Ölvorkommen

Als Ölvorkommen bezeichnet man entdeckte, aber bisher noch nicht geförderte Erdölvorräte. Die Entwicklung der Ölvorkommen ist eine wichtige Kenngröße für die zukünftige Entwicklung des Ölpreises und somit der ölabhängigen Volkswirtschaften der Industrieländer.

Weiteres empfehlenswertes Fachwissen

Wie erhalten Sie Tag für Tag genaue Wägeresultate?

Erkennen Sie die Auswirkungen elektrostatischer Aufladungen auf Ihre Waage

Dauerhaft genaue Prüfgewichte dank 12 kostenloser Tipps

Allgemein

Nur ein kleiner Teil der Ölvorkommen, größtenteils konventionelles Erdöl, kann aufgrund physikalischer Grenzen als Reserve gefördert werden. Der wirtschaftlich förderbare Anteil erhöht sich bei steigendem Ölpreis. Der Rest, größtenteils unkonventionelles Erdöl, bleibt eine Ressource, die nicht gefördert werden kann. Durch technischen Fortschritt, bessere und günstigere Abbaumethoden, werden Ölressourcen zu nutzbaren Ölreserven; so galt bisher die Erdölkonstante von 50 Jahren, die allerdings heute nur noch 36 Jahre beträgt und durch die hohe Nachfrage vor allem aus China schnell weiterschrumpft. Zudem wird konventionelles Erdöl immer knapper und unkonventionelles Erdöl wirtschaftlich zunehmend lohnender. Kritiker wie der Geologe Colin Campbell weisen jedoch darauf hin, dass unkonventionelles Erdöl aus Gründen der Energiebilanz und der Förderbedingungen kein wirklicher Ersatz für den billigen Energieträger Rohöl sein kann (vgl. Peak-Oil).

Konventionelles Erdöl

Konventionelles Erdöl ist billiges, rasch verfügbares Erdöl. 95 % des heute geförderten Erdöls ist konventionelles Erdöl. Es zeichnet sich dadurch aus, dass es, dank der geografisch günstigen Lage der Vorkommen und der geringen Viskosität (Zähigkeit) verhältnismäßig einfach und rasch und daher auch kostengünstig aus Bohrlöchern gefördert werden kann. Es gibt verschiedene Schätzungen, wann das Maximum der Förderung konventioneller Erdölressourcen erreicht sein wird (Ölfördermaximum).

Unkonventionelles Erdöl

Unkonventionelles Erdöl ist teures, technisch aufwändig förderbares Erdöl. Die Abgrenzung von unkonventionellem zum konventionellem Erdöl kann nicht scharf gezeichnet werden, und mit dem Begriff „unkonventionell“ werden sehr unterschiedliche Quellen zusammengefasst. All diesen Quellen ist jedoch gemein, dass die Ölgewinnung schwierig, kostspielig, umweltschädlich und sehr langsam ist. Eine Sonderstellung nehmen polares und Tiefsee-Öl ein, die nur aus ökonomischer Sicht als unkonventionell bezeichnet werden. Korrekter wäre, bei ihnen von teurem konventionellen Erdöl zu sprechen. Zu unkonventionellem Erdöl werden in der Regel folgende Lagerstättentypen gezählt:

Ölschiefer

Ölschiefer ist tonhaltiges Sedimentgestein (kein Schiefer), das organisches Material enthält, bei dem es sich nicht um Erdöl, sondern dessen Vorstufenprodukt Kerogen handelt – ein Ölschiefer ist ein „unausgereiftes“ Ölmuttergestein. Um daraus Erdöl zu gewinnen, muss das Gestein im Tagebau abgebaut und auf 500 °C erwärmt werden – ein Prozess, den beim eigentlichen Erdöl die Natur, durch Versenkung in größere Tiefen, selbst erledigt hat und der bei Ölschiefer - durch den Mensch - mit viel Aufwand nachgeholt werden muss. Daher ist der Nettoenergieertrag aus Ölschiefern sehr gering und die Ökobilanz sehr schlecht (umweltschädliche Abfallprodukte, hohe CO₂-Emission, hoher Wasserverbrauch).

Ölsand (Teersand)

Ölsand ist Sandstein mit einem Anteil an zähflüssigen Schwer- und Schwerstölen, die im Tagebau gefördert werden. Der Abbau im Tagebau und die Verarbeitung zu synthetischem Rohöl ist sehr aufwändig in Bezug auf Zeit, Technik, Energieaufwand und Umweltverbrauch, auch wenn die Bilanz für die günstigen Vorkommen besser als bei Ölschiefern ausfällt. Von den immensen Vorkommen wird nur ein geringer Anteil je wirtschaftlich förderbar sein, der aber trotzdem in der Zukunft einen wesentlichen Beitrag zur Gesamtölproduktion liefern kann (v. a. aus Kanada und Venezuela).

