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Zitate des Monats:

"Die Welt hat mehr Öl als je zuvor. Die weltweiten Ölreserven kletterten im vergangenen Jahr sprunghaft von 140 Milliarden auf 165 Milliarden Tonnen..."
teilte der Mineralölwirtschaftsverband (MWV) am Freitag in Hamburg mit. Zitiert aus Stern online vom 1. Februar 2003

Aktuelle Pressemitteilung des Deutschen Mineralölwirtschaftsverbandes DMV
EK- 03.02.2003: Laut einer dpa Meldung vom 1. Februar macht der Mineralölwirtschaftsverband (MWV) zwei wesentliche Feststellungen:

1. Die Weltweiten Ölreserven sind sprunghaft gestiegen. Dies weil bei einem Ölpreis von
   30 $/Barrel der Abbau eines Teils der kanadischen Ölsande wirtschaftlich wird.
2. Die weltweite Ölproduktion ist im Jahr 2002 gegenüber dem Vorjahr um 1 Prozent zurückgegangen.

Was ist davon zu halten? Zunächst einmal scheint uns die Meldung über den Rückgang der weltweiten Produktion die wichtige Nachricht zu sein. Damit hat die Welt jetzt ein dreijähriges Plateau der Ölforderung erlebt. Was auch immer die Gründe im einzelnen sind, die auch von Jahr zu Jahr wechseln, so zeigt sich die nicht zu leugnende Tatsache, dass das Wachstum gebrochen ist. Die Anspannung auf den Ölmärkten und die Preisvolatilität sind deutlich Zeichen dafür, dass eine weitere Ausweitung offensichtlich auf große Schwierigkeiten stößt.

Nun zur "wundersamen" Vermehrung der Reserven. Zunächst eine generelle Bemerkung: Nachdem seit 1980 die neuen Funde die jährliche Produktion nicht mehr übersteigen und tendenziell abnehmen, kann ein Reservewachstum nur über die Neubewertung bereits bekannter Vorkommen und eine offensichtlich nicht angemessene Praxis des Reservereportings von vielen Ländern zustande kommen. Beispielsweise liegen die Neufunde im Jahr 2002 bei etwa 6 Gb, also rund einem Viertel der jährlichen Produktion. Die Beschäftigung mit den wachsenden Reserven lenkt ab von der viel wichtigeren Frage der künftigen Produktionsmöglichkeiten. Eine Analyse des historischen Produktionsverlaufs in den verschiedenen Ländern zeigt, dass wir eine ständig wachsende Gruppe von Ländern haben, die ihr Produktionsmaximum bereits hinter sich haben und wo die Förderung von Jahr zu Jahr abnimmt, sowie eine immer kleiner werdende Gruppe von Ländern, die ihre Produktion vermutlich noch ausweiten können. Entscheidend ist die Frage, wie sich die gegenwärtige Produktionsbasis künftig entwickelt. Selbst Exxon kommuniziert mittlerweile, dass die gegenwärtige weltweite Produktionsbasis bis zum Jahr 2010 um etwa 40 Mio Barrel/Tag einbrechen wird. Wo soll der Ausgleich hierfür herkommen?

Zu dem möglichen künftigen Beitrag des nichtkonventionellen Öls aus Kanada, der verantwortlich ist für dieses Reservewachstum, vergleiche unseren Beitrag weiter unten...

Unsere wesentliche These ist, dass in einer Zeit wo die meisten Länder ihr Produktionsmaximum hinter sich haben und es kaum noch Neufunde gibt, die Höhe der künftig möglichen Produktion mit der Höhe der Reserven praktisch nichts mehr zu tun hat.

Ausserdem stellt sich noch folgende Frage: Warum nimmt man die bisher als "nichtkonventionell" gehandelten Ölressourcen Kanadas gerade jetzt in die Buchhaltung der Reserven auf? Weil der Ölpreis über dreissig Dollar ging (die Reserven von den Produktionskosten abhängig zu machen ist ein im Prinzip sinnvolles Verfahren). So legt dies doch nahe, dass der MWV davon ausgeht, dass der Ölpreis längerfristig über 30 $/Barrel bleiben wird. Andernfalls dürften wir in kommenden Jahren einen ebenso wundersamen Reserveschwund erleben, wenn der Ölpreis wieder unter 30 $ fiele.

Die folgende Grafik zeigt die Ölförderung in den Staaten ausserhalb der zentralen OPEC-Staaten und ausserhalb der ehemaligen Sowjetunion, wobei die Länder in der Reihenfolge des Überschreitens des Fördermaximums aufgetragen wurden. Die voraussichtliche Förderkurve bis zum Jahr 2010 ist von der LBST prognostiziert.

Bild: Die Ölförderung in den Staaten ausserhalb der wichtigen OPEC-Staaten und ausserhalb der ehemaligen Sowjetunion in der Reihenfolge des Überschreitens des Fördermaximums (Die Jahreszahl des Überschreitens des Fördermaximums ist mit angegeben). Die Staaten vor dem Fördermaximum sind rechts oben ohne Jahreszahl angeschrieben

Die zweite Grafik zeigt die Ölförderung der restlichen OPEC-Staaten, der Sowjetunion Nachfolgestaaten und der restlichen Staaten (dies ist identisch mit der Summenkurve aus der ersten Grafik). Ebenfalls eingetragen wurde der Beitrag aus Ölsanden in Kanada und Schweröl in Venezuela , sowie deren Fortschreibung bis zum Jahr 2010:

Bild: Die weltweite Ölförderung aufgeteilt in die Förderung der OPEC-Staaten (ohne Indonesien und ohne kleinere Staaten), der ehemaligen Sowjetunion und der restlichen Staaten (ROW-dies ist identisch mit der Summenkurve aus der vorhergehenden Abbildung). Getrennt ausgewiesen wurde die Förderung aus Ölsanden in Kanada und Schweröl in Venezuela, sowie deren Beitrag bis zum Jahr 2010. Um die Gesamtförderung bis zum Jahr 2010 konstant zu halten, muß die Förderung in den OPEC-Staaten und den Sowjetunion-Nachfolgestaaten wie dargestellt ausgeweitet werden. Jede Erhöhung der weltweiten Förderung würde eine zusätzliche Ausweitung der Förderung bedeuten. Hierzu müssten jedoch bereits im Vorlauf Investitionen getätigt werden, wie sie bisher nicht bekannt sind.

