Erdgasmarkt Umweltvorschriften könnten die Aussichten trüben

Nach jahrelangen Gesprächen über eine Verbesserung der Energiesicherheit für die Vereinigten Staaten - und einen kleineren „Kohlenstoff-Fußabdruck“ der amerikanischen Industrie - rückte am 14. Dezember das Erdgas ins Rampenlicht. Zuvor hatte ExxonMobil einen Deal zur Übernahme von XTO Energy angekündigt, einem der größten unabhängigen Erdgasproduzenten. Der All-Stock-Deal kostet 31 Milliarden Dollar zuzüglich geschätzter 10 Milliarden Dollar an Schulden.

Könnten ökologische Bedenken bezüglich der Methoden, mit denen das Gas aus seinem Versteck in den Tiefen des Schiefergesteins gewonnen wird, den Spaß verderben?

Es regte sich die Sorge über einen anhaltenden Einbruch der Erdgaspreise auf unter 4 Dollar pro 1.000 Kubikfuß (1 Mcf). Dies war vor allem auf ein Überangebot infolge eines rasanten Produktionsanstiegs in unkonventionellen Gasvorkommen sowie auf einen Rückgang der Nachfrage aufgrund der Rezession zurückzuführen. Allerdings rückten die Preise in den vergangenen drei Monaten dreimal kurzzeitig über die 5-Dollar-Marke, was Anlass zur Hoffnung gibt, dass mit der Rückkehr des Wirtschaftswachstums auch die Nachfrage anzieht. Der Kassapreis von Erdgas am Henry Hub, Louisiana, erreichte Mitte Juni 2008, als alle Energiepreise in die Höhe schossen, seinen Höchststand bei über 13 Dollar.

Obgleich Erdgas im Vergleich zu Kohle oder Rohöl sicherlich einer der saubereren Kraftstoffe ist, mehren sich andere Bedenken bezüglich seiner realen und mutmaßlichen Auswirkungen auf die Umwelt. Meist geht es hierbei um die Verwendung von Wasser bei der Bohrung in unkonventionellen Gasreservoirs wie dem Marcellus Shale, das sich durch die Appalachen schlängelt. In sieben amerikanischen Bundesstaaten kam es in der Nähe von Bohrstandorten zu ernsthaften Fällen von Wasserverschmutzung. Allerdings fand sich bislang noch kein schlüssiger Beweis dafür, dass die Ursache in den Flüssigkeiten zu suchen ist, die bei der hydraulischen Frakturierung verwendet werden, jenem Bohrvorgang zur Freisetzung des Gases, das in den komprimierten Gesteinsformationen wie etwa dem Marcellus Shale eingeschlossen ist.

Widerstand gegen die Frakturierung

Während die Flüssigkeiten zu 99 Prozent aus Wasser und Sand bestehen, setzt sich der Rest aus bis zu 300 verschiedenen Chemikalien zusammen, die das Bohren erleichtern. Dies wird erreicht, indem sie entweder die Reibung vermindern, während sich die Bohrkrone in das Gestein gräbt, oder die durch kleine Explosionen geschaffenen Zwischenräume im Gestein nach dem Bohren offen halten. Öldienstleister wie Halliburton, Schlumberger und BJ Services, die den Großteil des 16 Milliarden Dollar teuren Markts der hydraulischen Frakturierung kontrollieren, sind nicht verpflichtet, die chemischen Inhaltsstoffe der von ihnen verwendeten Flüssigkeiten bekannt zu geben. Umweltschutzgruppen zufolge könnten einige der Chemikalien in diesen Flüssigkeiten in hinreichend großen Konzentrationen toxisch sein.

Obgleich ein möglicher Zusammenhang zwischen den Flüssigkeiten und der verschmutzten Wasservorräte noch nicht bewiesen ist, wurden im Bundesstaat New York seit Juli 2008 die Genehmigungen für neue Gasbohrvorhaben zunächst auf Eis gelegt. Eine Koalition von Naturschutzgruppen aus dem nördlichen Teil des Bundesstaates, zu denen auch der Ortsverband des Sierra Club zählt, hatten das Bohrverbot zumindest für den Zeitraum bis zum Abschluss und zur öffentlichen Prüfung einer umfassenden Umweltverträglichkeitsstudie der Behörde für Umweltschutz, Environmental Conservation Department, gefordert.

