DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖL

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLDie in jüngster Zeit beobachtetenPreiserhöhungen sind kein Hinweisauf zu tiefe Erdölvorkommen.Allein die ausgewiesenenund gesicherten Reserven vonca. 1100 Milliarden Fass Erdölreichen für rund 40 Jahre.Welt-Primärenergieverbrauch, IEA, World Energy Outlook, 2005700060005000400030002000100001970Millionen TonnenÖl-ÄquivalentÖlKohle1980 1990 2000 2010 2020 2030ErdgasAndereAtomkraftWasserkraftab. Der daraus resultierende Nachfrageüberhang hat zu den in letzter Zeithöheren Erdölpreisen geführt.Verstärkt wurde die Preishausse durch tatsächliche oder befürchtete politischeEreignisse in den Förderstaaten und entlang der Transportwege sowiedurch Naturkatastrophen, die negative Folgen für die Ölproduktion zeitigten(z. B. die Hurrikane Katrina und Rita).Regionale Nachfragezunahmen, M. Takin, World Oil Market and its Future, 20053.02.52.0Das massive Nachfragewachstumnach Erdöl vor allem im asiatischenRaum führte seit 2003zu einer angespannten Versorgungslageund damit zu höherenErdölpreisen. Neue ProduktionsundRaffinationskapazitäten sindbereits im Bau und werden diesteigende Nachfrage decken.1.5Verhältnis von Öl und Mobilität, IEA, Resources to Reserves, 2005in %100908070605040302010019711980 1990 2002 2010 2020 2030Millionen Fass pro Tag1.00.50.0-0.50.62000Europa0.72001Lateinamerika0.62002Jährlicher globaler Nachfragezuwachs1.82003Afrika Asien-Pazifik Mittlerer Ostenehemalige Sowjetunion2.720041.32005NordamerikaAnteil Transport an Welt-ÖlnachfrageAnteil Erdöl an Welt-TransportnachfrageÖlpreis und -konsum, M. Takin, World Oil Market and its Future, 20056Die gegenwärtig hohen PreiseDer Ölpreis bildet sich wie jeder Marktpreis aus dem gegenwärtigenVerhältnis von Angebot und Nachfrage.Die 80er und 90er Jahre waren von einer Phase geringer Marktexpansion undwachsenden Preisdrucks geprägt. 1998 fielen die Erdölpreise zeitweise aufunter 10 Dollar pro Fass. Als Folge davon wurden viele Explorations- undFörderprojekte aus Gründen mangelnder Rentabilität nicht verwirklicht.Diese Situation hat sich seit 2002 komplett verändert. Die Nachfrage ist –hauptsächlich getrieben vom wirtschaftlichen Aufstieg Chinas und Indiens,verbunden mit einer allgemein expansiven Weltwirtschaft – in einem Massegestiegen, das viele überrascht hat. Deshalb nahmen die frei verfügbarenKapazitäten auf allen Stufen, das heisst von der Förderung bis zur RaffinationÖlpreis (US$ pro Fass)4035302520151050196519701975Ölpreis (nominal)Weltkonsum total19801985199019952000Konsum «alte OECD»Konsum restliche Welt908480706050403020100Ölkonsum (Millionen Fass pro Tag)7

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLSchon 2010 werden die Ölproduktionskapazitäten20% höhersein als heute. Höhere Erdölpreiseermöglichen eine wirtschaftlicheFörderung bisherunrentabler Erdölvorkommen.Sie führen in einem funktionie-Die Investitionszyklen in der ErdölindustrieBleibt die Nachfrage trotz der gestiegenen Preise robust, wird die angespannteVersorgungslage noch für ein paar Jahre erhalten bleiben; solangemindestens, bis neue Produktions- und Raffinationskapazitäten geschaffensind. Die relativ langen Entwicklungszeiten zwischen Investitionsentscheidund Inbetriebnahme neuer Projekte ist eine Eigenheit der Ölindustrie. Dankder höheren Erdölpreise können heute viele, bisher aufgeschobeneVorhaben wirtschaftlich rentabel realisiert werden. Sie werden deshalb nunauch umgesetzt.abschliessend nach Erdöl erforscht sind, besteht eine beträchtlicheUnsicherheit über die Grössenordnung der noch nicht entdeckten Erdölvorkommen.Die IEA geht auf der Grundlage ihrer Studien (z. B. der World Energy Outlook2005), ergänzt durch unabhängige Studien Dritter, davon aus, dass die Erdeca. 15 Billionen Fass Erdöl enthält. Rund die Hälfte davon kann in flüssigerForm gefördert werden. Die andere Hälfte besteht aus Schweröl, Teersandenund Ölschiefern, die mit anderen als den konventionellen Fördertechnologienerschlossen werden müssen.Erst eine von vier bis sechsBillionen Fass des derzeit technischförderbaren Erdöls ist verbraucht.Die Ressourcenbasisist breit und sicher. Die Erdölressourcenreichen weit überdas Jahr 2100 hinaus.renden Marktsystem zu einerErhöhung des Angebots.Wegen der steigenden Nachfrage sind die Investitionen der Erdölwirtschaftin die Suche nach weiteren Erdölvorkommen und in die Erdölproduktion in2004 gegenüber dem Vorjahr um mehr als 12% gestiegen. Dieser hoheInvestitionsrhythmus hält gegenwärtig an. Zwischen 2005 und 2010 wirdsich die weltweite Erdöl-Produktionskapazität deshalb um nicht weniger als16 Millionen Fass pro Tag ausweiten. Angesichts der gleichzeitigenFörderrückgänge in «reifen» Erdölfeldern entspricht dieser Nettozuwachseiner Steigerung von rund 20%.Rund 4 bis 6 Billionen Fass sind aus heutiger Sicht technisch förderbar.Davon sind rund 1 Billion Fass seit Beginn der Erdölförderung bereits produziertworden. Ungefähr die gleiche Menge wird benötigt werden, um dieNachfrage der nächsten 25 Jahre zu decken.Globale Erdölressourcen, IEA, Resources to Reserves, 20058Zu erinnern ist an die Entwicklung Ende der 70er Jahre, als die Aussicht aufeinen Anstieg des Erdölpreises auf über 100 Dollar pro Fass einen Boom beider Suche nach Erdöl auslöste. In den USA verdoppelte sich die Anzahl derBohrungen zwischen 1979 und 1982, und die Ölproduktion der nicht-OPECStaaten wuchs in der gleichen Zeit um mehr als 10%.Die darauf folgende Angebotsausweitung führte – den Marktgesetzen entsprechend– dazu, dass die Preisauftriebskräfte nachliessen und sich einneues Marktgleichgewicht auf deutlich tieferem Preisniveau etablierte.Es ist davon auszugehen, dass sich diese Entwicklung im gegenwärtigenZyklus wiederholen wird. Denn die Geschichte der Ölindustrie ist charakterisiertdurch Zyklen von Knappheiten und Überschüssen. Über die langfristigeVerfügbarkeit von Erdöl ist damit aber nichts ausgesagt.Billionen Fass Öl-Äquivalent76543210Konventionelles