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Ein Paradigmenwechsel
ASPO, Hummel/Blandow, 20.Dezember 2007: Im Juli 2007 veröffentlichte ASPO USA einen Artikel von David Cohen in dem die aktuelle Situation der Weltölförderung im Spannungsfeld zwischen Förderländern und Verbraucherländern sehr anschaulich diskutiert wird. Insbesondere politische und wirtschaftliche Aspekte werden den "üblichen" geologischen Argumenten hinzugefügt. Es entsteht ein Gesamtbild, welches die ganze Dimension der uns erwartenden Umbrüche aufzeigt. Und dies insbesondere auch aus der Sicht der Förderländer die zunehmend die Wahrung ihrer eigenen Interessen in den Vordergrund stellen und diese auch durchsetzen.
ASPO Mitglied Thomas Hummel hat den Beitrag von David Cohen ins Deutsche übersetzt. (pdf) 
After Peak
ASPO, Zittel/Blandow, 07. Dezemberi 2007: Im Mai diesen Jahres berichtete ASPO Deutschland, dass der Peak der weltweiten Ölförderung bereits überschritten sei. Sieben Monate später und bei einem um weiter 20 Dollar gestiegenem Ölpreis müssen wir davon nichts zurück nehmen. Im Gegenteil, aktuelle veröffentlichungen stützen diese These. Nachfolgend finden Sie eine Übersicht der aktuell erschienenen Berichte und Meinungen zur Lage beim Erdöl.
Energywatchgroup Report
Im Oktober veröffentlichte die Energywatchgroup nach zwei Analysen der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) zu Kohle und Uran nun auch eine Untersuchung zur Erdölversorgung , ebenfalls von der LBST. Aufbauend auf historischen Analyse der Ölfunde sowie der Förderprofile vieler Felder und Regionen kommt diese zu dem Schluss, dass vermutlich das Ölfördermaximum im Jahr 2006 erreicht wurde und in den kommenden Jahren – und das ist die eigentliche neue Erkenntnis der Arbeit – die Ölförderung sehr schnell zurückgehen werde.
Etwa bis zum Jahr 2030 könnte die weltweite Ölförderung bereits auf die Hälfte des heutigen Wertes zurückgefallen sein. Begründet wird diese Vermutung durch die Kombination von Informationen aus verschiedenen Bereichen und unterschiedlicher Qualität.
Bild: Weltölproduktion nach dem Bericht für die EWG. WEO 2006 markiert die Prognose der Nachfrageentwicklung (und implizit auch der Produktion) Der Internationalen Energieagentur IEA im Jahr 2006
Zunächst scheint inzwischen Konsens zu bestehen, dass nur noch eine deutliche Ausweitung der Ölförderung der OPEC-Staaten um den arabischen Golf eine weitere Erhöhung der Ölförderung zulassen könnte. Dies wurde z.B. im Sommer diesen Jahres für viele überraschend auch von Fatih Birol, dem Chefökonomen der Internationalen Energieagentur, in einem Interview mit Le Monde vom 27. Juni 2007 eingeräumt: „Wenn die Ölproduktion im Irak bis 2015 nicht exponentiell steigt, haben wir ein sehr großes Problem. Und dies selbst wenn Saudi Arabien alle seine Zusagen einhält. Die Zahlen sind sehr einfach, dazu muss man kein Experte sein.“
Daneben zeigt eine Analyse der Projektentwicklungen vieler Ölfirmen, dass – teilweise erhebliche – zeitliche Verzögerungen in der Prognose der Entwicklung neuer Ölfelder eher die Regel, denn die Ausnahme darstellen. Erinnert sei etwa an das im Kaspischen Meer im Jahr 2000 entdeckte Feld „Kashagan“. Dies wurde damals in der Presse als Gegengewicht zu Saudi Arabiens großen Ölfeldern gefeiert. Ab 2006 sollte das Feld bis zu 1,5 Millionen Barrel (Mb)/Tag Öl fördern. Heute haben sich BP und Statoil aus der Entwicklung des Feldes zurückgezogen, der Förderbeginn wird von Eni/Agip auf frühestens 2011 datiert.
Im Golf von Mexiko wurde im Jahr 1999 das Feld „Thunderhorse“ (ursprünglich „Crazy Horse“) entdeckt. Auch hier sollte ab 2005 Öl mit einer Rate von 0,25 Mb/Tag und darüber fließen. Ein Hurrikan hat die Förderanlagen 2005 stark beschädigt, die Kosten stiegen deutlich und heute spricht BP von einem Förderbeginn frühestens Ende 2008.
Die für den Golf von Mexiko im Jahr 2002 für 2005 erhoffte Ölförderung war deutlich überschätzt, tatsächlich fiel sie auf unter 1 Mb/Tag anstatt wie erhofft auf über 3 Mb/Tag anzusteigen. In Brasilien hat der Untergang der weltgrößten Förderplattform „Roncador“ für einen Fördereinbruch gesorgt statt, wie erhofft, für eine Ausweitung. Die Produktion aus kanadischen Ölsanden ist bislang ebenfalls hinter den Erwartungen zurück geblieben und zudem deutlich teurer als prognostiziert.
Noch schwerer wiegt, dass 2007 selbst die Förderung in den OPEC Staaten, entgegen aller Hoffnungen auf Ausweitung, bereits um eine Millionen Barrel pro Tag gegenüber 2005 gesunken ist. Und das trotz anhaltend hohen Ölpreises der eigentlich alle Förderreserven aktivieren sollte.
Diese Probleme finden sich auch in den Quartalsberichten der großen Ölfirmen. Insbesondere im dritten Quartal 2007 ist die Förderung geradezu eingebrochen – die Ausgaben zur Aufrechterhaltung der Förderung sind enorm gestiegen. Gleichzeitig befindet sich der Ölpreis mit teilweise fast 100 US$ pro Fass auf einem Rekordniveau.
