Hatte ich schonmal erwähnt, welcher genau wie ich die Probleme mehr in Sachen Investitionen als in dem schon endenden Stoff sehen.
Das Wochenende naht, mal Stoff zum lesen.
Er geht in vielen Punkten sowohl auf die Panik in Sachen Peak Oil als auch auf die wichtigste Grundlage der Peak Oil Theorie die Hubbertskurve ein.
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Öl: Falscher Alarm – Warum das Zeitalter des Öls noch längst nicht vorüber ist
(Artikel aus „SCIENCE“ vom 21.05.2004)
Leonardo Maugeri
Im Anschluss an den ersten Weltkrieg wurden die USA von Vorhersagen erschüttert, die darauf verwiesen, dass die heimischen Ölvorräte bald zur Neige gehen würden. Wie auch einige andere Kritiker, verbreitete sogar der Vorsitzende des US Geological Survey Instituts (USGS) im Jahr 1919 eine Art Endzeitstimmung, indem er behauptete: „Die Erdölvorräte des Landes werden innerhalb von 9 Jahren aufgebraucht sein!“ (1). Präsident Coolidge begegnete der wachsenden Hysterie, indem er 1924 das Federal Oil Conservation Board einrichtete, um Gesetzesvorlagen ausarbeiten zu lassen, mit denen sich die nationalen Ölvorkommen schützen ließen. Nachdem die britische Kriegsflotte 1914 von Kohle auf Öl umgerüstet worden war, befürchtete man auch in Großbritannien, dass das Öl knapp werden könnte und verstärkte die Präsenz am Persischen Golf. Diese durch Hysterie gekennzeichneten Zyklen wechselten sich ab mit Zeiten, in denen geradezu eine Goldgräberstimmung auf dem Ölmarkt herrschte. Somit ist es also nicht verwunderlich, dass eine neue Welle von Untergangsszenarien, die eine unmittelbar bevorstehende Ölknappheit voraussagen, mehr und mehr Gehör findet.
Die schlimmste Auswirkung der immer wiederkehrenden Ölpanik ist darin zu sehen, dass sie die politischen Kreise im Westen zu einer Art Ölimperialismus getrieben hat, der darauf abzielt, direkt oder indirekt Kontrolle über Regionen zu erlangen, in denen Öl gefördert wird. Der Welt geht das Öl aber gar nicht aus; die Katastrophenszenarien schaffen es nicht, die komplexe Realität abzubilden, in der wir auch zukünftig auf ausreichende vorhandene Ölreserven vertrauen können.
Das gegenwärtig vorliegende Modell an Untergangsszenarien geht auf K. M. Hubbert (5) zurück. Das Modell ist konzeptionell einfach, basiert allerdings auf mehreren Annahmen. Die erste Annahme geht davon aus, dass die geologische Struktur unseres Planeten bekannt und umfassend erforscht ist, so dass die Entdeckung bisher unbekannter Ölvorkommen höchst unwahrscheinlich erscheint. Die zweite Annahme besagt, dass die Ölproduktion dem aus der Statistik bekannten Zentralen Grenzwertsatz folgt; dadurch entfallen die Schwierigkeiten, die sich aus der unbekannten Verteilung und Förderung aus tausenden Ölfeldern und der Ungewissheit über zukünftige Ölfunde ergeben. Es gilt dann, dass die Summe einer großen Anzahl von unbekannten Variablen einer normalen Verteilung folgt und somit glockenförmig verläuft (siehe Abb. unten).
Abb.: Hubbert-Kurve
Bei Null startend, steigt die Förderung bis zu einem Spitzenwert an, bei dem die Hälfte der abbaubaren Vorkommen erschöpft ist (midpoint depletion – Maximum der Förderung). Danach verringert sich die Förderung irreversibel in demselben Maße, mit dem sie auch gestiegen ist. Die Fläche unterhalb der Kurve zeigt die kumulative Förderung eines Ölfeldes oder die in ihm vorhandenen „ultimativ abbaubaren Ressourcen (URR)“ sowie die entsprechende Zeitspanne.