ErdölNicht-konventionelles Erdöl2. Erdölressourcen und ErdölreservenBereits gefördert«Technisch förderbar»ErdölressourcenErdölressourcen sind die weltweiten Vorkommen an Erdöl. Bisher ist nur einkleiner Teil davon wirtschaftlich und technisch förderbar. Der Rest bleibt vorersteine Ressource, die es sich wirtschaftlich nicht zu fördern lohnt oder dietechnisch noch nicht zugänglich ist, grösstenteils unkonventionelles Erdöl.Durch den technischen Fortschritt, bessere und günstigere Fördermethodenund durch die Preisentwicklung des Erdöls mutieren Erdölressourcen mit derZeit zu wirtschaftlich nutzbaren Erdölreserven.Die IEA folgert daraus, dass die Ressourcenbasis geologisch breit genug undgenügend gesichert ist, um die Weltnachfrage nach Erdöl bis weit insnächste Jahrhundert sicherzustellen. Zum gleichen Ergebnis kommt auch dieEnergy Information Agency der USA auf der Datengrundlage des USGeological Survey aus dem Jahre 2000. Die eigentliche Herausforderungwird darin liegen, diese Erdölvorkommen zu erschliessen und sie sowohltechnisch als auch wirtschaftlich förderbar zu machen (vgl. Kapitel 5).8Erdöl entstand vor 20 bis 350 Millionen Jahren in den Sedimentbeckenurzeitlicher Meere und findet sich heute in unterirdischen Lagerstätten derErde. Für eine detaillierte Übersicht über die Entstehung von Erdöl verweisenwir auf die Informationsbroschüre der Erdöl-Vereinigung «Erdöl –Entstehung, Förderung und Verarbeitung». Als natürliche, nicht erneuerbareRessource ist das Erdöl beschränkt. Da noch nicht alle Teile der WeltErdölreservenAls Erdölreserven bezeichnet man bereits gefundenes Erdöl in einerLagerstätte, das mit den heute bekannten Technologien und beim heutigenPreisniveau in Zukunft wirtschaftlich gefördert werden kann. Oder andersausgedrückt: Erdölreserven sind die Differenz zwischen der bereits geförder-9

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLAls Erdölreserven bezeichnetman bereits gefundenes Erdölin einer Lagerstätte, das mitden heute bekannten Technologienund beim heutigen Preisniveauin Zukunft wirtschaftlichgefördert werden kann.Je grösser die Nachfrage unddie Bereitschaft der Konsumen-ten Menge und jener Menge, welche man aus einem bestimmten Feld mitbestehender Technologie und beim jeweils aktuellen Preisniveau zu fördernerwartet. Die Reserveschätzung wird oft noch verfeinert, indem man dieReserven nach Wahrscheinlichkeit der Förderbarkeit unterteilt. So kann zwischen«gesicherten», «wahrscheinlichen» und «möglichen» Reserven differenziertwerden.Diese Definition der Börsenaufsichtsbehörden – die eine geeignete wirtschaftlicheBewertung von börsenkotierten Mineralölfirmen zulässt – verdeutlicht,dass Erdölreserven nicht nur eine Funktion der bekannten Erdölressourcenund der historischen Produktionsraten sind, sondern auch direktvon technologischen und wirtschaftlichen Variablen (z.B. dem Erdölpreis)abhängen. Reservezahlen sind also immer Momentaufnahmen, da die auseinem Feld tatsächlich und endgültig geförderte Menge an Erdöl erst nachBeendigung der Produktion bekannt sein wird.Konventionelles ErdölAls konventionelles Erdöl wird Erdöl in flüssiger Form bezeichnet, das beider Förderung natürlich an die Oberfläche fliesst oder an die Oberflächegepumpt werden kann, ohne dass weitere Verarbeitungsschritte notwendigwären oder das Erdöl verdünnt werden müsste.Nicht-konventionelles ErdölAls nicht-konventionelles Erdöl müssten eigentlich alle Vorkommen bezeichnetwerden, auf die die Definition für konventionelles Erdöl nicht zutrifft.Tatsächlich gibt es aber bis heute keine einheitliche Definition, was genauunter «nicht-konventionellem Erdöl» zu verstehen ist. In der Praxis zähltman dazu:Im Verlaufe der Zeit wird auseinem Ölfeld mehr gefördert alsbei Förderbeginn geschätztwurde. Grund dafür ist dieEntwicklung der Technik sowieder jeweils aktuelle Marktpreis.ten, einen höheren Preis fürErdöl zu bezahlen, desto höherwird der wirtschaftliche Anreiz,bessere Technologien einzusetzen,um mehr Öl zu finden undzu fördern.Aus diesen Gründen sind Erdölreserven kleiner als das Total der bekanntenund vermuteten Erdölressourcen.Angaben über Erdölreserven können deshalb nicht als statische und unverrückbareMengen verstanden werden. Erdölreserven verändern sich aufgrunddes Erdölpreises und mit dem Fortschritt der Fördertechnologien.Jener initiiert letzteren, was zum «Reserven-Paradox» führt:Je grösser die Nachfrage und die Bereitschaft der Konsumenten, einen höherenPreis zu bezahlen, umso grösser wird der wirtschaftliche Anreiz, mehrErdöl zu finden und zu fördern und dafür bessere Technologien zu entwickelnund einzusetzen. Oder: Je höher der Erdölpreis, desto mehr neue Erdölreservenwerden nachgewiesen.Schweröle, deren Dichte 0.934 kg/m 3 über- bzw. 20° API (AmericanPetroleum Institute) unterschreitet. Darunter fallen flüssige Schweröle,Bitumen und Teersande. Diese Definition hat den Vorteil der Präzision,nimmt aber keine Rücksicht auf die Art der Produktion. In Brasilien könnensolche Schweröle zum Beispiel teilweise mit konventionellerTechnologie gefördert werden.Ölschiefer sind Gesteinsformationen, die einen hohen Anteil an organischerMaterie, so genanntem Kerogen, enthalten. Dieses Kerogen kannunter Einsatz von Hitze (ca. 500 Grad Celsius) verflüssigt und entwederdirekt als Brennstoff tiefer Qualität verwendet oder zu höherwertigemErdöl weiterverarbeitet werden.Abhängigkeit der nutzbaren Erdölressourcen vom Erdölpreis, IEA, Resources to Reserves, 2005Erdölpreis 2004 (USD)807060504030201000 1000 2000 3000 4000 5000 6000Nutzbares Erdöl in Milliarden FassZur Lebensdauer der ErdölfelderDie Lebensdauer eines Erdölfeldes kann sich von einigen Jahren auf weitüber 30 Jahre erstrecken. In dieser Zeit können sich die wirtschaftlichen,politischen und natürlichen Bedingungen (Erdölpreis, Förderkosten, politischeInstabilitäten, Naturkatastrophen) positiv oder negativ verändern. Sokönnen bei positiven Entwicklungen effizientere Fördermethoden eingesetztwerden. Dadurch können Fördergesellschaften einen