Peak Oil bleibt trotz Fracking ein Thema
Ölförderung ohne Investitionen. Grafik: WEO
Nach dem neuen World Energy Outlook würde angesichts der letztlich überschaubaren Mengen das Ölfördermaximum nur um einige wenige Jahre verschoben
Der 708 Seiten umfassende "World Energy Outlook 2013" (WEO) der Internationalen Energieagentur (IEA) ist zu umfangreich, um ihn aus all seinen Facetten angemessen zu beleuchten. Der vorliegende Artikel konzentriert sich daher auf den größten Anteil der Weltenergieversorgung und den zugleich kritischsten Punkt: das Öl.
Die deutsche Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe betont, dass Öl der erste (!) fossile Energierohstoff ist, dessen Bedarf in den kommenden Jahrzehnten nicht mehr gedeckt werden kann. Da Öl jedoch der Treiber des Transportsystems und Hauptinput der chemischen Industrie ist (an der Pharmazie, Gesundheitswesen und industrielle Landwirtschaft hängen), ist dieser Rohstoff übermäßig bedeutsam.
Die aufgrund ihrer Umweltwirkungen zwiespältigen "Erfolge" in den USA, unkonventionelle Ölreserven zu fördern (Stichwort: Light Tight Oil-Förderung per Fracking), sind laut WEO nur kurzfristiger Natur und in diesem Maße nicht auf andere Weltregionen übertragbar. Zwar sollen laut WEO die USA bis 2035 ihren Energiebedarf (bilanziell!) aus eigenen Quellen decken, aber - ebenfalls laut WEO - kein einziges anderes Land der Welt wird diesen Erfolg kopieren können. (Bilanzielle Selbstversorgung: Auch 2035 werden die USA nach dem WEO weiterhin 3 Millionen Barrel Öl pro Tag importieren. Sie werden dafür Gas exportieren.)
Das "Light Tight Oil", wie der durch Ölfracking erzielte Rohstoff genannt wird, wird in den kommenden 10 Jahren eine durchaus wichtige Rolle spielen, die langfristige Entwicklung bleibt davon jedoch unberührt. Der Höhepunkt des Fracking-Beitrags soll demnach in den USA 2025 eintreten, für die weltweite Förderung mit dieser Methode erwartet die IEA den Peak in 2030 bei weniger als 6 Millionen Fass Tagesförderung, also weniger als 9% der heutigen konventionellen Rohölförderung.
Die IEA erwartet entsprechend nicht, dass die Welt sich in einem Ölüberfluss suhlen können wird. Vielmehr geht die Agentur davon aus, dass die konventionelle Ölförderung bis 2035 leicht auf 65 Millionen Barrel Tagesförderung sinkt (2012 lieferte konventionelles Rohöl 69,4 Millionen Faß täglich). Würde die Ölförderung allein auf Basis der heute beförderten konventionellen Ölfelder erfolgen, würde die 2035 verfügbare Tagesmenge bei nur noch 35 Millionen Fass liegen, also etwa die Hälfte der heute verfügbaren Menge.
Auf diese Zahl kommt die IEA durch eine Analyse von 1600 produzierenden Ölfeldern, aus deren Fördergeschichte sich ein Förderrückgang (Decline) von durchschnittlich 6% pro Jahr ableiten lässt - abhängig davon, ob die Felder groß oder klein sind oder auf Land oder im Wasser liegen (große Landfelder haben geringere Decline-Raten). Die Decline-Rate der europäischen Förderung, die seit 2003 im Rückgang ist, beträgt auch etwa 6% pro Jahr.
Die im diesjährigen WEO oft angesprochene Lücke, die sich durch den Rückgang der konventionellen Ölförderung zum weiter steigenden weltweiten Ölbedarf bildet, sollen unkonventionelle Fördertechniken stopfen, wie der Ölsandabbau in Kanada, Fracking, Tiefsee-Förderung, Gas-to-Liquids (GTL), Coal-to-liquids (CTL) oder der kleine "Selbstbetrug" der Energiestatistiker, Flüssiggase (Propan, Butan) der Ölförderung zuzurechnen.
So stellt der WEO auf Seite 447 die Frage: Hat der Boom der Light-Tight-Oil-Förderung (Fracking) die Debatte um Peak Oil erledigt? Die Antwort: "Aus unserer Sicht haben sich die Hauptargumente [für Peak Oil] nicht grundsätzlich verändert." Die Förderung per Fracking würde demnach den Peak Oil zwar in der Zeit nach hinten verschieben, nicht jedoch das Kernproblem verändern: Wenn das Fördermaximum einmal erreicht ist, folgt der Förderrückgang "unausweichlich". Angesichts der letztlich überschaubaren Mengen, die das Light Tight Oil umfasst, würde der Peak Oil nur um einige wenige Jahre verschoben.
