Wann geht uns der Kraftstoff aus?

Christian Weisbrich (CDU): "Vieles spricht dafür, dass Finanzinstitute, Spekulanten, Banken und Fonds für die gegenwärtige Preisexplosion verantwortlich sind."

Reiner Priggen (Grüne: "Wir haben immer nur erlebt, dass die Förderung gesteigert wurde. Und wir erleben nun einen wachsenden Bedarf von China und Indien - exorbitant wachsend."

Dietmar Brockes (FDP): "Bei dem größten Ölfund seit 30 Jahren könnte es sich um die drittgrößte Ölquelle weltweit handeln."

Was ist nur mit dem Ölpreis los? Die Aufregung unter den Abgeordneten ist groß. Über zwei Jahre hat sich die Enquetekommission des nordrhein-westfälischen Landtags intensiv mit den langfristigen Folgen steigender Energiepreise beschäftigt. Und nun das!

In Ihrer Studie unterstellten die Abgeordneten einen Ölpreis von 130 Dollar pro Barrel - aber erst im Jahr 2030! Mittlerweile ist diese Marke bereits überschritten worden - 22 Jahre zu früh! Der Ölpreis ist rasant gestiegen. Innerhalb von zwölf Monaten hat er sich verdoppelt.

Nicht nur in Deutschland regt sich Unmut über die galoppierenden Kraftstoffpreise. In Frankreich protestierten Bauern gegen den teuren Dieselkraftstoff. In Großbritannien blockierten Spediteure die Straßen und in Spanien die LKW-Fahrer.
 

Ohnmächtig sucht die Politik nach Auswegen. Die Europäische Kommission prüft, ob Spekulanten den Ölpreis nach oben treiben. Italiens Finanzminister fordert eine Steuer auf die Gewinne der Mineralölfirmen. Und der französische Staatspräsident Nicolas Sarkozy verlangt eine gemeinsame Strategie der Europäische Union. Die Industriestaaten werden an ihrer empfindlichsten Stelle getroffen.

"Mineralöl ist der klassische Treibstoff für die Fahrzeuge, sprich für den Straßen-, Luft und Seeverkehr, und deswegen ist das die Lebensader der Industrienationen. Denn die Industrienationen leben von der Arbeitsteilung, und Arbeitsteilung heißt, dezentral produzieren, Austausch, Logistik, und dafür braucht man den Verkehr und insbesondere den Straßenverkehr."

… sagt Jochen Luhmann vom Institut für Klima, Umwelt und Energie in Wuppertal. Die Lebensadern der Industrienationen müssen ständig mit Treibstoff versorgt werden. Deutschland ist dabei stark von Lieferungen aus dem Ausland abhängig. Sein Öl bekommt es vor allem aus Russland, Norwegen und Großbritannien geliefert. Gerade einmal drei Prozent des Ölbedarfs können aus heimischen Quellen gedeckt werden. Das war nicht immer so.

Am Südrand der Lüneburger Heide liegt Wietze. Der kleine Ort unweit von dem Flüsschen Aller liegt mitten im Grünen. Ein Dorf wie jedes andere, wenn da nicht schon von weitem der 56 Meter hohe Ölbohrturm zu sehen wäre. Hier schlug die Geburtsstunde des industriellen Ölzeitalters.

"Dann setzte der eigentliche Boom um die Jahrhundertwende ein. Man wurde 1899, hier wo sich das heutige Erdölmuseum sich befindet, in 142 Meter Tiefe erfolgreich fündig.

sagt, Walter Friedrich vom Deutschen Erdölmuseum. Der 85-Jährige hat fast sein ganzes Berufsleben für die Mineralölwirtschaft gearbeitet: 27 Jahre! Nicht in Saudi-Arabien oder Venezuela, wo riesige Ölvorkommen schlummern, sondern eben hier in Wietze, bei der Deutschen Erdöl Aktiengesellschaft - kurz DEA.