grösseren Teil desursprünglich vorhandenen Erdöls fördern. Als Folge davon steigen dieReserven.Umgekehrt können sich die Rahmenbedingungen verschlechtern, was esunattraktiver erscheinen lässt, mehr Erdöl zu fördern. Entsprechend bildensich die Reserven zurück.Reserven sind elastisch. Solange Erdöl in ausreichenden Mengen vorhandenist – wie dies in der Vergangenheit der Fall war – spricht man von einer nachfragegetriebenenReservenelastizität.10Bereits gefördertOPEC/Mittlerer Ostenanderes konventionellesErdölTiefseeArktisSupertiefenverbesserte Nutzungbestehender ErdölfelderSchweröle, BitumenÖlschieferIn der Zeit zwischen 1994 und 2004 sind weltweit ca. 300 Milliarden FassErdöl gefördert worden. Trotzdem sind die ausgewiesenen und gesichertenErdölreserven in dieser Zeit nicht gesunken, sondern angestiegen und liegennach voneinander unabhängigen Schätzungen verschiedener Organisationenderzeit im Bereich von 1100 Milliarden Fass.11

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLDie Erdölvorkommen sind globalunterschiedlich verteiltund lösen dadurch grosseHandelsströme zwischen denProduzenten-Staaten und denVerbraucher-Regionen aus.Globale Reserven verschiedener Organisationen (konventionelles Erdöl),Stand 2003, IEA, Resources to Reserves, 2005Oil & GasJournalIHSBPOPECWorld Oil0Milliarden Fass200 400 600 800 1000 1200 1400Nachgewiesene Erdölreserven nach Regionen, IEA, Resources to Reserves, 2005in %706050403020100OECDMittlererOstenAfrikaSchwellenländerLateinamerikaAsienDie grössten Chancen für neueErdölfunde liegen in Russland,Zentralasien und China. Auch inAfrika und den Böden der Ozeanewerden bisher nicht erschlosseneÖlvorkommen vermutet.Bisher vergleichsweise weniggenutzt sind die globalenSchweröl- und Ölschiefervor-Entwicklung der gesicherten Erdölreserven, IEA, Resources to Reserves, 2005Oil & Gas JournalBPIHSkommen.12001000World OilOPECMilliarden Fass80060040020001980 1985 1990 1995 2000 2003Mittlerer OstenLateinamerikaDie genannte Faktenbasis zeigt, dass die beim Preisniveau und dem technischenStand per Ende 2003 als gesichert geltenden Erdölreserven für sichallein bereits den heutigen Verbrauch für mindestens weitere 40 Jahre gewährleistenkönnen. Wie oben erwähnt, deckt die gesamte Ressourcenbasisein Mehrfaches des Verbrauchs dieses Zeitraums.3. Die geografische Verfügbarkeit von ErdölDie Handelsströme des ErdölsAfrikaSchwellenländerAndere OECD-LänderOECD NordamerikaErdölvorkommen sind nicht gleichmässig über die Erdoberfläche verteilt.Einige Regionen verfügen über viel, andere vermutungsweise über gar keinErdöl. Und bestimmte Regionen sind noch nicht oder nur unvollkommenerforscht. Die grössten nachgewiesenen konventionellen Erdölreserven liegenin den Ländern des Mittleren Ostens: Im Irak, im Iran, in Kuwait, inSaudi-Arabien und in den Vereinigten Arabischen Emiraten.Die weltweit unterschiedlich verteilte Verfügbarkeit von Erdöl hat zur Folge,dass Erdöl aus den «Überschussregionen» – namentlich dem MittlerenOsten, Russland und Afrika – in die wichtigsten «Verbrauchsregionen» wieWesteuropa, die USA und den pazifischen Raum, transportiert werden muss.Daraus sind global bedeutende Handelsströme und Wirtschaftszweige entstanden,die eine immense Infrastruktur an Transportmitteln und Pipelinesmit entsprechenden Ver- und Entladeeinrichtungen erfordern.Attraktive Perspektiven für neue ÖlfundeUm den künftigen Welt-Erdölbedarf zu decken wird neben der Weiterentwicklungder bereits bekannten Erdölreserven auch die Suche nach neuenVorkommen in bisher weniger erforschten Regionen vorangetrieben.Grosse Potenziale für neue Öl- und Gasfunde bestehen in Russland, insbesonderein der russischen Arktis, in der westsibirischen Senke, im Lena Delta(Sibirien) und in den Küstengewässern der Beringsee sowie im Norden undOsten der Sachalin-Insel und im kaspischen Becken.In Zentralasien bestehen grosse und mit modernen Methoden wenig erforschtePotenziale in Kasachstan, Turkmenistan und Usbekistan. Ebensobestehen in China sehr gute Perspektiven.Die neuesten Funde im Tschad und im Sudan zeigen, dass auch in Afrika nochbedeutende Vorkommen auf ihre Entdeckung warten dürften. Auch dieKüstengewässer zwischen Libyen, Tunesien und Malta gelten als sehr aussichtsreich.Grosse Potenziale bestehen sodann in den Tiefgewässern der Kontinentalsockelentlang der Küstenlinien des Atlantiks, in der Karibik und im Golf vonMexiko, im Pazifik und im Indischen Ozean sowie am Rande des SchwarzenMeers.1213

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLMit «Peak Oil» bezeichnet mandas Produktionsmaximum einereinzelnen Bohrung, eines einzelnenÖlfeldes oder einer ganzenRegion. Umgangssprachlich meint«Peak Oil» den Zeitpunkt, in demdie Hälfte des verfügbaren Erdölsverbraucht ist.Bedeutende Schwerölvorkommen schlummern in den Teersanden Kanadasund Venezuelas sowie in den Teergürteln von Madagaskar (Bernolanga),Nigeria und Russland. Und schliesslich finden sich grosse Vorräte anÖlschiefern vor allem in Australien, Brasilien, China, Russland, Südafrikaund den USA.4. Peak OilDie Geschichte der Peak Oil-TheorieBeim Abbau von Erdöl aus einer Lagerstätte beginnt die Produktion bei Null,steigt dann auf ein technisches Maximum und sinkt danach wieder ab.Aufgrund der geologischen Gegebenheiten erleichtert der hohe Druck imÖlfeld anfänglich die Produktion. Je mehr der Druck nachlässt, desto mehrwirkt sich die Zähigkeit des Erdöls auf das Produktionsverhalten aus.Tendenziell nimmt dann die Förderrate mit jedem weiteren Fass wieder abbis die Lagerstätte wirtschaftlich und/oder technisch nicht weiter nutzbarist. Grafisch dargestellt entsteht eine Art Glockenkurve der Produktion.Mit «Peak Oil» bezeichnet man das Produktionsmaximum einer einzelnenBohrung, eines einzelnen Ölfelds oder einer ganzen Region.Um 1950 stellte Dr. M. King Hubbert, ein Geologe von Shell, fest, dass dieEntdeckung neuer Erdölfelder in den USA bei grafischer Darstellung aufeiner Zeitachse einer glockenförmigen Kurve folgt.Der Grund dafür liegt darin, dass