Zugleich macht das Papier auf ein "Seitenproblem" aufmerksam: In allen Ländern, die ihren Ölfördergipfel erreicht haben, stieg der Ölverbrauch danach dennoch weiter an. Um diesen Bedarf zu decken, stiegen entsprechend die Importmengen. Da auf globaler Ebene die Möglichkeit zum Import fehlt, entspricht die Nachfrage der Ölförderung. Wird die Nachfrage durch ein Fördermaximum begrenzt, steigt entsprechend der Preis, woraufhin die Nachfrage ab- und die Förderung (durch Preisanreize) zunimmt, woraus ein längeres Förderplateau resultiert. Die Debatte um Peak Oil ist laut IEA also keineswegs erledigt, nur weil der Fracking-Boom in den USA weiterhin anhält (siehe: Peak Oil reloaded: Der Hype ums Fracking bekommt Risse).
Sicherstellung der Ölversorgung nur durch große Investitionen
Im Zeitraum bis 2035, den die IEA-Autoren zur Projektion ihrer Szenarien wählten, erwarten sie dennoch keinen Peak in der Ölförderung. Allerdings werden für deren Erfüllung extreme Investitionen notwendig: Allein 700 Milliarden US$ sollen in 2013 in die Aufsuchung und Erschließung neuer Ölquellen investiert werden. 660 Milliarden US$ jährlich sollen es für Öl und Gas bis 2035 sein, insgesamt eine Summe von 9,4 Billionen US$ (auf Basis des 2012er Dollar-Werts, also ohne Berücksichtigung möglicher Inflationsdynamiken).
Erstmals beschäftigt sich der World Energy Outlook intensiv mit dem Peak-Problem auf Basis einzelner Ölfelder und erläutert, was der Förderrückgang (Decline) bedeutet und warum diese Betrachtungsweise wichtig ist. Damit befasst sich die IEA erstmals öffentlich mit jenem Thema, dass beispielsweise Mikael Höök schon 2009 diskutierte. Auch die Besonderheiten der sehr viel höheren Decline-Raten der Light-Tight-Oil-Förderung (Fracking: Auf zu neuen (Fall-)Höhen?) wird im aktuellen WEO diskutiert und es wird hervorgehoben, dass diese nur durch sich ständig ausweitende Bohraktivitäten ausgeglichen werden können (Red Queen Effekt).
Man könnte sagen, die geologisch-technische Analyse des Peak-Oil-Problems ist damit im Herzen der OECD-Staaten angekommen (die IEA ist ja eine OECD-Organisation). Die IEA sagt: Ohne weitere Investitionen in Ölaufsuchung und Erschließung würde die Tagesförderung von heute ca. 75 Millionen Barrel in 2012 auf nur noch etwa 14 Millionen Barrel in 2035 implodieren. Nur große Investitionssummen können diesem Trend etwas entgegensetzen (was zugleich auf die starke Verbindung zwischen der notwendigen Stabilität des Finanzsystems und des Energieversorgungssystems hinweist).
Es scheint einfach zu sein, die Ölförderung vom heutigen Niveau auf 80 Millionen Fass in 2035 zu bringen (wie es das New Policy Scenario vorsieht), doch zeigen die Decline-Raten der bestehenden Förderung, dass zuerst der Rückgang der bisher beförderten Ölfelder ausgeglichen werden muss, bevor an eine Steigerung überhaupt gedacht werden kann. Dies macht die Dimension deutlich, vor der wir bei der globalen Ölversorgung stehen.
Zugleich verweist der WEO auf das Problem der "stranded assets" (siehe: Unburnable Carbon): Angesichts künftiger Preisunsicherheiten und Unsicherheiten hinsichtlich politischer Regularien könnte es sein, dass künftige Aufsuchungsinvestitionen zu Fehlinvestitionen werden, nämlich dann, wenn die gefundenen Reserven (wegen Klimapolitik) nicht nutzbar sind. Hier stehen sich Klimapolitik und Ressourcenpolitik widerstreitend gegenüber.
Für Europa sieht die Situation unverändert schlecht aus. Von 3,5 Millionen Barrel Tagesförderung in 2012 sollen 2035 nur noch 2 Millionen übrig sein. Wenn der Ölverbrauch auf dem alten Kontinent nicht in gleichem Maße abnimmt, würde die Importabhängigkeit weiter zunehmen. Russland, was der wichtigste Öllieferant für Europa wie für Deutschland ist, ist laut dem WEO nah an dem möglichen Maximalwert von 10,7 Millionen Fass Tagesförderung. Bis 2020 soll dieser Wert beibehaltbar sein - Russland hätte demnach seinen Förderpeak/Förderplateau erreicht. Bis 2025 soll die russische Ölförderung dann auf 10 und bis 2035 auf 9,5 Millionen Barrel Tagesförderung sinken.
