Náklady na těžbu ...

... tím bych neoperoval. Jak se říkalo u solárních panelů - náklady jsou zatím vysoké, ale s rozvojem technologie se podstatně sníží. A co se asi stane, až se zdokonalí technologie těžby z břidlic...? Já myslím, že nemlich to samé a možná to bude ještě lepší. Jelikož ropu lze těžit i v noci a i když je pod mrakem.

Nevím, nevím, píšete o

Nevím, nevím, píšete o zdokonalení technologie těžby, ale ono to tak triviální jako fotovoltaika nikdy není a nebude. Trochu to sleduji, tak se pokusím se vysvětlit proč. Předně se nejedná o nová naleziště ropy a plynu, naopak nová ( relativně ) je technologie horizontálních vrtů plus frakování. Že je ropa v Severní Dakotě a Montaně (Bakken oil field), se vědělo už desetiletí, ale z horniny typu břidlice nebylo ekonomické ji těžit. Tady je třeba vědět pár technikálií o hornině - o saturaci horniny organickou složkou ( TOC), plus o permeabilitě a porozitě dané horniny. Resumé z toho je, že existuje x ložisek (basins) v Severní Americe, s různými parametry i s různou silou horniny, namátkou Bakken, Eagleford, Permian, Marcellus, Utica, Niobrara etc., každá se v něčem podobá, v něčem liší, takže předpoklad, že vynaleznu jednu dokonalou frakovací tekutinu, která bude fungovat všude stejně skvěle je prostě iluzorní a pošetilé. Proto to přirovnání k fotovoltaice moc nepasuje...  Operátoři všude experimentují jak s počtem frakovacích vln, tak s množstvím vtlačené tekutiny, se složením tekutiny, eventuálně i náhradou tekutiny plynem C02, či gelem. Učí se s každou věží a navzájem si z důvodu konkurenceschopnosti detaily o tekutině, použitém tlaku etc. přiliš nesdělují... Buď jak buď, technologie frakovací je používaná už skoro 10 let - někdy od roku 2003 tuším a od té doby se sice zdokonaluje, ale ceny služeb frac crew, tj. těch firem, které se frakem zabývají setrvale roste. Těžit plyn v USA za současných cen nekonvenčním způsobem se už vůbec nevyplatí, a těžba ropy v největším nalezišti Bakken začíná doléhat na výkupní cenu ropy v oblasti - pohybuje se zde s diskontem o 5-10 dolarů niže (!!)oproti referenční texaské lehké ropě. Suma sumárum, tato nekonveční těžba odstraňuje riziko dry hole, máte 100% úspěšnost vrtu s různou návratností ROR i celkovou výtěžností EUR, což je případ konvenční těžby, kde tzv. wildcatting vrt má procento úspěšnosti sotva 20%, zato však daleko větší EUR - tj. celkově daleko větší vytěžené množství ropy nebo plynu jedním vrtem. EUR u nekonvenčí těžby je v řádech statisíců boe, zatímco u konvenčního vrtu desetkrát i stokrát víc, produkují třeba i po 40-50 letech, takže návratnost kapitálu je úplně někde jinde. Proto je pravda, co uvádí Ji-B - nekonvenční těžba se vyplatí ( break-even price) řádově od 55-60 dolarů, plyn cca od 3,5 za mmbtu (podle podílu kapalných složek), zatímco konvenční těžba, když máte kliku, dobré geology a počáteční kapitál, máte finding and development costs na úrovni do deseti (10!) dolarů za barel.  Ve výsledku bych proto řekl, že budoucnost není v USA, už vůbec ne v kanadských ropných píscích (kerogenu), budoucnost je v zdokonalení 3D seismiky a interpretace v oblastech typu šelf a deepwater na západním a východním pobřeží Afriky, v Kurdistánu, v Severním ledovém oceánu při ruském pobřeží, Indonésii ve vnitrozemí Afriky a generálně ve Venezuele. Amerika se možná během 5 let stane na importech ropy nezávislou, nyní produkuje přes 8 mil. a spotřebuje cca 15 mil. bbl denně, ale nekonvenční vrty se daleko rychleji vyčerpávají, cca během 10 let, přičemž mají vysokou počáteční produkci (IP rate), ale během 3 měsíců klesne produkce klidně o 2-3%... Takže USA dle mého bude vyvážet bude maximálně plyn - terminály už se přešaltovávají a první mají být spuštěny v roce 2015.