Bild Ölförderung der acht wichtigsten westlichen Ölfirmen. Die Förderung ist etwa auf das Niveau von 1997 zurück gefallen. (Quelle: Quartalsberichte der Firmen)
Aus dem arabischen Raum – auch das ist in dieser Qualität neu - mehren sich die kritischen Stimmen, die vor einem Ende des Öl-Booms warnen. So erklärte der saudische König Abdullah in einem Interview mit dem „Christian Science Monitor“, dass der Ölboom vorüber sei und die industrialisierte Welt sich auf eine Anpassung des Lebensstils vorbereiten müsse. Al Husseini, bis vor kurzem noch der Explorationschef von Saudi Aramco erklärte im Herbst, dass die weltweiten Ölreserven um etwa 300 Gigabarrel (etwa 25-30%) überbewertet seien, und dass dies der Grund für die hohen Ölpreise sei. Er erwartet, dass künftig der Ölpreis um etwa 12 US$/Fass jährlich auf über 200 US$/Fass bis 2020 ansteigen werde – die weltweite Ölförderung könne nicht mehr erhöht werden.
Bild: Ölpreisentwicklung seit 1960 in US$ pro Barrel. Real und nominal (real nur bis 2006 berücksichtigt).
Studien von Weltenergierat (WEC) und Internationaler Energieagentur (IEA)
Angesichts der aktuellen Ölpreissituation wurden die turnusgemäßen Veröffentlichungen zur Energiezukunft vom Weltenergierat (World Energy Council) und von der Internationalen Energieagentur mit einiger Spannung erwartet. Insbesondere die Äußerungen von Fatih Birol im Vorfeld (siehe oben) aber auch von Claude Mandil, dem scheidenden Direktor, ließen - gegenüber früheren Veröffentlichungen - auf eine realitätsnähere Einschätzung der Entwicklung bis 2030 hoffen. Um so mehr musste erstaunen, dass das im November vorgestellte Referenzszenario des World Energy Outlook fast keinen Hinweis auf eine problematische Entwicklung enthält. Wie gehabt wird die weitere Steigerung des Ölkonsums von etwas über 80 Mb/Tag auf 115 Mb/Tag im Jahr 2030 für möglich erachtet. Gegenüber früheren Darstellungen wird jedoch der Szenariocharakter stärker betont.
In der Zusammenfassung wird vor allem der stark steigende Kohleverbrauch in Indien und China betont und dieser sei stark mit steigenden CO2 Emissionen verbunden. Fast wie nebenbei schließt die Zusammenfassung des Berichtes nach einer Schilderung des starken Verbrauchsanstiegs mit einem Hinweis, darauf, dass es aber auch ganz anders kommen könnte: „Supply disruptions“ vor 2015 seien durchaus möglich. Wer solche Hinweise des Berichtes ernst nimmt, der wird die skizzierten Szenarien mit ganz anderen Augen betrachten als der unbedarfte Leser.
Wie schon in allen vorhergehenden Veröffentlichungen wird die Entwicklung der Erneuerbaren Energien sehr moderat behandelt – eine Verdreifachung bis 2030 wird für möglich gehalten. Warum auch sollten Erneuerbare Energien notwendig werden, wenn das bestehende System als Basis genommen und bis 2030 fortgeführt wird. Um diese Szenarien auch nur halbwegs nachvollziehen zu können, muss man sich klar machen, dass in der Hierarchie der Annahmen a priori unterstellt wird, dass sich der Energiebedarf einzig aus den Energiepreisen, dem Wirtschaftswachstum und dem Bevölkerungswachstum bestimmt wird. Diese werden als externe Parameter vorgegeben und ein Bedarf wird ermittelt. Anschließend wird dem aufgezeigten Bedarf über ein Szenario ein entsprechendes Angebot gegenüber gestellt. Beispielsweise wird für den Rohölimportpreis angenommen, dass dieser von 61,72 $/Fass (2006) auf 62 $/Fass im Jahr 2030 ansteigen werde (kein Tippfehler!).
Ebenfalls im November fand der 20. Weltenergiekongress in Rom statt. Traditionell werden zu diesem Anlass umfangreiche langfristige Energiemodellrechnungen vorgestellt und als Hintergrundmaterial die aktuelle Reservesituation erhoben und dokumentiert. Auch hier spiegeln die Szenariorechnungen bis 2050 die stark steigende Nachfrage, vor allem durch Indien und China angetrieben. Der Ressourcenbericht weicht allerdings deutlich von den Mustern der Vergangenheit ab. Erstmals wird hier für Öl das Förderprofil der ASPO vorgestellt mit einem weltweiten Förderpeak um 2010 und anschließendem Rückgang. Ebenfalls erstmals wird ausführlich auf nichtkonventionelles Erdöl, insbesondere Ölsand und Ölschiefer eingegangen. Es wird deutlich, dass die weltweite Ölschiefergewinnung vor etwa 40 Jahren ihren Höhepunkt hatte und seit dieser Zeit zurückgeht. Auch wenn die aufgezeigten Ressourcen enorm sind, so kommt der Ölschieferaufbereitung angesichts ihrer enormen Probleme und des Energieeinsatzes kaum eine Bedeutung zu.
Ernsthafter muss man sich mit der Ölproduktion aus Ölsanden auseinander setzen. Doch auch hier wird deutlich, dass die langen Vorlaufzeiten eine schnelle Ausweitung der Förderung nicht zulassen. Ebenfalls interessant ist, dass die Kohlereserven dem Trend der vergangenen Jahrzehnte abermals um etwa 7% abgewertet wurden (10% bei Steinkohle und 3% bei Braunkohle). Insbesondere für Indien wurden die Reserven von 95 Mrd. Tonnen auf 52 Mrd. Tonnen fast halbiert. In Polen wurden dem Trend der vergangenen Jahre folgend die Steinkohlereserven weiter abgewertet, von 30 Mrd. Tonnen in 1999 über 12 Mrd. in 2004 auf nunmehr 6 Mrd. .Tonnen. Für China werden weiterhin die seit 1992 unverändert berichteten 95,7 Mrd. Tonnen Steinkohle und 18,6 Mrd. Tonnen Braunkohle übernommen.