Neues aus Kasachstan
EK - 20.01.2003 Das im Jahr 2000 entdeckte und mit viel Vorschußlorbeeren bedachte Ölfeld Kashagan birgt wohl noch weit größere Probleme als bisher bekannt (siehe auch Energiekrise.de vom 26.11.2002). Wie in der neuesten Ausgabe von World Oil nachzulesen ist, liegt ein unberechenbares Gefahrenpotential in dem bis zu 120 °C heißen und bis 1000 bar Druck erreichenden Öl des Ölfeldes. So ist es nach Einschätzung von Prof. Diarov, Leiter des kasachischen Öl- und Gasinstituts in Atyrau, unvermeidbar, dass die Ölförderung unter solchen Druck- und Temperaturbedingungen "Fluktuationen" in der Erdkruste verursachen wird, die Erdbeben auslösen könnten (siehe "Kazakh scientist says project could trigger earthquake" in World Oil, Januar 2003 [Vol. 224 No. 1] oder elektronisch hier .

Mehr und mehr wird verständlich, warum sich BP und Statoil von der Erschließung dieses Ölfeldes zurückgezogen haben.

Nichtkonventionelles Öl in Kanada - Syncrude erreicht neuen Rekord
EK-20.01.2003 - An dieser Stelle wollen wir wieder einen kurzen Überblick über aktuelle Projekte zur Erschließung der kanadischen Ölsande geben (siehe auch Energiekrise.de vom 16.11.2002 und vor allem vom 10.09.2002 und vom 17.6.2001).

Im Jahresbericht von 2001 von Syncrude (siehe unter www.syncrude.com) kann man nachlesen, dass im Jahr 2001 81,4 Mio Barrel Synthetisches Rohöl erzeugt wurden, das sind 223 kb/Tag. Im gleichen Bericht wird auch ein weiterer Rekord erwähnt: Erstmals wurden täglich mehr als 1 Million Tonnen Rohmaterial (Teersand und Abraum) bewegt. Eine kleine Umrechnung zeigt, dass pro kg Öl etwa 33 kg Rohmaterial bewegt wurden. Das entspricht also einer "Nettoausbeute" von 3 Prozent! Beim Konkurrenten Suncor konnte man vor einem Jahr noch eine "Nettoausbeute" von 4 Prozent errechnen.

Neben Syncrude erzeugte Suncor im Jahr 2001 noch 105 kb/Tag synthetisches Rohöl ("light sweet" für die Benzinerhstellung geeignet), 23 kb Rohöldestillat (für Heizöl oder Dieselöl geeignet) und 78 kb/Tag Bitumen. Insgesamt wurden in Kanada 301 kb/Tag Bitumen gefördert.

Doch der weitere Produktionsausbau ist in vollem Gang. Im Jahr 2002 wurde im Millenium-Projekt die Produktion aufgenommen, die bei optimalem Betrieb die Ölproduktion von Suncor etwa verdoppeln wird. Voraussichtlich wird die gesamte Ölgewinnung aus Teersanden bis zum Jahr 2010 etwa um 1 Million Barrel/Tag ausgeweitet werden. Im folgenden wollen wir kurz die Projekte auflisten, die zur Produktionsausweitung der Bitumenproduktion in Alberta (Kanada) bereits begonnen wurden oder in der Planungsphase sind.

Voraussichtlicher Produktionsbeginn im Jahr

2002: Millenium Projekt (Suncor) mit 110 kb/Tag Bitumenproduktion. Die geplanten Kosten betragen ca. 3,5 Mrd C$.

2003: Muskeg River (Albian/Shell) mit 155 kb/Tag und geplanten Kosten von ca. 5.2 Mrd C$.

2004: Aurora 2 (Syncrude) mit 100 kb/Tag Förderrate und 4 Mrd C$ Kosten.

2005: Firebag (Suncor) mit 35 kb/Tag Förderrate und 1 Mrd C$ Kosten.

2006: Hangingstone (PanCanada) mit 35 kb/Tag und Long Lake (Opti/Nexen)mit 70 kb/Tag; Geschätzte Kosten 350 Mio C$ bzw. 2.3 Mrd. C$. Desweiteren die beiden Projekte MacKay River (ca. 35 kb/Tag) und Meadow Creek (75 kb/Tag) von Petrocanada mit ca. 1,3 Mrd C$ Investitionskosten.

2007: Joslyn Creek (Deek Creek) mit 30 kb/Tag und Christina Lake (Encana) mit 90 kb/Tag; geschätzte Kosten ca. 300 Mio C$ bzw. 400 Mio C$.

2008: Aurora 3 von Syncrude mit 100 kb/Tag und ca. 5 Mrd C$ Kosten. Die Firma Koch hat ihre Pläne, das Projekt "Fort Hill" mit 190 kb/Tag bis 2008 für 3,5 Mrd C$ zu realisieren, Anfang Januar auf unbestimmte Zeit verschoben, da sich bisher kein weiterer Investor finden ließ, der sich an den Kosten beteiligt.

2009: Ausbau von Long Lake, Stufe 2 mit 70 kb/Tag und bisher nicht genannten Kosten. Irgendwann zwischen 2004 - 2010 will Conoco sein Projekt Surmont mit 100 kb/Tag für etwa 1 Mrd C$ realisieren.

2011: Canadian Natural Resources (CNR) möchte mit 4.9 Mrd C$ Investitionen im Projekt Horizon 230 kb/Tag Förderkapazität erschließen. 2012: Das Projekt Voyager soll von Husky für 5.2 Mrd C$ erschlossen werden, die angestrebte Kapazität wurde nicht genannt, wird aber vermutlich zwischen 200-300 kb/Tag betragen.

Das Projekt Muskeg 2 (von Shell und Chevron) mit 75 kb/Tag soll in den kommenden Jahren realisiert werden. Kosten und genaue Zeitvorstellungen sind unbekannt . Auch Western Canada (Projekt Jackpine) und Exxon (Projekt Kearl) haben eigene Pläne, deren Zeithorizont noch nicht konkretisiert wurde. Sie wollen 300 kb/Tag (Jackpine) bzw. 130 kb/Tag Produktionskapazität erschließen. Exxon möchte hierfür 2.5 Mrd C$ investieren. Damit ergeben sich folgende Förderausweitungen der Bitumenproduktion (Raffineriekosten und upgrading to synthetischem Rohöl sind nur teilweise berücksichtigt):

Soweit die optimistische Seite. Addiert man diese Pläne, so werden bis 2012 etwa 35 Mrd C$ investiert und die Förderkapazität bestenfalls um 2,2 Mb/Tag gegenüber dem Jahr 2001 ausgeweitet. Beschränkt man sich auf den Zeitraum bis 2010 und läßt die vertagten Projekte (Koch Industries) und die mit ungenanntem Zeithorizont aussen vor, so reduziert sich die Förderausweitung auf ca. 1 Mb/Tag.

