Erdöl wird bald am Ende sein. - Boards-United

McSaug · Registriert seit: 03.01.2003

Na wenn das zutrifft..... Bald wird der Sprit 8€ pro Liter kosten. Und die Chinesen sind nicht schuld. Die Kapazitäten sind halt irgendwann am Ende.

Zitat:

Öl vor dem Aus?

Unsere Energiemärkte stehen vor großen Umbrüchen. Darin sind sich Experten aus Wirtschaft und Politik einig. Ein deutliches Signal sind die zunehmende Anzahl von Prognosen, die vor starken Kostensteigerungen bei Rohöl bis 2010 warnen. Als Ursache dafür gelten nicht zuletzt Versorgungsengpässe, denn die Öl-Nachfrage wird gerade in aufstrebenden Ländern wie China und Indien stark zunehmen, während die tägliche Fördermenge von Rohöl nicht beliebig gesteigert werden kann.

Begründungen für steigende Ölpreise gab es viele: Spekulationen, die Vorgänge um die russische Firma Yukos, Streiks in Nigeria, Anschläge im Irak, Raffinerie- und Transportengpässe, Angst vor Anschläge in Saudi-Arabien oder Hurrikans im Golf von Mexiko wie etwa die verheerenden Orkane Katrina und Rita.

Erstaunlich: Jedes Einzelereignis betraf nur maximal 1-3 Prozent der Weltproduktion. Die Preise wurden dadurch dennoch massiv beeinflusst. Produziert die Branche am Limit? Halten sich Angebot und Nachfrage nur noch sehr knapp in der Waage? Wann muss der Welt-Energiekompass neu ausgerichtet werden?

Beispiel Katrina: Anfang September 2005 – nachdem der Hurrikan Katrina Milliarden-Schäden an der Südküste der USA angerichtet hatte – herrschte Panik auf den internationalen Rohölmärkten. Die deutsche Bundesregierung verkündete in Abstimmung mit der Internationalen Energieagentur (IEA), Bestände aus der nationalen Öl- und Benzinreserve als Ausgleich für den völlig aus den Fugen geratenen Öl- und Benzinmarkt bereitzustellen. Auf diese Weise sollten dem Markt über den Zeitraum von 30 Tage täglich insgesamt rund 2 Millionen Barrel Rohöl sowie Treibstoffprodukte (aus den Beständen der IEA- Mitgliedsländer) bereit gestellt werden, um die Engpässe aus dem Verlust von diversen Fördereinrichtungen im Golf von Mexiko sowie der Abschaltung von mehreren Raffinerien in den USA auszugleichen. Die Menge von 2 Millionen Barrel am Tag entspricht dabei etwa dem Verbrauch der Bundesrepublik aber nur 2 Prozent des täglichen Welt- Rohölverbrauchs von 84 Millionen Barrel.

Auch der Hurrikan Rita bedrohte nicht nur Ölplattformen, sondern auch mehrere große Raffinerien im Golf von Mexiko, wo rund ein Drittel der Ölproduktion der USA herstammt. Die Gefahr schlug sofort auf den Ölpreis durch: Ein Barrel der Referenzsorte Light Sweet Crude schoss, während Rita noch über dem Meer toste, kurzzeitig um vier Dollar je Barrel in die Höhe. Auch wenn die Verwüstungen nicht so dramatisch waren wie befürchtet, US-Präsident Georg Busch griff zum zweiten Mal innerhalb eines Monats auf die strategischen Ölreserven des Landes zurück. Denn die gesamte Öl-Produktion im Golf von Mexiko ruhte nach dem Durchzug der beiden Wirbelstürme. Von einer Erholung des Ölpreises nach „Rita“ kann keine Rede sein. Barclays-Capital-Experte Kevin Norrish: „Ich denke, wir sind zur Wirklichkeit zurückgekehrt.“

Der Ölpreis hat die Märkte fest im Griff, die gesamte Weltkonjunktur ist ins Stocken geraten. Der Internationale Währungsfonds (IWF) sieht in der Ölpreisentwicklung ein zentrales Risiko für die Konjunktur. Die Forscher des Hamburgischen Welt-Wirtschaftsarchivs (HWWA) senkten wegen des hohen Ölpreises Ende September bereits ihre Wachstumsprognose für das deutsche Bruttoinlandsprodukt von 0,7 auf 0,6 Prozent für 2005 und von 1,3 auf 1 Prozent in 2006. Das Statistische Bundesamt errechnete: Jeder Privatverbraucher in Deutschland muss in diesem Jahr für leichtes Heizöl, Benzin, Diesel und Erdgas durchschnittlich 176 Euro mehr bezahlen als im vergangenen Jahr. Das Füllen des Heizöltanks ist heute doppelt so teuer wie noch 2003.