Um die URR-Vorkommen der Erde vorherzusagen, muss man also die weltweiten Fördermengen, die Entwicklungen bei neuen Ölfunden und die geologischen Daten kennen. Im Jahr 1956 machte Hubbert eine genaue Voraussage über die maximale Ölförderung in den USA (Lower 48 – USA ohne Alaska und Hawaii).
Die Hubbert-Kurve ist allerdings ungeeignet, die komplexen und dynamische Eigenarten der Ölförderung und die in der Welt vorhandenen Reserven abzubilden, weil diese ein Ergebnis eines statischen Modells sind, welches ein nicht zu rechtfertigendes Ausmaß an Vertrauen in die Geologie setzt und technologische Entwicklungen sowie Kosten/Preis-Funktionen unberücksichtigt lässt. Der mit diesem Modell erzielte Erfolg bei der Vorhersage der Maximalförderung in den USA hängt mit den besonderen Eigenheiten dieser Region zusammen, welche eine der am besten erforschten und am intensivsten ausgebeuteten Förderregionen der Welt ist. Für andere Felder gilt die gleichmäßige Glockenkurve nicht, sondern ein Verlauf mit zum Teil erheblichen Schwankungen (siehe Abb. unten).
Abb.: Historisches Verhaltensmuster der Erdölförderung in Ägypten (16)
Unter Einsatz verschiedener Varainten der Hubbert-Kurve haben mehrere Geologen in den letzten 20 Jahren Vorhersagen getroffen, die auf eine unmittelbar bevorstehende Ölknappheit verwiesen, die jedoch sämtlich im Nachhinein revidiert werden mussten. Die bedeutendste dieser Vorhersagen ist die von D. Campbell, mit der er vorhersagte, dass 1989 das Jahr mit der größten Förderung sein würde (6). Die Schätzungen sind immer wieder nach oben korrigiert worden (siehe Aufstellung unten).
SELECTED UPWARD REVISIONS IN PETROLEUM URR ESTIMATES
Petroleum URR (Bbl) (year)
Hubbert Campbell USGS)
1350 (1969) 1578 (1989) 1796 (1987)
2000 (1973) 1650 (1990) 2079 (1991)
1750 (1995) 2272 (1994)
1800 (1996) 3021 (2000)
1950 (2002)
Abb.: Ausgewählte Korrekturen (Mengensteigerung) der Schätzungen von URR-Ölvorkommen
Bevor wir uns der Ist-Situation eingehender widmen, müssen wir noch einige Punkte klären, so z.B. die Frage nach der Unterscheidung zwischen „Ressourcen“ und „Reserven“. Der erste Begriff beschreibt die physikalische Gesamtmenge eines Minerals, ohne ihm einen wirtschaftlichen Wert beizumessen oder eine Aussage über die Wahrscheinlichkeit seines Abbaus zu treffen. Anders ausgedrückt, es können hier große Mengen vorhanden sein, die niemals Verwendung finden werden, da ihr Abbau zu kostspielig oder unmöglich ist; als Beispiel möge hier das in den Ozeanen sehr fein verteilte Gold dienen. Der Begriff „Reserven“ – ebenso wie der Begriff „abbaubare Ressourcen“ – beinhaltet eine wirtschaftliche Bewertung der Möglichkeit, einen Teil der insgesamt vorhandenen Ressourcen abzubauen. Im Ölgeschäft existieren darüber hinaus noch weitere Definitionen, von denen der Begriff „nachgewiesene Reserven“ der wichtigste ist, da er diejenigen Reserven beschreibt, die zum gegenwärtigen Zeitpunkt unter Einsatz der verfügbaren Technologien und angesichts des momentanen Bedarfs wirtschaftlich gefördert und vertrieben werden können. Nahezu alle Schätzungen der weltweiten Ölvorkommen (URR), einschließlich derjenigen, die auf die o.g. Untergangsszenarien verweisen, lassen die Vorkommen an sogenannten unkonventionellen Ölen unberücksichtigt – wie z.B. die kanadischen Ölsande sowie die Schweröle aus Venezuela und Russland – obwohl diese Ressourcen in riesigen Mengen verfügbar sind und die Förderkosten immer weiter fallen.