Nicht berücksichtigt ist hier allerdings ein potentieller Rückgang der Förderung in den bereits vor langer Zeit erschlossenen Gebieten. Im Jahr 2001 wurden 301 kb/Tag Bitumen und 350 kb/Tag synthetisches Rohöl erzeugt. Die tatsächliche Förderausweitung wird wohl geringer ausfallen, da ein Teil dieser alten Produktionskapazität dem Ende entgegen geht. Neben der Vertagung des Projektes von Koch Industries werden sich sicherlich noch weitere Verzögerungen ergeben. So wurde Anfang Januar der Produktionsbeginn von "Aurora 2" bereits auf Frühjar 2005 verschoben. Die Ausweitung "Aurora 3" wird bereits nach heutiger Erkenntnis die geplanten Kosten mindestens um 10 Prozent überschreiten, wie dem aktuellen Quartalsbericht von Syncrude zu entnehmen ist.

Dass aber selbst dies noch eher optimistisch sein dürfte, das zeigt eine nähere Betrachtung dieser Projekte. So z.B. ist geplant, in dem 4.9 Mrd C$-Projekt Horizon einen Fluß umzuleiten, um das benötigte Wasser zu erhalten. Dies sowie die Tatsache, dass einige Projekte mit dem Namen des Flusses versehen sind, an dem sie liegen, läßt einen nachdenken: In der Tat werden Teersande nur mit einem ungeheuren Aufwand von Wasser erschlossen. So geht bereits heute ein Viertel des gesamten Süßwasserverbrauchs in Alberta auf das Konto der Öl- und Gasindustrie - und das bei zunehmender Trockenheit im Lande.

Darüber hinaus aber gab es bereits in den letzten Jahren deutliche Kostensteigerungen. Dies ist z.B. ein Grund für die Zurückstellung des Projektes "Fort Hill" von Koch Industries. Tatsächlich wird sehr viel Erdgas in der Erschließung eingesetzt. Die beginnende Gaskrise in Nordamerika wirkt sich natürlich auch hier aus. So hat Suncor z.B. in einem Projekt die Umstellung von Gas auf Kohle als wesentliche Energiequelle für die Aufbereitung beschlossen.

Ein weiterer Aspekt ist, dass die oben dargelegten Pläne teilweise nur für die Förderung von Teersand gelten. Das Endprodukt ist minderwertiges Bitumen. Um Bitumen zu hochwertigem synthetischem Rohöl (Synthetic crude) weiter zu verarbeiten, müssen noch Raffinerien umgerüstet bzw. aufgebaut werden. So muß Petrocanada seine Abbau-Vorhaben in MacKayRiver und Meadow Creek ergänzen und seine bestehende Raffinerie in Edmonton für etwa 4-5 Mrd C$ umrüsten, um die Weiterverarbeitung zu hochwertigem synthetischen Rohöl zu ermöglichen. Am 16.11.2002 hatten wir darüber bereits berichtet.

Norwegen über das Ölfördermaximum
EK - 20.01.2003: Im November 1999 hat die Ölförderung in England das Fördermaximum überschritten. Wir berichteten erstmals am 23.Januar 2001 in Energiekrise.de hierüber. Seither ist die Förderung um mehr als 20 Prozent zurückgegangen. Inzwischen ist auch deutlich, dass Norwegen im Jahr 2001 das Fördermaximum überschritten hat, wie das folgende Bild zeigt, das Daten bis November 2002 enthält.

Bild: Die Ölproduktion in Norwegen: Die Einzelfeldanalyse basiert bis einschließlich 2001 auf den tatsächlichen Daten und prognostiziert ab diesem Zeitpunkt die künftigen Förderraten. Die Monatswerte bis einschließlich November 2002 wurden vom Norwegischen Energieministerium veröffentlicht.

BP verkauft seine Nordsee-Ölfelder, um in rentablere Projekte zu investieren
EK - 20.01.2003: BP teilte Anfang diesen Jahres mit, dass es sich von den wenig profitablen Feldern in der Nordsee (vor allem von dem ältesten UK Feld Forties) und in den USA (vor allem im Flachwasserbereich des Golfes von Mexiko) trennen wolle, um zielgerichteter zu investieren.

In der Tat dürfte das ein großes Problem im Konzern sein. Fast 70 Prozent der Ölproduktion von BP stammen aus der Britischen Nordsee oder aus den USA (insbesondere Prudhoe Bay in Alaska). Beide Regionen gehen dem Ende der Ölförderung entgegen. Jetzt hat sich der Amerikanische "Mittelständler" Apache gefunden, der Forties und verschiedene Felder im Golf von Mexiko für 1,3 Mrd $ kauft, um die verbleibenden Ölmengen zu fördern.

Wo aber wird BP investieren? Heute dürften die beiden wichtigsten Zukunfts-Projekte in Aserbeidschan (Azeri-Chirag-Guneshli) und im Golf von Mexiko (Thunder Horse) liegen. Beides sind Supergiants mit einer Größe von 2-4 Gb (Azeri-Chirag-Guneshli) bzw. 0,5 - 1 Gb (Thunder Horse). Das Engagement in Aserbeidschan wird ca. 14 Mrd $ (oder mehr) erfordern. Das küstennächste Feld Chirag liefert bereits etwa 120 kb/´Tag, wovon BP einen Anteil von 34,13 % hat. Bisher wurden in der ersten Tiefwasserprojektphase von BP etwa 1 Mrd $ investiert. Öl aus dieser Projektphase wird vermutlich ab 2005 fließen und die Ölförderung wird dann schnell auf 1 Mb/Tag ansteigen. Danach wird die Förderung sehr schnell zurückgehen und vermutlich bis 2020 ganz eingestellt werden. (Mehr Informationen dazu hier: )

An Thunderhorse hält BP 75 % Anteil, die restlichen 25 % liegen bei Exxon Mobil. Die Entwickung von Thunderhorse und Thunderhorse North, einem Satellitenfeld der selben Struktur wird laut BP bis 2010 etwa 15 Md Dollar erfordern (siehe hier: ). Die Förderung wird nach 2005 beginnen und im Maximum etwa 1 Mb/Tag erreichen.

"Ölwechsel!" im Spiegel der Presse
EK - 20.01.2003: Am 2. Dezember wurde das Buch Ölwechsel! Von Colin Campbell und dem Energiekrise.de Team von Global Challanges Network herausgegeben und bei dtv verlegt. Seither sind auch einige Besprechungen in der überregionalen Presse erschienen:

• Die Frankfurter Allgemeine Zeitung veröffentlichte in der Literaturbeilage vom 3. Dezember 2002 die erste Rezension ("Gieße ich etwa Öl ins Feuer?" von Christoph Albrecht).
• Das Handelsblatt vom 11. Dezember 2002 empfiehlt Ölwechsel! als "das ganz besondere Buch", und als "spannende Lektüre, die nachdenklich stimmt".
• Im Radio Vorarlberg empfahl Christian Mähr im Morgenjournal am 14.Dezember 2002 Ölwechsel! als "das Buch der Woche" mit einer ausführlichen Besprechung. Besonders freut uns der Hinweis auf Ölwechsel! als einem "notwendigen Buch, ein[em] Korrektiv im allgemeinen neoliberalen Geplärr".
• Besonders ausführlich ging der Deutschlandfunk in einer Buchbesprechung am 30. Dezember 2002 auf den Inhalt ein. Die Besprechung von Gabriele Betyna kann im Deutschlandfunk hier angesehen werden.
• Die Wiener Tageszeitung "Der Standard" berichtete am 16. Januar 2003 unter der Überschrift "Das aktuelle Buch" über Ölwechsel!.
• Den bisher einzigen Verriß gab es in Die Zeit vom 23. Januar 2003 in der Rubrik "Kritik in Kürze". Der Autor ist der Meinung: "Es erheitern die Trivialitäten, es betrüben die Fehler, es fehlen die Belege..." der Rezensent - Jens Hohensee - ist "Öl- und Gasexperte" bei Boston Consult.