Weil selbst die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) die Entwicklung auf den Ölmärkten „auch auf längere Sicht“ als unübersichtlich einstuft, erlaubte sie ihren Mitgliedern im September, alle freien Kapazitäten zu nutzen. Damit will das Kartell bis zu zwei Millionen Barrel zusätzlich auf den Markt bringen. Opec-Präsident Ahmed Fahd al-Ahmed al-Sabah will so Ängste über Versorgungsengpässe vor Beginn der Heizperiode auf der Nordhalbkugel zerstreuen. Der saudische Ölminister Ali Maimi beteuerte, sein Land könne die Produktion umgehend um 1,5 Millionen Barrel pro Tag erhöhen. Dennis Nacken, Ölanalyst bei Helaba Trust rechnet trotzdem nicht damit, dass sich der Ölmarkt schnell wieder erholt.

Das teure Öl stufen auch die sieben führenden Industrienationen der Welt als drohende Belastung für den Weltmarkt ein. Mit einem Aktionsplan wollen sie deshalb gegensteuern. So vereinbarten die G-7-Finanzminister und Notenbankchefs bei ihrem jüngsten Treffen Ende September in Washington: Die Ölförderung soll erhöht, die Investitionen in den Ausbau neuer Ölquellen und den Bau von Raffinerien erheblich verstärkt sowie die Maßnahmen zur Energieeinsparung und effizienten Energienutzung ausgeweitet werden. „Wir müssen uns in jedem Fall auf dauerhaft hohe, möglicherweise sogar noch weiter steigende Ölpreise einstellen“, sagt Bundesbank-Präsident Axel Weber. Doch während die Europäer in Washington auf mehr Sparsamkeit und Energieeffizienz drängten, sehen die Amerikaner einen Ausweg darin, mehr Öl bereitzustellen und Lieferunterbrechungen zu vermeiden. US-Präsident Bush will in den USA die Raffinerie-Kapazität erhöhen, um die Nachfrage zu decken.

Das wird nicht einfach für die US-Ölbranche. Denn in Märkten, die über ausreichende Produktionsreserven verfügen, gäbe es wohl kaum solche hektischen Reaktionen bei kleinräumigen Produktionsstörungen (es sei denn, es wird eine künstliche Angebotsverknappung wie während der ersten Ölkrise 1973 herbeigeführt). Bereits im April hatte eine Studie der Investment-Banker Goldman & Sachs, in der erstmals ein Rohölpreis von 105 Dollar pro Barrel prognostiziert wurde, weltweit für Aufsehen und Besorgnis gesorgt. Gleichzeitig warnen Branchen-Insider wie Mike Bowlin, Generaldirektor des US-Erdölkonzerns ARCO: „Die letzten Tage des Ölzeitalters haben begonnen.“ Und Matthew R. Simmons, Finanzberater und ehemaliger Berater der Bush-Regierung, befürchtet: „Die Erdöl-Produktionsspitze steht unmittelbar bevor. Wenn ich Recht habe, sind die Konsequenzen verheerend.“ Selbst Chevron, zweitgrößter US-Ölkonzern, titelt in einer Anzeigenkampagne „Eins ist klar, die Ära des billigen Öls ist vorbei.“

Noch sind diese Experten eine Minderheit in der etablierten Ölindustrie. Sie warnen beharrlich davor, dass die Welt-Erdölproduktion noch vor dem Jahre 2009 ihre Produktionsspitze (Peak Oil, siehe Info-Kasten) erreichen wird, ja sie vielleicht sogar schon erreicht hat. Danach werde die Ölförderung jedes Jahr um ca. 3-6 Prozent zurückgehen – mit bisher unabsehbar weitreichenden Folgen für die Weltwirtschaft.

Berechnen lässt sich dieser folgenschwere Peak Oil, weil die Erschließung sowohl einzelner Ölfelder als auch das Ölangebot ganzer Regionen einem charakteristischen Muster folgt: Nachdem die Förderanlagen installiert sind, steigt die Förderung erst langsam, dann schneller an, erreicht ihr Fördermaximum und bald danach sinkt die Förderrate während der Förderaufwand bleibt – die spezifischen Förderkosten steigen, bis die Anlage nicht mehr rentabel betrieben werden kann. Die Ölreserve muss also noch gar nicht erschöpft sein, wenn die Förderung eingestellt wird.