die Erfolgsrate in der Exploration anfänglichgering ist, da Geologen erst wenige Anhaltspunkte dafür haben, wo mitden besten Erfolgsaussichten gesucht werden soll. Mit der Zeit steigt dieErfolgsrate, da mehr und bessere Informationen über den Untergrund zurVerfügung stehen. Da die Vorkommen aber begrenzt sind, erreicht manschliesslich einen Punkt, bei dem das meiste Erdöl gefunden wird. Ab diesemZeitpunkt wird es schwieriger, weitere Erdölvorkommen zu finden.Hubbert postulierte, dass auch die Produktion aus den gefundenenErdölfeldern mit einer gewissen Zeitverschiebung einer ähnlichen Kurve folgenwürde. Diese glockenförmige Kurve, die an eine Gauss'sche Normalverteilungskurveerinnert, wird deshalb heute die «Hubbert-Kurve» genannt.Eingeschränkte Bedeutung der Peak Oil-TheorieDa Hubberts Produktions-Kurve gleichförmig verläuft, besagt sie auch, dassder Höhepunkt der Produktion, der so genannte «oil peak» oder «Hubbert’speak» mit demjenigen Zeitpunkt zusammenfällt, in dem rund 50% des nutzbarenErdöls gefördert ist.Auf der Basis seiner Überlegungen sagte Hubbert 1956 richtig voraus, dassdie Erdölproduktion in den USA zwischen 1965 und 1970 ihren Höhepunkterreichen werde. Tatsächlich wurde in den USA das Produktionsmaximum1971 erreicht. Seine Voraussage traf jedoch nur deshalb zu, weil im beobachtetenZeitraum keine signifikanten Veränderungen der politischen Rahmenbedingungen,der Fördertechnologien sowie der wirtschaftlichen Entwicklung eingetretenwaren. Die USA förderten deshalb kein zusätzliches, eigenes Erdöl,weil es unter den damaligen Umständen wirtschaftlich interessanter war,den Mehrbedarf durch Importe abzudecken.Exploration und Produktion der USA im Vergleich, IEA, Resources to Reserves, 2005Exploration und Produktion in Milliarden Fass/Jahr5432101900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020Effektive ProduktionExploration geglättet 5 J.Modell Hubbert Produktionverschoben um 35 J.Die Anwendung der Peak Oil-Theorie auf die globale Erdölwirtschaftist an spezifischeVoraussetzungen gebunden, welchein der Realität kaum anzutreffensind.Modellhafter Verlauf der Peak Oil Kurve, IEA, Resources to Reserves, 2005Modell Hubbert Exploration14Menge des entdeckten und/odergeförderten ErdölsZeitEine kritische Beurteilung der Peak Oil-Theorie zeigt, dass verschiedenespezifische Voraussetzungen erfüllt sein müssen, damit sie den Praxistestbesteht: gutes Datenmaterial über die bestehenden Reserven, ein stabilerMarkt mit hohen Wachstumsraten sowie die Möglichkeit für freie Importe,die einen massiven Preisanstieg verhindern. Im Falle der USA traf das zu.Die Anwendung der Peak Oil-Theorie auf die globale Erdölwirtschaft zeigtaber, dass ihre Resultate wenig verlässlich sind:Hubbert sagte auf der Basis seiner Theorie das Welt-Produktionsmaximumauf einen Zeitpunkt zwischen 1995 und 2000 voraus. Er irrte sichund konnte seine frühere, erfolgreiche Voraussage nicht wiederholen. 15

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLSeit dem Frühjahr 2003 hat sichder Erdölpreis von 25 Dollar proFass auf zeitweise über 75Dollar pro Fass erhöht. DieseVerdreifachung des Erdölpreiseswar die direkte Folge einesüberraschend starken Nachfragewachstumsvor allem impazifischen Raum. Mit demNachfragewachstum konntedas Angebot vorübergehendnicht Schritt halten. Dieseskurzfristige Marktphänomenhat aber die alte Frage nach derlangfristigen Verfügbarkeit vonErdöl wieder in den Vordergrundgerückt.oilfacts.ch

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLIn der Wirklichkeit der Ölindustriegibt es eine Vielzahl vonKurven für den Verlauf derÖlproduktion. Das Hubbert-Modell ist für die eindeutigeVoraussage der zukünftigenErdölversorgung untauglich.Ebenfalls auf der Basis des Hubbert Modells fiel vor allem Dr. CollinCampbell – auch er Geologe – mit seinen Fehlprognosen auf, der denPeak Oil schon für 1989 und 1997 angekündigt hatte und danach mitseiner «Association for the Study of Peak Oil» (ASPO) eine Bewegungins Leben rief, die ihrerseits den Höhepunkt für die Produktion von konventionellemErdöl auf anfangs 2004 prognostizierte, ihn aber mittlerweile– in Anerkennung neuer Entwicklungen – auf 2010 zurückverlegt hat.Wie fast alle publizierten Voraussagen über Erdölreserven und zukünftigeVerbrauchsmuster sind auch die «Peak Oil-Prognosen» vereinfachte Projektionen.Sie ignorieren künftige Veränderungen der Reserven – nach oben undnach unten – und die den Erdölreserven zugrunde liegenden politischen,ökonomischen, ökologischen und technologischen Variablen.Konsequenzen für die Peak Oil-Debatte5. Übersicht der globalen ErdölvorkommenDas konventionelle ErdölVerschiedene Studien gehen davon aus, dass gemäss heutigem Stand rund3 Billionen Fass Erdöl konventionell förderbar sind.ExxonMobil schätzt die förderbaren, konventionellen Erdölressourcen derWelt auf 3,2 Billionen Fass (Energy Outlook 2005).Die IEA schätzt die förderbaren, konventionellen Erdölressourcen der Weltauf 3,3 Billionen Fass (Resources to Reserves, 2005).Der United States Geological Survey aus dem Jahr 2000 nennt ein Mittelvon 3 Billionen Fass förderbarer, konventioneller Erdölressourcen.Es gibt alleine 3 Billionen FassErdölreserven, die mit den heutegebräuchlichen Fördermethodenerschliessbar sind. Man gehtzudem davon aus, dass bishernur ca. 35% des Erdöls ausbekannten Erdölfeldern gefördertworden ist.In der Regel werden Vorhersagen auf der Basis der Hubbert-Theorie nicht fürdie Gesamtheit der Erdölressourcen getroffen, sondern nur für jene Kategorie,die als konventionelles Erdöl (vgl. Kapitel 2) bezeichnet wird. NichtkonventionellesErdöl wird von den Anhängern der Peak Oil-Theorie gewöhnlichnicht mitgezählt.Das bedeutet, dass mit den Peak Oil-Methoden umfangreiche Erdölressourcen,die mit dem Einsatz neuer Technologien und bei höheren Preisen neugesichert werden können, keine Berücksichtigung finden.Globale konventionelle Ölvorkommen, IEA, Resources to Reserves, 2005Unentdeckt Rest der Welt550Entdeckt/Grösse nicht nachgewiesenRest der