Walter Friedrich startet den 100 Jahre alten Kehrradantrieb. Das Gestänge quietscht und ächzt, aber funktioniert immer noch. Die Pferdekopfpumpen wippen langsam auf und ab. Drei Millionen Tonnen haben die Arbeiter aus dem Boden gepumpt, gekratzt und mit Wasser rausgepresst. Zum Schluss kamen auf einen Liter Öl neun Liter Wasser. Die Förderung war unrentabel, wurde eingestellt. Seit 1963 ist Klein-Texas in Wietze Geschichte. Und seitdem sind die Ölimporte nach Deutschland stark gestiegen, ebenso die Preise.

"Wenn wir in Deutschland über Kohlenwasserstoffe sprechen, sei es nun Öl oder Gas, dann sollten wir uns ganz klein machen und uns sehr zurücknehmen. Wir importieren 97 bis 98 Prozent des verbrauchten Ölvolumens. Das ist eine desaströse Zahl. Wir sollten nicht immer so tun, also ob das Öl in Venezuela oder Russland unser Öl ist. Da könnten wir irgendwann mal Schwierigkeiten kriegen."

Wolfgang Blendinger kennt die Ölfelder in Venezuela und Oman im Nahen Osten. Er war jahrelang beim Erdölkonzern Shell beschäftigt. Nun ist Blendinger Deutschlands einziger Professor für Erdölgeologie an der Technischen Universität Clausthal, und er warnt vor einer dramatischen Verknappung auf dem Ölmarkt.

Das Schlagwort, das in der Ölbranche für Wirbel sorgt, heißt Peak Oil. Das ist der Zeitpunkt, an dem die Erdölförderung nicht mehr gesteigert werden kann. Bis heute wurden weltweit 40.000 Ölfelder entdeckt, aber nur die 400 größten Lagerstätten sind wirklich von Interesse. Hier schlummern drei Viertel aller bekannten Ölreserven. Sind diese Lagerstätten erschöpft, muss die Produktionslücke durch neue Ölfelder geschlossen werden. Dies wird immer schwieriger.

"Wenn wir uns die Produktionskurve, also das, was tatsächlich in der Vergangenheit gefördert worden ist, ansehen, dann konnten wir die Produktion seit 2005 nicht mehr ausweiten."

Um die Erdöl-Reservezahlen wird heftig gestritten, sind sie doch der Joker im globalen Ölpoker. Wie lange reicht das Öl und zu welchem Preis kann es verkauft werden? Obwohl es dutzende von Statistiken gibt, haben alle einen Makel. Die Angaben der nationalen Ölbehörden sind freiwillig und können kaum überprüft werden. Prof. Bernhard Cramer von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe" in Hannover.

"Wir haben in den 80er Jahren auf einmal ganz erhebliche Aufwertungen der Reservezahlen gesehen, weil in der OPEC die Förderrate mit der angegebenen Reservezahl verknüpft war. Also das hat man einfach ein bisschen draufgelegt, und das zeigt, wie schwierig es ist mit diesen Reservezahlen umzugehen."

Die Geologen müssen die Daten also bewerten und wenn nötig korrigieren. Zuweilen tauchen auch unkonventionelle Ölreserven in Statistiken auf, wie zum Beispiel die kanadischen Teersande oder Schwerstöle in Venezuela. Doch die spielen für die Versorgung keine große Rolle. Bedeutende Reserven vermuten die Geologen hingegen in der Tiefsee und der Arktis. Prof. Bernhard Cramer.

"Die Peak Oil Theorie wird begrifflich oft sehr unscharf verwendet. Man sagt dann: Ölförderung endet bei…! Wir beziehen [den Produktionshöchstpunkt] auf konventionelle Erdölreserven. Wenn wir den Peak Oil im Jahr 2020 meinen, dann meinen wir nur das, was wir kennen. Es gibt ja Gruppen, die sagen, wir haben den "Peak Oil" schon überschritten, und die haben aus ihrer Bezeichnung den ganzen Tiefwasserbereich und die Arktis rausgenommen.