Aktuelle Kurzstudie der Bundesanstalt für Geowissenschaften (BGR)
Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe hat im November einen aktualisierten Ressourcen Report veröffentlicht. Die Kernbotschaft ist, dass die BGR das Ölfördermaximum bis zum Jahr 2020 erwartet. Was natürlich auch bedeutet, dass dies auch schon deutlich früher eintreten könnte. Auffällig ist, dass die Botschaft dahinter, dass uns damit im günstigsten Fall noch 12 Jahre bleiben um uns darauf vorzubereiten, augenscheinlich verharmlost wird. Eigentlich sollten bei der BGR und bei allen Verantwortlichen in Politik und Wirtschaft angesichts einer so kurzen Zeitspanne alle Alarmglocken läuten.
Irritierend im aktuellen BGR Report sind auch die Zahlen zur Kohle. Erstmals seit 20 Jahren werden die Ressourcen deutlich nach oben korrigiert und gegenüber dem letzten Bericht fast verdoppelt. Begründet wird dies mit einer besseren Datenerhebung für China und den ehemaligen Ostblockstaaten. Diese liegen aktuell wieder auf dem Niveau wie Anfang der 80er Jahre. Mit ähnlicher Begründung (bessere Informationen über China und ehemalige Ostblockstaaten) hatte man in den 90er Jahren eben diese Reserven mit jedem Bericht nach unten korrigiert.
Für Deutschland werden die Braunkohlereserven wieder deutlich höher bewertet. Vor einigen Jahren waren sie von 44 Mrd. Tonnen auf 6,5 Mrd. Tonnen abgewertet worden. Aktuell sind sie wieder auf 40 Mrd. Tonnen gestiegen. Es überrascht vor allem die Dimension der Sprünge, denn für Deutschland würde man eigentlich eine vergleichsweise sichere Datenlage vermuten. Noch im WEC Bericht, der etwa 2 Monate früher erschienen ist, wurden die deutlich niedrigeren Reserven - die ebenfalls von der BGR stammen - beibehalten. Andererseits wurden die internationalen Zahlen aus dem WEC Bericht im BGR Report nicht durchgängig übernommen. Dort wurden die Kohlereserven von Indien auf 52 Mrd. Tonnen abgewertet während sie im BGR Report von 91 Mrd. Tonnen auf 95 Mrd. Tonnen aufgewertet wurden. Bemerkenswert im WEC Bericht ist auch hier die Dimension der Abwertung bei der sich schwerlich von einer kleineren Korrektur sprechen lässt.
In Summe sind sowohl im WEC Bericht (- 10%) als auch im BGR Report (-1,5%) die Steinkohlereserven gesunken, während die Ressourcen im BGR Report sich fast verdoppelt haben.
E-Mail vom Bundesministerium für Wirtschaft
ASPO, Zittel/Blandow, 07. Dezemberi 2007: Der Journalist Paul Nellen stellte ASPO Deutschland einen Briefwechsel mit dem Bundeswirtschaftsministerium zur Veröffentlichung zur Verfügung. In seinem Schreiben hatte Paul Nellen angefragt, ob sich die Bundesregierung der Brisanz des Erdölfördermaximums bewusst sei, und welche vorbereitenden Maßnahmen ergriffen würden. Die Pressestelle des Bundesministerium für Wirtschaft antwortete in einer E-Mail vom 13.11.2007 wie folgt:
Sehr geehrter Herr Nellen,
das BMWi befasst sich intensiv mit Fragen der Endlichkeit aller fossilen Energierohstoffe. Einzelheiten hierzu enthält beispielsweise der Kurzbericht zur Verfügbarkeit und Versorgung mit Energierohstoffen auf unserer BMWi-Homepage, den Sie unter erhalten können.
Trotz der grundsätzlichen Endlichkeit aller fossilen Energierohstoffe ist die von Hubbert begründete Peak Oil Theorie in Fachkreisen umstritten. Unter anderem die Kohlenwasserstoff-Industrie lehnt es ab, einen unmittelbar bevorstehenden Höhepunkt der globalen Kohlenwasserstoff-Förderung zu definieren. Sie verweist in diesem Zusammenhang insbesondere auf den fortlaufenden technologischen Fortschritt bei Explorations- und Gewinnungstechnologien, der in den vergangenen Jahrzehnten maßgeblich für die etwa gleichbleibende Reichweite der Ölreserven (d. h. das Verhältnis der bekannten Reserven zum Jahresverbrauch) von ca. 40 Jahren geführt hat.
Beigefügt übersende ich Ihnen eine Stellungnahme der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) zum Thema Peak Oil. Die BGR ist die zentrale geowissenschaftliche Beratungseinrichtung der Bundesregierung, und sie berät satzungsgemäß auch die Wirtschaft in Rohstofffragen.
Das BMWi befasst sich mit diesem Thema auch unter Einbindung der wissenschaftlichen Expertise der international renommierten BGR, bezieht aber selbstverständlich auch andere Auffassungen in seine energiepolitischen Überlegungen ein.
Mit freundlichen Grüßen,
_PRessestelle BMWi Berlin_
Dazu wurde der E-Mail eine Kurzstellungnahme der BGR angefügt (vom: 13.11.2007)
"Peak-Oil"
Hintergrund der "Peak-Oil" -Theorie
Folgt man den Annahmen der vom amerikanischen Geologen Marion King Hubbert (1903 - 1989) entwickelten "Hubbertkurve", so wird die weltweite Förderung konventionellen Erdöls zunächst stetig ansteigen und irreversibel zurückgehen, sobald die Hälfte des Erdöls gefördert wurde. Dieser Punkt wird als "Peak-Oil" oder "Depletion Midpoint" bezeichnet. Die Richtigkeit dieser Annahmen wird einerseits damit begründet, dass die Vorhersagen von Hubbert entgegen langläufiger Meinung in den USA tatsächlich zutrafen, andererseits gibt es als theoretische Rechtfertigung die mathematische Parallele zu ungestörten logistischen Wachstumsmodellen. Nach Ansicht der Verfechter der "Peak- Oil" Theorie kann die Hubbertkurve auf zweierlei Weise interpretiert werden: Erstens kann der zukünftige Verlauf der weltweiten Erdölproduktion einschließlich des "Peak-Oil" schon frühzeitig aus der bisherigen Produktion und der Entdeckungsgeschichte der Ölfelder vorhergesagt werden. Zweitens befindet sich mindestens die Hälfte des extrahierbaren Erdöls noch in der Lagerstätte, solange das Maximum der Förderung noch nicht erreicht ist.