Für Europa ist der absehbare Peak des wichtigsten Öllieferanten deshalb problematisch, weil China sich zum weltgrößten Ölimporteur aufschwingt. Bereits heute sichert sich das Riesenreich zunehmend größere Garantien an der künftigen russischen Förderung, was auf eine Konkurrenz zwischen Europa und China um russisches Öl hinausläuft.
Auf dem arabischen Raum ruhen letztlich die Hoffnungen für eine künftige Steigerung der globalen Ölförderung. 7 Millionen Fass, von denen allein 4 Millionen aus irakischem Boden kommen, soll diese Region in 2035 mehr fördern als heute. Saudi Arabien käme weiterhin die Rolle des Swing Producers zu, denn das Land hat laut WEO weiterhin mehr als 2 Millionen Barrel freie Förderkapazitäten, könnte im Fall eines Ausfalls anderer Förderer also relativ schnell mehr fördern. Für die globale Ölversorgung dient das Land also als stabilisierender Puffer - sofern es selbst politisch stabil bleibt und seine Förderung auch nicht, wie 2012 probiert, von außen destabilisiert wird (Saudi Aramco und die Ölbranche erwarten weitere Cyber-Angriffe).
Prinzipiell bleibt die IEA optimistisch hinsichtlich der Weltölversorgung bis 2035. Der Ölpreis soll nur bei 128 US$ in 2035 liegen und könnte sogar auf 80 US$ sinken, wenn eine Menge "Wenns" eintreten: Wenn Iran seine Sanktionen lockern kann, wenn die KeystoneXL-Pipeline zwischen Kanada und den USA kommt, wenn Nigeria, Libyen, Syrien und Sudan nicht so instabil wären, wenn, wenn, wenn...
Allerdings stieg der sogenannte Break Even Oil Price für verschiedene Länder in der Vergangenheit recht flott an: Die OPEC-Staaten brauchen inzwischen durchschnittlich 105 US$ pro Barrel, um ihre Staatshaushalte im Gleichgewicht zu halten und auch wenn Katar nur 58 braucht, so benötigt der Iran hohe 144 US$ pro Barrel. Ein allzu starkes Absinken des Ölpreises würde also nicht nur die Staatshaushalte manches Ölförderlandes in Schwierigkeiten bringen (mit der Gefahr von Finanzkrisen), sondern auch Investitionen in die Ölförderung verringern - mit dem Risiko künftiger Versorgungslücken.
Wo mehr Öl gefördert wird, muss auch mehr Öl raffiniert werden. Zustätzliche Raffinerie-Kapazitäten sieht die IEA vor allem im arabischen Raum und in Asien entstehen. Das bewirkt eine grundsätzliche, global spürbare Verschiebung der Raffineriestrukturen aus den OECD-Ländern in Richtung der Förder- und aufstrebenden Schwellenländer. In Europa, wo bereits Raffinerien geschlossen werden, ist die Situation besonders schwierig, weil der Bedarf an Diesel gegenüber Ottokraftstoffen stark zugenommen hat.
Da die Raffinerie-Prozesse nur begrenzt eine Substitution dieser Produkte zulassen, rechnet die IEA mit einem Anstieg der Diesel-Importe nach Europa, während Ottokraftstoffe stärker exportiert werden. Europa würde demnach zusätzlich zur Rohöl-Importabhängigkeit eine verstärkte Diesel-Importabhängigkeit entwickeln, sofern die Politik nicht gegensteuert, um den Diesel- und Benzin-Absatz (z.B. durch Steueränderungen) am Raffinerie-Output zu orientieren.
Die grundsätzliche Problematik von Peak Oil verändert Fracking nicht
Ohne das Fracking in den USA würden die Welt-Öl-Preise heute bereits ein extrem höheres Niveau zeigen. Allerdings ist die Förderung von Light Tight Oil per Fracking eine US-Spezialität, die nicht ansatzweise in gleichem Maße auf andere Regionen übertragbar ist. Ihren Höhepunkt erreicht diese Fördermethode spätestens Mitte der 2020er, die grundsätzliche Problematik des Peak Oil verändert sie jedoch nach Aussagen der IEA nicht.
Das globale Ölfördermaximum sieht die IEA nicht vor 2035. Mit dem weiteren Anstieg der CO2-Emissionen läuft dies für die IEA auf ein +3,6°C-Treibhaus-Szenario hinaus. Die globalen Subventionen für Erneuerbare Energien kalkuliert die IEA für 2012 auf etwa 100 Milliarden US$, für fossile Energieträger auf 544 Milliarden US$. Für Europa verspannt sich die Situation weiter, denn der Rückgang der europäischen Förderung wird weitergehen und die Importabhängigkeit zunehmen. Insbesondere die Konkurrenz mit China um Öl aus dem ehemaligen sowjetischen Einflussbereich wird größer und vermutlich die europäische Handels- und Außenpolitik stark prägen. Die strategische Ellipse ist und bleibt die wichtigste Region, wenn es um die Weltölversorgung geht.