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Öl und Gas: Reserven gibt es noch genug

Wie wird sich die Rohöl-Versorgung entwickeln? Ist die Entdeckung großer neuer Ölfelder wahrscheinlich? Wird der Preis weiter steigen? Fragen an den Rohstoffexperten Hilmar Rempel.

bild der wissenschaft: Chinas Energieverbrauch wächst stärker, als das in vielen Energieprognosen noch zur Jahrtausendwende vermutet worden ist. Gehen die weltweiten Öl- und Erdgasvorräte dadurch schneller zur Neige als bisher propagiert, Herr Rempel?

REMPEL: In der Tat sind die damaligen Prognosen nicht von einem derart sprunghaften Wachstum in China ausgegangen. 2002 steigerte das Land seinen Ölverbrauch um 6,3 Prozent, 2004 sogar um 15,4 Prozent. Für dieses Jahr rechnet die Internationale Energie Agentur (IEA) mit einem Wachstum von 5,7 Prozent. In der Langzeitprognose der IEA, die 2004 erstellt wurde und bis 2030 reicht, geht die Agentur von einer jährlichen Steigerung des chinesischen Erdölbedarfs um durchschnittlich 3,4 Prozent aus. Absolut gesehen ist der chinesische Ölverbrauch al-lerdings immer noch relativ bescheiden.

bdw: Was heißt das?

REMPEL: Selbst wenn die Wachstumsraten so hoch bleiben wie sie aktuell sind, dürfte das Land trotz seiner 1,3 Milliarden starken Bevölkerung um 2030 nur halb so viel Öl verbrauchen wie die USA.

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bdw: Das allerdings auf dem Weltmarkt nachgefragt werden muss, weil die Rohölvorkommen in China nicht ausreichen.

REMPEL: Die chinesischen Erdöl-Reserven betragen etwa drei Milliarden Tonnen, die bisher wirtschaftlich noch nicht abbauwürdigen Ressourcen belaufen sich auf weitere zwei Milliarden Tonnen. Im vergangenen Jahr wurden in China 175 Millionen Tonnen gefördert und 150 Millionen Tonnen importiert. Der Importanteil wird weiter zunehmen. Die steigende Nachfrage hat bereits dazu geführt, dass China im Iran, im Sudan, in Kanada, in Kasachstan und in anderen Ländern in Öl- und Gasförderprojekte einsteigt und sich finanziell engagiert.

bdw: Inwiefern ist das immer teurer werdende Erdöl auf die steigende Nachfrage Chinas zurückzuführen?

REMPEL: Das ist ein Faktor, der zur Verknappung beigetragen hat – aber sicher nicht der Entscheidende. Allerdings hat die starke Nachfrage mit dazu geführt, dass das Angebot knapper wurde. Bei dem relativ bescheidenen Barrelpreis in den Neunzigerjahren, der meist um 20 Dollar lag, wurde wenig investiert. Diese Investitionsmüdigkeit fing bei der Lagerstättensuche an und erstreckte sich bis zum Ausbau von Raffineriekapazitäten. Wenn ein Unternehmen nicht sieht, dass sich Neuinvestitionen bezahlt machen, bleibt eben vieles beim Alten. Die Ölbranche blickt noch immer mit Entsetzen auf das Jahr 1998. Damals erlöste ein Barrel nur 10 Dollar.

bdw: Tempi passati!

REMPEL: Auf 10 oder 20 Dollar wird der Ölpreis wohl kaum mehr fallen. Doch ich wage zu bezweifeln, dass er sich jetzt schon dauerhaft bei 60 Dollar oder mehr festsetzt. Längerfristig gesehen werden wir natürlich den Punkt erreichen, ab dem die Welt nicht mehr in der Lage ist, so viel Öl zu produzieren, wie eigentlich nachgefragt würde.

bdw: Einige Experten prophezeiten diese Wende schon für 2005.