Übertragbarkeit des "Peak Oil" auf die globale Erdölförderung
Die Vergangenheit hat gezeigt, dass die Förderquoten in aller Regel keinem ungestörten Wachstum folgen, also in einzelnen Feldern und auch weltweit stark von der Hubbertkurve abweichen. Hierfür gibt es im Wesentlichen zwei Gründe. Erstens werden die Förderquoten besonders im Bereich der OPEC aus politischen und ökonomischen Gründen niedriger gehalten, als dies technisch notwendig wäre. Zweitens hat ein rasanter technischer Fortschritt (3D-Seismik, Bohr- und Fördertechnik) zu signifikanten Felderweiterungen in dem Maße beigetragen, dass die konventionellen Erdölreserven in den vergangenen Jahren trotz gesteigerter Produktion nahezu gleichblieben. Hinzu kommt, dass der Abbau nicht-konventioneller Erdöle wie z.B. die Ölsande in Kanada aus politischer und ökonomischer Sicht immer attraktiver wird und die Auswirkungen einer Verknappung konventionellen Erdöls abmildern kann.
Damit sind die Voraussetzungen für Hubberts Theorie im engeren Sinne nicht mehr erfüllt und die Begriffe "Peak-Oil" und "depletion mid point" müssen neu definiert werden, ohne dass die Endlichkeit der Erdölvorräte allerdings in Frage gestellt wird.
Seit Beginn der Erdölförderung wurden weltweit 147 Gigatonnen Erdöl gewonnen. Weitere 163 Gigatonnen lassen sich derzeit mit herkömmlichen Methoden wirtschaftlich fördern (Reserven). Zusätzliche 82 Gigatonnen konventionelles Erdöl können vermutlich zukünftig wirtschaftlich gefördert werden (Ressourcen). Auf Grund dieser Situation und der Nachfrageentwicklung rechnet die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe in ihrer aktuellen Kurzstudie "Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2006" (voraussichtliche Veröffentlichung Ende November 2007) mit dem "Peak- Oil" bei konventionellem Erdöl bis zum Jahre 2020.
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Fatih Birol Interview in „Le Monde“
ASPO, Blandow, 10. Juli 2007: Der Chefökonom der Internationalen Energieagentur (IEA) Fatih Birol hat einer der größten französischen Tageszeitungen „Le Monde“ am 27.06. 2007 ein Interview zum Thema „Ölversorgung“ gegeben. Eigentlich vertritt die IEA eine eher konservative Denkweise, welche die Zukunft der Ölversorgung als nicht sonderlich problematisch beschreibt. Nicht nur vor diesem Hintergrund müssen die folgende Aussagen von Fatih Birol als außerordentlich bemerkenswert angesehen werden: (Um der Bedeutung der Worte Rechnung zu tragen, haben wir versucht möglichst wortgenau zu übersetzen und haben zusätzlich den französischen Originaltext hinterlegt - blauer Pfeil)
„Wenn die Ölproduktion im Irak bis 2015 nicht exponentiell steigt, haben wir ein sehr großes Problem. Und dies selbst wenn Saudi Arabien alle seine Zusagen einhält. Die Zahlen sind sehr einfach, dazu muss man kein Experte sein“
Wie realistisch eine exponentielle Förderausweitung im Irak ist sei dahingestellt. Ob Saudi Arabien bis dahin seine Förderung von heute etwa 8 Millionen Barrel/Tag auf die versprochenen 12 Millionen Barrel/Tag (oder sogar darüber hinaus) ausgeweitet haben wird muss die Zeit zeigen. Birol spricht damit Eine Warnung aus, die kaum deutlicher formuliert werden kann.
„Innerhalb von 5-10 Jahren wird die Nicht-OPEC Produktion den Gipfel erreichen und beginnen zurück zu gehen wegen nicht ausreichender Reserven. Für diese Tatsache gibt es täglich neue Beweise. Zeitgleich werden wir den Gipfel des chinesischen Wirtschaftswachstums sehen. Beide Ereignisse werden also zusammentreffen: Die Explosion des Wachstums der chinesischen Nachfrage und der Rückgang der Ölproduktion der Nicht-Opec Staaten. Wird unser Ölsystem in der Lage sein, dieser Herausforderung zu begegnen, das ist die Frage"
Auf die Frage, ob er glaubt, dass die Regierungen dieser Welt diesem Problem die nötige Aufmerksamkeit schenken, antwortet Birol:
„Unglücklicherweise gibt es viele Worte und wenig Handlungen. Ich hoffe wirklich, dass die Öl verbrauchenden Länder den Ernst der Situation verstehen und sehr starke und radikale politische Maßnahmen ergreifen werden, um das Nachfragewachstum zu verlangsamen.“
Auf die Frage, ob es Gründe für eine böse Überraschung bezüglich der Reservestatistiken von Saudi Arabien und Irak gibt, antwortet Birol:
„Ich verstehe, dass die saudische Regierung von Reserven in Höhe von 230 Milliarden Barrel spricht. Ich habe keinen offiziellen Grund daran nicht zu glauben. Dennoch, Saudi Arabien wie auch andere ölproduzierende Länder und internationale Firmen sollten transparenter sein bei der Veröffentlichung ihrer Zahlen. Öl ist ein sehr entscheidendes Gut für uns alle und wir haben das Recht zu erfahren, wie viel Öl nach internationalen Standards noch übrig ist.“
Auf die Frage, was aus den großen privaten Ölfirmen wie Exxon, Shell, Total und BP werden wird angesichts der zunehmenden Bedeutung der Kartelle der Ölproduzierenden Länder, antwortet Birol:
„Diese „Majors“ werden in Schwierigkeiten sein. Sie werden keinen Zugang mehr zu neuen Produktionskapazitäten haben. Sie müssen ihre Strategien neu definieren. Wenn sie auf Öl konzentriert bleiben, müssen sie sich mit Nischenmärkten begnügen.“
Auf die Rückfrage ob er damit sagt, dass diese Ölfirmen nicht mehr lange „Majors“ bleiben werden, fügt er hinzu:
„Dies ist was ich sage“
OPEC: Biokraftstoffe lassen den Ölpreis steigen
ASPO Deutschland, Blandow, 10. Juli 2007:
Kurz vor einem Treffen der acht wichtigsten Industriestaaten Anfang Juni zum Thema „Klimaschutz“ sprach die OPEC durch ihren Generalsekretär Abdalla El-Badri in der Financial Times (vom 6. Juni) die Warnung aus, dass der Ölpreis durch die Decke gehen könnte sollten die G8 Staaten weiter auf Biokraftstoffe als alternative Energiequelle setzen.