"Ölwechsel!" - Das erste Buch von Energiekrise.de ist da!
EK - 26.11.2002: Jetzt ist es endlich soweit. Das von Dr. Colin Campbell und vom energiekrise.de-Team zusammen mit Global Challenges Network verfasste Buch zur Situation der Ölversorgung ist ab Montag den 2. Dezember 2002 im Buchhandel erhältlich. Es ist in der Reihe "dtv-Premium" Nr 24321 erschienen. Herausgeber ist Global Challanges Network (GCN), Buchautoren sind Dr. Colin Campbell, Frauke Liesenborghs, Jörg Schindler, Dr. Werner Zittel.
ISBN 3-423-24321-4

Eine Rezension der FAZ finden Sie unter www.faznet.de unter "Book". Wenn Sie in die Suchmaske als Titelsuche "Ölwechsel" eingeben. Leider läßt sich kein permanenter Link auf die Datenbank der FAZ legen.

Norsk Hydro findet immer weniger Öl
EK - 18.12.2002: Die Ausgaben für die Öl- und Gasexploration steigen beim Norwegischen Konzern Norsk Hydro immer stärker an. Estmals in diesem Jahr werden sie um den Faktor 3-4 über den Vorjahreskosten liegen. Dies hängt vor allem damit zusammen, dass erstmals über mehrere Jahre sich hinziehende Explorationen erfolglos waren und die damit zusammenhängenden Kosten nach Aufgabe der Explorationslizenzen vollständig in diesem Jahr abgeschrieben wurden.

Von den insgesamt 1,3 Milliarden Kronen Explorationsausgaben im dritten Quartal 2002 entfallen auf die Abschreibung der erfolglosen Bohrungen in Angola (Block 34 und 25) allein 480 Mio Kronen, auf trockene Löcher im Golf von Mexiko 300 Mio Kronen, sowie auf erfolglose Aktivitäten in dänischen Gewässern weitere 140 Millionen Kronen. Ebenfalls erfolglos waren die Explorationsbemühungen in der Karibik bei Trinidad&Tobago. Einzig in Kanada wurde erfolgreich exploriert (Ölfeld Anapolis). Die Erfolgsbilanz der vergangenen fünf Jahre ist in der folgenden Grafik dargestellt und den Einnahmen aus der Ölproduktion gegenüber gestellt. Der Anstieg der Einnahmen aus der Produktion im Jahr 2000 war nur zum Teil auf eine Produktionsausweitung, im wesentlichen aber auf die um den Faktor 3 gegenüber 1999 gestiegenen Ölpreise zurückzuführen. Auch in den Jahren 2001/ 2002 konnte die Förderung ausgeweitet werden. Einmal aufgrund der Förderaufnahme im zweitgrößten kanadischen offshore Ölfeld (Terra Nova) sowie durch einige kleine Felder in norwegischen Gewässern. Zum zweiten aber vor allem durch die Ausweitung von Beteiligungen an bereits bestehenden Ölförderanlagen.

Bild: Einnahmen (blaue Balken) aus der Öl- und Gasförderung von Norsk Hydro und Ausgaben für die Exploration neuer Felder (grüne Balken). Im Jahr 2002 stiegen die Ausgaben um mindestens den Faktor 4 an. Dies ist vor allem auf enttäuschende Ergebnisse in Angola, Golf von Mexiko , Karibik und Dänemark zurückzuführen, so dass die entsprechenden Aufwendungen voll abgeschrieben wurden

Die Ölprodukion in Oman ist über das Maximum
EK - 18.12.2002: Die Ölförderung im Golfstaat Oman ist über das Fördermaximum gegangen. Wie die nationale Ölgesellschaft berichtet, war für 2002 ein Produktionsvolumen von 815000 b/d angestrebt worden, tatsächlich erreicht wurden jedoch nur 771000 b/d, für kommendes Jahr wird mit einem weiteren Rückgang auf 710000 b/d gerechnet. Diese Fördermenge entspricht etwa einem Prozent der Weltölförderung.

Shell plant den Rückbau
EK - 18.12.2002: Die VDI Nachrichten berichten in der Ausgabe vom 22. November 2002 über die technische Herausforderung, etwa 600 Ölplattformen in der Nordsee und im Nordatlantik zurückzubauen. Neben gewaltigen Kostenszenarien (versenken ist verboten!) werden vor allem die technischen Schwierigkeiten diskutiert. Das eigentlich spannende an dem Artikel - aus der Sicht von Energiekrise - ist allerdings die Selbstverständlichkeit, mit der über das Ende eines der wichtigsten Standbeine der europäischen Ölversorgung gesprochen wird. So leitet z.B. der Autor Michael Hollmann ein:

"Schon die Baumeister im alten Ägypten bauten für die Ewigkeit. Dass ihre himmelhohen Pyramiden eines Tages Fels für Fels abgetragen werden könnten, lag außerhalb ihrer Logik. Wie die Pharaonen wird auch die Ölindustrie angesichts erschöpfter Reserven bald in die Geschichte eingehen."

Bob Hemmings von Shell Exploration UK beruhigt alle Leser - die aufgrund der technischen Herausforderung "Rückbau" vielleicht nervös geworden sein könnten - mit den Worten:

"Erst zwischen 2010 und 2015 werde Shell die meisten seiner rund 70 Nordsee-Bohrinseln stilllegen"

Die holländische Gasförderung bald am Ende
EK - 26.11.2002: Am 20 Februar äußerten wir erstmals skeptisch über die zukünftigen Produktionsmöglichkeiten von Holland. Das Gasfeld Groningen spielt in diesem Zusammenhang eine zentrale Rolle. Doch dessen Förderrate ist seit 1975 bereits auf 20 Prozent gesunken. Offiziell wird dies damit begründet, dass das Feld aufgrund der "small field policy" geschont werde: Vorrangig würden kleine Gasfelder in die Produktion gebracht, Groningen zurückgefahren und als Ausgleich für Spitzenbedarf herangezogen.