Flüssiggas und Kondensat

Flüssiggas (NGL=Natural Gas Liquid) und sein Kondensat besteht aus kurzen Kohlenwasserstoffketten im Übergangsbereich zu Erdgas (wie z. B. Butan und Propan). Da die Zustandsform druckabhängig ist, ist eine Abgrenzung zum Erdgas nicht eindeutig. Die Fördercharakteristik ähnelt ihm jedoch sehr. Da es unter Druck verflüssigt werden kann, wird es in der Regel in den meisten Statistiken dem Erdöl zugerechnet, auch wenn Rohöl und NGL/Kondensat wegen der unterschiedlichen physikalischen Eigenschaften verschiedenartige, nicht beliebig austauschbare Stoffe sind.

Öl aus Kohle

Kohle wird nach bisheriger Auffassung bedeutend länger zur Verfügung stehen als Erdöl, und die Vorkommen sind weltweit gleichmäßiger verteilt. Es könnte deshalb verlockend sein, daraus synthetisches Erdöl herzustellen. Die Verfahren der Kohleverflüssigung (Hochdruckhydrierung und Fischer-Tropsch-Synthese) sind seit langem bekannt und wurden von Deutschland während des Zweiten Weltkrieges großtechnisch umgesetzt. Das Problem ist aber auch hier: Die Verfahren sind teuer, extrem energieintensiv und deshalb auch sehr klimaschädlich. Ab 50$ je Barrel soll die Rentabilitätsschwelle erreicht sein. Neuerdings zeigt China wieder Interesse an der Kohleöl-Technologie, fördern China und die USA doch zusammen über 50 Prozent aller geförderten Steinkohle. Weiterhin sollte die Tatsache nicht unbeachtet bleiben, dass das Kriterium der Energiebilanz für Kohle ebenso gilt wie für Erdöl. Trotz der vergleichsweise enormen Lagerstätten von Kohle wird dabei häufig übersehen, dass wirtschaftliche Fakten hier stärker beachtet werden müssen. Weiterhin wird beim maschinellen Abbau von Kohle eben auch Erdöl verbraucht, so dass steigende Preise für Öl auch Kohle (und nicht nur sie) verteuert.

Tiefseeöl

Unter günstigen und seltenen geologischen Bedingungen konnte sich dort, wo große Deltas ins Meer mündeten, Erdöl an Stellen bilden, die sich heute in über 200 bis 600 m Wassertiefe (je nach Definition) befinden. Solches Öl wird als Tiefseeöl (deep water) bezeichnet. Da die Förderung sehr teuer und aufwändig ist, wird es oft zu den unkonventionellen Vorkommen gezählt. Die Vorkommen beschränken sich auf wenige Standorte, von denen die größten vor den Küsten von Brasilien, Angola, Indonesien und Nigeria sowie am Mississippi River-Delta im Golf von Mexiko in den USA liegen. Das Gesamt-Potential wird auf ca. 70 Gigabarrel geschätzt, was der 2,5-fachen gegenwärtigen Weltjahresproduktion von Rohöl entspricht. Wegen der hohen Betriebskosten der Förderanlagen wird versucht, das Öl so rasch wie möglich zu fördern. Das ist mit ein Grund, weshalb das Produktionsmaximum von Tiefseeöl bereits (trotz der kurzen Geschichte) im Jahre 2014 erwartet wird.

Polares Öl

Da infolge der klimatischen Bedingungen die Ölförderung oberhalb des 66. Breitengrades, also vor allem in Alaska und Sibirien, sehr teuer und aufwändig ist, wird sie verbreitet zu den unkonventionellen Lagerstätten gerechnet, also wie beim Tiefseeöl aus ökonomischen Gründen. Die in diesen Gebieten förderbaren Mengen werden mit geschätzten 52 Gigabarrel unter denjenigen von Tiefseeöl erwartet; da man jedoch infolge der hohen Explorationsrisiken noch nicht viel über die Vorkommen weiß, ist diese Zahl nur ein grob geschätzter Wert.

Weltweite Ölreserven

"Reservenschätzungen gleichen ein wenig jemandem, der mit verbundenen Augen das Aussehen eines Elefanten beschreiben soll, den er nur an einigen Stellen berührt" (Robert Hirsch, zit. in TELEPOLIS, 25. April 2005 [1]).