REMPEL: Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe sieht diesen Punkt, das Maximum der Ölförderung, in ein bis zwei Jahrzehnten auf uns zukommen.

bdw: Formal betrachtet gibt es auch dann genügend Lagerstätten, die den Bedarf befriedigen könnten. Die Vorräte reichen noch mindestens 40 Jahre – heißt es doch seit vielen Jahren unisono.

REMPEL: Die in ein bis zwei Jahrzehnten zu erwartende Verknappung wird durch den Erschöpfungsgrad der angezapften Lagerstätten verursacht. Anfänglich steigt die Förderung stark, erreicht ein Plateau und nimmt dann wieder ab. Verursacht wird diese so genannte Glockenkurve einmal durch den Druck in der Lagerstätte, der im Lauf der Zeit abnimmt – das Öl sprudelt dadurch nicht mehr so wie zu Beginn. Zum Zweiten wird der Anteil des mitgeförderten Wassers immer größer. Das geht so weit, dass gegen Ende der Ausbeutung nur noch zwei oder drei Prozent Öl gefördert werden. Der Rest ist Wasser. Eine weitere Ursache für die gegenwärtige Verknappung von Rohöl sind fehlende Förderkapazitäten. Mit Ausnahme von Saudi Arabien liegen nirgendwo in der Welt Kapazitäten brach. Dort könnte zwar eine Million Barrel pro Tag mehr produziert werden. Doch angesichts der 80 Millionen Barrel, die weltweit tagtäglich verbraucht werden, ist das nicht viel mehr als ein Tropfen auf den heißen Stein.

bdw: Eine unverändert hohe Nachfrage bei hohem Preis – das muss doch Kapital und Investitionen mobilisieren.

REMPEL: In der Tat sind die Investitionen in die Exploration und die Nachfrage nach Bohrgeräten bereits gestiegen. Es werden auch wieder Lagerstättenexperten von der Erdölindustrie gesucht.

bdw: Das heißt, dass künftig mehr Öl gefördert werden kann?

REMPEL: Das schon. Aber es wird auch mehr nachgefragt. Insofern wird sich an der Verknappung Mitte/Ende des nächsten Jahrzehnts wohl nichts ändern.

bdw: Wie groß ist die Chance, in einem der 600 fossilen Sedimentbecken, die Lagerstättenforscher als potenziell Erdöl führend ausgemacht haben, auf neue Riesenlagerstätten – Giants oder Supergiants – zu stoßen?

REMPEL: Mit Ausnahme der Arktis und der Tiefsee sind die Sedimentbecken mittlerweile alle geologisch gut untersucht. Dennoch gibt es immer noch überraschende Funde. Giants – Felder mit mehr als 500 Millionen Barrel Ölinhalt, umgerechnet 68 Millionen Tonnen – findet man neben vielen kleineren Feldern und wird sie auch künftig finden. Supergiants enthalten mehr als 5 Milliarden Barrel oder 680 Millionen Tonnen und sind deshalb schon von Natur aus viel seltener anzutreffen. Doch auch da ist man vor Überraschungen nicht sicher. So haben Erdölgeologen 2000 im kasachischen Sektor des Kaspischen Meers das Kashagan-Feld gefunden. Es enthält knapp zwei Milliarden Tonnen Öl und ist der größte Fund der letzten 30 Jahre.

bdw: Die Nordsee ist gut untersucht. Dort harren gewiss keine Giants mehr der Entdeckung.

REMPEL: Da sind Sie sich sicherer, als ich es bin. Auch mit dem 1999 im britischen Sektor gefundenen Buzard-Feld hatte keiner mehr gerechnet. Natürlich: Wenn man die Mengen insgesamt betrachtet, fördern wir in der Nordsee heute das, was bis in die Achtzigerjahre gefunden wurde.

bdw: Welche Chancen bestehen angesichts der gestiegenen Ölpreise, die Ölsande in Kanada und Schwerstöle in Venezuela abzubauen, die unsere Reserven schlagartig verdoppeln würden?