Welt250Nachgewiesen Rest der Welt400Bereits gefördert1000In der Wirklichkeit der Ölindustrie gibt es zudem eine Vielzahl von möglichenund tatsächlich beobachteten Kurven für den Verlauf der Ölproduktion. Nureine davon (A) weist das Gauss'sche Muster der Hubbert-Kurve auf.Mögliche Ölproduktionskurven, Oil Gas, 1/2006Unentdeckt OPEC/Mittlerer Osten250Entdeckt/Grösse nicht nachgewiesenOPEC/Mittlerer Osten150in Milliarden FassNachgewiesenOPEC/Mittlerer Osten700ProduktionProduktionMidpointMaximum(peak)ZeitZeit A ZeitBMidpointMaximum(peak)CPlateauMaximum(peak)MidpointDas Hubbert-Modell hat sich für eine Voraussage der Welt-Peak-Produktionals untauglich erwiesen. Es zeigt einzig, dass ein weltweites Öl-Produktionsmaximumin Zukunft einmal erreicht werden wird und ruft damit in Erinnerung,dass Erdöl letztlich eine endliche Ressource ist. Die Kritiken an der«Hubbert-Methode» sind denn auch sehr zahlreich.ProduktionProduktionMidpointZeitMaximum(peak)DDie oben genannten Einschätzungen beinhalten Erdölvorkommen, die in denbisher noch nicht oder ungenügend erforschten Regionen der Welt aufgrundder bekannten Geologie mit hoher Wahrscheinlichkeit erwartet werden können.Ebenfalls enthalten ist eine Wachstumskomponente der bereits bekanntenReserven, da tendenziell die Reserveschätzungen über die Zeit erhöht werden.Dafür gibt es mehrere Gründe:Anfängliche Schätzungen sind in der Regel konservativ. Das heisst, siewerden normalerweise später nach oben korrigiert.Durch weitere Bohrungen im Umfeld eines bekannten Erdölfeldes könnenzusätzliche Vorkommen entdeckt werden.Bekannte Vorkommen, die bei einem bestimmten Preisniveau wirtschaftlichzunächst nicht interessant sind, werden rentabel.Bekannte, bisher unerschlossene Vorkommen werden durch technologischeFortschritte förderbar.18Man geht davon aus, dass bisher weltweit nur ca. 35% des Erdöls ausbekannten Erdölreserven gefördert worden ist. 19

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLBereits genutzte Erdölfelderbergen noch viel Potenzial. EsÖl-Bilanz der US-Felder, IEA, Resources to Reserves, 2005Kumulierte Produktion 183 Milliarden FassJede weitere Erhöhung der Nutzungsrate in dieser Grössenordnung schafftsomit ein «neues Saudi-Arabien».Würde die weltweite Nutzungsrateder Erdölförderung auf daswird jedoch erst bei anhaltendhohen Erdölpreisen genutzt werdenkönnen. FortgeschritteneFördertechnologien (tertiäre Förderung)lassen einen Reservezuwachsvon 300 bis 600 Milli-Unentdeckt 86 Milliarden FassNachgewiesene Reserven23 Milliarden Fass377 Milliarden Fass verbleibende ErdölressourcenVor dem Hintergrund der aktuellen Förderraten in Norwegen, wo in einzelnenFeldern bereits eine Nutzungsrate von 50% erreicht wird, dürfte es nur eineFrage der Zeit sein, bis die tertiäre Nutzbarmachung bestehender Erdölfelderwirtschaftlich attraktiv wird.Zudem werden zurzeit bereits Versuche mit der Injektion von Natriumhydroxid,Tensiden und Polymeren, die in alten, bestehenden Erdölfeldern einezusätzliche Ausbeute von 20 – 30% erlauben sollen, in Texas und Oklahomadurchgeführt.Niveau von Norwegen gehoben,stünden auf einen Schlag weitereReserven in der vierfachen Grössenordnungvon Saudi-Arabienzur Verfügung.arden Fass erwarten.Mit Ausnahme der USA verfügt jede Region der Welt über mehr konventionelleErdölreserven als bereits produziert wurde. Dennoch weisen die USAnoch nicht genutzte Erdölressourcen von 377 Milliarden Fass aus. Die grösstenverbleibenden konventionellen Erdölressourcen liegen im MittlerenOsten und in Russland.Die tertiäre Förderung mit chemischen Hilfsmitteln wird mit dem erhöhtenPreisniveau weitere Fortschritte machen.Geschätzte Kosten sekundärer und tertiärer Fördermethoden, IEA, Resources to Reserves, 20056050Entwicklungstrends bei der Förderung konventionellen ErdölsBei der Erdölförderung wird in einer ersten Phase Öl durch den natürlichenDruck oder durch «Verpumpung» an die Oberfläche gefördert. Danach wirdin einer zweiten Phase (secondary recovery) Wasser oder Gas in das Reservoirinjiziert (Wasserfluten und Gasinjektion) und damit zusätzliches Öl ausder Lagerstätte gefördert. In einer dritten Phase (tertiary recovery) werdenschliesslich komplexere Substanzen eingespritzt wie Dampf, Polymere,Chemikalien, CO 2 oder Mikroben, mit denen die Nutzungsrate nochmals –und oft um ein Mehrfaches – erhöht werden kann.Je nach Reservoirstruktur können in der ersten Phase 10 – 30% des vorhandenenÖls gefördert werden und in der zweiten Phase weitere 10 – 30%; insgesamtin der Regel also 20 – 60% des vorhandenen Öls.Kosten US$ pro Fass (1990 USD)4030201000 10 20 30 40 50 60 70 80Nutzungsrate (in % des Gesamtvorkommens)Höhere Förderraten sind nur in der dritten Nutzungsphase zu erreichen, diebei Ölpreisen von 40 Dollar pro Fass wirtschaftlich wird.TensidzusatzCO2-InjektionDampfinjektionPolymerzusatzWasserfluten20Angesichts des hohen Preisniveaus und der globalen Marktdynamik istdamit zu rechnen, dass sich die tertiäre Förderung stark intensivieren wird.Das könnte insbesondere in den USA zu einem erheblichen Wiederanstiegder einheimischen Produktion führen, da dort in bekannten Lagerstättennoch grössere Erdölreserven auf ihre Förderung mittels tertiärer Nutzbarmachungwarten.Das Potenzial der tertiären FörderungGerade in den grossen Erdölfeldern des Mittleren Ostens erreichen die bisherigenNutzungsraten oft nur 5 – 10%. Wenn es gelingt, die durchschnittlicheNutzungsrate weltweit um nur 5 – 10% zu erhöhen, entstehen damitneue Reserven, die grösser sind, als die aktuellen Reserven Saudi-Arabiens.Es darf erwartet werden, dass mit tertiären Fördermethoden zusätzlicheErdölressourcen von ca. 300 – 600 Milliarden Fass erschlossen werden können,die in den heutigen Reserveschätzungen nicht berücksichtigt sind.Erdöl in der TiefseeDie meisten Neuentdeckungen der Zukunft dürften in schwierig zugänglichenExplorationsgebieten gemacht werden. Rund ein Fünftel des noch nicht entdecktenkonventionellen Erdöls ausserhalb des Mittleren Ostens wird in derTiefsee und rund ein Viertel in arktischen Regionen vermutet. Für Tiefseebohrungen,die ursprünglich nur von fest auf dem Meeresgrund verankertenPlattformen aus vorgenommen wurden, werden heute dynamisch positionierte 21