Obwohl Kohlenwasserstoffe unwiderlegbar endlich sind, wissen wir nicht genau, wie endlich. Öl findet sich in porösen unterirdischen Felsformationen, was die Vorhersage darüber so schwierig macht, wie viel Öl dort genau vorrätig ist und welcher Anteil sich davon wirtschaftlich fördern lässt. Einige Gegenden sind immer noch relativ unerforscht oder nur mangelhaft untersucht. Darüber hinaus erweitern wir durch die Ölförderung signifikant unsere Kenntnisse über die dort vorhandenen unterirdischen Ölvorkommen.
So wurde z.B. das Kern River Ölfeld in Kalifornien im Jahre 1899 entdeckt. 1942 durchgeführte Berechnungen sagten aus, dass noch 54 Millionen Barrel verfügbar wären. Allerdings betrugen die „verbleibenden“ Reserven 1942, ... „[43] Jahre nach Aufnahme der Förderung, 54 Millionen Barrel. In den folgenden [44] Jahren wurden nicht 54 sondern 736 Millionen Barrel gefördert, und im Jahr 1986 betrugen die „verbleibenden“ Reserven immer noch weitere 970 Millionen Barrel. Das Ölfeld hatte sich nicht verändert, wohl aber unsere Kenntnisse darüber...(7). Dies ist nur einer von unzähligen Fällen, die sich in der einschlägigen Literatur finden lassen, und die belegen, dass sich Ölreserven durch ein hohes Maß an Dynamik auszeichnen. Wie Klett und Schmoker kürzlich belegt haben, erhöhte sich die geschätzte Menge der Ölvorkommen in 186 bekannten Riesenölfeldern auf der Welt [> 0,5 Milliarden (109) Barrel (BbL), entdeckt vor 1981] von 617 auf 777 Bbl ohne Neufunde (8). In der Tat haben viele Studien das Phänomen des „Reservenwachstums“ belegen können, d.h. dass die zusätzlichen Mengen an nachgewiesenen Reserven größer sind als die subtrahierten“ (8). Grundlage hierfür sind 4 fundamentale Elemente: Technologie, Preis, politische Entscheidungen und bessere Kenntnisse über die vorhandenen Ölfelder – wobei sich diese Kenntnisse nur durch effektive und intensive Bohrtätigkeiten erwerben lassen.
Wir gehen davon aus, dass sich dieser Trend fortsetzen wird. Lassen Sie uns dafür einmal einen Blick auf die neueste Boomregion im Ölgeschäft werfen – Kasachstan und sein riesiges Kashagan Ölfeld. Geologische Gutachten über die Region um Kashagan (dem Kazakh-Sockel im nördlichen Kaspischen Meer) lagen zwar schon seit Jahrzehnten vor, aber sie deuteten allerdings das Vorhandensein von Kohlenwasserstoffen nur an. Nachdem die ersten geologischen Gutachten in der zweiten Hälfte der 90er Jahre durch internationale Ölgesellschaften erstellt worden waren, ging man davon aus, dass in dieser Region zwischen 2 und 4 Bbl vorhanden sein könnten. Nach Durchführung von 2 Explorations- und 2 weiteren Bewertungsbohrungen im Kashagan-Feld wurden die offiziellen Schätzungen auf ein Volumen von zwischen 7 und 9 Bbl an abbaubaren Reserven nach oben korrigiert. Im Februar 2004 hingegen, nach 4 weiteren Explorationsbohrungen, lagen die neuen Schätzungen bei 13 Bbl. Und selbst dies ist nur der Anfang, denn wir sprechen von einem
Gebiet mit einer Größe von 5.500 qkm, und da stellen 6 Explorationsbohrungen nur einen bescheidenen Indikator für das zukünftige Potential dar. Bleibt hinzuzufügen, dass viele andere Ölfelder (u.a. Kairan, Aktote und Kalamkas), die über ähnliche geologische Strukturen wie Kashagan verfügen, in dieser Region erst noch zur Exploration anstehen.