Die weltweiten Ölreserven lassen sich auf verschiedene Arten berechnen.

Verschiedene Formen von Reserven

Die Schätzung der Reserven eines Ölfeldes findet zum Zeitpunkt seiner Entdeckung durch den Geologen und Ingenieur statt. Auf diesen „Anfangsreserven“ basiert der Verkaufspreis der Lagerstätte, die Investitionen zu ihrer Erschließung und der Wert eines fördernden Unternehmens. Diese erste Schätzung ist sehr unsicher - "thus, different estimators might calculate different reserves from the same data" ("Verschiedene Bewertungen können daher trotz gleicher Datenbasis voneinander abweichende Reserven errechnen", Dr. Robert Hirsch, TESTIMONY ON PEAK OIL BEFORE THE HOUSE SUBCOMMITTEE ON ENERGY AND AIR QUALITY, DECEMBER 7, 2005 [2]) -, und dies nicht so sehr aufgrund fehlender Technik, sondern vielmehr wegen der finanziellen Summen, die dabei im Spiel sind. So schätzte 1988 die US-amerikanische Ölfirma Triton (heute Amerada Hess) das Potential des neuentdeckten kolumbianischen Ölfeldes Cuisana auf drei Milliarden Barrel. Die Nachricht von dieser relativ großen Menge an neugefundenem Öl ließ den Aktienkurs steigen. Nachdem BP mit der Ausbeutung begonnen hatte, versprach eine erneute Prüfung allerdings nur noch 1,5 Mrd Barrel. Fachmänner von der ASPO schätzen die Reserven heute nur noch auf lediglich 800 Mio Barrel. Nachdem ein Ölfeld einmal entdeckt wurde, ergeben sich je nach Extrapolation verschiedene Werte für die noch zu entdeckenden Reserven:

• Der erste Wert heißt nachgewiesene Reserven oder F95. Er beschreibt die Menge an Erdöl, die mit heutigen Mitteln mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % gefördert werden können. Die Definition von nachgewiesenen Reserven schwankt von Staat zu Staat erheblich. So ist es in den Vereinigten Staaten üblich, nur solche Reserven als nachgewiesen auszuzeichnen, die mit den fördernden Bohrlöchern in Kontakt stehen. Dies ist also eine vorsichtige Schätzung, die es allerdings erlaubt, die Reserven zu steigern, indem man eine seit Jahrzehnten bekannte Quelle einfach anzapft. Umgekehrt klassifiziert Saudi-Arabien als nachgewiesene Reserven auch jene, die noch nicht ausgebeutet sind. Von Venezuela wird angenommen, dass es Teile unkonventioneller Reserven (Bitumen aus dem Orinoco) in seine konventionellen Reserven mit hineinrechnet.
• Der zweite Wert heißt wahrscheinliche Reserven oder F50 und beschreibt die Menge an Erdöl, die sich mit einer Wahrscheinlichkeit von 50 % fördern lässt.
• Der dritte Wert, genannt mögliche Reserven oder F5, ist die Menge an Erdöl, deren Förderung erst mit einem sehr hohen Abnahmepreis, der die Investitionen rechtfertigt, möglich wird. Die Wahrscheinlichkeit, dieses Öl zu fördern, beträgt 5 %.

Für Algerien beispielsweise beträgt F95 1,7 Mrd Barrel, F50 kommt auf 6,9 Mrd. Barrel, und F5 ergibt gar 16,3 Mrd. Barrel (Quelle: United States Geology Survey). Diese Wahrscheinlichkeiten dienen gerade in Drittweltländern, deren Devisen hauptsächlich vom Rohstoffexport abhängen, unter anderem dazu, die Finanzkraft eines Landes zu bewerten. Regierungen und Banken benutzen meist einen Mittelwert dieser drei Werte; im Fall Algerien sind dies 7,7 Mrd. Barrel. Die Chance für die Entdeckung solcher Mengen liegt also bei weniger als 50 %. Auf das Thema der Reserven reagieren erdölfördernde Länder sehr sensibel. So verabschiedete das russische Parlament im Jahre 2002 ein Gesetz, wonach auf den Verrat der wahren russischen Erdölreserven bis zu sieben Jahre Gefängnis drohen. Die oben genannten unterschiedlichen Schätzungen lassen sich mit der Tatsache rechtfertigen, dass es unterschiedliche Sorten von Erdöl gibt:

• Konventionelles Erdöl (95 % von dem, was bisher gefördert wurde)
• Unkonventionelles Erdöl:
  • Ölschiefer
  • Ölsande
  • Allgemein Erdöl, das mit heutiger Technik nicht gefördert werden kann

