressourcer inden år 2100, mens den kraftige udfasning af gas i 450 ppm regneeksemplet også her medfører, at reserverne alene modsvarer forbruget helt frem til 2100. I CCS regneeksemplet er reserver og ressourcer tilstrækkelige til at dække efterspørgslen frem til år 2100. Som for olie, gælder at der i praksis vil kunne være forskellige begrænsninger på den mulige indvindingshastighed, jf. afsnit 2.3. 3.2 Gasreserverne historisk set Parallelt til situationen for olie, er de opgjorte gasreserver vokset over tid. Dette ses i figur 3.3 nedenfor. Som for olien gælder, at når reserverne vokser over tid, skyldes det i vid udstrækning opskrivninger af den mængde kan indvindes fra kendte forekomster. Side 18

Figur 3.3: Gasreserverne historisk set 1.000 mia. m3 år 200 100 160 80 120 60 80 40 40 20 0 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008 0 Gasreserver Simple R/P forhold (højre akse) Kilde: BP Statistical Review of World Energy, June 2009 3.3 Perspektiver for gasproduktionskapaciteten De forhold og problemstillinger der fremgår af afsnit 2.2 (for oliemarkedet) er i store træk også relevante i forhold til gas. Som for oliemarkedet gælder, at produktionsprognoserne er ganske følsomme overfor, om der investeres tilstrækkeligt i udvindingskapacitet. Indtil for ganske nylig har der været sat spørgsmålstegn ved, om producentlandene investerer nok i gasudvinding til at følge den forventede efterspørgsel. En uventet tilvækst i nordamerikansk gasproduktion kombineret med et generelt fald i efterspørgslen på grund af lavere global vækst, har dog dæmpet denne bekymring. Til forskel fra olie handles gas primært regionalt, da langt det meste gas stadig er rørført, hvilket begrænser distancerne, hvorover der transporteres gas. De tre hovedregioner er Nordamerika, Europa og Asien. Som udgangspunkt handles der primært indenfor disse regioner med Rusland (og Nordafrika) som primær leverandør til Europa, Canada som vigtigste leverandør til USA, og Mellemøsten som vigtigste leverandør til Asien-Stillehavsregionen. Fraværet af et egentligt globalt marked for gas betyder, at der ved en afbrydelse som følge af uheld, terror eller konflikter ikke er samme mulighed for at få forsyninger ad andre kanaler. I forhold til at opnå en diversificering af producent og transit spiller LNG (Liquified Natural Gas), dvs. gas på flydende og dermed søtransportabel form, en voksende rolle som alternativ til rørført gas. Afsidesliggende gasfelter kan nyttiggøres, og de regionale markeder kan forbindes, fordi LNG kan sejles derhen, hvor priserne er højst. Samtidig er transportskibene fly- Side 19

dende lagre af gas. På nuværende tidspunkt er LNG dog stadig en marginal ressource som følge af de omkostninger, som knytter sig til produktion og modtagelse af LNG. Den geografiske opdeling af gas-reserverne matcher i store træk de tre hovedregioner for forbruget når der tages højde for udnyttelsen af ikke-konventionel gas i USA, jf. nedenfor. På den baggrund synes umiddelbart ikke grund til at der skulle komme et væsentligt stigende behov for at udveksle gas mellem de tre hovedregioner og dermed et markant opbrud i strukturen med tre hovedregioner. 3.4 Ikke konventionelle ressourcer I ressourceopgørelsen i afsnit 3.1 og det tilhørende regneeksempel indgår kun såkaldt konventionel naturgas. Som for olie gælder, at de såkaldte ikke-konventionelle naturgasforekomster også kan medregnes i et fremtidigt indvindingspotentiale. I figur 3.4 er vist ressourcer af konventionel naturgas og potentiale for indvinding af ikkekonventionel naturgas med tilhørende produktionsomkostninger. 11 Figur 3.4: Langsigtet udbudskurve for gas Kilde: WEO09 (fig. 11.15) Figur 3.4 viser, at langt størstedelen af de kendte ressourcer er ikke-konventionelle, nemlig ca. 700 billioner m 3 af de knap 800 billioner m 3. Overvejelserne omkring perspektiverne for udnyttelsen af ikke-konventionel olie i afsnit 2.4 vil i store træk også gøre sig gældende ift. ikkekonventionel gas. I den sammenhæng kan dog bemærkes, at figur 3.4 sammenholdt med figur 2.5) viser, at for gas er meromkostningerne ved ikke-konventionelle ressourcer forholdsmæssigt mindre end gør sig gældende for olie, hvilket alt andet lige kunne ses som en indikation af lidt mindre barrierer for anvendelse af ikke-konventionel gas end for ikke-konventionel olie. 11 På figuren er vist en konventionel gasressource på omkring 55 billioner m 3, som er den lettest tilgængelige del af den samlede konventionelle ressource. Dermed er der ikke overensstemmelse mellem de konventionelle ressourcer opgjort i figur 3.4 og dem i afsnit 3.1, hvilket understreger, at der også er en vis usikkerhed hvad angår de samlede konventionelle gasressourcer. Side 20

