Dieser Blogger hat vor fünf Monaten auf Basis von Zahlen der ENI bzw. der IEA festgestellt, dass die in den vergangenen 12 Jahren verzeichnete Mehrproduktion von Erdöl auf den US-Schieferölboom und Nebenprodukte der Gaserzeugung zurückzuführen ist. Ein US-amerikanischer Energie- und Edelmetall-Blogger kommt anhand von BP-Zahlen nun zu einem ähnlichen, absolut kompatiblen Ergebnis.

Die Rede ist vom auf srsroccoreport.com erschienenen “Global Economic Growth In Serious Trouble When U.S. Shale Oil Peaks & Declines”, das am 7. Mai online gegangen ist.

In diesem Text vergleicht Steve St. Angelo die Produktionszuwächse zwischen 2008 und 2017 mithilfe von Zahlen der im Juni 2018 publizierten jährlichen BP-Statistik

(während meine hier erschienene Rechnerei auf Angaben der “World Oil Review 2018″ der ENI beruht, die ihre Rohdaten wiederum von der International Energy Agency – “Monthly Oil Data” – bezieht).

Der italienische Konzern bringt im Unterschied zu BP zwar keine konsistent jährlichen Produktionszahlen, ermöglicht aber immerhin einen Vergleich von 2005 mit 2017 – womit die verglichene Periode nicht ganz, aber weitgehend deckungsgleich ist.

Dafür haben die Daten von ENI/IEA den Vorteil, dass die NGL-Produktion gesondert ausgewiesen wird – was BP nicht tut (die neue Statistik, die auch 2018 erfassen wird, ist für 11. Juni 2019 angekündigt).

Auf Basis der fast ein Jahr alten BP Statistical Review 2018 rechnet St. Angelo nun vor, dass die weltweite Produktion von (definitorischem) Erdöl zwischen 2008 und 2017 um 9,6 Millionen Barrel pro Tag gestiegen ist, wovon 7,9 mbd oder 82 Prozent aus den USA und Kanada stammen.

Dieses “Delta” beinhaltet

• neues Shale Oil aus den USA.
• zusätzliches NGL aus den Vereinigten Staaten und Kanada (ca. 2 Millionen Barrel pro Tag) und
• neue Teersande aus Kanada.

Bleibt ein Zuwachs von 1,6 mbd übrig, was ziemlich genau dem NGL-Plus außerhalb Nordamerikas entspricht (wieder ist wg. unvollständiger Daten kein ganz genauer Vergleich möglich).

Das heißt: Die konventionelle Ölproduktion ist in den vergangenen 10 Jahren nicht gewachsen (sofern man Light Tight Oil, NGL und Teersande nicht als konventionelles Öl erfasst).

Die jetzt von Steve St. Angelo bestätigte Stagnation ist, was unter peakoilistas als “undulating plateau” bezeichnet wird, als “holprige Hochebene”.

Grenzen konventioneller Produktion, Grenzen von Schieferöl

Über kurz oder lang wird diese jäh abbrechen, unter dem Druck einer jährlichen natürlichen “decline rate” von 9,5 Prozent bei konventionellen Feldern (“brutto”, also ohne Investitionen).

Der heroische Kampf, den die Ölingenieure spätestens seit 2005 liefern, ist á la longue nicht zu gewinnen – das ist bei aller Vorsicht unschwer “vorauszusagen”.

Es gibt übrigens gute Gründe, das Wachstum von Shale, aber auch jenes der Gasflüssigkeiten für geologisch eng begrenzt und auf die USA beschränkt zu halten – aber das ist etwas für einen separaten Eintrag.

Hier nur so viel: Shale ist – wie u.a. in diesem Blog ständig thematisiert – ein Ponzi Scheme, das nicht einmal unter den derzeit in den USA vorherrschenden ultralockeren Finanzierungsbedingungen nachhaltig profitabel arbeitet.

Zwar scheint das mit einem Griff in die staatliche Trickkiste auf unabsehbare Zeit fortgesetzt werden zu können – mithilfe der Fed oder über die üblichen Statistikmanipulationen (oder beidem).

Die geologischen Grenzen der LTO-Produktion sind jedoch “härter”. Die eigentlich chronisch zweckoptimistische EIA rechnet derzeit mit peak shale oil bei gut 10 mbd in den frühen 2030ern gegenüber 6,5 mbd LTO im vergangenen Jahr.

Das war’s dann wohl endgültig - obwohl die USA nach Russland die weltweit größten LTO-trächtigen Gesteinsformationen aufweisen.

Der Rest ist Schweigen, speziell in Europa.

Grafik: srsroccoreport.com, mit freundlicher Genehmigung