Während die weltweite Förderrate begrenzt ist, steigt der Verbrauch rund um den Globus von Jahr zu Jahr an. Die Statistiken von BP weisen für das Jahr 2003 aus, dass weltweit 12,8 Terrawatt Energie gehandelt worden sind. Das Öl ist mit 34 Prozent der wichtigste Energielieferant. Der weltweite Durchschnittsverbrauch von 5 Liter pro Mensch und Tag wird heute erwartungsgemäß in den USA, Kanada, Kuwait und Singapur deutlich über-, in Bangladesch und Pakistan deutlich unterschritten. China verbraucht rund 1 Liter Öl/Einwohner, Indien etwas weniger. Beide Staaten befinden sich jedoch im Umbruch und streben mittelfristig einen Energieverbrauch an, der vergleichbar mit dem in Industriestaaten sein wird.

Es besteht deshalb kein Zweifel, dass der Welt-Energiebedarf in den kommenden Jahrzehnten deutlich zunehmen wird. Doch um wieviel, kann niemand genau sagen. Denn die Ermittlung von Nachfragedaten nach Rohöl gleicht zunehmend einem Glücksspiel. So beurteilen Marktbeobachter die Datenlage des weltweit zweitgrößten Verbrauchers China als „die Hölle“. Aus China sind weder verlässliche Gesamtdaten noch gute Prognosen zu erhalten. So werden Daten und Prognosen, welche z.B. die Internationalen Energieagentur (IEA) veröffentlicht, regelmäßig und in immer kürzeren Abständen korrigiert. Bislang gibt es daher keine verlässlichen Informationen über Chinas Ölverbrauch im Jahr 2004, geschweige denn Werte für den erwarteten Zuwachs im Jahr 2005.

In Fachkreisen heftig diskutiert wird gerade die Frage, ab wann die jährlich steigende Nachfrage nach Öl von der Produktionskapazität an den Quellen nicht mehr bedient werden kann. Unstrittig ist, dass dieser Strukturbruch kommen wird, lange bevor das Öl wirklich zu Ende geht – und er wird gewaltig sein. Wahrscheinlich ist, dass der Energie-Kompass der Welt neu ausgerichtet wird, kurz nachdem Peak-Oil erreicht worden ist. Denn wenn der Konsum beginnt die Produktion zu überschreiten, wird der Ölpreis in die Höhe schnellen. Das könnte, als Konsequenz von sehr hohen Heiz- und Transportkosten sowie Höchstpreisen für petrochemische Produkte – vom Haargel über Kabelisolierungen bis hin zu Designmöbeln und Textilfasern eigentlich alles auf dem Markt - zu einer globalen Rezession führen.

Mitte der 70-er Jahre wurden Wirtschaft und Verbraucher mit der ersten starken Erhöhung des Ölpreises konfrontiert. Es folgte der schockartige Preisanstieg nach dem politischen Umsturz im Iran sowie der kurzfristige Preisschub 1991 durch den ersten Golfkrieg. Im Jahr 2000 erreichte der Ölpreis mit $30/Barrel für Außenstehende überraschend einen weiteren Höchststand und steigerte sich seit dem weiter auf $55-60 pro Barrel und einer Spitze von 70,80 US- Dollar am 30.08.2005.

Als Ursache für die jüngsten Preisanstiege werden in Branchenkreisen neben dem zweiten Irakkrieg, latenter Angst vor Terror im Nahen Osten und politischen Unruhen in Russland vor allem Naturkatastrophen genannt. In den Hintergrund rückt dabei leicht, dass sich die Ölbranche durch Fusionen – Amoco, BP oder Arco, ExxonMobil oder Chevron/Texaco oder Total, Fina, Elf – neu aufgestellt hat. Ihr Ziel haben die Konzerne fest im Blick: Kosten sparen durch Abbau von Überkapazitäten und Senken von Lagerbeständen. Mit Erfolg. Die Lagerbestände sind mittlerweile so knapp kalkuliert, das Raffinerien teilweise schon Mühe haben, gewünschte Produkte in größeren Mengen auf den Markt zu bringen.