Die Kritik geht an die Experten der "Energy Group" - ein Netzwerk von Wissenschaftlern und Parlamentariern. Nach ihren Berechnungen ist der Zeitpunkt der maximalen Ölförderung bereits überschritten, und die Ölförderung könnte bis zum Jahr 2030 sogar um die Hälfte sinken. Sollten sich diese düsteren Prognosen bestätigen, könnte es passieren, dass die Industriestaaten plötzlich keinen Zugriff mehr auf die noch am Markt verfügbaren Mengen haben. Denn die Förderländer bräuchten das Öl dann selbst, sagt Werner Zittel von der Luwig-Bölkow-Systemtechnik:

"Das kann bedeuten, dass im Jahr 2030 zum Beispiel in Deutschland fast kein Erdöl mehr importierbar ist, weil es kaum mehr am Weltmarkt verfügbar ist. Das ist jetzt eine sehr drastische Aussage. Im Detail ist die natürlich angreifbar, weil natürlich Preise darüber bestimmen werden, und das Vermögen, welche Preise man bezahlen kann, bestimmt, wohin das Öl geht."

Derartige Warnungen waren von der Internationalen Energieagentur in Paris bisher nicht zu hören. Doch die Energieagentur, die nach der Ölkrise in den 70er Jahren allein deshalb gegründet wurde, um die Industriestaaten vor Versorgungsengpässe zu warnen, schlägt plötzlich Alarm! In einem Interview mit der Fachzeitschrift "Internationale Politik" warnt Chefökonom Fatih Birol erstmals vor einer Versorgungskrise - dem "Supply Crunch". Und er spricht sogar von einer neuen "Welt-Ölordnung". Fatih Birol nennt dafür drei Gründe.

Erstens. Die Weltölnachfrage ist stark gestiegen - vor allem wegen des starken Wachstums in den Schwellenländern China und Indien. China, bis 1993 Erdölexporteur, ist in einem Jahrzehnt zum drittgrößten Ölimporteur aufgestiegen.
Zweitens: In den bestehenden Ölfeldern erwartet die Internationale Energieagentur ein steiles Absinken der Fördermengen, speziell in der Nordsee, den USA und zahlreichen Nicht-OPEC-Ländern.

Und Drittens: Die neuen Ölförderprojekte - 230 sind derzeit geplant, z.B. in Saudi-Arabien, Venezuela und der Nordsee - kommen zu spät, um die steigende Ölnachfrage zu decken.

"Ich glaube, in den nächsten Jahren werden wir eine schwierige Zeit erleben. Denn die Nachfrage ist anhaltend stark. Einige Länder fördern mehr, wie Saudi-Arabien. Dort macht man gute Fortschritte. Aber es wird immer schwieriger, die Balance zwischen Angebot und Nachfrage zu halten. Daher müssen wir mit Blick auf die Zukunft die Ölförderung erhöhen und auf der anderen Seite müssen die ölverbrauchenden Länder wie Deutschland und die USA, Wege finden, Energie einzusparen."

Erklärte Fatih Birol in einem Interview mit dem ZDF. Die Internationale Energieagentur rechnet weiterhin mit hohen Ölpreisen, weil die Lücke zwischen Ölangebot und - -nachfrage nicht so schnell geschlossen werden kann. Die OPEC Staaten, die nach eigenen Angaben über drei Viertel der weltweiten Erdölreserven und 40 Prozent der Erdölproduktion verfügen, könnten ihre Produktion erhöhen. Vor allem Saudi-Arabien hatte bislang frei verfügbare Förderkapazitäten zur Preis- und Marktregulierung eingesetzt. Die reichen offenbar aber nicht mehr aus. Barbara Meyer Buckow vom Mineralölwirtschaftsverband.

"Saudi-Arabien hat angekündigt, dass es in den nächsten Jahren ihre Produktionskapazität auf zwölf bis 13 Millionen Barrel pro Tag ausweiten will und dafür hohe Investitionen tätigen wird, aber es dauert natürlich, bis zusätzlich Kapazitäten aufgebaut worden sind, zumal ja auch die Nachfrage weltweit steigt."
 