Dank neuer Entwicklungen auf den Gebieten Technologie und Bohrtechnik sowie dank verbesserter Ausbeutequoten haben sich die Kosten für das Suchen und Entwickeln von Lagerstätten pro Barrel Öläquivalent (boe) in den letzten 20 Jahren entscheidend verringert; ausgehend von einem Durchschnittswert von ca. 21 $ zwischen 1979 und 1981 sanken diese Kosten auf weniger als 6 $ im Zeitraum 1997 – 1999 (Basis Dollarkurs 2001)(9). Gleichzeitig erhöhte sich die Ausbeutequote von ca. 22 % im Jahr 1980 auf den heutigen Wert von 35 %. All diese Faktoren erklären, warum der Zeitraum, über den wir die Weltölreserven nutzen können (gemessen als das Verhältnis zwischen den nachgewiesenen Reserven und der gegenwärtigen Förderung) sich konstant verbessert hat: ausgehend von 20 Jahren im Jahr 1948, über 35 Jahre 1975 bis hin zu ca. 40 Jahren im Jahr 2003. Heute sind sich alle wichtigen Experten einig, dass die weltweit vorhandenen nachgewiesenen Reserven mehr als 1 Billion (1012) Barrel betragen, während der jährliche Verbrauch bei ungefähr 28 Milliarden Barrel liegt (10 – 13). Insgesamt verfügt die Welt über mehr als 3 Billionen Barrel an abbaubaren Ölressourcen (14).
Kritische Stimmen könnten an diesem Punkt anmerken, dass neue Funde nur ein Viertel des jährlichen Verbrauchs (eine rückläufige Entwicklung, die zur Mitte der 60er Jahre einsetzte) ersetzen, und dass der Anstieg der Reserven im Wesentlichen durch die nach oben korrigierte Bewertung der bestehenden Vorräte resultiert. Das wahre Problem liegt allerdings in der Tatsache begründet, dass weder die wichtigsten Ölförderländer noch die börsennotierten Ölgesellschaften daran interessiert sind, in umfangreiche und kostspielige Explorationsmaßnahmen zu investieren. Die Länder mit den größten Ölvorkommen haben ihre Investitionen in den letzten 20 Jahren heruntergefahren; vornehmlich aus der Sorge, dass die Schaffung von permanenten Überkapazitäten eine weitere Krise wie die im Jahre 1986 (als der Ölpreis auf unter 10 $/barrel abstürzte) auslösen könnte. Tatsache ist auch, dass Länder wie Saudi Arabien oder Irak (die zusammen mehr als 35% der weltweiten nachgewiesenen Reserven besitzen) ihr Öl nur aus einigen alten Ölfeldern fördern, obwohl sie jeweils mehr als 50 neue Ölfelder entdeckt aber noch nicht entwickelt haben. Darüber hinaus sind die Technologien und Methoden, die in den Ländern zum Einsatz kommen, die für ausländische Investoren noch verschlossen sind, meistens überholt.