Dennoch: Investitionen in neue Ölfelder oder Raffinerien, die sich ihren Platz im expandierenden Markt suchen? – Fehlanzeige. Hier deutet sich das strukturelle Problem an: „Seit 2000 stößt die Ausweitung der weltweiten Ölförderung an Grenzen“, beschreiben Jörg Schindler und Werner Zittel in ihrem Buch „Energieversorgung am Wendepunkt“, herausgegeben vom Club Niederösterreich in Wien. Außerhalb der OPEC sei lediglich Russland in der Lange, seine Ölförderung von Jahr zu Jahr deutlich zu erhöhen - nach eigenen Angaben um 10 Prozent. Damit gewinnt der Mittlere Osten, allen voran Saudi-Arabien, strategische Bedeutung für die Weltölversorgung – wenn es die Nachfrage bedienen kann.

Die weltweit lukrativsten Ölfelder wurden schon sehr früh gefunden – 1938 in Kuwait und zehn Jahre später in Saudi-Arabien, wo 22 Prozent der Weltölreserven lagern – 263 Milliarden Barrel, doppelt so viel wie im Iran. Die meisten Quellen wurden in den 60-er Jahren entdeckt, darunter auch die sehr lukrativen Funde unter der Nordsee. In den 90-er Jahren folgten Funde im Golf von Mexiko, vor Brasilien und Westafrika. Große weitere Funde werden allerdings nach Einschätzungen von Branchenkennern wohl immer seltener.

Bei der Ölförderung in der Nordsee überstieg die Jahresförderung fast von Anfang an die Neufunde. In Großbritannien konnten im Jahr 2000 Neuanschlüsse von Feldern den Produktionsrückgang in bestehenden Anlagen nicht mehr ausgleichen – die Förderung sank. In Norwegen ist die Ölförderung seit 2002 rückläufig, in Dänemark soll das Fördermaximum spätestens in diesem Jahr überschritten werden. Mit großer Wahrscheinlichkeit wird die europäische Ölförderung 2010 auf höchstens 50 Prozent der Förderrate des Jahres 2000 zurückgefallen sein. Dieser Rückgang in der bedeutendsten Offshore-Förderregion der Welt kann nur kurze Zeit durch andere Regionen ausgeglichen werden.

Im Süden der USA wurde das Fördermaximum um 1970 überschritten. Lediglich im Golf von Mexiko kann die Förderung heute noch ausgeweitet werden – kann jedoch die Verluste in anderen US-Regionen nicht ausgleichen. Das ist ein Grund dafür, dass die Abhängigkeit der USA von Öl-Importen in den vergangenen Jahrzehnten deutlich zugenommen hat. Die Importquote stieg von 30 Prozent in 1983 auf mittlerweile 60 Prozent. Beunruhigender noch für die Amerikaner: Selbst bei künftig konstantem Verbrauch steigt die Importquote, weil die Selbstversorgungsrate weiter sinkt.

Die Ölförderung der Sowjetunion erreichte 1989 ihr Maximum. Mit dem Ende der Sowjetunion bracht die Förderung zunächst um die Hälfte ein. Erst Mitte der 90-er Jahre etablierte sich eine GUS-Ölindustrie, die die Förderung deutlich steigerte. Mit einer Abschwächung des Wachstums oder gar Stagnation der Produktion rechnen russische Behörden und Ölunternehmen für 2005. Als Blackbox gilt das Ölfeld Kashagan in Kasachstan, mit geschätzten 6-10 Gigabarrel Inhalt der größte Ölfund des Jahrzehnts.

China verbraucht seit Mitte der 90-er Jahre mehr Öl als es selbst fördern kann. Damit steigt der Druck auf die internationalen Ölmärkte, weil mehr Interessenten um die verbleibenden Exportländer buhlen. Auch Indonesien wandelte sich mittlerweile vom Ölexporteur zum -importeuren – konsequenterweise wird das Land bald die Opec verlassen.

Fast 40 Prozent beträgt der Anteil der Opec-Staaten an der Weltölförderung – hier entscheidet sich nicht nur die Zukunft der gesamten Branche, sondern damit auch die der Weltkonjunktur. In den 70-er Jahren hatte die Opec eine preisstabilisierende Bedeutung, weil sie – wie in den 60-ern die texanische Ölförderung - ihre Förderung den Marktbedürfnissen entsprechend steigern oder drosseln konnte (Swing producer). In den 80-ern ließ diese Bedeutung nach, erst seit 2000 die Ölpreise deutlich anziehen, gewinnt die Opec wieder mehr Einfluß in Bezug auf die Stabilisierung der Preise.