Shale-gas En type ikke-konventionel gas som allerede er under produktion, og som er afbildet i figur 3.4, er shale-gas. Shale-gas er naturgas, som primært består af metan, og som er indeholdt i en bjergart, der klassificeres som skifer (shale). En forekomst af shale-gas er karakteriseret ved, at kildebjergart 12, segl 13 og reservoirbjergart 14 er samlet i samme bjergart, og at bjergarten har en meget lav permeabilitet (gennemstrømmelighed). For at brøndene kan opnå en tilstrækkelig produktivitet, udføres brøndene gennem reservoiret dels med lange horisontale sektioner, og dels opsprækkes bjergarten hydraulisk flere steder omkring brøndene således, at brøndenes kontaktareal til reservoiret øges markant. Dette kræver store mængder vand. Udviklingen af produktion fra forekomster af shale-gas er hovedsagelig foregået i USA, og i 2008 blev der i USA produceret 50 mia. m 3 shale-gas svarende til omkring 8 % af USA s samlede produktion. Proven reserverne for shale-gas blev for USA opskrevet med 50 % til over 600 mia. m 3 i begyndelsen af 2008. I figur 3.4 er potentialet for shale-gas angivet til omkring 175 billioner m 3. Firmaer, som har ekspertise indenfor indvinding af shale-gas, har også søgt om efterforskningslicenser i Danmark. 12 En kildebjergart er en bjergart, der indeholder så meget organisk materiale, at det under de rette temperatur- og trykforhold kan omdannes til olie eller gas. 13 Et segl er et overliggende tæt lag, som olien og gassen ikke kan passere igennem. 14 En reservoirbjergart er en porøs bjergart, som indeholder vand, olie eller gas i hulrummene mellem mineralkornene. Side 21

4. Kul 4.1 Globale kulreserver og ressourcer World Energy Council (WEC) udgav i 2007 et Survey of Energy Ressources med en oversigt over medlemslandenes påviste kulreserver (slut 2005) og kulressourcer opdelt i tre forskellige kultyper: Bituminous (inkl. Anthracite), Sub-bituminous og Lignite. WEC opererer med en opdeling på reserver og ressourcer, hvor: Proved reserves (påviste reserver), er den del af de påviste tilstedeværende mængder, der kan indvindes under nuværende og forventede økonomiske forudsætninger med eksisterende teknologi. Der er tale om mængder, der er målt og beregnet ud fra eksempelvis boringer. Estimated additional ressources recoverable er de estimerede yderligere indvindelige mængder, der er indikeret eller tolket (indicated og inferred) i uefterforskede områder af en kendt kulforekomst eller i en ukendt forekomst i kendte kulbærende områder. Det kan også være mængder tolket gennem kendskab til favorable geologiske betingelser. Spekulative mængder er ikke inkluderet. Det gælder for disse data, at det hovedsageligt er WEC s medlemslandes opgørelser, og at det er de pågældende landes tolkning af de førnævnte definitioner af reserve/ressource opgørelser. WEC nævner selv at de opgivne ressourcedata skal ses som den information, der er tilgængelig i de pågældende lande og skal ikke ses som en samlet opgørelse af de globale ressourcer. Til det kan nævnes, at i denne opgørelse er Kinas påviste reserver ikke fornyet siden 1991. Desuden er der ikke en opgørelse af landets yderligere indvindelige mængder, der må forventes at påvirke de globale ressourcer i en positiv retning. I figur 4.1 nedenfor ses, at der er påviste globale reserver på samlet set 426 mia. tons olie ækvivalenter (mia. toe) og en samlet indvindelig ressource på 896 mia. toe (hhv. 847 mia. tons kul og 1.825 mia. tons kul). 15 15 I dette notat er det valgt at addere landenes ressourcer. For mange af de datagivende lande er der et estimat for de yderligere tilstedeværende mængder men ikke for yderligere indvindelige mængder. Ud fra en forudsætning om at det kun er en procentdel af de tilstedeværende mængder, der kan indvindes, er de indvindelige mængder beregnet ud fra de tilstedeværende mængder med en faktor på hhv. 0,5, 0,55 og 0,63 for de tre kultyper bituminous, sub-bituminous og lignite. Dette svarer til en indvindingsgrad for en typisk kulmine, da man i kulminer ikke kan indvinde de totale tilstedeværende mængder, men må lade nogle kulsøjler stå til at bære taget i minen. I åbne kulgrave må det forventes at kunne udvinde stort set samt-lige mængder, og de får derved en større indvindingsgrad. Set ud fra de opgivne dybder for aflejringerne af de tre kultyper er der forudsat de ovenstående indvindingsgrader. Side 22