REMPEL: Deren Erschließung ist nicht nur teuer, sondern auch mit oft erheblichen Umweltproblemen verbunden. Öl in Ölsanden und Schwerstölen ist sehr zähflüssig. Um es zu gewinnen, muss der Rohstoff entweder erwärmt oder bergmännisch abgebaut und vom Sand getrennt werden. Realistisch betrachtet, werden diese Lagerstätten zwar in Zukunft stärker ausgebeutet. Doch angesichts der damit verbundenen ökologischen Probleme wird es mengenmäßig nicht das ersetzen, was an konventionellem Erdöl fehlt. Es gibt allerdings noch andere Möglichkeiten, Erdöl zu gewinnen.

bdw: Sie denken an Kraftstoffe aus Erdgas?

REMPEL: In Fachkreisen firmiert das unter GTL — gas to liquid. Dabei werden auf chemischem Weg aus Erdgas Kraftstoffe erzeugt. Ähnliche Verfahren kommen bei der Kohleverflüssigung oder der Umwandlung von Biomasse in Kraftstoffe zur Anwendung. Das alles sind Bausteine, die mit dazu beitragen, den Kraftstoffbedarf im Verkehr auch in vielen Jahrzehnten zu decken. Andere Verbraucher werden sich mittel- bis langfristig vom Öl wegentwickeln.

bdw: Im Schnitt wird eine Erdöllagerstätte heute nur zu 30 Prozent ausgebeutet. Welchen Spielraum gibt es, an diesem Stellglied zu drehen?

REMPEL: Möglichkeiten dazu gibt es genug. Wenn die Umstände günstig sind, lässt sich die Lagerstätte zu 40 Prozent, in seltenen Fällen sogar zur Hälfte ausbeuten. Solche Maßnahmen kosten Geld und haben sich bei dem Ölpreisniveau der Neunzigerjahre nicht gerechnet.

Wenn man die Öl führenden Schichten bergmännisch abbaut, wie es mit den Ölsanden in Kanada geschieht, könnte man sie sogar bis zu 90 Prozent ausbeuten: Technisch wäre das machbar, wirtschaftlich ist das auch beim jetzigen Ölpreis sinnlos. Eine andere Sache ist die Reservenbewertung …

bdw: … die schon mal dazu führen kann, dass führende Manager ihren Hut nehmen müssen – wie im vergangenen Jahr bei Shell geschehen.

REMPEL: Jede Reservenbewertung ist eine Schätzung. Wie viel aus einer Lagerstätte herauszuholen ist, weiß man erst, wenn sie dicht gemacht wird. In der Regel gehen die Ölfirmen an eine Bewertung eher pessimistisch heran und stocken ihre Vorräte auf, wenn sich während der Förderung neue Indizien dafür ergeben haben. Was bei Shell geschah, hatte eine andere Ursache. Die Gehälter führender Shell-Manager waren an die Höhe der Vorräte gekoppelt. Es fehlte aber eine ausreichende interne Kontrolle.

Andere Ursachen für differierende Reservenangaben sind die unterschiedlichen Reservenklassifikationen. Da gibt es etwa die der SEC für an der US-Börse notierte Unternehmen, die der SPE und des Welt-Petroleum- Kongresses oder die des kanadischen Bergbau-, Metallurgie- und Petroleum-Instituts (CIM). Deren Bewertungsmaßstäbe unterscheiden sich erheblich. So hatte der russische Yukos-Konzern im Jahr 2003 nach SPE-Sichtweise 2 Milliarden Tonnen sichere Ölreserven, nach SEC-Sicht aber nur 1,6 Milliarden.

bdw: Wie steht es um die natürliche Neubildung von Erdöl?

REMPEL: Sie findet noch statt, allerdings nur in geringem Tempo. Wir verbrauchen heute Jahr für Jahr so viel Erdöl, wie in der Natur innerhalb von etwa 500 000 Jahren gebildet wurde.

bdw: Sie erwähnten, dass man Erdgas zu synthetischen Kraftstoffen umwandeln kann. Das hört sich nach Verschwendung eines wertvollen Rohstoffs an, da durch die Umwandlung ein Teil der im Gas enthaltenen Energie verbraucht wird.