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLWurden vor zehn Jahren Meerestiefenvon 600 Metern für Ölbohrungennoch als problematischangesehen, fördert manheute vor Afrika aus 2000 MeternWassertiefe. Das Potenzial istbei weitem noch nicht ausgeschöpft.Schiffe eingesetzt, die über GPS ihre Position auf offener See metergenaueinhalten können und Bohrungen bis in Tiefen von 3000 Metern ermöglichen.Mit «Tiefsee-Öl» bezeichnet man Erdöl, das aus Küstengewässern vonbeachtlicher Tiefe gefördert wird. Waren 1988 Wassertiefen von bis zu 600Metern noch rekordverdächtig, liegt der heutige Rekord bei 3000 Metern,und Wassertiefen bis 2000 Meter sind vor Afrika, vor Brasilien und im Golfvon Mexiko bereits Standard. Somit ist eine verbindliche Definition von«Tiefsee-Öl» nicht möglich.Evolution der Tiefwasser-Technologie (Shell), IEA, Resources to Reserves, 2005Cognac1978600 m800 m1000 m1200 m1400 m1600 m1800 m2000 m2200 m2400 mBullwinkle1988Conoco1989Petrobras1989Auger1993Mars1996Ram-Powell1997Ursa1999Petrobras1997Mensa1997Petrobras1999Na Kika20032030???Erdöl in den arktischen RegionenIn Alaska, in Nordkanada und in Russland ist die Industrie wegen den klimatischenund logistischen Schwierigkeiten mit vergleichbaren technologischenHerausforderungen wie in der Tiefsee konfrontiert. Die Kosten derSuche nach neuen Vorkommen und für die Förderung in diesen Gebieten sindhoch und erreichen das Drei- bis Fünffache der Förderung in gemässigterenZonen. Beim heutigen Preisniveau ist die arktische Erdölförderung jedochzunehmend rentabler und wird deshalb an Bedeutung gewinnen, denn es istdavon auszugehen, dass sich rund ein Viertel des noch nicht entdecktenErdöls in diesen Regionen befindet.Erdölfelder in SupertiefenDie heutigen Ressourcenschätzungen gehen davon aus, dass in Tiefen über4000 Metern kaum mehr Erdölvorkommen zu finden sein werden. Diese Einschätzungberuht allerdings nicht auf geologischen Analysen.Tatsache ist, dass die Welt über viele Sedimentschichten verfügt, derenMächtigkeit 10 km übersteigt; so beispielsweise im Golf von Mexiko, imKongo-Becken oder in Westsibirien. Es gibt keine Gründe, warum solcheSedimentschichten nicht auch ölführende Schichten enthalten sollten.Schätzungsweise liegen in arktischenGebieten rund 200 MilliardenFass konventionellesErdöl. Ihre Förderung beginntsich beim heutigen Preisniveauzu lohnen.Bis jetzt wurde Erdöl meist nurbis in einer Tiefe von max. 3000Metern gesucht. Es sprichtgeologisch nichts dagegen,dass auch tiefer liegende, ölführendeSchichten zu findensind. Erste Versuchsbohrungenbis auf 12000 Meter laufen.3500 mDie Fähigkeit der Erdölindustrie, mittels technologischen Innovationen inimmer tiefere Gewässer vorzustossen, ist eindrücklich. Der technologischeFortschritt und die Innovationskraft werden das Vordringen in noch tiefereGewässer mit hoher Wahrscheinlichkeit ermöglichen. Es wird geschätzt, dassrund 40% der noch nicht entdeckten Tiefwasser-Erdölressourcen inWassertiefen zwischen 2000 und 3000 Metern liegen und weitere 30% in Tiefenbis 4000 Metern. Die IEA geht davon aus, dass in den noch nicht entdecktenTiefseefeldern ein Potenzial von 120 Milliarden Fass freigesetzt werden kann.Globale Tiefwasser-Potenziale, IEA, Resources to Reserves, 2005Vor diesem Hintergrund sind bereits Versuchsbohrungen auf bis zu 12000Metern Tiefe durchgeführt worden und das Energiedepartement derVereinigten Staaten befürwortet die industrielle Anwendung dieser Technologieim Rahmen seines «Deep Trek»-Programms.Es gibt Spekulationen, dass sich mit dieser Technologie bis zu 300 MilliardenFass an zusätzlichen konventionellen Erdölressourcen auffinden lassen,die in den heutigen Schätzungen für konventionelle Ressourcen nicht berücksichtigtsind.Nicht-konventionelles ErdölNicht-konventionelles Erdöl (vgl. Kapitel 2) birgt ein erhebliches Förder-Potenzial in sich, das mit dem des konventionellen Erdöls praktisch vergleichbarist.Schweröl, Teersande, Bitumen22150 – 200Milliarden FassÖl-ÄquivalentgeschätztesRessourcen-Potenzial80 Milliarden FassÖl-Äquivalent entdeckt20 Milliarden Fass Öl-Äquivalent in Produktion7 Milliarden Fass Öl-Äquivalent produziert«Bisherige» Tiefwasserbecken«Neue» TiefwasserbeckenDie Schweröl-Ressourcen der Welt liegen zum grössten Teil in Kanada undVenezuela. Das Potenzial erreicht dort über 2,5 Billionen Fass bzw. 1,5Billionen Fass in Form von flüssigem Schweröl und abbaubarem Bitumen.Bedeutende nicht-konventionelle Erdölressourcen finden sich auch inRussland.Teersande werden im Tagbau gefördert. Unter Zuführung von Hitze, Wasserund Lösungsmitteln wird das Bitumen aus dem Fels gelöst. Für den Transportmuss die Viskosität des Bitumens reduziert werden. Dies geschieht entweder23

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLDie Kosten der Ölproduktion ausTeersanden sinken und machendie Förderung schon heute wirtschaftlichattraktiv. Teersandewerden mehr und mehr den gesichertenReserven hinzugezählt.Globale Schwerölressourcen, IEA, Resources to Reserves, 2005Die stark gesunkenen Produktionskosten und die höheren Erdölpreise lassenerwarten, dass die nicht-konventionellen Erdölressourcen der Welt in Zukunftintensiver genutzt werden.Die IEA geht davon aus, dass von den geschätzten 4 bis 6 Billionen Fassunkonventionellen Erdölressourcen mindestens 2 Billionen Fass wirtschaftlichund technisch förderbar sein werden. Insgesamt sind die technologischenFortschritte bei der Förderung von nicht-konventionellem Erdöl erheblich.Die Erdölproduktion aus Ölschiefernstellt ebenfalls einbedeutendes Potenzial für dieZukunft dar. Das Energiedepartementder USA rechnet mit biszu 2 Billionen Fass Erdöl ausDiese Mengen sind bei einer Betrachtung der weltweiten Erdölvorkommenzu den globalen Erdölressourcen und Erdölreserven hinzuzuzählen.Ölschiefern.