Darüber hinaus haben sich die börsennotierten Ölgesellschaften in ihrem Expansionsdrang in den letzten 20 Jahren mit zwei großen Problemen auseinandersetzen müssen: Zum einen mit der Tatsache, dass die größten und billigsten Ölreserven, nämlich die am Persischen Golf, für ausländische Investitionen nicht zugänglich sind. Zum anderen sehen sie sich den Forderungen der Finanzmärkte konfrontiert, die seit Jahren Unternehmen dazu drängen unrealistische, kurzfristig erzielte Ergebnisse zu liefern, die mit den langfristig angelegten Investitionen im Ölgeschäft nicht vereinbar sind. Dies hat bereits private Investoren dazu gezwungen, Investitionsmöglichkeiten auszuschlagen, die im Normalfall als wirtschaftlich erfolg versprechend gelten würden. Dieser durch die Finanzmärkte ausgeübte Druck erklärt zum Teil auch, warum in der letzten Zeit einige Ölgesellschaften den Umfang ihrer nachgewiesenen Reserven nach unten korrigiert haben, wobei der Supermulti Shell den Anfang mit seinen erheblichen Korrekturen machte (15). Es stimmt allerdings nicht, dass das britisch-niederländische Unternehmen Teile seiner Ressourcen verloren hat. Das hier gezeichnete Bild hat nichts mit einer Knappheit an Erdöl zu tun.
Das Zeitalter der Kohle begann, als die rückläufigen Vorräte an Holz in Großbritannien den Holzpreis in die Höhe trieben. Zwei Jahrhunderte später löste das Öl die Kohle als „König der Energieträger“ ab, und zwar dank der Tatsache, dass es sich bequem und flexibel für die unterschiedlichsten Anwendungen einsetzen ließ; dies bedeutet aber nicht, dass die
Kohlevorräte aufgebraucht gewesen wären und Kohle knapp geworden wäre. Die Ablösung des Öls ist lediglich eine Frage der Kosten und der Nachfrage durch die Gesellschaft, nicht eine Frage der Knappheit an Öl. Wenn wir jetzt einen falschen Alarm hinsichtlich der Verfügbarkeit von Öl auslösen, wird das lediglich dazu führen, dass eine völlig falsche Vorstellung über die Sicherheit der Ölvorräte und deren Kontrolle bestehen bleibt, die bereits jetzt in der öffentlichen Meinung der westlichen Welt fest verankert ist – eine Vorstellung, die historisch gesehen unweigerlich zu einer Vielzahl von schlechten politischen Entscheidungen geführt hat.
Literaturverweise und Anmerkungen
§1. D. Yergin, The Prize: The Epic Quest for Oil, Money, and Power (Simon & Schuster, New York, 1991), p. 194.
§2. "The end of the oil age," The Economist, 23 October 2003, pp. 11, 61-63.
§3. D. Goodstein, Out of Gas--The End of the Age of Oil (Norton, New York, 2004).
§4. Deutsche Bank, "Hubbert's pique," Global Energy Wire, June 2003.
§5. K. M. Hubbert, "Nuclear energy and the fossil fuels," in Drilling and Production Practice series (American Petroleum Institute, Washington, DC, 1956).
§6. C. Campbell, Oil Price Leap in the Early Nineties (Noroil, Kingston-upon-Thames, UK, 1989).
§7. M. Adelman, The Genie Out of the Bottle (MIT Press, Cambridge, MA, 1995).
§8. T. R. Klett, J. W. Schmoker, AAPG Memoir No. 78, 107 (2003).
§9. International Energy Agency, World Energy Outlook 2001 Insights (Organization for Economic Cooperation and Development/IEA, Paris, France, 2001).
§10. Oil Gas J. (December 2002).
§11. Eni--World Oil and Gas Review (May 2003).
§12. BP's Statistical Review of World Energy 2003 (British Petroleum, London, June 2003).
§13. World Oil (August 2003).
§14. USGS, World Petroleum Assessment 2000 (USGS, Washington, DC, 2000).
§15. PIW (Petrol. Intell. Wkly.), 19 January 2004.
§16. M. A. Adelman, M. C. Lynch, Natural Gas Supply to 2100 (International Gas Union, Hoersholm, Denmark, 2002).
Der Autor ist Group Senior Vice President, Corporate Strategies, Eni Spa, Rom, Italien.