Demnach würden die Mitglieder des Kartells bereits darüber nachdenken, die Investitionen in die Erschließung neuer Produktionsstandorte zurück zu fahren. Vor dem Hintergrund der Ankündigungen der USA und Europas verstärkt auf Biokraftstoffe zu setzen, wies El-Badri darauf hin, dass diese Strategien mittelfristig nicht nachhaltig seien, weil es eine direkte Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion gebe. Biokraftstoffe seien die Ursache für den stärksten Anstieg der Nahrungsmittelpreise in 30 Jahren. El-Badri sieht die Gefahr, dass es weder genug Biokraftstoffe noch zusätzliche Produktionskapazitäten für Öl geben werde und dann der Ölpreis durch die Decke gehen werde und deshalb die Biokraftstoffstrategie nach hinten losgehen könnte.
Die OPEC plane bis 2012 Investitionen von 130 Milliarden Dollar, um die Förderkapazität von heute 35,7 Millionen Barrel/Tag auf 39,7 Millionen Barrel/Tag (ohne Irak) anzuheben. Die Pläne, weitere 500 Milliarden Dollar im Zeitraum 2013 bis 2020 zu investieren, könnten angesichts der Biokraftstoffstrategien geändert werden. „Wenn wir keine gesicherte Nachfrage erkennen können, könnten wir langfristig unsere Investitionspläne überdenken“ sagte El-Badri.
Stellt man die Äußerungen von El-Badri und die von Fatih Birol (siehe voriger Artikel) nebeneinander, mag man sich die Frage stellen, wie das zusammenpasst und warum die OPEC diesen Kommentar gerade jetzt abgibt. Auf jeden Fall ist es für die nächsten Jahre eine weitere „gute“ Begründung warum die Förderung nicht ausgeweitet werden konnte.
OPEC World Oil Outlook
ASPO Deutschland, Zittel, 16.07.2007: Ende Juni wurde der OPEC World Oil Outlook 2007 veröffentlicht (www.opec.org). Im Fazit des Berichts geht die OPEC davon aus, dass bis zum Jahr 2010 OPEC Öl um etwa eine Million Barrel pro Tag weniger nachgefragt wird. Als Grund sieht die OPEC die Ausweitung der Ölproduktion in den OECD Staaten vor allem aus "Natural Gas Liquids" (NGL) und Biokraftstoffen.
Zusammen mit steigender Ölproduktion außerhalb der OPEC-Staaten würde damit eine Zusätzliche Ölmenge von etwa 5 Millionen Barrel pro Tag auf den Markt kommen. "Dies läßt wenig Raum für zusätzliches OPEC-Öl" heisst es in der Executive Summary des OPEC Berichts. Somit bleibt es der eigenen Interpretation überlassen, ob dies der OPEC als Begründung dient die Förderung in den nächsten Jahren freiwillig zu reduzieren oder ob sie durch geologische Restriktionen dazu gezwungen wird. Auf jeden Fall widerspricht die Darstellung der OPEC den Äußerungen der IEA, wonach der Markt in den kommenden Jahren jedes verfügbare Barrel Öl benötigen wird.
Kohlesommer 2007
ASPO Deutschland, Blandow/Zittel, 10. July 2007: Lange Zeit war der Energieträger „Kohle“ in der allgemeinen Berichterstattung kaum zu finden. Allenfalls im Zusammenhang mit Klimaemissionen oder wenn es um den Abbau von Subventionen ging. Das Thema „Reserven“ war in diesem Zusammenhang praktisch nicht existent. Das kollektive „Bauchgefühl“, dass die Kohleversorgung auf Jahrhunderte hinaus gesichert sei, wurde (und wird) von den internationalen Energiestatistiken mit schöner Regelmäßigkeit bestätigt.
Im April dieses Jahres hatten die energiekrise.de Autoren Jörg Schindler und Werner Zittel im Auftrag der Energy Watch Group eine Studie vorgestellt, die die optimistischen Reichweitenangaben erstmalig anzweifelte (Kohlestudie ). Seit dem sind in einem bemerkenswert kurzen Zeitraum 5 weitere Studien zu diesem Thema veröffentlicht worden, unter anderem vom Joint Research Center der Europäischen Kommission (zu finden hier ).
Derzeit sind diese Studien auch innerhalb der internationalen Peak-Oil Szene in der Diskussion (siehe z.B. ). Alle Studien kommen etwa zu ähnlichen Ergebnissen. Das ist auch nicht weiter verwunderlich, da alle auf Analysen der offiziell verfügbaren Statistiken basieren, einer Datenbasis also, deren Zuverlässigkeit zumindest hinterfragt werden sollte, da die Länder im Allgemeinen eher zu einer zu optimistischen Bewertung ihrer Reserven neigen.