Insbesondere Exxon äußert sich in dieser Richtung. So steht auf der homepage zum Gasfeld Groningen u.a. folgendes:

"While Groningen continues to play a major role in meeting daily energy needs, it also has added value as a capacity provider. It can quickly supply gas when the other fields alone can't satisfy peak demand - in the early morning hours, during cold winter months and in the event that major offshore sources are shut down. ... With more than 40 trillion cubic feet of gas remaining, Groningen is still a giant that is expected to be a key producer for up to another 25 years and a smaller-scale producer for 25 years after that." [http://www2.exxonmobil.com/Corporate/Newsroom/Publications/TheLampSpr02/page_1.html]

Doch diese optimistische Darstellung gibt zu Zweifeln Anlaß. Einmal äußert die NOGEPA (Netherlands Oil and Gas Exploration and Production Association), dass die Gasförderung aus kleinen Gasfeldern künftig sehr schnell zurückgehen werde und bis etwa 2020 ganz aufhören werde. Aber auch, dass dann Groningen in der Produktion hochgefahren werden könne, ist zweifelhaft. Zwar berichtete das Oil and Gas Journal am 19. Februar 2002, dass Exxon und Royal Dutch/Shell für 1 Milliarde Dollar weitere Verdichter mit einer Gesamtleistung von 500 MW auf dem Feld installieren würden. Doch damit wird man die Förderung trotzdem nicht ausweiten können, wie der Verkaufsdirektor von Gasunie, Dirk Bensdorp bei einem Vortrag am 18. Oktober 2001 in Paris aufzeigte.

Dort wurden unter anderem folgende zwei Grafiken über die künftige Gasförderung in Holland gezeigt. Die erste Grafik ("capacity planning yesterday") zeigt eine optimistische Sichtweise der Gasförderung bis zum Jahr 2020. Demnach beginnt die Förderung aus den kleinen Feldern (Gasproduction non-Groningen) langsam nachzulassen. Das Gasfeld Groningen würde in der Förderrate sehr schnell zurückgehen und bis 2010 würde die Förderung - ohne weitere Maßnahmen - wohl ganz eingestellt werden müssen. Doch durch die oben erwähnten kostspieligen Maßnahmen (in der Grafik mit Compression Groningen bezeichnet) wird die Produktion länger aufrecht erhalten und der Produktionsrückgang gedämpft. Aber es bleibt immer noch ein Produktionsrückgang. Zusätzlich wird das mit UGS bezeichnete Gas aus der Untergrundspeicherung berücksichtigt. Doch hier handelt es sich im wesentlichen bereits um Gasimporte aus Norwegen und Russland.

Die zweite von Gasunie vorgestellte mit "Capacity Planning tomorrow" bezeichnete Variante beinhaltet dieselben Gasvolumina mit dem Unterschied, dass die kostspielige Druckerhöhung in Groningen nicht mehr als Option gesehen wird.

Im Unterschied zu den gezeigten Szenarien von Gasunie ist die NOGEPA pessimistischer, was die Förderung aus den kleinen Feldern betrifft. NOGEPA erwartet ab 2002 einen linearen Förderrückgang bis zum Jahr 2020. Danach werden die Felder weitgehend entleert sein.

Welche Zukunftsbetrachtung dürfte wohl realistischer sein: Die von Exxon veröffentlichte, dass das Feld Groningen noch für 25 Jahre auf heutigem (oder sogar erhöhtem) Niveau und weitere 25 Jahre auf reduziertem Niveau Gas liefern werde, oder die vom Holländischen Verband der Öl und Gas Explorateure und Produzenten, dass die Förderung aus kleinen Feldern bis 2020 ganz aufhören werde, sowie die Darstellung aus dem Hause Gasunie (der mit Abstand größte holländische Gaslieferant), dass die Förderung in Groningen auf jeden Fall stark zurückgehen wird und vermutlich bis 2010 ganz beendet sein werde (Scenario: "Capacity Planning Tomorrow"). Das möge jeder Leser für sich entscheiden.

Auch die russische Firma Lukoil zieht sich vom Kaspischen Meer zurück
EK - 25.11.2002: Am 16.11.2002 hatten wir davon berichtet, dass die Entwicklung der Ölförderung am Kaspischen Meer nicht so schnell voranschreitet, wie es gerne gesehen wäre. Die drei größten Ölfelder im und am Kaspischen Meer sind das 1978 entdeckte nördlich gelegene onshore Feld Tengiz (ca. 6 Gb), das im Jahr 2000 im nördlichen Flachwasserbereich entdeckte Feld Kashagan (ca. 6 Gb) sowie der bereits Mitte der 60er Jahre identifizierte Feldkomplex Azeri-Chirag-Guneshli (ca. 4 - 5 Gb).Bereits kurz nach Analyse der ersten Bohrproben zogen sich BP und Statoil aus der Erschließung des Feldes Kashagan zurück. Vor einer Woche gab Tengizchevroil - der Betreiber des Ölfeldes Tengiz - bekannt, dass die mit 3 Mrd $ Investitionen veranschlagte Ausweitung der Ölförderung von Tengiz vorerst auf unbestimmte Zeit verschoben werde. Jetzt wird in der jüngsten Ausgabe des Oil& Gas Journal vom 18. November 2002 berichtet, dass der russische Ölkonzern Lukoil seine gesamten Öl- und Gasinteressen in Aserbeidschan für 1,25 Mrd US-Dollar an eine japanische Ölfirma verkauft habe. Dies beinhaltet den 10 % Anteil an Azeri-Chirag-Guneshli ebenso wie die Anteile am größten Gasfeld im Kaspischen Meer, Shah Deniz.

Damit werden die Prognosen einer deutlichen Ausweitung der Ölförderung am Kaspsichen Meer immer unwahrscheinlicher. So z.B. ging das US Energieministerium in seinen Analysen davon aus, dass bis zum Jahr 2010 die Ölförderung von heute ca. 1 Mb/day auf 2,5 Mb/day ausgeweitet werde. Tengiz war hier mit mindestens 0,6 Mb/day eingeplant (heute 0,25 Mb/day), Azeri-Chirag-Guneshli mit mehr als 1 Mb/day (heute ca. 0,13 Mb/day). Nach unserer Einschätzung wird diese Ausweitung auf etwa 1,5 Mb/day begrenzt bleiben. Noch im Jahr 2000 hatte der Präsident von Kasachstan verkündet, dass man vielleicht mal Saudi Arabien in der Ölförderung überholen werde (Saudi Arabien fördert etwa 8 Mb/day).