Nach Ansicht einiger Analysten und Branchenkenner rührt der Widerstand gegen die hydraulische Frakturierung eher von der Denkweise „Nicht vor meiner Haustür“ der lokalen Anwohner und Politiker statt von stichhaltigen Beweisen, die die Wasserverschmutzung mit den Bohrflüssigkeiten in Verbindung bringen. Die Erschließung des Marcellus Shale hat sich in Teile der Bundesstaaten Pennsylvania und New York verlagert, die historisch wenig Erfahrung mit der Erdgasbohrung haben, meint Scott Stevens, Präsident des Beratungsunternehmens für die Öl- und Gasbranche Upstream Energy Advisors, der sich auf unkonventionelle Öl- und Gasressourcen spezialisiert hat.

„Ich hätte lieber einen Bohrbrunnen in meiner Umgebung als ein Einkaufszentrum, das für immer dort stehen bleibt“, sagt er. „Die Bohrtürme sind innerhalb von zwei Monaten wieder verschwunden. Eventuell führt ein kleiner Schotterweg zum Bohrlochkopf. Von diesen gibt es etwa einen im Abstand von 80 Morgen. Somit sieht man kaum etwas davon.“

Unternehmen ergreifen von sich aus Präventivmaßnahmen

Clay Hoes, Sub-Berater für den 50 Millionen Dollar schweren AmEx Global Equities Energy Fund, ist noch nicht von Unternehmen abgerückt, die sich primär auf unkonventionelle Gasvorhaben konzentrieren. Diese zeichnen für die Hälfte seiner 30-prozentigen Portfoliogewichtung an Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P) verantwortlich. Außerdem besitzt er eine 22-prozentige Ausrichtung auf Öldienstleister. Er glaubt, dass die Produzenten, die sich mit diesen Ressourcen befassen, versuchen, alles zu tun, was nötig ist, um eine Verschmutzung lokaler Wasservorräte zu vermeiden. Zu den Maßnahmen, die sie diesbezüglich ergreifen können, zählen zuvor angebrachte Brunnenrohre zur Verhinderung von Lecks sowie die Injektion von reinem, chemikalienfreiem Wasser in die Bohrlöcher. Alternativ kann auch einfach nur Luft, gefolgt von Sand, injiziert werden, um die Bruchstellen offen zu halten.

Einigen Branchenexperten zufolge dürfte eine potenzielle Verschmutzung durch die Bohrung eine weniger dringliche Sorge für die Anleger darstellen als einige größere Wasserprobleme. So stellt sich etwa die Frage nach dem Zugang zu den 3 Millionen Gallonen Wasser, die für die hydraulische Frakturierung eines jeden Bohrbrunnens benötigt werden, oder die Frage, wie die rund eine Million Gallonen Wasser, die letztendlich an die Oberfläche des Bohrlochs zurück gelangen, am besten zu entsorgen sind.

Es ist schwer, einen Zusammenhang zwischen einigen bei der hydraulischen Frakturierung verwendeten Flüssigkeiten und Fällen von Grundwasserverschmutzung zu beweisen, meint Brad Handler, Ölbranchenanalyst bei Credit Suisse Equity Research. Er unterstellt keine strukturell unsicheren Praktiken, sondern glaubt vielmehr, dass jede Verschmutzung durch hydraulische Frakturierung bislang auf einen unsachgemäßen Umgang mit Flüssigkeiten an der Oberfläche bei der Entsorgung zurückzuführen war, oder aber auf eine unzureichende Auskleidung des Bohrlochs während der Konstruktion.

Kosten für die Produzenten steigen

Eine am 9. Juni 2009 veröffentlichten Studie von IHS Global Insight untersuchte die Verfahren im Zusammenhang mit der Einhaltung der Auflage zur Kontrolle der unterirdischen Injektion (Underground Injection Control). In dieser Studie werden Zusatzkosten in Höhe von 109.833 Dollar pro Bohrloch für Erdgasvorkommen in Nicht-Schiefergestein und 47.333 Dollar für Schiefersteinvorkommen veranschlagt. Die Studie prognostizierte eine 20,5-prozentige Verringerung der Anzahl neuer Bohrbrunnen und einen 10-prozentigen Rückgang der Erdgasproduktion im Laufe der kommenden fünf Jahre aufgrund dieser zusätzlichen Kosten.