Ölschiefer1 Milliarde Fass10 Milliarden Fass100 Milliarden Fass 1 Billion Fassüber den Entzug von Kohlenstoff aus dem Bitumen oder durch Zuführung vonWasserstoff oder leichteren Kohlen-Wasserstoffverbindungen. Können diesenicht-konventionellen Erdölressourcen bei einer Förderungsrate von 20%rentabel nutzbar gemacht werden, verfügen Kanada und Venezuela überErdölreserven, die grösser wären als die gesamten konventionellen Erdölreservendes Mittleren Osten. Seit der Einführung eines attraktiven SteuerundRoyalty-Gesetzes im Jahre 2003 zählt Kanada deshalb bereits 175 MilliardenFass Schweröl zu den nachgewiesenen Erdölreserven des Landes und hatdamit nach Saudi-Arabien die zweitgrösste Reservenbasis der Welt.Als Ölschiefer bezeichnet man Gesteinsformationen an der Erdoberfläche,die einen markanten Anteil an Kerogen enthalten. Ölschiefer kommen ingrossen Mengen vor. Die Nutzbarmachung des Ölschiefers unter kommerziellenBedingungen würde ein enormes Reservepotenzial freisetzen.Es ist davon auszugehen, dass das weltweite theoretische Potenzial ausÖlschiefern bis zu 2,6 Billionen Fass Erdöl betragen könnte.Abbaubare Ölschiefervorkommen der Welt, IEA, Resources to Reserves, 2005Die Kosten der Erdöl-Produktion aus Teersanden sind in den letzten Jahren kontinuierlichgesunken und liegen heute in der Grössenordnung von 15 Dollar proFass. Dies erklärt den enormen Aufschwung der Erdölproduktion aus Teersanden,die 2005 bereits über 1 Million Fass pro Tag erreicht hat und in den nächstenJahren dank neuer Projekte auf über 3 Millionen Fass steigen wird. Einige flüssigeSchweröle können aufgrund ihrer Viskosität nur mit Einspritzung von Dampfvor Ort («in situ») und anderen neu entwickelten Fördertechniken gefördert werden.Trotz dieses Aufwandes liegen die Kosten bei nur rund 20 Dollar pro Fass.Ölproduktionskosten kanadischer Teersande, IEA, Resources to Reserves, 2005USA: 620Russland: 40 Australien: 15Europa: 1530Brasilien: 300Kongo: 40Kanada: 15China: 1025Andere: 5 Milliarden Fass24US$ (2000) pro Fass201510501985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003Gewinnung und AufbereitungIn situDie Erdölgewinnung aus Schiefern ist energieintensiv und braucht vielWasser. Die Förderkosten werden auf der Basis von experimentellenVersuchen aus den frühen 80er Jahren auf 25 Dollar pro Fass geschätzt. Shellarbeitet zurzeit an einem Pilotprojekt unter Verwendung elektrischerEnergie, das bei einem Erdölpreis von 20 Dollar pro Fass wirtschaftlich seinsoll.Das Energiedepartement der USA rechnet mit bis zu 2 Billionen Fass Erdölaus Ölschiefern, die im Jahre 2020 produziert werden könnten. 25

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLDie Welt-Kohlereserven reichenfür mehrere hundert Jahre.Entsprechende Verfahren zurHerstellung von schwefelarmenMotorentreibstoffen sind technischausgereift und rentabel.Gas-to-Liquids (GTL) und Coal-to-Liquids (CTL)Als weitere nicht-konventionelle Erdölressourcen sind schliesslich die Gasto-Liquids(GTL) bzw. Coal-to-Liquids (CTL) Technologien zu nennen.Erdgas kann mittels einer Synthesegasherstellung und dem anschliessendenEinsatz des so genannten Fischer-Tropsch Verfahrens in flüssigeKohlenwasserstoffe umgewandelt werden, aus denen hochwertige, schwefelarmeund aromatenfreie Motorentreibstoffe gewonnen werden können.Die Kohlevergasung mit Fischer-Tropsch Technologie führt zum selbenErgebnis.Alle diese Verfahren sind technisch ausgereift und bei einem Ölpreis von 25Dollar pro Fass rentabel. Grossanlagen für CTL sind in Südafrika bereits seitJahren in Betrieb und in China im Bau. Die erste industrielle GTL-Anlagenahm in Malaysia 1993 den Betrieb auf und weitere GTL-Grossanlagen sindzum Beispiel in Katar im Bau und sollen teilweise ab 2006 in Produktiongehen.in modernen Ölfeldern komplexe Computersimulationen der Untergrundstrukturvorgenommen und entsprechend analysiert. Die Resultate dienendazu, den Standort weiterer Bohrungen festzulegen und z.B. die Zuführungvon Dampf, Gas, CO 2 oder komplexeren Flüssigkeitsmischungen zu bestimmen.Die im Untergrund gesammelten Datenströme können in dreidimensionalenComputeranalysen in eigentliche «virtuelle Realitäten» des Untergrundsumgewandelt werden und ermöglichen eine effizientere Bewirtschaftung derUntergrundstruktur und eine wesentliche Steigerung des Entölungsgrades.Der technologische Fortschritt baut die Möglichkeiten der Ölexploration und-förderung in immer unzugänglicheren Fördergebieten und unter immerdiffizileren Bedingungen kontinuierlich aus. Von weiteren Technologiefortschrittenmit positiven Effekten auf die Rahmenbedingungen der Erdölgewinnungist auszugehen.Auswirkungen der Technologiefortschritte auf die Nordsee-Produktion, IEA, Resources to Reserves, 2005600? 2000+Modernste Messtechniken undComputersimulationen erhöhendie Chance, neue ergiebige Ölfelderzu finden sowie denEntölungsgrad bestehender Erdölfeldererheblich zu steigern.Die Welt-Kohlereserven können noch auf mehrere Jahrhunderte hinaus diewachsende Energienachfrage decken und für die globalen Erdgasreservengelten analoge Vorhersagen wie für Erdöl.4006. Neue Technologien und InvestitionsbedarfDie Erdölindustrie – am Puls des technologischen FortschrittsDie Fördertechnologien haben seit Beginn des Erdölzeitalters ungeahnteFortschritte gemacht. Das ist einer der Gründe, warum die nachgewiesenenReserven trotz ständig wachsenden Konsums immer weiter ansteigen konnten.Tausend Fass pro Tag20001975 1985 1995 2005Technologiestand 1986201526War die Erdöl-Exploration anfänglich eine auf Naturbeobachtung und Oberflächentopografiebeschränkte Tätigkeit, deren Erfolg oft Zufallscharakterhatte, ist sie heute eine hoch technologisierte Wissenschaft geworden.Erfolgversprechende geologische Strukturen können mittels Satellitenvermessung,Seismik und elektromagnetischer Resonanzabklärung auf ölführendeSchichten untersucht werden. Modernste Computertechnik erlaubteine mehrdimensionale und realitätsnahe Modellierung der Sedimente.Selbst deren historische Entwicklung kann detailliert nachgerechnet