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Neues von der Ölförderung in Kasachstan
EK - 16.11.2002: Das größte produzierende Ölfeld in Kasachstan ist Tengiz mit einem förderbaren Inhalt von ca. 6 Gb. (siehe auch die Artikel in Energiekrise.de vom 6. Juli 2002, 21.Dezember und 20. März 2001). Wie bereits berichtet, enthält das Ölfeld Tengiz sehr viel Schwefel und Schwefelwasserstoff. Täglich werden etwa 4500 Tonnen Schwefel mitgefördert und in großen Halden gelagert. Der Betreiber der Förderanlagen, TengizChevroil, hatte begonnen, für 50 Millionen Dollar eine Fabrik aufzubauen, die einen Teil des Schwefels in Pellets binden sollte. In Presseerklärungen wird der Schwefel als ein zweites Produkt angepriesen, das man zusätzlich auf dem Weltmarkt anbieten wolle. Die Sache hat nur einen Haken: Allein die Transportkosten zu den Verbrauchern würden den Marktwert des Schwefels übersteigen, so dass dieses Vorhaben ökonomisch absurd erscheint.

Nicht ganz, denn wie in der Maiausgabe von Petroleum Economist zu lesen steht, wurde TengizChevroil wegen der Umweltauswirkungen des abgelagerten Schwefels vom obersten Gerichtshof in Kasachstan zu 72 Millionen Dollar Strafzahlung verurteilt, da hiervon gravierende Gesundheitrisiken für die einheimische Bevölkerung ausgehen. (Wir berichteten am 6. Juli 2002 bereits hierüber). Nun hielt TengizChevroil dem entgegen, dass es sich hierbei nicht um einen Abfall handle, sondern eben um ein Koppelprodukt. Hätte diese Argumentation den Gerichtshof überzeugt, so hätte der Konzern dadurch 22 Millionen Dollar gespart (Eine Fabrik für 50 Millionen $ ist billiger als eine Strafe von 72 Millionen $). Doch das Gericht ließ sich hierdurch nicht beeindrucken.

Aus dem Ölfeld werden täglich etwa 260 000 Barrel Öl gefördert. Damit trägt es zu etwa 30 % zur Ölproduktion von Kasachstan bei. Die bisherigen Pläne sahen eine Förderausweitung auf mindestens 600.000 b/d vor. Damit kommt diesem Feld die wichtigste Rolle in der Ölproduktion von Kasachstan zu. Doch wie AP am 14 November 2002 meldet, hat TengizChevron diese Pläne vorerst auf Eis gelegt. Man kann annehmen, dass diese Investitionsentscheidungen in Zusammenhang mit dem Gerichtsurteil stehen. Damit sind Investitionssummen von ca. 3 Mrd $ verbunden, die entgegen den ursprünglichen Plänen jetzt nicht investiert werden. Das wird große Auswirkungen auf die gesamte Ölförderung in Kasachstan haben und zu großen Verzögerungen führen. An TengizChevron sind die Firmen ChevronTexaco, ExxonMobil, BP und die einheimischen Firmen Kazakh State Oil und KazMunaiGaz beteiligt.

Eine ökonomische Erschließung des im Jahr 2000 entdeckten offshore Feldes "Kashagan" wird damit unwahrscheinlicher, zumal es ähnlich schwierige Produktionsbedingungen wie Tengiz aufweist. Nicht umsonst heisst dieses Feld im Sprachjargon der Insider "Cash all gone". Wie bereits in energiekrise.de berichtet haben sich bereits kurz nach den Analysen der ersten Ölbohrungen von Kashagen die Firmen BP und Statoil aus dem künftigen Betreiberkonsortium zurückgezogen, da sie ihre Kriterien für eine erfolgreiche Beteiligung nicht gegeben sahen. Tengiz ist jetzt die dritte große Enttäuschung am Kaspischen Meer, nachdem im Frühjahr ExxonMobil sich bereits aus der Erschließung von Ölfeldern im offhsore Bereich von Aserbeidschan zurückgezogen hatte. Im vielversprechenden Bereich des Riesenölfeldes Azeri-Gunashli hatte ExxonMobil fast ein Milliarde Dollar investiert, sich aber enttäuscht aus Aserbeidschan zurückgezogen, nachdem man nicht fündig wurde (Siehe die energiekrise.de vom 6. Juli 2002).

World Energy Outlook der Internationalen Energieagentur
EK - 16.11.2002 Im Zweijahresrhythmus veröffentlicht die Internationale Energieagentur Prognosen über die Entwickllung des Weltenergieverbrauchs. Auf den ersten Blick zeigt die aktuelle Prognose bis zum Jahr 2030, dass die Ölförderung deutlich steigen wird. Analysiert man dies etwas genauer, so relativiert sich diese Aussage etwa folgendermaßen:

• Der Ölbedarf wird bis 2030 etwa um 60 % ansteigen.Doch um diesen steigenden Bedarf zu decken müssen fast ebenso viele neue Ölfelder gefunden werden wie heute als Reserven verfügbar sind. Gleichzeitig weist die IEA auf die Tatsache hin, dass die Entdeckung neuer großer Ölfelder stark rückläufig ist. Ein Widerspruch, den die IEA mit der Argumentation aufzulösen versucht, dass sehr viel Geld in die Erschließung neuer Ölfelder investiert werden muß. Anders ausgedrückt: Wenn diese Summen nicht investiert werden, dann wird die Ölförderung auch nicht steigen.

• Zum Nachweiss dass diese Ölmengen - ungeachtet der hohen Kosten - auch tatsächlich verfügbar sind, wird die Ressourcenanalyse des USGS vom Jahr 2000 als Basis benutzt. Diese Analyse wurde in energiekrise.de bereits ausführlich besprochen. Dies ist unter "Long Term World Oil Supply" im Forum nachzulesen. Die IEA-Studie zitiert diese Studie zunächst falsch: IEA übernimmt die dort genannten Produktionszahlen und erwarteten künftigen Funde für das Jahr 2000 als Basisjahr, da die USGS Studie im Jahr 2000 veröffentlicht wurde. Im Original ist jedoch explizit nachzulesen, dass sich diese Angaben auf das Jahr 1995 beziehen. Korrigiert man die bereits erfolgte Produktion und die noch erwarteten Funde um diese 5 Jahre, so ist die Basis des noch zu fördernden Öls gegenüber der ohnehin schon optimistischen USGS-Studie nochmals um über 200 Gb optimistischer - nur aufgrund des falschen Betrachtungszeitraumes. Die 200 Gb entsprechen bereits 20 % der bekannten Reserven.

• Geht man ins Detail, so werden bis zum Jahr 2030 mindestens die Staaten Mexiko und Indonesien ihre angenommenen Ölvorräte vollständig aufgebraucht haben, die Förderung im Jahr 2030 wird aber immer noch bei über 4 Millionen Barrel Tagesproduktion liegen. Die Szenarien sind also in sich nicht konsistent.

Ob diese Art Prognosen eine verlässliche Basis für unser künftiges Handeln sein können?