Ergänzend zur Kohlestudie haben wir in einem „Special“ eine Übersicht aktueller Pressemeldungen zum Thema „Kohle“ zusammengestellt und kommentiert. Betrachtet man die einzelnen Meldungen aus Russland, China, Indien, Indonesien und Südafrika als Indizien für die Gesamtsituation, beginnt man zu ahnen, dass auch an der Kohlefront mit Überraschungen zu rechnen ist. Zum Kohle-Special:
Weltweite Uranförderung sinkt 2006 um 5%
ASPO Deutschland, Zittel, 12. Juli 2007: Die Weltweite Uranförderung ging im Jahr 2006 trotz Rekordpreises um 5% zurück. Insbesondere in den beiden wichtigsten Förderstaaten Kanada und Australien fiel sie um 15 bzw. 20%. Zusammen sind beide für 44% der Welturanfördrung verantwortlich. Die starke Ausweitung in Kasachstan (+21%) und Niger (+11%) konnte dies nicht ausgleichen. Zusammen mit der Verzögerung neuer Projekte und sinkenden Lagerbeständen führt dies zu dem sprunghaften Anstieg des Uranpreises auf bisher 136 $/lb, gegenüber einem Preis von 7$/lb im Jahr 2000. Inszwischen ist der Uranpreis auch zu einem Kostenfaktor geworden. So schlagen sich 136$/lb bereits mit 0,67 Eurocent je kWh auf den Strompreis nieder, siehe dazu auch hier:
Es gibt 3 wesentliche Gründe für die Preissteigerungen:
1. Rückgang der weltweiten Uranförderung
Eine detaillierte Auflistung findet sich in der folgenden Tabelle:
Tabelle: Uranförderung [Tonnen Uran], Quelle: WNA Market Report data
2. Die Lagerbestände gehen zur Neige
Nur etwa 60 Prozent des benötigten Urans werden bergmännisch gewonnen. Die fehlenden 40 Prozent enstammen aus Lagerbeständen, die insbesondere aus dem Abbau von russischem Kernwaffenmaterial aus der Zeit vor 1990 angesammelt wurden. So laufen entsprechende Verträge zwischen den USA und Russland im Jahr 2013 aus. Russland hat bereits angekündigt, diese Verträge nicht über das Jahr 2013 hinaus zu verlängern. (Siehe z.B. ). Um den bestehenden Bedarf zu decken, muß die weltweite Förderkapazität also innerhalb weniger Jahre um etwa 50 Prozent ausgeweitet werden. Das aber gestaltet sich zunehmend schwieriger, da die günstigsten Vorkommen zur Neige gehen und vor allem Minen mit schlechterem Erzgehalt erschlossen werden müssen.
3. Neue Projekte verzögern sich
Es kommt zu Verzögerungen in der Ausweitung der Förderung aufgrund unvorhergesehener Probleme und Projekte erweisen sich als teurer als anfänglich kalkuliert. Hier ist insbesondere das größte und einzige Projekt mit guter Erzqualität, Cigar Lake in Kanada hervorzuheben. Ursprünglich sollte die Mine im Jahr 2007 mit dem Erzabbau beginnen, doch mehrere Wassereinbrüche führten im Oktober 2006 schließlich zur vollständigen Überflutung. Heute hofft der Betreiber, dass Ende 2010 mit dem Erzabbau begonnen werden kann. Manche Beobachter halten es für möglich, dass das Projekt vollständig aufgegeben werden muß.
Dass die angebliche Renaissance der Kernenergie keinen Einfluss auf den Uranpreis hat, sondern die Uranknappheit real ist, zeigen die folgenden Grafiken. Die erste vergleicht den Baubeginn neuer Kernreaktoren weltweit mit dem steigenden Uranpreis der letzten Jahre. In der ersten Jahreshälfte 2007 wurden keineswegs mehr Neubauten begonnen als im Mittel der vergangenen 20 Jahre. Da die Bauzeit mindestens 5 Jahre beträgt, können wir mit großer Wahrscheinlichkeit darauf schließen, dass dies nicht einmal ausreichen wird, um die weltweite Reaktorkapazität konstant zu halten. Damit wird der Uranbedarf bis 2012 etwa konstant bleiben, so dass keine großen Auswirkungen auf den Uranpreis zu erwarten sein sollten.
Bild: Baubeginn neuer Kernreaktoren und Entwicklung des Uranpreises
(Datenbasis: Uranpreis: The Ux Consulting Company, LLC (www.uxc.com); Baubeginn der Kernreaktoren IAEA Juni 2007 (www.iaea.org); Grafik: Energywatchgroup
Das zweite Bild zeigt die weltweite Uranförderung bis einschließlich 2006 und den weltweiten Uranbedarf. Die Versorgungslücke, die durch Lagerbestände ausgeglichen werden mß wird keineswegs kleiner. Im Jahr 2013 wird aber ein großer Teil der Vorräte nicht mehr verfügbar sein. Wenn bis dahin neue Minen nicht zusätzliches Uran auf den Markt bringen können, werden vermutlich ab 2013 die ersten Reaktoren aus Brennstoffmangel abgeschaltet werden müssen. Genau diese Angst sorgt für Nervosität an den Märkten und führt im Gefolge zu den sprunghaft steigenden Preisen.
Bild: Uranförderung der einzelnen Länder von 1950 – 2006 sowie Uranbedarf der Kernreaktoren. (Quellen: NEA 2006, Analyse LBST 2007)
OPEC reagiert auf US Gesetzesinitiative
ASPO Deutschland, Blandow, 10. Juli 2007: Das US-Repräsentantenhaus hat Ende Mai mit 345 zu 74 Stimmen für einen Gesetzentwurf gestimmt, der offiziell „Keine Kartelle für Ölproduzenten und Ölexporteure Akt“ oder kurz „NOPEC“ heißt. Initiiert wurde dieser Entwurf vom Vorsitzenden des juristischen Kommittees im Repräsentantenhaus John Conyers aus Detroit, Michigan. Demnach könnten Mitglieder solcher Kartelle vor ein US Gericht gestellt werden, wenn sie Förderkürzungen beschließen um die Preise zu kontrollieren. „Wir müssen nicht untätig zusehen, wie die OPEC uns die Preise für unser Benzin diktiert“ so Conyers. „Wir können etwas tun gegen dieses wettbewerbs- und verbraucherfeindliche Verhalten“.
