01. Juli 2008 Öl ist knapp - diese These wurde in den vergangenen Jahren zum Allgemeinplatz und führte dazu, dass der Ölpreis nach oben lief und in den vergangenen Tagen immer neue Rekordwerte erreichte. Ein Fass Öl der Sorte WTI kostete am Montag in der Spitze 143,67 Dollar. Inzwischen ist der Preis zwar wieder leicht zurückgekommen. Der Trend zeigt jedoch weiterhin nach oben.
Die immer wieder gerne wiederholten Gründe für den Preisauftrieb klingen einleuchtend. Kurzfristig nähme die globale Nachfrage nach Rohöl aufgrund des weltweiten Wirtschaftswachstums rasch zu, so dass es auf der Produktionsseite zu Engpässen kommen werde, hieß zum Beispiel auch von Seiten der Internationalen Energieagentur. Sie basiert ihre Prognosen auf den überaus optimistischen Wachstumsszenarien des Internationalen Währungsfonds.
IEA reduziert Nachfrageprognose deutlich
Inzwischen rudern jedoch beide kräftig zurück. Nach der jüngsten Ausgabe des Medium-Term Oil Market Report wird die Nachfrage nach Öl deutlich unter den bisherigen Prognosen liegen. Die Folge davon wird sein, dass die freien Förderkapazitäten der Opec in den kommenden beiden Jahren auf knapp fünf Prozent der globalen Ölnachfrage steigen. Auf diese Weise sollten Nachfragesorgen zumindest in kurzfristiger Perspektive geringer werden.
Mit Blick auf die langfristige Versorgung mit Öl kursiert die so genannte Peak Oil-Theorie. Sie besagt im Kern, die Ausschöpfung der Ressourcen hätte den Höhepunkt überschritten. Da in den vergangenen Jahren kaum noch größere Ölvorkommen gefunden worden seien, werde das Öl eher früher als später zur Neige gehen. Alleine deswegen werde der Ölpreis künftig nach oben laufen müssen. Allerdings sind solche Theorien etwas einfach und so wohl nicht richtig. Das belegt eine Studie, die Dr. Rafael Sandrea vom Oil & Gas Journal Research Center beziehungsweise von IPC jüngst veröffentlichte. Deren Kernaussage ist: Theorien vom knappen Öl sind Märchen.
Die Studie zeigt, dass die ultimativen Ölvorkommen bei geschätzten 14 Billionen Barrel liegen. Davon sind drei Billionen oder 21,4 Prozent extra schwere Sorten, wie die Ölsände in Kanada und am Orinoco. 1,6 Billionen Barrel oder 11,4 Prozent sind schwere Sorten. Das Rückgrat der Ölindustrie bilden im Moment 9,4 Billionen Barrel leichter Öle. Sie entsprechen etwa zwei Dritteln der globalen Ölressourcen.
Von den traditionellen Ölvorkommen wurde nur ein geringer Teil gefördert
Von den traditionellen Vorkommen, also ohne die extra schweren Ölsorten, sind bisher etwa zehn Prozent gefördert worden. Der Grund: Die Ausbeute ist bisher vergleichsweise gering. Sie liegt bei den traditionellen Ressourcen an leichten und schweren Ölen im globalen Durchschnitt bei etwa 22 Prozent der Vorkommen. Das liegt an der ökonomischen Logik: Im Bestreben die Produktion zu steigern war es noch bis vor kurzer Zeit in den meisten Regionen der Welt einfacher und günstiger, neue Vorkommen zu entdecken und zu erschließen, statt aus den bekannten Feldern den letzten Tropfen Öl herauszuholen. Das führt dazu, dass sich rund 90 Prozent der Vorkommen noch im Boden befinden.
Inzwischen hat sich allerdings die ökonomische Konstellation geändert. Da es schwieriger geworden ist, neue Vorkommen zu entdecken, sind die globalen Öl-Explorations- und Entwicklungskosten im Jahr 2006 im Vergleich mit dem Vorjahr um 29 Prozent auf 14,42 Dollar je Barrel gestiegen. Auf diese Weise rächen sich zwei Jahrzehnte mit stagnierenden Suchversuchen und -ergebnissen. Die Ölreserven, die sich aus Vorkommen mal Ausbeute ergeben, haben sich in den vergangenen zehn Jahren um 18 Prozent oder 120 Milliarden Barrel erhöht. Davon wurden gerade einmal sieben Milliarden in den vergangenen fünf Jahren entdeckt.