„Ein großer Teil dieser Zusatzkosten war mit der Überwachung der Frakturierungstätigkeit selbst verbunden“. Zum Einsatz kommen die seismische Kartierung und andere Techniken, die Rückschlüsse darauf erlauben, wohin sich die Frakturierungsflüssigkeit innerhalb der Gesteinsformation bewegt, erklärt Handler. „Im Rahmen der Compliance-Maßnahme wäre anzuordnen, dass ein bestimmter Anteil der Bohrbrunnen über diese Kartierungs- und Überwachungstechniken für die Frakturierung verfügt, die heutzutage kommerziell erhältlich sind. So könnte man sagen, dass die Flüssigkeit nur um soundso viel Fuß und nicht um 7.000 Fuß durch die Gesteinsformation gewandert ist.

Zudem wären einige Kosten damit verbunden, die Tätigkeiten auf dem Ölfeld den gleichen Genehmigungsanforderungen zu unterstellen, wie sie im Rahmen des Wasserhaushaltsgesetzes (Clean Water Act) für Bauunternehmen hinsichtlich Sedimenten im Oberflächenwasser gelten, meint Handler.

Innovative Förderung wird wahrscheinlich reguliert

Der Unabhängige Erdölverband von Amerika (Independent Petroleum Association of America, IPAA) schätzt, dass die Einhaltung der vorgeschlagenen nationalen Vorschrift zur Frakturierung pro Bohrbrunnen 100.000 Dollar kosten wird. Dies entspricht einem Anstieg von rund 5 Prozent für einen durchschnittlichen nicht konventionellen Bohrbrunnen, meint Dennis Fagerstone, unabhängiger Öl- und Gasberater und früherer Leiter der internationalen Operationen bei Pioneer Natural Resources.

Die Vorschrift zur hydraulischen Frakturierung wurde den Bundesstaaten übertragen, da die Definition der „unterirdischen Injektionskontrolle“ (UIC) im Gesetz für sauberes Trinkwasser (Safe Drinking Water Act) von 1974 im Rahmen des Gesetzes zur Energiepolitik (Energy Policy Act) von 2005 revidiert wurde und die hydraulische Frakturierung ausklammert. Am 9. Juni 2009 wurde dem Kongress ein Gesetzesentwurf vorgelegt, der diese Ausklammerung im Rahmen des SDWA aufzuheben sucht. Dies würde bedeuten, dass Unternehmen, die Frakturierungen vornehmen, die chemischen Inhaltsstoffe der Frakturierungsflüssigkeiten bekannt geben müssen. Diese werden derzeit geheim gehalten, um unternehmenseigene Formeln zu schützen.

Wenn die hydraulische Frakturierung tatsächlich mit strengeren Vorschriften belegt wird, bedeutet das nicht zwangsläufig, dass die mit deren Einhaltung verbundenen Kosten für die Produzenten schwer zu verkraften sind, glaubt Handler von Credit Suisse. Beschränken sich die Vorschriften auf die Verfahren rund um die Bohrlochstandorte, so können die Auswirkungen relativ gering sein. Bewegt man sich dagegen in Richtung einer vollständigen Einhaltung der UIC, so entstehen potenzielle Zusatzkosten, schrieb er in einer E-Mail an Bloomberg BusinessWeek. Allgemein geht man davon aus, dass die größeren integrierten Unternehmen wie ExxonMobil, die unkonventionelle Gasressourcen erwerben wollen, im Vergleich zu kleineren Unternehmen ohnehin über umfassendere Sicherheitsverfahren verfügen, sagt er. Die Kosten für eine Einschränkung auf die erlaubten Chemikalien, gemessen entweder in Kosten pro Bohrbrunnen oder möglicherweise in einer geringeren Gasproduktion, sind schwerer zu quantifizieren, fügt er hinzu.

Perspektive der sozialen Verantwortung

Auch von Anlegern mit sozialer Verantwortung, die versuchen, ihre Ausrichtung auf Unternehmen und Sektoren mit fragwürdigen Praktiken hinsichtlich Umweltschutz, Arbeitnehmern oder der Unternehmensführung so gering wie möglich zu halten oder ganz zu eliminieren, werden die Entwicklungen in der Erdgasbranche aufmerksam verfolgt.