2003 und 2004 soll Saudi-Arabien an der Kapazitätsgrenze produziert haben. Branchenbeobachter wie M. Simmons befürchten, dass es dort – entgegen anders lautender Beteuerungen aus der Ölbranche Saudi-Arabiens - keine freien Kapazitäten mehr gibt. Denn Voraussetzung für eine Ausweitung der Produktion wären neue, leistungsstarke Ölfelder – doch die sind bisher nicht in Sicht. Geschürt wird diese Angst vor Versorgungsengpässen durch große Intransparenz bei den Förderdaten in fast allen OPEC-Staaten. Die beteiligten Länder machen allerdings allesamt bisher keine erkennbaren Anstrengungen, diese Situation zu ändern.

Investmentbanker M. Simmons warnt sogar vor einem drohenden Förderrückgang in Saudi-Arabien. Ursache dafür könnte sein, dass an den Bohrlöchern versucht wird, durch modernste Fördertechnik binnen kurzer Zeit ein Maximum an Öl zu fördern. Durch Wasser-Einpressen und Horizontalbohrungen wird auch im weltgrößten Ölfeld Ghawar versucht, die Förderrate in die Höhe zu treiben. Wird hier das Fördermaximum überschritten, könnte die Förderung schneller zurückgehen als bei konventioneller Förderung – circa 15 Prozent /Jahr statt 2-3 Prozent/Jahr. Dramatisch ist das vor allem vor dem Hintergrund, dass Ghawar die Hälfte der Ölförderung Saudi-Arabiens ausmacht. Ein Förderrückgang der gesamten Region, ja sogar der Welt-Ölförderung wäre die Folge.

Ghawar könnte nach dem Feld Yibal im benachbarten Oman (nicht in der Opec) ein weiteres Beispiel dafür werden, dass auch technologischer Fortschritt wenig hilft gegen den Rückgang der förderbaren Ölmenge. Yibal, entdeckt in den 60-ern, erreichte durch den Einsatz aufwendiger Fördertechnik 1998 sein Fördermaximum. Danach brach die Ausbeute innerhalb von fünf Jahren um 60 Prozent ein – mehr als 15 Prozent im Jahr. Aufwendige technischen Innovationen sind zwar der Grund dafür, dass Ölfelder höher bewertet werden, weil die insgesamt förderbare Ölmenge steigt. Doch in der Praxis hat sich gezeigt, dass durch modernste Technik nicht die insgesamt förderbare Ölmenge steigt, sondern dass das vorhandene Öl nur schneller entnommen werden kann. Damit könnte sich der technologische Fortschritt sogar als Bumerang erweisen, weil er die Ölversorgung zwar kurzfristig erleichtert, mittelfristig aber Versorgungsengpässe verschärft.

Mit jedem Staat, der das Fördermaximum überschreitet, wird der Rückgang der Förderung der gesamten Gruppe stärker. Die entscheidende Frage ist: Können die Opec- und die GUS-Staaten ihre Produktion so weit ausweiten, dass es bis 2020 gelingt, das weltweite Ölangebot konstant zu halten oder gar auszubauen?

Allein um die Weltölförderung bis 2020 konstant zu halten, müssten Opec und GUS ihre Produktion um fast 20 Megabarrel/Tag oder 40 Prozent steigern. Die Internationale Energieagentur (IEA), die in den 70-er Jahren von westlichen Staaten als kritisches Gegengewicht zur Opec gegründet wurde, zeichnet in ihrem „World Energy Outlook 2004“ ein noch drastischeres Bild: Soll die Weltölförderung um 40 Prozent steigen, dann müssten Opec und GUS ihre Förderung sogar um 45 Megabarrel/Tag oder 110 Prozent steigern. Diese starke Ausweitung müsste fast ausschließlich auf der Förderung in Saudi-Arabien und Irak beruhen. Allerdings, Experten bezweifeln, dass beide Länder ihre Förderkapazitäten um 150 Prozent ausweiten können – das entspreche einer Verdoppelung der Produktion in 20 Jahren. „Das ist absolut utopisch und fern jeglicher Realität“, kritisieren Schindler/Zittel das IEA-Szenario. „Im Gegenteil scheint es eher so zu sein, dass auch Saudi-Arabien bald an seine Grenzen kommen wird.“