REMPEL: Ja und nein. Natürlich verbraucht der Umwandlungsprozess Energie. Doch erst dadurch werden entlegene Erdgasvorkommen attraktiv. Um den in einer Einheit Öl enthalten Energieinhalt via Erdgas zu transportieren, fallen doppelt so hohe Transportkosten an. Das heißt: Es ist sehr teuer, Gas per Pipeline aus entlegenen Lagerstätten in die großen Verbraucherzentren Europas, der USA, nach China oder Japan zu transportieren. Ab einer Entfernung von etwa 3500 Kilometern ist eine Verflüssigung von Gas und der Transport in Tankern daher preisgünstiger als der Bau einer Pipeline. Ein aktuelles Beispiel für alternative Erdgasproduktions-Strategien ist Katar. Erst vor wenigen Jahren wurde dort das größte Erdgasfeld der Welt in seiner vollen Dimension erkannt. Dessen Erdgas wird für den Export vorzugsweise verflüssigt oder zu synthetischen Kraftstoffen umgewandelt.

bdw: Worin unterscheidet sich der Erdgasmarkt sonst noch vom Ölmarkt?

REMPEL: Die gezielte Exploration von Gas hat erst vor 40 Jahren angefangen. Vorher war Gas eher ein lästiges Nebenprodukt der Ölförderung. Insgesamt betrachtet ist es daher um den Energieträger Erdgas besser bestellt als um Rohöl. Hier sind erst 16 Prozent der Reserven verbraucht, bei Rohöl sind es 40. Den gegenwärtigen Weltverbrauch angenommen, reichen die Vorkommen deshalb auch weit über 60 Jahre. Anders als beim Erdöl, das aufgrund bestimmter Temperaturbedingungen in der Regel nur in Tiefen von 1500 bis 3500 Metern gebildet wird, findet man Erdgas sowohl darüber als auch darunter. Trotz der erfreulichen Reservensituation ist der Erdgaspreis in jüngster Zeit ebenfalls stark gestiegen. Das hängt auch damit zusammen, dass in Deutschland wie in vielen anderen Ländern der Gaspreis eng an den Ölpreis gekoppelt ist. Ob sich diese Preisbindung in den kommenden Jahren aufrecht erhalten lässt, ist eine spannende Frage. Die Kritik daran wird jedenfalls von Jahr zu Jahr lauter.

bdw: Was halten Sie von der These des Austro-Amerikaners Thomas Gold, wonach sich große Mengen von Erdgas anorganisch gebildet haben und in der Tiefe auf ihre Ausbeutung warten?

REMPEL: Dass sich Erdgas anorganisch bilden kann, lässt sich nicht völlig ausschließen. Und Herr Gold wird nicht müde, für seine These zu werben. Doch bis heute haben er und andere keinerlei Beweise erbracht, dass auf diese Weise wirtschaftlich interessante Mengen Erdgas entstanden sind. ■

Das Gespräch führte Wolfgang Hess

Hilmar Rempel

ist Rohstofffachmann bei der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover. Der Diplom-Geologe (Jahrgang 1945) studierte in Baku (Aserbaidschan) Erdölgeologie. Seit 1990 befasst er sich in der BGR mit Fragen der Rohstoffstatistik für Erdöl, Erdgas und Energie sowie der Verfügbarkeit von Erdöl und Erdgas.

Ohne Titel

Erheblich zunehmen dürfte der Ölbedarf in China und den USA. In den der OECD angehörenden Staaten Europas schwächt die Zunahme dagegen ab. Indien wird wohl auch in 25 Jahren weniger brauchen als Japan. Die Nachfolgestaaten der UdSSR steigern ihren Konsum, bleiben aber unter dem Niveau von 1980.

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