Die notwendigen Investitionen für die Entwicklung anspruchsvoller Ölquellen in den tiefen Gewässern der Meere liegen zwischen vier und sechs Dollar für jedes Fass Öl, das auf diese Weise zusätzlich gefördert werden kann. Die Kosten für die Aufbereitung schwerer Ölsände in Kanada und am Orinoco lagen bei den jüngsten Projekten dieser Art zwischen 4,3 und 6,25 Dollar je Fass zusätzlichem Öl.
EOR und IOR-Methoden bieten günstige Möglichkeiten zur Produktionssteigerung
Demgegenüber liegen die Investitionen für so genannte „Enhanced“ und „Improved Oil Recovery“ (EOR und IOR) Methoden mit etwa zwei Dollar je Barrel zusätzlichem Öl deutlich niedriger. Es handelt sich dabei um sekundäre und tertiäre Technologien, die die Ausbeute von Ölvorkommen deutlich erhöhen. So kann das Öl durch Fluten der Lagerstätte mit Wasser oder Gas aus der Lagerstätte gedrängt werden.
Ein sehr gutes Beispiel für die IOR-Methode ist die Injektion von Dampf in die Lagerstätte des von Wintershall betriebenen Erdölfeldes Emlichheim in Niedersachsen. In dem bereits 1943 entdeckten Feld wurden nach Unternehmensangaben schon in den 60er Jahren sehr gute Erfahrungen mit der Injektion von heißem Wasser gemacht. Darauf aufbauend wurde 1981 das Fluten der Lagerstätte mit Dampf sukzessive eingeführt, wodurch das Produktionsniveau stabilisiert werden konnte.
Eine weitere Steigerung lässt sich mit EOR-Methoden erreichen. Dabei wird das zum Fluten eingesetzte Wasser beispielsweise von Polymeren künstlich verdickt, so dass auch Öle hoher Viskosität verdrängt werden. Oder es wird Kohlendioxid in die Lagerstätten injiziert, um das Öl aus dem Porenraum „auszuwaschen“, wie es bei Wintershall weiterhin heißt.
Die Kombination der innovativen Horizontalbohrtechnik mit der so genannten Frac-Technik kann dazu beitragen, die Produktion zu steigern: Unter hohem Druck werden in einer gering durchlässigen Lagerstätte Risse durch das Einpressen einer Flüssigkeit erzeugt, die mit einem Spezialsand versetzt ist. Dieser Sand dient als Stützmittel und soll die Risse im Gestein offen halten. So führt diese Methode zu einem größeren Gas- oder Ölzufluss und zu einer höheren Produktion.
Solche Techniken lohnen sich, wurden bisher jedoch kaum genutzt. Nach Sandreas Schätzungen basieren gerade einmal drei Prozent der Weltölproduktion auf EOR-Technologien. Dabei könnten sie die Förderung reifer Vorkommen sogar kurzfristig steigern oder zumindest auf dem erreichten Niveau halten. Langfristig nähme die Ausbeute der Vorkommen zu.
Sie können die Ausbeutung der Vorkommen deutlich erhöhen
Liegt sie im globalen Durchschnitt bisher bei etwa 22 Prozent, so zeigen einzelne Lagerstätten, was bei der Investition in die richtige Technik möglich ist: Die Ausbeute des Statfjord-Feldes in der Nordsee liegt bei 66 Prozent und jene in der amerikanischen Prudhoe Bay bei 47 Prozent. Langfristig scheinen Ausbeuteraten von 70 Prozent bei leichten, mittleren und schweren Ölen denkbar zu sein, während bei extra schwerer Sorte eine Rate von 30 Prozent realistisch erscheint, so Sandrea.
Rafael Sandrea geht in seiner Studie davon aus, dass die Steigerung der Ausbeute aus bekannten Lagerstätten um einen Prozentpunkt die Reserven um 100 Milliarden Barrel steigern wird. Das entspräche der Produktion von etwa vier Jahren.
Insgesamt deutet einiges darauf hin, dass gegenwärtig die Sorgen im Markt über die Versorgung mit Öl überzogen sein könnten. Käme der Markt wieder zur Vernunft, dürfte eine Preiskorrektur kaum überraschen.
Die in dem Beitrag geäußerte Einschätzung gibt die Meinung des Autors und nicht die der F.A.Z.-Redaktion wieder.
Text: @cri
Bildmaterial: dpa, F.A.Z., Masters, Goldman Sachs, Bloomberg, CFTC Commitments of Traders CIT Supplement, FAZ.NET, IEA MEDIUM-TERM OIL MARKET REPORT, R. Sandrea, Future oil & Gas Supply: A Quantitative Analysis, RMT, CIBCWM