Die Kanadische Gasförderung und -versorgung steht vor schwierigen Zeiten
EK - 16.11.2002: Die in Calgary ansässige Investmentfirma Peters & Co berichtet, dass die durchschnittlichen Kosten für das Finden und Entwickeln von Öl - und Gasfeldern in Kanada über die letzten Jahre dramatisch angestiegen sind. So lagen diese Kosten im Jahr 2001 bei 15,1 kanadischen Dollar je Barrel Öläquivalent, das Dreijahresmittel lag bei11,74 kanadischen Dollar und das Fünfjahresmittel noch bei 9,51 kanadischen Dollar.

Daraus lassen sich folgende Kosten errechnen:

• Für die Jahre 1997/1998: 6,16 C$/boe
• Für die Jahre 1999/2000: 10,06 C$/boe
• Für das Jahr 2001: 15,1 C$/boe

Wer im vergangenen Jahr regelmäßig die Gasspeicherstatistik von USA und Kanada beobachtete, mag zu dem Schluss gekommen sein, dass die USA ihre Gasspeicher überraschend schnell auffüllen konnten, wohingegen in Kanada wesentlich weniger Gas in die Speicher abgezweigt wurde. Das wundert inzwischen auch einige Kanadier. So z.B. mahnt eine Untersuchung des "Canadian Center for Policy Alternatives - Nova Scotia" (CCPA - NS), dass es höchste Priorität für die kanadische Regierung sein sollte, die Interessen aller Kanadier zu schützen und nicht nur die der Öl- und Gasindustrie.

Hintergrund dieses Appells ist eine Auseinandersetzung vor dem National Energy Board (NEB - die für Energie zuständigen Regulierungsbehörde in Kanada). Dort war auf Ersuchen der Regionalregierung der Provinz New Brunswick am 15. Juli eine Anhörung. Man möchte erreichen, dass zunächst die kanadischen Gasbelange berücksichtigt werden, bevor dieses Gas in den Export gelangt. Eigentlich eine Selbstverständlichkeit, die ja auch in Statuten der NEB explizit formuliert wurden. In den vergangenen Jahren wurde jedoch zusehends neu erschlossene Gasfelder direkt mit Exportpipelines verbunden, so dass kanadische Gasunternehmen gar nicht die Chance hatten, für dieses Gas mitzubieten. Ermöglicht wurde dies durch Ausnahmegenehmigungen von den Statuten der NEB. Diese Vorgänge erhalten zusätzliche Brisanz durch zwei weitere Aspekte:

Einmal wurde in den NAFTA-Verträgen unter der Präsidentschaft von Malrony formuliert, dass Kanada seine Energieexporte in die USA nur dann reduzieren darf, wenn einerseits dadurch die Belange der USA nicht gefährdet werden und andererseits Kanada den Eigenverbrauch im selben Verhältnis reduziert. Der Prozentsatz wird anhand der Verteilung der jeweils letzten 36 Monate festgeschrieben. Nun wurden aber gerade in jüngster Zeit das Verhältnis Exporte zu Eigenverbrauch drastisch zugunsten der Exporte in die USA angehoben. Besondere Sorge bereitet hier, dass die NAFTA-Verträge den NEB-Regularien übergeordnet sind, also diese im Interessenkonflikt ausser Kraft setzen können.

Zum anderen zeichnet sich ab, dass es in absehbarer Zeit Engpässe in der kanadischen und US-amerikanischen Gasförderung geben könnte. So z.B. konnte seit der Gaskrise im Winter 2000 durch intensive Explorationsbemühungen die Gasproduktion in Kanada nochmals leicht angehoben werden. Basis dieses Produktionszuwachses war das Feld Ladyfern, das seit 15 Jahren größte im Jahr 2000 neu gefundene Gasfeld. Dieser Fund löste einen wahren "Gasrausch" unter den Firmen aus, so dass in seiner Umgebung intensivst gebohrt wurde.

Doch trotz aller Bemühungen blieb es der einzige bedeutende Fund. Schnell wurde Ladyfern in Produktion gebracht, doch bereits eineinhalb Jahre danach hat es das Fördermaximum überschritten. Hintergrund scheint zu sein, dass sich zu viele Firmen auf dieses Feld stürzten und mit einer Vielzahl von Bohrungen das Gas so schnell wie möglich entnahmen. Die Errichtung der Gasförder- und Aufbereitungsanlagen war zwischen den einzelnen Firmen nicht abgestimmt, so dass das Gas wesentlich schneller entnommen wurde als ökonomisch vernünftig gewesen wäre - die gebauten Anlagen werden nicht ausgelastet. Man vermutet, dass die Förderrate dieses Feldes bereits in einem Jahr nur noch 15 % der Maximalförderung betragen wird. Ohne dieses Gasfeld wäre die kanadische Gasproduktion bereits heute um etwa 2 Prozent geringer ausgefallen. Dies und mehr kann man in einem längeren Artikel von Claudia Cattaneo in der Financial Post Calgary vom 11. November 2002 nachlesen.

Kanadische Ölsandproduktion wird ausgeweitet
EK - 16.11.2002: Syncrude Canada einer der wichtigsten Produzenten von Öl aus Ölsanden hat im Jahr 2001 seine Produktion von synthetischem Rohöl um 10 % auf 223000 b/d ausgeweitet. Allerdings sind die Produktionskosten aufgrund höherer Erdgaspreise und erhöhter Wartungsaufwendungen ebenfalls um fast 10 % auf 18,47 kanadische Dollar je Barrel angestiegen, wurde im Petroleum Economist berichtet. In den ersten 8 Monaten 2002 ist die Produktion jedoch wieder leicht auf durchschnittlich 220 000 b/d gefallen. Der Konkurrent Syncrude konnte allerdings in den ersten 8 Monaten 2002 eine Produktionsausweitung um 70 % auf durchschnittlich 132000 b/d verzeichnen.

Es wird erwartet, dass im kommenden Jahr die kanadische Produktion nochmals kräftig ausgeweitet wird, da dann mehrere Projekte zur Produktionsausweitung vollendet sein werden. So z.B. wird PetroCanada für 290 Mio C$ eine 30 kb/d Bitumenproduktion am Mackay River aufnehmen. Diese wird voraussichtlich bis 2007 um 80 kb/d am Meadow Creek ergänzt werden. Dort wird man allerdings mindestens 800 Millionen C$ investieren müssen. Das ist dann noch kein synthetisches Rohöl, sondern Bitumen. Um diesen zu Rohöl aufzuarbeiten, plant PetroCanada in diesem Jahrzehnt für 4 - 5 Milliarden C$ seine Raffinerie in Edmonton umzurüsten.