Obgleich er es als positiv bewertet, dass das Erdgas ins Rampenlicht des Energiesektors rückt, ist Reynders von McVeigh Capital Management nicht darauf erpicht, in Unternehmen zu investieren, die in der Frakturierung tätig sind. Er hegt Bedenken bezüglich der Abfallprodukte, die durch die Technologie erzeugt werden, und bezüglich der heiklen Wasserproblematik, meint Chat Reynders, Führungskraft bei dem Bostoner Unternehmen.

Daher bevorzugt er EnCana gegenüber XTO und freute sich, als der kanadische Produzent Ende November seine Ölsandproduktionseinheit Cenovus Energy ausgliederte, die für seinen Geschmack zu aggressiv in energieintensiven Ölsänden involviert war. „Uns gefiel, dass EnCana mehr zu einem reinen Ergasproduzenten wurde“, und er nutzte den Erlös aus dem Verkauf der Cenovus-Bestände des Unternehmens, um seine Ausrichtung auf EnCana zu steigern und in Calgon Carbon, ein Wasseraufbereitungsunternehmen, zu investieren.

„Wir investierten nicht in XTO, da das Unternehmen so frakturierungsintensiv ist“, meint er. „EnCana besitzt enorme Reserven, die nicht auf der Frakturierung beruhen. Für uns ist das genau die Art Unternehmen, in die wir investieren möchten.“

Reynders sieht den Exxon-XTO-Deal als den Beginn einer Entwicklung, bei der weitere große integrierte Energieproduzenten unabhängige E&P-Unternehmen erwerben, um deren wertvolle Schieferquellen zu erschließen.

Unternehmen werden ihr Image nicht schädigen wollen

Er geht davon aus, dass verantwortungsvolle Erdgasproduzenten im Laufe der Zeit ihre Überwachung verstärken und vermehrt Technologien einsetzen, die auf den Schutz des Umfeldes der Bohrstandorte ausgelegt sind. Hierzu zählen auch Wasseraufbereitungsprozesse. Er beobachtet jedoch, dass dies eher auf kleinere, unabhängige Produzenten zutrifft, die sich den lokalen Gemeinschaften, in denen sie tätig sind, stärker verpflichtet fühlen, und weniger für die großen integrierten Akteure, die sich beim Erwerb dieser Ressourcen auf deren Ausbeutung konzentrieren.

Dagegen glauben die Gasberater Stevens und Fagerstone, dass die großen Produzenten empfindlicher auf eine Beschädigung ihres öffentlichen Ansehens reagieren, wenn ihnen ein Fauxpas in punkto Umweltschutz passiert. Auch können es sich die Großen eher leisten, mehr Geld für solche Technologien auszugeben, gibt Stevens zu bedenken.

So wie die Erdgasproduktion in den vergangenen fünf Jahren dank technologischer Fortschritte von 2 Milliarden Kubifuß pro Tag auf mehr als 8 Milliarden gesteigert werden konnte, so könnten technologische Durchbrüche die Risiken von Umweltschäden durch Bohrungen verringern.

Statt Abwasser in Versenkbohrungen tausende Fuß unter der Erdoberfläche zu transportieren, beginnen einige Produzenten von unkonventionellem Gas, Wasseraufbereitungsverfahren wie die umgekehrte Osmose und die Elektrodialyse zu verwenden, um Schadstoffe aus jenem Drittel des Wassers zu entfernen, das nach der Bohrung üblicherweise an den Bohrlochkopf zurückkehrt. Aufbereitetes Wasser kann entweder bei der Frakturierung anderer Bohrbrunnen oder gar für den nicht-industriellen Verbrauch wiederverwertet werden, meint Stevens.

Bei EOG Resources (EOG) wird derzeit das Wasser, das in die Bohrbrunnen des Unternehmens im Marcellus Shale an die Oberfläche zurückkehrt, gefiltert. Laut einer Sprecherin des Unternehmens konnte quasi das gesamte Wasser für industrielle Zwecke wiederverwertet werden.

„Keine dieser Methoden wird die Entwicklung aufhalten“, resümiert Stevens. „Erdgas wird aufgrund seiner geringen Kosten und der Nähe zu den Endverbrauchermärkten auch künftig eine attraktive Anlage sein.“