Figur 4.1: De globale kulressourcer Anm.: Mia. toe er udregnet på baggrund af opgørelser i tons. Bituminous er omregnet ved division med 1,5 og sub-bituminous og lignite er omregnet ved division med 3 på baggrund af BP s omregningsfaktorer. Kilde: Baseret på World Energy Council (2007) samt egne beregninger. Regneeksempel for forbrug ift. ressourcer af kul Som det var tilfældet i afsnit 2 og 3 for hhv. olie og gas, er der i dette afsnit gennemført et simpelt regneeksempel for udviklingen i kulforbruget frem til år 2100 16. Figur 4.2 viser den samlede kulproduktion i de tre illustrative scenarier sammenholdt med de nuværende reserver og ressourcer. I modsætning til regneeksemplerne mht. olie og gas, så viser regneeksemplet i figur 4.2, at reserverne og ressourcerne af kul ikke vil komme under pres inden år 2100. Selv en fortsat kraftigt stigende efterspørgsel efter kul som i forlængelsen af IEA s referencescenarie frem til 2100 vil ikke udtømme de hidtil fundne reserver og ressourcer. I 450 ppm-scenariet og det alternative 450 ppm-scenarie betyder den bratte udfasning af kul, at kun en meget lille andel af ressourcerne vil blive forbrugt. 16 Se afsnit 1.4 for en nærmere beskrivelse af regneeksemplerne. Side 23

Figur 4.2: Kulressourcer og scenarier 1.000.000 Kulressourcer og scenarier 900.000 800.000 Kul i Mtoe 700.000 600.000 500.000 400.000 Efterforskningsres sourcer og reservetilvækst 2100 300.000 2075 200.000 100.000 0 Reserver 2100 2050 2075 2100 2075 2050 2050 2030 2030 2030 Reserver & ressourcer Forbrug i ref. scenarie Forbrug i 450 ppmscenarie Forbrug i alternativt (CCS) 450 ppmscenarie Kilder: WEO09 samt egne beregninger. En meget vigtig ubekendt faktor mht. den fremtidige efterspørgsel efter kul er, i hvor stor en grad CCS vinder frem, da CCS især vil være relevant for kulfyrede kraftværker. Dette er som nævnt i boks 1 forsøgt illustreret i det alternative 450 ppm-scenarie, hvor forbruget af de fossile brændsler forbliver på 2030-niveauet frem til år 2100. Det er dog reelt meget svært at sige noget om, hvor stor en effekt CCS kan have på kulefterspørgslen. Derfor kan man sagtens forestille sig, at efterspørgslen efter kul bliver langt højere end det er tilfældet i regneeksemplet i figur 4.2, hvis kul bliver næsten CO2-neutralt. BGR s ressourceangivelse I World Energy Outlook 2009 henviser IEA til reservetal fra BGR (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe), hvor tallene adskiller sig væsentligt fra WEC. For stenkul er reserverne 728 mia. tons og de yderligere tilstedeværende ressourcer bliver opgjort til 15,6 billioner tons. For lignite er reserverne 269 mia. tons og 4,1 billioner tons yderligere tilstedeværende ressourcer. Til sammenligning udgør det globale kul forbrug i dag lidt under 7 mia. tons. BGR s opgørelser er ikke henvist nogen kilder, og det kan derfor ikke oplyses, hvorledes BGR har fundet frem til disse tal. Hvis disse meget store tal stemmer, er der ikke noget forsyningsproblem selv for referencescenariet langt ud i fremtiden. Forskellen på BGR s tal og WEC s tal ovenfor understreger den store usikkerhed der er i kulressourcerne. Disse usikkerheder kan især skyldes, at der pga. de relativt store reserver har været meget begrænset fokus på kulressourcerne hidtil. Side 24