Präsident George W. Bush kündigte bereits sein Veto an, sollte dieser Gesetzentwurf auch den Senat passieren.
Inzwischen hat auch die OPEC auf die Gesetzesinitiative reagiert. Der OPEC Präsident Mohamed bin Dhaen al Hamli ließ am Rande einer Veranstaltung in Istanbul verlauten: „Wenn die USA vorhaben Mitgliedsstaaten (gemeint sind OPEC Mitglieder) vor Gericht zu stellen, sei dies extrem gefährlich und könne zu einer Ölverknappung in den USA führen“, weiter fügte er hinzu, dass dieses Gesetz die Souveränität der einzelnen Mitgliedsländer verletzen würde und “ …dies könnte für sie (die OPEC Mitgliedsländer) eine Veranlassung sein, den Verkauf von Öl an die USA zu stoppen um rechtlichen Sanktionen aus dem Weg zu gehen“.
Auf diese relativ einleuchtende Logik hätten die Mitglieder des Repräsentantenhauses selber kommen können angesichts der Tatsache, dass die USA mehr als 60% ihres Ölbedarfs importieren. Wer der OPEC so die Flanke bietet, muss schon ziemlich hilflos sein. Als hilfloser Versuch ist zweifelsfrei die gesamte Initiative zu bewerten.
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Peak Oil is now!
ASPO Deutschland, Schindler/Zittel, 25. May 2007: Die weltweite Ölförderung (Rohöl und Kondensat) ist gemäß der Statistiken der US Energy Information Agency (EIA) seit Mai 2005 nicht mehr gestiegen und seitdem sogar leicht zurück gegangen. Die Förderung von Saudi Arabien ist nach Angaben der OPEC seit September 2005 um etwa 10 Prozent (um 1 Million Barrel pro Tag) gefallen. Es gibt mittlerweile starke Indizien, dass Saudi Arabien sein Fördermaximum überschritten hat und im Gefolge davon auch die ganze Welt jetzt am Fördermaximum ist.
Dieses Fördermaximum haben die großen westlichen Ölfirmen in Summe bereits Anfang des Jahres 2004 überschritten, wie die folgende Grafik belegt.
Grafik: Ölförderung der acht größten westlichen Ölfirmen.
(Quelle: Quartalsberichte der jeweiligen Firmen)
Ende der 90er Jahre brachte der damals niedrige Ölpreis von etwa 10 $ pro Barrel viele Firmen in wirtschaftliche Schwierigkeiten. Ein Indiz dafür waren die vielen Firmenzusammenschlüsse, die jedoch von der Öffentlichkeit kaum als Zeichen für eine Krise der Branche wahrgenommen wurden. Tatsächlich dienten diese Mergers dem Abbau von Überkapazitäten und der Ausweitung firmeneigener Produktionskapazitäten und Reserven in einer Situation, in der es schon kaum noch neues Öl zu entdecken gab.
Offensichtlich war es attraktiver, an der Börse nach zusätzlichen Produktionskapazitäten zu suchen (“to drill for oil at Wall Street“) als die eigene Exploration auszuweiten. Analysiert man die Geschäftsberichte der Firmen am Beispiel von BP, ExxonMobil und Shell, so sind die Ausgaben zur Aufrechterhaltung der Förderung gestiegen, nicht aber der Aufwand für die Exploration neuer Felder (siehe folgende Grafik). Das ist angesichts der geringen Erfolgsaussichten auf neue Funde auch nicht weiter verwunderlich.
Gestiegen sind allerdings die Gewinne und die Rückkäufe von Aktien. Dies erscheint den Unternehmen unter den gegebenen Umständen günstiger, als das Geld in weitere Explorationsbohrungen zu investieren, wie es vor einem Jahr auch ein Repräsentant von BP bei einem Hearing im Landtag von Nordrhein-Westfalen formuliert hat.
Grafik: Ausgaben für Exploration und Förderung (E&P) versus Ausgaben für Aktienrückkäufe von ExxonMobil, BP und Shell. (Quelle: Quartalsberichte der Ölfirmen)
Die hohen Gewinne der letzten Jahre sind nur aufgrund der seit 1999 um den Faktor sieben gestiegenen Ölpreise entstanden, nicht aber aufgrund einer Ausweitung des Geschäfts. In den USA wird bereits diskutiert, diese "windfall profits" der Ölfirmen auf Kosten der Allgemeinheit durch eine entsprechende Besteuerung wieder der Allgemeinheit zurückzugeben.
Jedenfalls ist die Angst davor sehr groß, so dass die Unternehmen nicht müde werden zu versichern, dass die gegenwärtige Situation nur vorübergehend sei und der Ölpreis bald wieder deutlich sinken würde. Sollte der Ölpreis nicht weiter steigen, dann würde sich der offensichtliche Förderrückgang sehr schnell auch in rückläufigen Gewinnen zeigen. Damit ist eine weitere Schrumpfung der Branche vorprogrammiert.
Als besonders markantes Beispiel ist in der folgenden Grafik die Situation der Firma Shell dargestellt. Seit 1998 ist die Ölförderung von Shell rückläufig und liegt heute bereits 20% unter dem damaligen Wert. Dieser Rückgang konnte nicht verhindert werden trotz einer Reihe von Gegenmaßnahmen: Kauf des Unternehmens Enterprise im Jahr 2002, Einstieg im Jahr 2003 in die Förderung kanadischer Ölsande und die jüngste Erschließung neuer Ölfelder vor der Westküste Afrikas. Trotz deutlich gestiegener Aufwendungen für die Förderung geht die Förderrate zurück.
Grafik: Die Ölproduktion der Firma Shell. Die helle Linie markiert die Ausgaben für Förderung und Exploration. Im Jahr 2002 ist die Ölfirma "Enerprise" zugekauft.