Die freien Förderkapazitäten in Saudi Arabien sind die entscheidende Stellschraube auf dem sensiblen Ölmarkt, um die Preise nach oben und unten zu bewegen. Auf Druck der USA will Riad die Förderung zunächst um drei Prozent auf 9,45 Millionen Barrel pro Tag erhöhen. Doch das ist den USA zu wenig. Präsident Bush erklärte in Scharm el Scheich, auf seiner letzten Reise in den Nahen Osten, dass die USA ihre Abhängigkeit vom Erdöl verringern werden: durch Einsparungen, durch die Erschließung heimischer Erdölvorkommen und die Entwicklung alternativer Treibstoffe. Jochen Luhmann vom Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie.

"Und wenn man sagt, es liege nur am Supply Crunch, dann muss man sich fragen, warum investieren die OPEC Staaten nicht. Selbst wenn geologische Gründe negiert werden, kann man versuchen, die Frage so zu klären. Sie, die OPEC-Staaten, haben mit großer Sensibilität den Wechsel in der amerikanischen Politik wahrgenommen, in dem man im Schulterschluss mit Brasilien auf die Agro-Treibstoffe geht, und sie haben das als eine Herausforderung wahrgenommen. Und sie [die Opec-Staaten] haben die Forderung aufgestellt, wir sind nur bereit zu kooperieren, wenn dieser Schwenk in die Agro-Treibstoffe zurückgenommen wird."

Zu den Staaten, die zukünftig bei der Energiefrage eine entscheidende Rolle spielen werden, gehört auch Brasilien. Es ist der zweitgrößte Agrotreibstoff-Produzent der Welt und will außerdem in den exklusiven Club der Erdölexporteure - OPEC - aufgenommen werden. Um - wie Staatspräsident Lula da Silva jüngst in einem Interview erklärte - das "Öl billiger zu machen". Ursache für dieses Ansinnen sind die jüngsten Erdölfunde im Tupi-Feld vor der brasilianischen Küste in der Tiefsee. Haroldo Lima, der Generaldirektor der nationalen brasilianischen Erdölagentur ANP gab schon mal die Richtung vor. 33 Milliarden Barrel sollen unter dem Meeresboden liegen, 300 Kilometer vor der Küste von Rio de Janeiro. Damit wäre das Carioca-Feld die drittgrößte Öllagerstätte der Welt. Der staatliche Ölkonzern Petrobras wollte indes die Zahl nicht bestätigen.

Man darf also diese Zahlen nicht auf die Goldwaage legen. Das Spiel mit den großen Daten gehört zum Ölgeschäft, wenn es um Macht geht - und natürlich um beträchtliche Gewinne.

"Im Schnitt kann man sagen, dass es in Saudi-Arabien weniger als einen Dollar kostet ein Barrel [Öl] zu fördern. In der Nordsee wird das zwischen zwei und fünf Dollar sein und jetzt bei neuen Tiefenwassern zwischen neun und elf Dollar. Teersande in Alaska bzw. Kanada, die liegen zwischen 25 und 28 Dollar pro Fass Öl."

Friedhelm Makohl, Geschäftsführer von Baker Huges Inteq im niedersächsischen Celle, kennt die Produktionskosten der großen Erdölfirmen. Baker Huges bohrt im Auftrag der großen Öl-Multis nach dem schwarzen Gold.

Die Branche ist angesichts der traumhaften Renditen wie elektrisiert. Bei einem Ölpreis von über 100 Dollar pro Barrel lohnt es sich, auch in schwer zugänglichen Regionen nach Erdöl zu suchen. Doch die IOC's, die Internationalen Ölfirmen, halten sich mit der Entwicklung neuer Ölfelder zurück. Aus vier Gründen sagt Prof. Kurt Reinicke vom Institut für Erdöl- und Erdgastechnik der Technischen Universität Clausthal.

"Es hängt von der Technologie ab, es hängt vom Kapital ab, das ich aufwenden muss, um die anspruchsvollen Funde entwickeln zu können. Das hängt von der Verfügbarkeit qualifizierten Personals ab. Die Industrie hat einen wahnsinnigen Mangel an Fachleuten im Moment. Die Möglichkeit, zu bohren und neue Felder zu entwickeln, ist durch das fehlende Personal beschränkt. Und es hängt davon ab, in wie weit die großen Ölgesellschaften Zugang bekommen zu Ressourcen."