Es sieht ganz so aus, als ob auch die Ölindustrie die Fördersituation eher als schwierig einschätzt. Schon 2002 räumte der damalige Senior Vice President von ExxonMobil in einer Rede ein, dass die Zeit des billigen Öls vorbei sei. Rund 100 Milliarden US-Dollar pro Jahr werde es kosten, die Förderung von Öl und Gas vom Jahr 2000 bis 2010 um 2,5 Prozent auszuweiten. Das scheint Ölkonzernen bisher zu teuer zu sein. Zur Ausweitung ihrer Förderbasis investieren sie lieber in den Kauf von Konkurrenten als in das Finden und Betreiben neuer Ölfelder.

Selbst die renommierte Internationale Energie Agentur (IEA) scheint ihre Meinung geändert zu haben. Ihr „World Energy Outlook 2004“ geht noch davon aus, dass der weltweite Primärenergieverbrauch in den nächsten Jahrzehnten um 60 Prozent steigen kann. Insbesondere der Verbrauch von Erdöl wachse wohl von 77 Millionen Barrel/Tag in 2002 auf 121 Millionen Barrel/Tag bis 2030. Allerdings deuten die renommierten Prognostiker in letzter Zeit an, dass die Förderung bis 2020 sehr teuer werde. IEA-Chef Claude Mandil warnt sogar: „Ein neuer Öl-Schock ist möglich.“

Sadad al-Husseini, Geologe und pensionierter Aramco-Topmanager wird noch deutlicher: „Wenn auf der Welt jedes Jahr genügend neue Felder geöffnet werden müssen, um zusätzliche sechs Millionen Barrel/Tag zu fördern - damit täglich zwei Millionen Barrel für steigende Nachfrage bereit stehen und vier Millionen Barrel, um die sinkende Produktion in bestehenden Feldern zu kompensieren – kann das unmöglich getan werden. Die Erwartungen sind jenseits dessen, was erreichbar ist.“ Der kritische Marktbeobachter M. Simmons denkt schon weiter: „Der schmerzhafte Start ins Post-Öl-Zeitalter beginnt, wenn die Produzenten ihren Output nicht mehr steigern können, um die wachsende Nachfrage zu befriedigen.“

Niedrige Ölpreise haben in der Vergangenheit andere Energielieferanten vom Markt fern gehalten. Ein westlicher Diplomat in Riad deutete jedoch gegenüber dem US-Journalisten Peter Maass von der New York Times an: „Ich sehe nicht, wie die Förderländer dazu jetzt noch in der Lage sein sollen.“
Der steigende Ölpreis, durch den sich auch andere Energieträger wie Erdgas, Kraftstoffe und Strom verteuern, konfrontiert Privathaushalte wie Unternehmen mit höheren Energiekosten. "Je höher die Energiepreise, desto lohnender sind Strategien zur Optimierung der Energiekosten. Und kostenseitig lässt sich einiges unternehmen", so Prof. Dr. Norbert Hüttenhölscher, Leiter der Energieagentur NRW. Niemand müsse resignieren und langfristige finanzielle Mehrbelastungen akzeptieren.

Arwen · Registriert seit: 21.09.2006

Dann müssen wir eben auf Erdgas umsteigen. Da gibt es noch genug.
Leider haben wir in Deutschland keine eigenen Vorkommen, sind also wieder abhängig von anderen Staaten.