Möglicherweise noch in diesem Jahr wird Shell ebenfalls in Edmonton eine Raffinerie in Betrieb nehmen, die dann 155kb/d synthetisches Rohöl produzieren wird. Der Rohstoff (Bitumen) dazu wird über eine 500 km lange Pipeline aus Nordostalberta angeliefert werden. Diese Raffinerie hat ca. 1,7 Milliarden US$ gekostet. Im Unterschied zu vielen anderen Rafferien will Shell fast 80 - 90 % des Bitumen in synthetisches Rohöl umwandeln. (Ansonsten fällt ein Großteil von minderwertigem "Koks" an, der teils vermarktet, teils verbrannt oder gelagert wird). Hierzu wird das Bitumen mit Wasserstoff versetzt. Es werden ca. 8 Mio m3 Wasserstoff pro Tag (290 MMcf/day) benötigt. Der Wasserstoff soll über einen Reformer aus Erdgas erzeugt werden. (Diese Angaben entstammen einem Artikel aus New Technology Magazine vom Juli/August 2001)

Ölsande kontra Wasserstoff und Erdgas - Wie lange noch?
EK - 16.11.2002: Die in Edmonton gebaute Raffinerie erlaubt eine kleine Vergleichsrechnung. Unter anderem werden zur Produktion von 155 kb/d synthetischem Rohöl etwa 8 Mio m3/day Wasserstoff benötigt, der wiederum mit etwa 70 % Wirkungsgrad aus Erdgas gewonnen wird. Die 155 kb/day entsprechen etwa 24 Millionen Liter Benzin und Dieselkraftstoff, wenn sie entsprechend weiterverarbeitet werden, oder 240 Mio kWh Energie. Damit können täglich etwa 240 Millionen km gefahren werden, bei einem Verbrauch von 1 kWh/km bzw. 10 liter/100 km. Der zur Aufbereitung benötigte Wasserstoff entspricht einem Energieinhalt von etwa 24 Mio kWh/Tag. Mit einem Brennstoffzellenfahrzeug könnten damit etwa 48 Millionen km gefahren werden , da es etwa doppelt so effizient wie ein Verbrennungsmotor ist (ca 0,5 kWh/km). Würde man das zur Wasserstofferzeugung benötigte Erdgas direkt in Erdgasfahrzeugen einsetzen, so entspricht dies ca. 3,4 Mio m3 Erdgas oder 34 Millionen kWh. Damit könnte man etwa 34 Millionen km fahren, wenn sie in einem Verbrennungsmotor genutzt werden (ca. 1 kWh/km).

Die Europäische Ölförderung weiter im Rückgang
EK - 16.11.2002: Im August ist die Ölproduktion von Großbritannien abermals gesunken. Mit 1,84Mb/d lag sie im August deutlich unter dem Höchstwert von 2,72 Mb/d vom April 1999. Aber auch die norwegische Ölproduktion ist am Maximum. Ob dieses bereits überschritten wurde, kann noch nicht verlässlich beurteilt werden. Das Norwegische Energieministerium hofft in seiner Prognose, dass das Förderniveau noch bis 2004 gehalten werden kann, bevor der Förderrückgang einsetzt. Allein die Tatsache, dass eine Förderausweitung in Norwegen nicht mehr möglich ist, reicht bereits aus, dass die Europäische Ölförderung deutlich zurückgeht. Im Jahr 2001 lag sie bereits 2,5 % niedriger als 2000. Sobald sie in Norwegen ebenfalls nachlässt, wird dieser europäische Förderrückgang deutlich stärker ausfallen.

Die Europäische Gasförderung am Maximum
EK - 16.11.2002: Aber auch bei der Gasförderung zeichnet sich ab, dass Großbritannien am Maximum ist. Ob die Förderung bereits in diesem oder innerhalb der kommenden 2 -3 Jahre zurückgehen wird, mag noch strittig sein, nicht aber, dass sie nicht mehr ausgeweitet werden kann. In Holland hat das mit Abstand größte europäische Gasfeld Groningen - es ist etwa doppelt so groß wie das größte norwegische Gasfeld Troll) das Fördermaximum schon vor 25 Jahren überschritten. Heute trägt es nur noch zu 25 - 30 % zur niederländischen Gasförderung bei. Dieser Rückgang konnte durch die Erschließung der vielen kleinen Felder im on- und offshore Bereich von Holland ausgeglichen werden. Doch jetzt hat man diese Felder weitgehend gefunden und auch erschlossen. So gehen die Explorationsbemühungen bereits seit 10 Jahren deutlich zurück, weil es nichts mehr zu erschließen gibt. Dem wird jetzt auch die Produktion folgen. Einzig Norwegen ist noch in der Lage, seine Gasförderung drastisch auszuweiten. Aber das wird nicht vermeiden können, dass spätestens in 5 Jahren die gesamte Europäische Gasförderung zurückgehen wird. Es bleibt abzuwarten, inwieweit hier Gasimporte aus Russland, Turkmenistan, Kasachstan oder Nordafrika einen Ausgleich schaffen können. Eine detaillierte Analyse der Europäischen Gasversorgung ist derzeit in Bearbeitung und wird demnächst hier veröffentlicht werden.

Neues von ExxonMobil
EK - 16.11.2002: Auch bei ExxonMobil hört man in letzter Zeit neue Töne, die etwas vorsichtiger klingen als in der Vergangenheit. Hatten die Exxon/Mobil Vertreter auf einer Anhörung der Enquete-Kommission des Deutschen Bundestages "Nachhaltige Energieversorgung in ..." noch betont, dass die nächsten 20 Jahre der Energieversorgung genauso sein würden wie die letzten 20 Jahre, so wird das durch Reden aus dem Vorstandsbereich bereits heute ad absurdum geführt.

So erklärte der "executive Vice President" Harry J. Longwell in einer Rede am 7. Mai 2002: "The catch, as you can see, is that while demand increases, existing production declines. To put a number on it, we expect that by 2010 about half the daily volume needed to meet projected demand is not on production today -- and that's the challenge facing producers.

This means industry may need to add some 80 million oil-equivalent barrels per day by 2010 to meet projected demand. The cost of doing so could reach $1 trillion, or about $100 billion a year. That's substantially more than industry is spending today."

Im Klartext heisst dies: Die nächsten 10 Jahre werden vollkommen anders als die vergangenen zehn Jahre sein. Das deckt sich auch mit den Aussagen aus dem World Energy Outlook der IEA, dass die künftige Ölförderung deutlich teurer als in der Vergangenheit werden wird. Lee Raymond, Vorstandsvorsitzender von Exxon hat sich in einer Rede vom 10. Juni 2002 ("A world of change") auch zur Europäischen Gasproduktion geäussert:

"And so too will Europe, which even with a slowdown in the growth of energy demand may still see imports of oil increase by nearly 50 percent. There may be an even larger influx of natural gas, as North Sea and other traditional fields decline."

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