Die großen börsennotierten Ölkonzerne - wie BP, ExonMobil oder Shell haben nicht mehr den ungehinderten Zugang zu den strategischen Ölreserven. Geschäftsführer Friedhelm Makohl vom Öldienstleister Baker Huges bestätigt dieses Dilemma. Die großen Staatsgesellschaften wie Saudi Aramco, NIOC im Iran oder PDV in Venezuela dominieren den Markt. Die börsennotierten Ölfirmen müssten mitunter in Regionen ausweichen, in denen die finanziellen Risiken und Bohrkosten deutlich höher sind.

"Wir haben ein Projekt, das Gazprom in der Barrentsee veranstaltet. Da sind jetzt drei große internationale Operator: StatOil, ENI und Total. Gazprom hat 51 Prozent und die anderen haben 49 Prozent. Die dürfen jetzt zehn Jahre dieses Feld erschließen und danach sind die raus und Gazprom übernimmt das Feld."

Erst nach sechs bis acht Jahren können Unternehmen bei solchen Projekten das erste Öl fördern. Bis dahin haben sie Milliardenbeträge investiert. Weil der Kostendruck so enorm ist, müssen die Dienstleister ständig die Produktivität erhöhen. Baker Huges setzt dabei auf vollautomatisierte Bohrsysteme.


Im Forschungslabor von Baker Hughes in Celle wird eine Kommunikationszentrale für den Bohrkopf getestet. Das Werkzeug besteht aus einer knapp fünf Meter langen Stahlröhre, vollgestopft mit Elektronik. Die Ventile der Maschine scheppern. Die codierten Signale sollen später tief aus der Erde die Ingenieure auf der Plattform über Seismik, Geologie und Bohrfortschritt informieren. Hier im Labor wird erst das Bauteil geprüft. Die Mitarbeiter sitzen über 4000 Kilometer entfernt in Dubai, steuern und testen das Werkzeug per Internet, sagt Henning Frommelt.

"Wir können jetzt mit wesentlich mehr Sensorik die Daten vor Ort direkt erfassen. Wir können in Echtzeit während des Bohrens Entscheidungen treffen. Wir können "while-drilling" die gesamten Informationen an den Geologen weiterleiten, und der kann auf der Bohrplattform die Entscheidung treffen: müssen wir weiter links oder tiefer bohren."

Die intelligenten Bohrköpfe graben sich nicht nur vertikal durch das Gestein, sondern auch horizontal - bis zu zehn Kilometer. Eigentlich ist die Horizontalbohrtechnik eine alte Technik, doch mit den Meßsystemen hinter dem Bohrkopf blicken die Ingenieure tief in die Erde. Im laufenden Betrieb können die Geologen das Ölfeld studieren, den Bohrkopf steuern und auch kleine Öllagerstätten, so genannte Pockets, ausbeuten.

So will Baker Hughes die Bohrkosten in den nächsten zehn Jahren halbieren. Die Branche sei innovationsgetrieben und werde wenn möglich alte, nicht vollständig ausgebeutete Ölfelder wieder aufbohren, sagt Geschäftsführer Friedhelm Makohl. Peak Oil - das sei derzeit kein Thema.


"Also im Schnitt geht man heutzutage davon aus, dass wenn Sie ein Ölfeld erschließen, mindestens 40 bis 50 Prozent Ausbeutegrad erreichen müssen. Früher hat man sich mit nur 25 bis 30 Prozent zufriedengestellt. Schauen Sie jetzt nach Nordamerika. Da gibt es die meisten Bohrungen und hunderttausende Löcher. Und wenn man sich die ganzen Bassins anguckt, die dort existieren, dann haben die mal gerade 25 oder 30 Prozent ausgebeutet. [Frage: Die werden also noch einmal aufgebohrt?] Ja, sicherlich ! Und man ist auch schon dabei, da sind schon Investoren. Ich kann mir gut vorstellen, dass North America noch einen Ölboom sehen wird"