werden.Der Aussagegehalt geologischer Bodenuntersuchungen konnte dadurchmassgebend präzisiert und damit die Chancen für erfolgreiche Bohrungenentsprechend erhöht werden.Ging man bei den ersten Ölbohrungen in Pennsylvania im Jahre 1864 nochrustikal mit Schaufeln und Eimern zu Werke, kommen heutzutage Diamantbohrköpfezum Einsatz, die eine enorme Bohrtiefe ermöglichen. Horizontaleund vertikale Richtungsänderungen über Distanzen bis zu 10 km sind ohneweiteres durchführbar. Koordiniert und ferngesteuert werden die gesamtenUntergrundaktivitäten aus Kontrollzentren, die an die High-Tech Einrichtungenbei Raumfahrt-Missionen erinnern.Die Bewirtschaftung eines Ölfeldes bestand früher überwiegend darin, übereine Ventilsteuerung den natürlichen Ölfluss zu regulieren. Heutzutage werdenTechnologiestand 1986 – 1995Technologiestand 1995 – 1999InvestitionsperspektivenTechnologischer Fortschritt ruft nach Investitionen und braucht Entwicklungszeiten.Die starken Preisfluktuationen der letzten 25 Jahre an den Welt-Erdölmärkten haben dazu geführt, dass die Investitionen in Forschung undEntwicklung in der Erdölindustrie relativ bescheiden waren. SolcheInvestitionen werden bei Fehlen eines sicheren Planungshorizontes nur imnötigsten Umfang getätigt. Es ist davon auszugehen, dass der eindrücklichetechnologische Fortschritt der 90er Jahre eine Folge der Ölkrisen von 1973und 1979 war, und dass die eher bescheidenen Forschungs- und Entwicklungsausgabender Industrie in den letzten Jahren vom tiefen PreisniveauEnde der 90er Jahre mit beeinflusst waren.Es darf als gesichert gelten, dass die höheren Erdölpreise von heute dentechnologischen Fortschritt zur Förderung fossiler, alternativer und erneuerbarerEnergieträger beflügeln werden, da erhöhte Gewinnanreize bestehenund höhere Förderungskosten durch die gestiegenen Preise kompensiertwerden können. 27

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLTechnologischer Fortschritt benötigtInvestitionen. Investitionenverlangen nach einemsicheren Planungshorizont. Regierungensind gefordert, geeigneteRahmenbedingungenfür eine langfristige Erdöl-Versorgungssicherheitzu schaffen.Investitionsbedarf der Ölindustrie bis 2030, IEA, Resources to Reserves, 20050 100 200 300 400 500 600 700 800Milliarden US$ (2000)Exploration und FörderungNicht-konventionelles ErdölRaffinationUSA und KanadaMittlerer OstenAfrikaRusslandAndere OECDLateinamerikaSchwellenländer AsienAndere SchwellenländerTanker und PipelinesBis 2030 werden im jährlichen Durchschnitt etwa 130 Milliarden Dollar in dieFörderung von Erdöl und in den Raffinationsbereich investiert werden müssen,um die erwartete höhere Nachfrage decken zu können. Nicht die geologischbedingte Verfügbarkeit der Erdölvorkommen stellt die grosse Herausforderungunserer Zeit dar, sondern zeitgerechte Investitionsentscheide.Diese wiederum hängen in besonderem Masse von den politischen, rechtlichenund fiskalischen Rahmenbedingungen in den Förderstaaten ab.Förderstaaten, Erdölunternehmen und Kapitalmärkte stehen in der Pflicht,sich diesen grossen Herausforderungen zu stellen.7. Schlussfolgerungen1. Erdöl wird über die kommenden Jahrzehnte weiterhin einen sehr bedeutendenBeitrag an die Welt-Energieversorgung leisten. Die IEA und andereOrganisationen gehen in ihren Prognosen davon aus, dass die weltweiteNachfrage nach Erdöl kontinuierlich ansteigen wird und 2030 in einerBandbreite von 115 – 125 Millionen Fass pro Tag liegen könnte. Diesbedeutet, ausgehend vom heutigen Verbrauch von rund 85 Millionen Fasspro Tag, eine Zunahme in der Grössenordnung von 40 – 50 %.2. Die weltweit verfügbaren Erdölvorkommen sind ausreichend, um ein solchesWachstum zu ermöglichen: Die gesamten Erdölvorkommen der Erdewerden auf ca. 15 Billionen Fass geschätzt. Davon werden nach heutigemWissensstand 4 bis 6 Billionen Fass als technisch förderbar angesehen.3. Die heute gesicherten Erdölreserven alleine reichen aus, um weitere 40Jahre des gegenwärtigen Verbrauchs zu decken.4. Die künftige Bedarfsdeckung wird vorrangig aus der Weiterentwicklungder konventionellen Erdölressourcen der Welt erfolgen. Darüber hinausstehen die nicht-konventionellen Erdölvorkommen der Welt (Bitumen,Teersande, Ölschiefer) zur Verfügung. Deren Nutzung kann den Erdölbedarfbis weit ins nächste Jahrhundert decken.5. Bei den heutigen Erdölpreisen sind die meisten technisch förderbarenErdölressourcen grundsätzlich auch wirtschaftlich förderbar.6. Die Deckung der bis 2030 erwarteten weltweiten Erdöl-Nachfrage erfordertInvestitionen in der Grössenordnung von ca. 3000 Milliarden Dollar.Diese Mittel werden benötigt zur Aufrechterhaltung und zur Steigerungdes aktuellen Förderniveaus, zur Entwicklung neuer Technologien für dieverbesserte Förderung konventioneller und nicht-konventionellerRessourcen und für den Ausbau der Infrastruktur in Raffination, Seetransport,Lagerung und Verteilung.7. Die Erdölvorkommen dieser Welt müssen sowohl technisch wie auch wirtschaftlichförderbar gemacht werden, um damit diese Erdölressourcen ingesicherte Reserven umzuwandeln. Konkret stellen sich dabei folgendeHerausforderungen:a) Die Förderung aus bekannten Erdölfeldern nimmt ohne technologischenFortschritt tendenziell ab.b) Die Erschliessung weiterer Ressourcen sowohl in bekannten als auchin unerforschten Gebieten ist technisch anspruchsvoll und kostenintensiv.8. Regierungen müssen geeignete Rahmenbedingungen für eine langfristigeErdöl-Versorgungssicherheit schaffen. Dazu gehören ein günstigesInvestitionsklima, die Förderung der Zusammenarbeit zwischen Technologieentwicklernund den Regierungen der Erdöl besitzenden Ländersowie Investitionsanreize für die Erschliessung nicht-konventionellerErdölressourcen.2829

OILFACTS.CH – DIE LANGFRISTIGE VERFÜGBARKEIT VON ERDÖLEine fundierte Analyse der weltweitverfügbaren Kohlenwasserstoffressourcensowie des technologischenFortschritts in derErdölförderung zeigt, dassSchreckensszenarien für unsereZukunft fehl am Platz sind. DieErdölversorgung der Welt bleibtgewährleistet.oilfacts.ch