http://www.koblenz.de/bilder/gas_kap_4_1_2.pdf

Informationskampagne Ressourcen
Erdgas-Vorräte und Statische Reichweiten
Alle folgenden Zahlen zu Reserven und Ressourcen stammen aus dem aktuellsten
Bericht der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) „Reserven,
Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002“, den die BGR im Auftrag
des Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit in regelmäßigen Abständen erarbeitet
(BMWA 2002). Die BGR beruft sich auf Zahlen der IEA (International Energy
Agency), die jährlich ihren „World Energy Outlook“ herausgibt.
Erdgasvorräte in
Tm³, Stand: 2001
Gesamtpotenzial
= bisherige
Förderung + Verbleibendes
Potenzial = Reserven
+ Ressourcen
konventionell 447 = 69 + 378 = 161 + 217
nicht konventionell 1.535 = 0 + 1.535 = 2 + 1.533
Summe 1.982 = 69 + 1.913 = 163 + 1.750
Tm³ = 1012 m³ = Billionen m³
„Die kumulierte kommerzielle Erdgasförderung der Welt erreichte bis Ende 2001 fast
70 Tm³ oder 30 % der bisher insgesamt entdeckten Reserven. Davon wurde allein
innerhalb der letzten 16 Jahre die Hälfte gefördert. Rechnet man das abgefackelte
Erdgas hinzu, so wurde bisher mehr als ein Drittel der ursprünglichen Reserven den
Lagerstätten entnommen.“ Mit abgefackeltem Erdgas ist sog. „Erdölgas“ gemeint,
das bei der Ölförderung mit an die Oberfläche gelangt. Es wird in modernen Förderanlagen
entweder genutzt (z. B. zur Stromgewinnung) oder in die Lagerstätten
zurück injiziert. In Entwicklung- und Schwellenländern dagegen wird ein großer Teil
dieses Gases einfach ungenutzt verbrannt. So werden z. B. in Nigeria pro Jahr 20
Milliarden m³ Erdölgas abgefackelt (VAN GELDER & MOERKAMP 1996), das entspricht
etwa ¼ des jährlichen Gasverbrauches in ganz Deutschland.
Abbildung 1: Gesamtpotenzial konventionelles Erdgas 2001 (Summe Welt: 447 Tm³):
Regionale Verteilung (BMWA 2002)
Betrachtet man die regionale Verteilung der Vorkommen an konventionellem Erdgas
(Abbildung 1), fällt auf, dass in Nordamerika der Anteil der bereits geförderten Menge
am Gesamtpotenzial fast die Hälfte beträgt, in Europa etwa ein Drittel. Dagegen ist
der Anteil der kumulierten Förderung am Gesamtpotenzial in den arabischen Staaten
verschwindend gering, weit über die Hälfte des Gesamtpotenzials kann hier den
Reserven, also den derzeit technisch und wirtschaftlich gewinnbaren Vorräten, zugeschlagen
werden. In Russland dagegen - mit dem insgesamt höchsten Gesamtpotenzial,
das knapp 40 % der Weltvorräte ausmacht - fällt der größte Teil des
Gesamtpotenzials auf die Ressourcen, d. h. die Gewinnung dieser Vorräte ist derzeit
noch nicht wirtschaftlich.
Als „statische Reichweite“ wird der Zeitraum bezeichnet, den fossile (nicht erneuerbare)
Rohstoffe noch reichen, wenn man die aktuellen Verbrauchswerte und das
aktuelle Wissen um Reserven und Ressourcen zu Grunde legt.
Statische Reichweite bis zum Jahr... Reserven Verbleibendes
Potenzial
Konventionelles Erdgas 2066 2151
Konventionelles Erdgas + nicht-konventionelles
Erdgas
2066 2758
Danach reichen die konventionellen Gasreserven (ab 2005 gerechnet) noch etwa 60
Jahre, inklusive der Ressourcen (also das „verbleibende Potenzial“) 146 Jahre - das
ist mehr als doppelt so lange wie beim Öl!
Das verbleibende Potenzial von konventionellem und nicht-konventionellem Erdgas
zusammen würde so weit in die Zukunft reichen, dass wir uns heute noch keine
Gedanken über das Ende der Vorräte machen müssten:753 Jahre statische Reichweite!
Das liegt vor allem an den relativ großen Ressourcen beim nicht-konventionellem
Erdgas. Reserven sind für nicht-konventionelles Erdgas kaum definierbar (sie
werden derzeit mit ca. 2 Tm³ angegeben - gegenüber Ressourcen von grob
geschätzten 1.500 Tm³), da eine „nennenswerte kommerzielle Förderung ist in
absehbarer Zukunft nicht wahrscheinlich“ ist (BMWA 2002). Daher sind alle
Zukunftsprognosen, die nicht-konventionelles Erdgas mit einbeziehen, derzeit ziemlich
realitätsfern.
Quellen
BMWA, BUNDESMINISTERIUMS FÜR WIRTSCHAFT UND ARBEIT (Hrsg.)(2002): Reserven,
Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002, Dokumentation
Nr. 519, 37 S.
VAN GELDER, JAN WILLEM & JOS MOERKAMP (1996): Das Nigerdelta: ein zerrüttetes
Ökosystem - Die Rolle von Shell und anderen Ölkonzernen. Diskussionspapier
im Auftrag von Greenpeace. CONTRAST Advies, Amsterdam, 84 S.