In der Fachwelt geht man allerdings davon aus, dass unkonventionelles Erdöl immer eine zweitrangige Rolle spielen wird, da die Ausbeutung dieser Lagerstätten wenn auch möglich, so doch immer schwierig und teuer ist. Hinzu kommt noch der grundsätzliche Nachteil der geringen Ausbeute an Nettoenergie (vgl. ERoEI), da die Förderung und Verarbeitung dieses Öls eine nicht zu vernachlässigende Zugabe von Energie beansprucht (30 % der geförderten Energie im Falle von Albertas Ölsanden). Dies erhöht darüber hinaus erheblich die Verschmutzung pro geförderter Einheit. Es ist unmöglich die gesamten Ölreserven der Welt anzugeben ,da immer wieder neue Ölfelder entdeckt werden oder weil man feststellen muss das bisher für groß gehaltene Ölfelder nur sehr klein sind. Somit kann man nur schätzen wieviel Öl es unter der Erde noch gibt, und es sind tausende von Schätzungen im Umgang, aber wahrscheinlich sind die meisten davon nicht einmal mehr annähernd richtig.

Infragestellung ausgegebener Reserven

1985 entschieden die OPEC-Förderländer, ihre Produktionsraten an die jeweiligen Reserven zu koppeln; Wer hohe Reserven aufweisen konnte, durfte mehr fördern und umgekehrt. Was zuerst als eine weise Entscheidung galt, provozierte jedoch eine allgemeine künstliche Anhebung der Reserven der einzelnen Mitgliedsstaaten, da jeder höhere Förderquoten bei hohem Preis erhalten wollte. Eine Erhöhung der Reserven erlaubt es den betroffenen Staaten zudem, höhere und zinsgünstigere Kredite zu erhalten. Dies war beispielsweise der Grund, weshalb der Irak seine Reserven 1983 erhöhte, als er sich im ersten Golfkrieg gegen den Iran befand.

Insgesamt wurden 779 Mrd. Barrel als Reserven ausgegeben, davon sind 317,54 Mrd. Barrel zweifelhaft. Aus der Tabelle lassen sich in erster Linie folgende drei Annahmen ablesen:

1. Die ölproduzierenden Länder geben an, dass sich die Funde neuer Lagerstätten Jahr für Jahr ganz genau mit den produzierten Mengen decken. Beispielsweise förderte Saudi-Arabien drei Mrd. Barrel pro Jahr, woraus man schließen müsste, dass sich die Reserven um eben diesen Wert pro Jahr verringern. Gleiches in Abu Dhabi, das seit 1988 jährlich genau 92,2 Mrd. Barrel angibt, obwohl in den darauffolgenden sechzehn Jahren 14 Mrd. Barrel aus der Erde gepumpt wurden. Eine vorgebrachte Erklärung ist, dass die Golfstaaten bereits gefördertes Erdöl mit in die Reserven hineinrechnen.
2. Wegen ausbleibender Neufunde, die die angegebenen Reserven begründen würden, sind diese um mindestens 45 % zu hoch angegeben. Eine Erklärung hierfür wäre, dass die in den 1980er Jahren ursprünglich angegebenen Reserven weit unterschätzt wurden. Diese Annahme jedoch scheint keine Rechtfertigung zu haben.
3. Man sieht auch deutlich das gegenseitige Überbieten der einzelnen OPEC-Staaten. Als sich Kuwait 90 Mrd. Barrel zuschrieb, antworteten Abu Dhabi und der Iran mit leicht überhöhten Zahlen, um sich in etwa die gleichen Förderquoten zuzuschreiben. Saddam Hussein, bedacht darauf, nicht von seinen Nachbarstaaten, die ihm nicht am Herzen lagen, übervorteilt zu werden, antwortete mit einem gerundeten Wert von 100 Mrd. Barrel.

Auch andere Beispiele mahnen zu extremer Vorsicht bei offiziell angegebenen Reserven:

• Im Januar 2006 berichtete die Petroleum Intelligence Weekly, dass Kuwaits Reserven lediglich 48 Mrd. Barrel betrügen, und davon seien nur 24 „voll bewiesen“. Das Blatt stützte sich dabei auf geheime Dokumente, die aus dem Staat geschmuggelt wurden. Dies entspricht einer Halbierung der offiziellen Zahlen und geht noch weiter als die Vermutungen der ASPO. Von den kuwaitischen Behörden wurde dieser Bericht nicht dementiert.
• Am 9. Januar 2004 gab der Ölmulti Shell bekannt, dass 20 % seiner Reserven von bewiesen zu möglich (also unsicher) umdeklariert werden müssten. Diese Bekanntgabe ließ den Aktienkurs abstürzen und brachte dem Unternehmen einen Prozess, da der Unternehmenswert somit in betrügerischer Weise überbewertet war. Seitdem hat Shell nochmals dreimal seine Reserven von insgesamt 14.500 nach 10.133 Mio. Barrel herunterkorrigiert. Der Präsident Phil Watts musste daraufhin zurücktreten.
• Wie man in obiger Tabelle auch sehen kann, sind Kuwaits Reserven vor und nach dem Golfkrieg (1990-1991) mit 94 Mrd. Barrel konstant geblieben, obwohl die immensen Schäden an den Bohrlöchern, die die sich zurückziehenden irakischen Streitkräfte verursachten, etwa sechs Mrd. Barrel vernichtet haben.
• 1970 hat Algerien, wahrscheinlich unter russischem Druck, seine nachgewiesenen Reserven von 7-8 auf 30 Mrd. Barrel erhöht. Zwei Jahre später erreichte dieser Wert sogar 45 Mrd. Dann ändert sich der politische Wille, und die Zahlen kehrten nach 1974 wieder zu Werten unter zehn Mrd. Barrel zurück (Angaben nach Jean Laherrère).
• Pemex, die mexikanische staatliche Ölgesellschaft mit einem Fördermonopol, hat im September 2002 Abstriche bezüglich ihrer Reserven um 53 % gemacht (von 26,8 auf 12,6 Mrd. Barrel). Kurz darauf wurden sie dann wieder leicht auf 15,7 Mrd. Barrel angehoben.
• Natürlich gibt es auch Beispiele, bei denen die Reserven unterschätzt wurden. 1993 schätzte das Oil And Gas Journal die Reserven Äquatorialguineas auf einige unwichtige Lagerstätten mit einem Gesamtwert von 12 Mio. Barrel. Daraufhin wurden zwei Riesenlagerstätten (Giants) von mittlerer Größe entdeckt, aber der Wert änderte sich dem Blatt nach bis 2003 nicht. 2002 hatte der Staat immer noch eine angegebene Reserve von 12 Mio. Barrel, obwohl es jährlich 85 Mio. Barrel förderte! Des weiteren wurden die Reserven Angolas zwischen 1994 und 2003 mit 5,421 Mrd. Barrel angegeben (drei Nachkommastellen sollen eine große Genauigkeit vortäuschen), obwohl in diesem Zeitraum 38 neue Lagerstätten mit jeweils mehr als 100 Mio. Barrel entdeckt wurden.

Rückgang der weltweiten Ölvorkommen und finale Ölkrise

Hauptartikel: Ölfördermaximum

  Die meisten Ölvorkommen wurden in den 1960er Jahren gefunden. Aber auch danach wurden bis 1980 Jahr für Jahr mehr neue konventionelle Ölvorkommen entdeckt, als durch Ölförderung produziert wurde. Seit diesem Zeitpunkt decken die Neufunde den Verbrauch nicht mehr, und die Menschheit „zehrt“ von den zuvor entdeckten Öllagerstätten – die Reserven schrumpfen. Dieser Umstand wurde oftmals dadurch kaschiert, dass aus taktischen resp. unternehmerischen Gründen (Quotenkrieg der OPEC, Besteuerung, Rentabilitätsreserve, etc. ...) Neubewertungen nicht auf den Fund der jeweiligen Ölfelder rückdatiert wurden. Auf diese Art wurde bis vor kurzem von der Öllobby behauptet, es werde immer noch mehr Öl gefunden, als gefördert werde – ohne dass dieses „mehr“ auch nur durch einen einzigen Neufund zustande gekommen wäre. Die Tendenz der abnehmenden Neufunde wird durch die, dank höherer Ölpreise mehr und mehr wirtschaftlich abbaubaren, unkonventionellen Ölvorkommen, etwas geschmälert. Leider gehen damit jedoch Umweltbedrohungen , wie erhöhter CO₂-Ausstoß, lokale Verwüstungen und Wasserverbrauch, einher.

Es öffnet sich also eine Lücke zwischen der Erdölfördermenge und dem konventionellen Erdöl, welches Jahr für Jahr neu gefunden wird. Ein Prozess, der dadurch beschleunigt wird, dass der weltweite Ölverbrauch kontinuierlich steigt. Es wird daher eine finale Ölkrise befürchtet, da einer zunehmenden Nachfrage nach Öl ein in Zukunft stark abnehmendes Angebot gegenübersteht.