Diese Beispiele zeigen, dass Peak Oil nicht ein Ereignis in einer fernen Zukunft beschreibt, sondern jetzt bereits stattfindet. Je eher die Welt sich darauf einstellt um so größer ist die Chance, den unvermeidlichen Übergang von „jedes Jahr etwas mehr Öl“ zu „jedes Jahr etwas weniger Öl“ möglichst verträglich zu gestalten.
Urankosten – Stromkosten
ASPO, Blandow/Zittel, 25. Mai 2007: Wiederholt konnte man in den letzten Monaten Meldungen zu gestiegenen Uranpreisen lesen. In der Tat sind diese seit dem Jahr 2000 von damals 7 US-Dollar auf aktuell etwa 130 US-Dollar pro Pfund (Britisch Pound lb) gestiegen. Dies entspricht fast dem Faktor 20. Oft wird argumentiert, dass dies praktisch keine Auswirkungen auf die Herstellkosten für Strom aus Kernkraftwerken hat. Wir wollten das genauer wissen und haben nachgerechnet.
Die folgende Tabelle zeigt den Zusammenhang, wie stark sich die Uranpreise auf die Stromkosten im Kraftwerk auswirken. Hierbei ist nur der Anteil des Uranpreises an den Stromherstellungskosten berücksichtigt, weitere Kostenfaktoren (Bau-, Wartungs- und Betriebskosten des Kraftwerkes) sind hier noch nicht berücksichtigt. Die Stromerzeuger selbst geben Gesamtkosten von etwa 3 -4 Euro-Cent pro kWhe an. Die Zahlen der Tabelle geben also nur den reinen Kostenaufschlag auf die tatsächlichen Produktionskosten wieder.
Uranpreis
[$/lb U3O8] |
50 |
100 |
200 |
300 |
400 |
500 |
600 |
700 |
800 |
900 |
1000 |
Beitrag Strom-
erzeugungskosten
[Eurocent/kWh] |
0,24 |
0,49 |
0,98 |
1,47 |
1,95 |
2,45 |
2,93 |
3,42 |
3,90 |
4,40 |
4,88 |
Tabelle: Einfluss des Uranpreises auf die Stromerzeugung in Kernkraftwerk (Durchschnittswerte)
Der heutige Uranpreis von 130 $/Pfund schlägt sich also mit einen Anteil von 0,5 Euro-cent je kWh in den Stromkosten nieder. Sollte der Uranpreis auf 500 US-Dollar je Pfund Uranoxid ansteigen, so beträgt der Aufschlag bereits 2,5 Euro-Cent pro Kilowattstunde, womit die Stromkosten um 50 – 70 Prozent ansteigen würden und damit spürbar erhöht würden. Kritiker sehen die volkswirtschaftlichen Stromgestehungskosten für Kernenergie allerdings deutlich höher als bei den oben zitierten 3-4 Euro-cent je kWh.
Wer glaubt, dass derart hohe Uranpreise der Fantasie entspringen, der möge sich nochmals den rasanten Preisanstieg der vergangenen Jahre ins Gedächtnis rufen. Hierbei sollte man bedenken, dass etwa ein Drittel des benötigten Urans aus Lagerbeständen stammen. Diese werden in den kommenden Jahren aufgebraucht sein. Wenn es nicht gelingt, innerhalb der kommenden 5-10 Jahre die weltweite Uranförderung um mindestens 50% auszuweiten, so wird eine Uranverknappung unvermeidbar.
Aber selbst wenn diese Ausweitung gelingt, so würden die heute bekannten Uranreserven bei konstanter Förderung nur für etwa 30 Jahre, inklusive der bekannten Ressourcen für etwa 70 Jahre reichen. Eine detaillierte Analyse dieser Zahlen findet sich in der Studie "Uranresources" von der Energy Watch Group (). Wenn als langfristig potentieller Ausweg aus der sich abzeichnenden Uranverknappung die Urangewinnung aus Meerwasser diskutiert wird, so würden, abgesehen von deren technologischer Machbarkeit sehr schnell Kosten von mehreren hundert Dollar pro Pfund Uranoxid zu erwarten sein.
Details zur Rechnung:
Energieerzeugung durch Kernkraftwerke (2004): 2.638 TWh
Uranbedarf dieser Kernkraftwerke: 67.320 Tonnen
Daraus ergibt sich, dass für die Erzeugung von 1 kWh elektrischer Energie im Durchschnitt 0,0255g Uran benötigt werden. Der Uranpreis wird in US-Dollar pro lb Uranoxid angegeben.
(1 kg Uranoxid enthält 0,848 kg Uran; 1 lb = 0,454 kg)
Daraus ergibt sich, dass der Uranpreis von 1 US-Dollar/lb Uranoxid einem Preis von 2,6 US-Dollar/kg Uran entspricht. Dieser Wert muss dann noch in Euro umgerechnet werden, angesetzt wurden 0,737 Euro pro Dollar. (Die genaue Rechnung: )
"Die Uran Legende" der NZZ
ASPO, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik, Januar 2007: Die Neue Züricher Zeitung hat in ihrer Sonntagsausgabe vom 07. Januar 2007 einen Beitrag von Andreas Hirstein mit dem Titel "Die Uran-Legende" veröffentlicht. Der Artikel ist eine kritische Betrachtung der von der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik (LBST) verfaßten Studie "Uran Resources and Nuclear Energy". Im ASPO-Forum finden Sie einen Leserbrief der LBST zu den "Fakten" die vom Autoren Andreas Hirstein anders gesehen werden als von der LBST. Das Studium dieses Leserbriefs mag als gute Übung dienen Ankündigungen, Hoffnungen und Fakten insbesondere zur Kernenergie mit einem wachen Auge zu differenzieren. Denn am Ende des Tages zählen die "Fakten" und diese lassen sich in den veröffentlichten Statistiken der Internationalen Atomenergiebehörde (IAEA) nachlesen.
Zum Forum:
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